Модернизации конструкции обратного клапана

Размещено на http://www.allbest.ru/

ВВЕДЕНИЕ

При разработке нефтяных месторождений после фонтанного этапа эксплуатации наступает этап механизированной добычи нефти, осуществляемый с помощью различных типов насосов. Распределение скважин по способам эксплуатации зависит от применяемой технологии разработки месторождений, производительности скважин, а также физико-химических свойств добываемой продукции.

При анализе перспективы развития в России различных способов эксплуатации скважин и причин, определяющих выбор того или иного способа, можно выделить следующие моменты:

1. На разрабатываемых месторождениях распределение фонда скважин будет сохраняться на уровне сложившегося. Некоторое увеличение объемов применения УЭЦН может вызвать более широкое распространение гидроразрыва пласта, позволяющего в 2 - 3 и более раз повысить суточную производительность скважин.

2. На вводимых в разработку новых месторождениях выбор способа эксплуатации будет определяться дебитами вводимых скважин и физико-химическими свойствами нефти. Следует отметить, что повышение качества первичного вскрытия, бурение горизонтальных скважин, а также первоочередное разбуривание и ввод в эксплуатацию высокопродуктивных месторождений будет способствовать увеличению объемов применения УЭЦН.

3. Многие месторождения, открытые еще в Советском Союзе, до настоящего времени не введены в разработку из-за расположения в труднодоступных неосвоенных районах или из-за сложной реологии нефтей. Освоение некоторых новых месторождений требует применения насосного оборудования, в том числе УЭЦН со специальными характеристиками, позволяющими эффективно их использовать в осложненных условиях эксплуатации при откачке сильно коррозионной пластовой жидкости с большим содержанием механических примесей.

Потребность в таком оборудовании будет возрастать и со старением эксплуатируемого фонда скважин, находящихся в поздней стадии разработки.

В нефтяной отрасли России установками погружных центробежных насосов эксплуатируется более 250 тысяч скважин, основная часть которых (около 90 %) оснащена оборудованием российского производства. Изготовлением УЭЦН, их составных частей, комплектующих изделий и специальных материалов занято свыше 30 предприятий России и СНГ.

С появлением рыночных отношений предприятия освободились от жестких рамок прейскурантов и сложной процедуры внесения изменений в конструкцию выпускаемого оборудования. Сегодня на рынке большой выбор Российских УЭЦН с различными характеристиками и конструктивными особенностями.

В результате интенсивно расширяющейся международной торговли увеличиваются объемы использования в России УЭЦН ведущих зарубежных фирм: REDA, Centrilift, ESP, Temtex. В то же время, хотя пока и в небольших объемах, отечественные УЭЦН поставляются и в другие страны.

1 Литературный обзор и патентная проработка

1.1 Погружной центробежный насос

Отечественной промышленностью выпускаются насосы с подачей, (м3/сут.):

- модульные -10;20;30;50;80;125;160;200;250;320;400;500;800;1000;1250;

- немодульные - 40;80;100;130;160;200;250;350;500;700;1000;

следующих напоров, (м):

- модульные - 640;700;740;800;830;900;1000;1400;1700;1800;

- немодульные - 750,950,1050,1150,1250,1350,1450,1550,1750,2000;

В зависимости от диаметра эксплуатационной колонны, максимального поперечного габарита погружного агрегата применяют ЭЦН различных групп - 5; 5а и 6.

Насосы по числу секций бывают:

5 - одно-, двух и трех секционные;

5а - двух-, трех- и четырех секционные;

6 - одно-, двух и трех секционные.

Насос состоит из входного модуля, модуля-секции (модулей-секций), модуля-головки, обратного и спускного клапанов.

Для откачивания пластовой жидкости, содержащей у сетки входного модуля насоса свыше 25 % (по объему) свободного газа, к насосу следует подсоединить насосный модуль-газосепаратор. Газосепаратор устанавливается между входным модулем и модулем-секцией.

Соединение модулей между собой и входного модуля с двигателем - фланцевое. Соединения (кроме соединений входного модуля с двигателем и входного модуля с газосепаратором) уплотняются резиновыми кольцами.

Соединение валов модулей-секций между собой, модуля-секции с валом входного модуля, вала входного модуля с валом гидрозащиты двигателя осуществляется шлицевыми муфтами.

Отечественной промышленностью выпускаются одно- и двухопорные рабочие колеса.

При конструировании погружных насосов для добычи нефти к их ступеням предъявляются особые требования: несмотря на ограниченные размеры, они должны развивать высокие напоры, отличаться простотой сборки, обладать высокой надежностью.

В многоступенчатых погружных насосах принята конструкция ступени с «плавающим», свободно перемещаемся вдоль вала, рабочим колесом, закрепленным лишь при помощи шпонки для восприятия крутящего момента.

Осевое усилие, возникающее в каждом рабочем колесе передается соответствующему направляющему аппарату и воспринимается далее корпусом насоса. Такая конструкция ступени позволяет собрать на очень тонком валу (17-22 мм) большое количество рабочих колес.

Для уменьшения силы трения направляющий аппарат снабжен кольцевым буртиком необходимой высоты и ширины, а рабочее колесо - опорной шайбой (обычно из текстолита). Последняя, являясь еще и своего рода уплотнением, способствует уменьшению перетока жидкости в ступени. Учитывая, что на некоторых режимах работы насоса (например, во время запуска при открытой задвижке, при Нст близком к 0) осевые силы могут быть направлены вверх и колеса могут всплывать, для уменьшения силы трения между верхним диском рабочего колеса и направляющим аппаратом так же применяют промежуточную шайбу из текстолита, но меньшей толщины.

В зависимости от условий работы для изготовления ступеней применяют различные материалы. Обычные рабочие колеса и направляющие аппараты погружных электронасосов изготовляют путем отливки из специального легированного чугуна, с последующей механической обработкой. Состояние поверхностей и геометрия проточных каналов рабочего колеса и направляющего аппарата существенно влияют на характеристику ступеней. С увеличением шероховатости значительно снижается напор и КПД ступеней, поэтому при отливке рабочих органов ЭЦН необходимо добиваться необходимого качества поверхностей проточных каналов. В настоящее время широкое применение находят рабочие органы, изготовленные по технологии порошковой металлургии (Новомет), качество поверхности которых очень высоко. Для увеличения износостойкости рабочих органов в настоящее время применяются рабочие колеса из композиционного материала на основе полиамидных смол, изготовленных по технологии КОМПОЗИТ. Но в наших условиях высоких температур и большого содержания КВЧ изделия, изготовленные по технологии КОМПОЗИТ не зарекомендовали себя с лучшей стороны.

Поскольку втулка каждого рабочего колеса, посаженной на вал вращается в ступице направляющего аппарата, как в подшипнике скольжения, вал насоса обычного исполнения не имеет других специальных опор, за исключением радиального подшипника скольжения сверху и снизу.

Осевые силы, действующие на рабочие колеса не передаются на вал. В этом случае вал насоса испытывает в основном осевое усилие от напора насоса, действующего на площадь поперечного сечения вала и от собственного веса.

Это усилие достигает величины порядка 400 кг и более. Основной опорой вала, воспринимающей осевое усилие, является узел пяты, расположенный в верхней части насоса. Пяту собирают с определенным зазором 1-0,5 мм., который устанавливают после монтажа ступеней в корпусе насоса. Дополнительной опорой вала, воспринимающей часть нагрузок, является узел пяты, расположенный в гидрозащите.

Модуль-головка предназначена для крепления насоса к НКТ, а также для подъема УЭЦН из скважины при полетах. В настоящее время чаще всего применяются ловильные головки только резьбового типа, в отличие от применявшихся ранее фланцевых модуль-головок. Это связано с тем, что основной процент полетов (обрыв установок с последующим уходом на забой) УЭЦН приходился на обрыв по болтам фланцевого соединения ловильной головки с НКТ. В этом сечении УЭЦН скапливается суммарное напряжение от вибрации всей установки. Ловильная головка состоит из корпуса, с одной стороны которого имеется внутренняя коническая резьба для подсоединения обратного клапана (НКТ), с другой стороны - цилиндрическая резьба для подсоединения к модулю-секции, двух ребер и резинового кольца.

Модуль-секция состоит из корпуса, вала, пакета ступеней (рабочих колес и направляющих аппаратов), верхнего подшипника, нижнего подшипника, верхней осевой опоры, головки, основания, двух ребер и резиновых колец. Соединение модулей-секций между собой, а также резьбовые соединения и зазор между корпусом и пакетом ступеней герметизируется резиновыми кольцами.

Ребра предназначены для защиты плоского кабеля с муфтой от механических повреждений о стенку обсадной колонны при спуске и подъеме насосного агрегата.

Входной модуль состоит из основания с отверстиями для прохода пластовой жидкости, подшипниковых втулок и сетки, вала с защитными втулками и шлицевой муфты для соединения вала модуля с валом гидрозащиты.

При помощи шпилек модуль верхним концом подсоединяется к модулю-секции. Нижний конец входного модуля присоединяется к гидрозащите двигателя.

Установки, предназначенные для откачки жидкости с повышенным содержанием газа, комплектуются модулями насосными - газосепараторами.

Газосепараторы предназначены для уменьшения объемного содержания свободного газа в откачиваемой пластовой жидкости на входе в погружные насосы УЭЦН.

скважинный центробежный электронасос клапан

1.1.1 Погружные электродвигатели

Погружные двигатели состоят из электродвигателя и гидрозащиты.

Двигатели трехфазные асинхронные короткозамкнутые двухполюсные погружные унифицированной серии ПЭД в нормальном и коррозионно-стойком исполнении, климатического исполнения В, категории размещения 5 работают от сети переменного тока частотой 50Гц и используются в качестве привода погружных центробежных насосов в модульном исполнении для откачки пластовой жидкости из нефтяных скважин.

Двигатели предназначены для работы в среде пластовой жидкости (смесь нефти и попутной воды в любых пропорциях) с температурой до 110°С, содержащей:

- механические примеси с относительной твердостью частиц не более 5 баллов по шкале Мооса - не более 0,5 г/л,

- сероводород: для нормального исполнения - не более 0,01 г/л; для коррозионно-стойкого исполнения - не более 1,25 г/л;

- свободный газ (по объему) - не более 50 %.

Пуск, управление работой двигателя и его защита при аварийных режимах осуществляются специальными комплектными устройствами.

Электродвигатели заполняются маслом МА-ПЭД с пробивным напряжением 30 кВ.

Отечественные производители выпускают двигатели одно-, двух-, трех секционные мощностью от 16 до 360 кВт ).

Электродвигатель состоит из статора, ротора, головки с токовводом, корпуса.

Статор выполнен из трубы, в которую запрессован магнитопровод, изготовленный из листовой электротехнической стали.

Обмотка статора - однослойная протяжная катушечная. Фазы обмотки соединены в звезду.

Расточка статора в зависимости от диаметра корпуса двигателя имеет следующие размеры:

Диаметр корпуса двигателя, мм. 103 117 124 130

Диаметр расточки статора, мм. 50 60 64 68

Ротор короткозамкнутый, многосекционный. В состав ротора входят вал, сердечники, втулка, радиальные опоры (подшипники скольжения). Вал пустотелый, изготовлен из высокопрочной стали со специальной отделкой поверхности. Сердечники выполнены из листовой электротехнической стали.

Втулка служит для смещения радиальных подшипников ротора при ремонте электродвигателя.

Головка представляет собой сборную единицу, монтируемую в верхней части электродвигателя (над статором). В головке расположен узел упорного подшипника, состоящий из пяты и подпятника, крайние радиальные подшипники ротора, узел токоввода (для несекционных электродвигателей) или узел электрического соединения электродвигателей (для секционных электродвигателей)

В корпусе, находящемся в нижней части электродвигателя (под статором), расположены радиальный подшипник ротора и пробки. Через отверстия под пробку проводят закачку и слив масла в электродвигатель. В этом корпусе электродвигателей имеется фильтр для очистки масла.

Гидрозащита предназначена для защиты погружных маслонаполненных электродвигателей от проникновения пластовой жидкости в их внутреннюю полость, компенсации утечки масла и его остановках. Двигатели комплектуются гидрозащитой типа Г и П.

Гидрозащита типа Г состоит из двух сборочных единиц: протектора, который устанавливается между двигателем и насосом, и компенсатора, расположенного в нижней части двигателя.

Протектор гидрозащиты типа Г состоит из головки, верхнего, среднего и нижнего ниппелей, нижнего корпуса и основания, последовательно соединенных между собой резьбой.

Основные составные части протектора типа П: вал, торцовые уплотнения, корпуса, камеры, связанные гидравлически между собой последовательно с помощью отверстий, выполненных во фланцах в месте установки торцевых уплотнений. Внутренние полости диафрагм заполнены маслом.

1.2 Краткий обзор зарубежных схем и конструкций

Внешне погружные центробежные насосы зарубежных фирм как будто бы не отличаются от насосов отечественного производства и в то же время имеют существенные конструктивные отличия.

Насосы фирмы «РЭДА памп» отличаются от отечественных насосов и насосов других фирм по конструктивному исполнению отдельных деталей, техническим параметрам и решением некоторых вопросов устройства агрегата.

Прежде всего, следует отметить, что насосы этой фирмы в отличие от других имеют левое направление вращения вала, если смотреть сверху вниз. Это отличие не следует считать существенным недостатком, требующим в местах резьбовых соединений корпуса с основанием и головкой насоса, кроме пайки стыков, применять приваренные пластины от саморазвинчивания резьб. Расположение плоского кабеля между тонкими (2,0…2,5мм) пластинами на корпусе насоса и двигателя не увеличивает диаметр погружного агрегата.

Фирма «РЭДА памп» выпускает насосы с пятой в верхней части вала и плавающими рабочими колесами аналогично отечественным насосам. Однако она предпочитает вместо пяты в насосах часть рабочих колес (до 40%) строго фиксировать в осевом положении на валу с помощью упоров, закрепленных в выточках на валу насоса. Таким образом, верхняя часть рабочих колес удерживается от осевого перемещения, образуя многорядную пяту, у которой каждая опорная поверхность рабочего колеса ложится на соответствующую опорную поверхность направляющего аппарата. Направляющие аппараты закреплены в корпусе неподвижно.

Нижняя часть рабочих колес не закреплена от продольных перемещений. Обычно такие колеса называют плавающими, так как при определенном режиме работы они могут всплыть, отрываясь от опорной поверхности направляющего аппарата. Как распертые, так и плавающие рабочие колеса надеты на вал посредством шпонки, удерживающей их от радиального смещения на валу.

Практически все фирмы, в том числе и «РЭДА памп», применяют рабочие колеса как с одной осевой опорой, так и с двумя опорами.

В отличие от одноопорной конструкции ступени двух опорная ступень, кроме основной опоры, опирающейся на бурт направляющего аппарата, имеет вторую опору, опирающуюся на втулку направляющего аппарата. Таким образом, общая площадь опоры увеличивается, а удельная нагрузка на опору уменьшается, следовательно, снижается износ и увеличивается долговечность.

Двух опорная ступень позволяет вводить в работу опоры поочередно, за счет толщины опорных шайб или соответствующих осевых размеров буртов.

В конструктивном отношении двух опорная ступень отличается тем, что втулка направляющего аппарата удлинена, а площадь ее торца увеличена.

Валы насосов, как правило, изготовляют из сплава «К-Монель», а рабочие колеса и направляющие аппараты - из материала «нирезист» и «райтон» или специального сплава, что обеспечивает оптимальные эксплуатационные качества при работе в скважинах с коррозионными или абразивными средами. Насосы фирмы «РЭДА памп» рассчитаны на работу при содержании газа на приеме до 40 %. Содержание мехпримесей в жидкости допускается до 0.5 г/л, а сероводорода - до 3.5 %.

Насосы изготовляют для эксплуатации при различных температурах окружающей среды, с повышенной коррозионно-стойкостью, которая достигается за счет специального покрытия корпуса агрегатов и изготовления многих деталей, в том числе брони кабеля, из сплава «К-Монель» :

Конструкция насоса фирмы «Центрилифт» принципиально отличается от насосов других фирм.

Например, вал насоса фирмы «Центрилифт-Хьюз» не имеет пяты ни в односекционном, ни в многосекционном насосе. Осевая сила, действующая на торец вала в результате развиваемого насосом давления и веса самого вала, воспринимается пятой, расположенной в протекторе.

В секционных насосах валы стыкуются, упираясь друг в друга, и образуют как бы единый вал большой длины. Размещение осевой опоры насоса в протекторе имеет определенный смысл, так как пята в этом случае работает в чистом масле. Следовательно, надежность и долговечность ее должны быть больше, чем пяты, работающей непосредственно в пластовой жидкости. Кроме того, такая пята может воспринимать повышенную нагрузку. Однако при расположении осевой опоры внизу вала возникают трудности другого порядка.

В насосах фирмы «Центрилифт» длина вала из 3 - 4-х секций может достигать 25 - 30м. Чтобы предать устойчивость валу во время работы, фирма «Центрилифт» воспользовалась изобретением ОКБ БН и применила промежуточные резинометаллические подшипники, устанавливая их через шесть ступеней. В отличие от конструкции ОКБ БН фирма «Центрилифт» устанавливает резинометаллические подшипники-втулки не вместо соответствующих ступеней, а непосредственно в направляющих аппаратах.

Фирма «Ойл дайнамикс» выпускает насосы двух габаритов: для скважин с обсадными колоннами 5.5 дюйма (139.7 мм) и 7 дюймов (177. 3мм).

Насосы «Ойл дайнамикс» не отличаются новизной. Ступени двух опорного типа с плавающими рабочими колесами, как и у насосов других фирм, отливаются из специального чугуна. Валы всех секций не имеют своей пяты и, упираясь друг в друга образуют один длинный вал, упирающийся в пяту, расположенную в протекторе. Валы соединяются один с другим с помощью эвольвентного зацепления. Валы верхней и средней секций отличаются от нижнего тем, что в нижней части вала шлицевого соединения имеется большая втулка с наружным эвольвентным зацеплением, приваренная к валу.

Вал, длиной более 24 м имеет только одну осевую опору в нижней части и подвергается продольному изгибу. Радиальные силы от продольного изгиба воспринимаются втулками рабочих колес, вращающихся в направляющих аппаратах. В каждой двенадцатой ступени размещены бронзовые втулки.

1.3 Наземное оборудование

Кабельная линия.

Предназначена для обеспечения передачи электроэнергии к электродвигателю погружных установок ЭЦН для добычи нефти.

Таблица 1.1 - Технические условия кабельных линий

Марка кабеля	Номинальная толщина изоляции, мм.	Номинальная толщина оболочки, мм.	Масса 1 погонного м, кг.	Масса меди в кабеле 1 погонного м, кг.	Мах. наружные размеры, мм.
КПБК3*10	1,5	1,5	0,735	0,260	29,0
КПБК3*16	1,5	1,5	1,124	0,406	32,0
КПБП3*10 с тканью / без ткани	1,5/2,0	1,5 /1,1	0,880	0,255	13,6*33,8
КПБП3*16 -«»-	1,5 /2,0	1,5/1,1	1,088	0,417	15,*37,4

С поверхности до погружного агрегата подводят питающий, полиэтиленовый (изоляция в один или два слоя), бронированный (эластичная стальная оцинкованная лента) круглый кабель (типа КПБК), а в пределах погружного агрегата - плоский (типа КПБП). Переход от круглого кабеля к плоскому сращивается горячим способом в пресс-формах. Строительная длина кабеля составляет 800-1800 м. Кабеля берут из расчета на максимальную глубину подвески агрегата, а излишек оставляется на кабельном.

Станция управления.

Станция управления (СУ) и комплектное устройство, автоматизация скважин. Станция управления обеспечивает включение и отключение установки, само запуск после появления исчезнувшего напряжения и аварийное отключение (перегрузки, короткое замыкание, колебания давления, отсутствие притока в насос и т.д.)

Станция управления типа ШГС - 5805 предназначена для управления УЭЦН с электродвигателем мощностью до 2000 кВт. Они имеют ручное и автоматическое управление, управление с диспетчерского пункта, работают по программе. Наряду со станцией управления автоматизация скважины, оборудованной УЭЦН, предусматривает применение разгруженного отсекателя манифольдного типа РОМ - 1.

Трансформаторы.

Трансформаторы ТМПН повышают напряжение подачи электроэнергии от напряжения промысловой сети (380 В ) до напряжения питающего тока в ПЭД - 350 - 6000 В с учетом потерь напряжения в кабеле.

В настоящее время используются силовые с масляным охлаждением трансформаторы типов ТМП и ТМПН и специальные комплектные трансформаторные подстанции типов КТП и КТППН. Они предназначены для установки на открытом воздухе.

Характеристика наземного оборудования (НО).

- Номинальное напряжение питания: 380В, 50+1Гц.

- Диапазон отклонения питающего напряжения от номинального значения:

от -25% до +20%.

- Номинальный ток, не более 250А.

- Напряжение вторичной силовой цепи, не более 2300 В. Номинальный ток вторичной силовой цепи, не более 60 А.

- Мощность подключаемого электродвигателя, не более 160 кВт.

- Ток отключения 3,75 кА.

- Температурный диапазон -600 С +600 С.

- Степень защиты IP43.- Коммутационный аппарат - вакуумный контактор.

- Схема управления коммутационным аппаратом - контроллер с программируемым микропроцессором.

- Схема соединения трансформаторов тока - полная звезда.

1.3.1 Вспомогательное оборудование и инструмент

Для монтажа, демонтажа, а также спуска и подъема погружных центробежных электронасосов применяются специальное вспомогательное оборудование и различный инструмент.

Кабельный ролик: применяется во время спуско-подъемных операций на скважине. Он подвешивается в удобном месте на пояске вышки или мачты на высоте 4-5 м так, чтобы кабель, проходя по ролику был направлен к устью скважины. Диаметр ролика, равный 810мм, определен из условий возможного изгиба кабеля.

Кабель любого диаметра свободно без заеданий по ручью ролика при ширине его 50мм.

Пьедестал: предотвращает повреждение кабеля при трении его об угол обсадной колонны при спуско-подъемных операциях. Пьедестал своим нижним фланцем крепится к колонному фланцу, а верхний фланец служит для установки на него трубного элеватора. В корпусе пьедестала сделан боковой вырез, в нижней части которого установлен ролик. Кабель, проходя через прорезь подставки, ложится на ролик, не касаясь края обсадной колонны и внутреннего края фланца.

Кабеленаматыватель двухбарабанный: (рисунок 1.2) предназначен для перевозки и механизированной перемотки нефтепромыслового кабеля, используемого при спускоподъ-емных операциях, связанных с ремонтом скважин, эксплуатируемых с помощью погружных центробежных насосных установок (УЭЦН). Кроме того, Кабеленаматыватель может быть использован для перемотки ремонтируемого кабеля на кабельных базах нефтепромыслов.



Рисунок 1.1 Кабеленаматыватель двухбарабанный

Элеватор: (рисунок 1.2) используется при монтаже погружного агрегата для подвешивания в скважине закрепленного в нем электродвигателя. Благодаря этому протектор можно присоединить к электродвигателю вертикально.



1 - серьга; 2 - корпус; 3 - захват; 4 - замок пальцевый; 5 - направляющие; 6 - палец замка; 7 - водило; 8 - коромысло; 9 - рычаг-фиксатор; 10, 11 - пружина; 12, 13 - пальцы

Рисунок 1.2 - Элеватор ЭТА

Клямсы: На расстоянии 250-300 мм выше и ниже каждой муфты НКТ и каждого сростка кабель крепится стальными поясами (клямсами). Не допускается при этом слабина кабеля внутри скважины. Клямсы затягиваются до момента начальной деформации брони. Пряжка клямсы располагается в свободном пространстве между НКТ и кабелем, но ни в коем случае не на поверхности кабеля, загнутый конец плотно прижимается к пряжке.

Технические условия на пояс УЭЦН:

Материал листа Б - ПН-0-1,01 ГОСТ 19904-74 5 - Ш-Г-08КП ГОСТ 155-23-79

Толщина ленты - 1 мм. Длина ленты - 340 мм. Ширина ленты - 30 мм.

Габаритные размеры: Длина с пряжкой НКТ 2-350+3 мм. НКТ 2,5-390+5 мм.

Максимальная ширина по пряжке: НКТ 2-50 мм. НКТ 2,5-50 мм.

Пружинный протектор: предназначен для крепления на муфтовых соединениях колонны НКТ кабеля электропитания погружных насосов и защиты его от механических повреждений при производстве спуско-подъемных операций.

1.4 Недостатки существующих клапанов и причины отказов УЭЦН

В 2003 году ООО «ЮганскЭПУсервис» обслуживало механизированный фонд скважин с УЭЦН на следующих объектах:

- НГДУ «Юганскнефть»

- НП «ЮС» - Южно-Сургутское месторождение

В 2003 году сохранилась тенденция в сторону увеличения объемов добычи нефти на уже существующем фонде скважин, что обусловило увеличение глубин спуска оборудования, мощности установок ЭЦН и общее ухудшение условий эксплуатации погружного оборудования. Снижение межремонтного периода скважин с УЭЦН повлекло увеличение нагрузки на основные подразделения ООО «ЮганскЭПУсервис», что выражено в количестве ремонтных и монтажных работ.

Информация о работе с фондом скважин (монтажи, запуски, остановки, демонтажи, оборудованный и рабочий фонд скважин с УЭЦН) приведена в (прил. 1). Судя по данным, приведенным в таблицах, в 2003 г имеет место увеличение среднемесячных объемов монтажей на 25,1% (с 263 до 329), демонтажей на 25% (от 248 до 310). При этом фонд скважин оборудованных УЭЦН вырос на 5,9 % (с 3368 до 3566), а скважин находящихся в работе на 2,4% (от 2216 до 2270). Коэффициент использования смотри (прил. 3) скважин оборудованных УЭЦН за 2001 г. в среднем составил:

- НГДУ «ЮН» - 59,6 %

- НП «ЮС» - 63,4 %

Динамика изменения фонда в графическом виде приведена (прил. 2).

Основные показатели, характеризующие работу фонда скважин оборудованных УЭЦН в НГДУ «ЮН», НП «ЮС» сведены в таблицу «Информация о работе УЭЦН за 2002 г.» (прил. 3).

Информация об остановках и демонтажах с разбивкой по интервалам наработки представлена в таблице приведенной в (прил. 4). Анализ динамики демонтажей УЭЦН показывает, что число повторных и затянувшихся ремонтов скважин в 2002 г по НГДУ «ЮН» увеличилось с 93 до 122 случаев, по НП «ЮС» с 21 до 24.

Анализ причин повторных и затянувшихся ремонтов приведенный ниже, говорит о снижении технологической дисциплины в бригадах ПКРС, а также серьезных отступлениях от положений технологического регламента по работе с УЭЦН. Учитывая общий рост объемов ремонта скважин по НГДУ, данная причина остается достаточно распространенной. Основной причиной повторных ремонтов скважин являются механическое повреждение кабеля при спускоподъемных операциях, не герметичность колонны НКТ, некачественный вывод на режим.

Основные причины отказов УЭЦН с наработкой до 180 суток в 2003 году по сравнению с 2002 годом практически не изменились.

Анализ данных по динамике основных причин отказов в НГДУ «ЮН» говорит об уменьшении процента отказов, связанных с отложениями солей на рабочих органах насосов с 22,3 % до 14 % и с некачественной эксплуатацией скважин (с 7,7 % до 4,7 %). Однако в целом, сохранилась тенденция к увеличению количества отказов, связанных с повышенным содержанием мех примесей в пластовой жидкости с 16,2 % до 23,6 %, скрытого дефекта кабельных линий с 6,7 % до 9,1 %, недостаточным притоком с 3,4 % до 9,1 %. Кроме того, в этом году 6,5 % (36 случаев) отказов связанно с повышенной температурой пласта, что связано с увеличением глубины спуска до значений >2800м.

Динамика основных причин отказов в НП «ЮС» говорит о заметном возрастании процента отказов связанных с повышенным содержанием мех. примесей (с 17,2% до 27,3 %) и солеотложениями (с 25,3% до 43,6 %).

Большое количество отказов по причине недостаточного притока, связано с ошибками при определении продуктивности скважины при проведении интенсификации добычи нефти, неточностью исходных данных для подбора УЭЦН, а также повышенным риском отказов установки при форсированном отборе жидкости. Увеличение производительности и напора УЭЦН сопровождается снижением забойного давления, и как следствие интенсивным выносом мех примесей из пласта и повышенным солеотложением на рабочих органах. Как и в предыдущие периоды нередки случаи заклинивания УЭЦН. Как правило, это обусловлено сильным выносом «проппанта» при первичном освоении скважины после ГРП.

Подавляющее большинство всех отказов до 180 суток произошли по вине НГДУ -73,6 %. Далее распределение отказов по виновникам (прил. 5) выглядит следующим образом:

-по вине смежников - 14,8 %;

-по вине завода-изготовителя - 2,2 %;

-по вине базы - 0,9 %;

-без виновника - 8,5 % .

Результаты расследования причин отказов УЭЦН с наработкой до 180 суток, утвержденные на ежемесячных совещаниях «День качества» приведены в (прил. 6).

Основные причины затянувшихся ремонтов в 2003 году

- по НГДУ «ЮН»: механическое повреждение кабеля (58,9 %), скрытый дефект в теле кабеля (15,5 %). По вине ООО «ЮганскЭПУсервис» в НГДУ «ЮН» за 2003 год произошло 2 затянувшихся ремонта скважин (в прошлом году их было 12), общее же количество увеличилось незначительно - на 9,4 %.

- по НП «ЮС»: механическое повреждение кабеля и скрытый дефект в теле кабеля (по 30,8 %).

Основные причины повторных ремонтов в 2003 году:

- по НГДУ «ЮН»: не герметичность НКТ (21,9 %), повышенное содержание КВЧ (14,1 %), механическое повреждение кабеля (6,3 %).

- по НП «ЮС»: механическое повреждение кабеля (18,2 %).

Основные причины преждевременных отказов (наработка от 2 до 30 суток) УЭЦН в 2003 году:

- по НГДУ «ЮН»: отложение солей на рабочих органах ЭЦН (16,7 %), повышенное содержание мех примесей (16,1 %), недостаточный приток (13,5%), не герметичность НКТ (7,1 %).

- по НП «ЮС»: повышенное содержание КВЧ (32,1%),солеотложения (28,6 %).

Основные причины отказов установок с наработкой от 30 до 180 суток в 2003 году:

- по НГДУ «ЮН»: повышенное содержание мех примесей (34,9%), солеотложения (18,2), недостаточный приток (9,5%), повышенная температура пласта (9,1 %).

- по НП «ЮС»: солеотложения (56,6%), повышенное содержание КВЧ (31 %),.

В таблицах «Простои за 2002год» представлена информация о простоях бригад ремонта скважин по вине «ЮганскЭПУсервис». В 2003 г. количество простоев по НГДУ «ЮН» увеличилось до 1517 часов (по сравнению с 2002 г. - 482 часов простоев). Следует отметить, что основная часть простоев, выставленных ООО «ЮганскЭПУсервис» (1481 часов) не обоснована и обусловлена превышением договорного количества заявок на М/Д, дефицитом погружного оборудования (в основном кабеля) и недостаточным количеством и надежностью (старение парка) спец. транспорта (АТЭ).

Сравнительная таблица «полетов» за 2000 - 2003 гг. приведенная в Приложении 8 содержит информацию о местах обрыва погружного оборудования с приведением количественных данных. В 2003 г. число полетов по НГДУ «ЮН» и НП «ЮС» (в сумме) уменьшилось до 43 по сравнению с прошлым годом (52 случая). Основная доля полетов приходится на случаи расчленения между секциями ЭЦН (16 в НГДУ «ЮН» и 4 - в НП «ЮС») и по НКТ (13 случаев в НГДУ «ЮН» и 6 - в НП «ЮС»).

Анализ данных приведенных в таблице «МРП за скользящий год по ООО «ЮганскЭПУсервис», показывает, что в 2003 году в НГДУ «ЮН» наблюдались незначительные изменения среднего показателя МРП. Так на Асомкинском месторождении произошло снижение среднего показателя МРП по сравнению с 2002 годом (с 232 до 172 суток). Снижение отмечается так же - на и Южно-Сургутском месторождении (с776 до 702). Средний показатель МРП скважин оборудованных УЭЦН по НГДУ «ЮН» по сравнению с 2002 годом упал на 80 суток и составил 419 суток, по НП «ЮС» - упал на 120 суток (с 706 до 576).

Главной причиной снижения МРП является ухудшение условий эксплуатации УЭЦН вызванное увеличением отбора жидкости.

В целом для повышения МРП скважин в 2003 г. в ООО «ЮганскЭПУсервис» проводились следующие работы:

- совместная с НГДУ разработка технологических инструкций по выводу УЭЦН на режим;

- внедрение термостойких марок кабеля и кабельных удлинителей;

- применение параметрических двигателей типа ПРЭД.

Отрицательными факторами, сдерживавшими в 2003 г. рост межремонтного периода скважин с УЭЦН, являются:

- низкое качество подготовки скважин к спуску УЭЦН;

- предоставление недостоверных данных, о параметрах работы скважин, используемых при расчёте подбора УЭЦН;

- подбор УЭЦН по программе «Интенсификации» осуществляется без учёта осложняющих факторов;

- нарушение технологии спускоподъемных операций с УЭЦН;

- недостаточная техническая вооружённость бригад ПКРС (отсутствие утеплённых автовымоток и оборудования для утепления устья, подъёмников с достаточной высотой подъёма двухсекционных ПЭД);

- нарушение технологического регламента по эксплуатации и выводу скважин на режим;

- недостаточный контроль над выводом и эксплуатацией скважин с УЭЦН

- недостаточная, для качественного вывода на режим и качественной эксплуатации скважин, техническая вооруженность цехов добычи;

- повышенное содержание механических примесей в откачиваемой жидкости;

- работы при низких температурах;

- увеличение выхода из строя установок по причине недостаточного притока, связанного с изменением пластовых условий из-за форсированного отбора пластовой жидкости из скважины.

Для обеспечения роста МРП в 2003 году необходимо проведение следующих работ:

- ужесточить требования по соблюдению положений технологического регламента и других руководящих документов по работе с УЭЦН;

- обновление, разработка и внедрение тех. документации (техпроцессы, формы актов, регламенты и т.д.);

- внедрение диагностики ЭЦН с малой наработкой;

- оснащение кустов замерными устройствами для предотвращения бесконтрольного вывода скважин на режим

- продолжение использования износостойких деталей производства «Новомет»;

- применение синтетического или полусинтетического масла в ПЭД (масло «REDA», МДПН);

- продолжение внедрения погружных электродвигателей ПРЭД и РППЭД-Я;

- поиск, испытание и внедрение новых типов наземного оборудования;

- обеспечение достаточного финансирования закупок погружного оборудования и запасных частей к нему;

- приобретение технологии изготовления термостойких удлинителей с металлической муфтой;

- повышение качества вывода на режим и эксплуатации УЭЦН службами НГДУ;

- повышение качества подготовки скважин к ремонту и эксплуатации.

- первый раз после ГРП производить спуск только малодебитных установок (не более 80 м3) с целью плавного освоения скважины и предотвращения выноса проппанта. Выбор типоразмера следующей установки производить на основе результатов исследования скважины с установкой «жертвой»;

- к монтажам высокодебитных и импортных УЭЦН допускать только аттестованные бригады;

- ужесточить контроль скорости спуска высокодебитных УЭЦН (0,25 м/с).

- монтажи высокодебитных установок с двухсекционными двигателями с не утепленным устьем производить при температуре воздуха не ниже 25 0С.

1.5 Обратный клапан

Целью нашей специальной части дипломного проекта является увеличение МРП УЭЦН методом модернизации конструкции обратного клапана. Поэтому рассмотрим конструкцию применяемого обратного клапана и конструкцию предлагаемого обратного клапана.

Центробежный насос легче всего запускается при нулевой подаче (при закрытой задвижке). Из характеристик погружных насосов видно, что насос потребляет наименьшую мощность при нулевой подаче и максимальном напоре. При максимальной подаче и нулевом напоре насос потребляет максимальную мощность, которая, как правило, на 20 - 40 % превышает номинальную. В обычных стационарных центробежных насосах можно регулировать подачу и напор при запуске задвижкой, расположенной непосредственно у насоса на нагнетательном патрубке. В погружном центробежном электронасосе задвижка расположена на устье скважины и отстоит от насоса на несколько сотен метров. В этих условиях невозможно облегчить запуск насоса простым закрытием задвижки ввиду наличия в колонне НКТ воздуха или газа, способного к сжатию (в отличие от жидкости). После включения агрегата, насос станет работать в режиме максимальной подачи и не будет создавать максимального напора, вследствие сжатия газа (воздуха) в пространстве между насосом и задвижкой, а двигатель будет сильно перегружен. В зависимости от подачи насоса, диаметра НКТ и начального уровня жидкости, заполнение жидкостью может продолжаться довольно долго. Длительная работа двигателя с большой перегрузкой может повлечь за собой перегрев и выход его из строя. Для облегчения запуска погружных установок применяют обратный клапан, расположенный между насосом и колонной труб (на третьей трубе, считая от ловильной головки насоса). При наличии обратного клапана можно после спуска агрегата в скважину производить заливку НКТ жидкостью перед пуском и удерживать жидкость в трубах при последующих остановках насоса. Жидкость, находящаяся в колонне труб, значительно облегчает запуск насоса. Если закрыть задвижку на устье скважины, то перегрузка двигателя во время пуска будет сведена к минимуму.

Наличие обратного клапана усложняет подъем установки из скважины, жидкость удерживаемая клапаном при подъеме и развинчивании труб будет выливаться на мостки, к тому же присутствие жидкости существенно увеличивает вес поднимаемой колонны. Для устранения этого применяют сливной клапан, устанавливаемый выше обратного (на следующей трубе). Он представляет собой патрубок, напоминающий соединительную муфту, с двусторонней внутренней конусной резьбой, соответствующей определённому размеру насосных труб. В средней не нарезанной части патрубка имеется отверстие с резьбой, в которое ввинчивают штуцер. Сам штуцер изготовлен из бронзы. С одного конца штуцера просверлено отверстие диаметром 5-8 мм на глубину 30 мм, переходящее у торца в гнездо под шестигранный ключ для ввинчивания штуцера в патрубок. На наружной поверхности в месте сверления штуцер имеет кольцевой надрез, перекрытый резиновым предохранительным кольцом. Для уплотнения штуцера в отверстии патрубка установлено резиновое кольцо, способное выдерживать большие перепады давления.

Перед тем, как приступить к подъёму погружного электронасоса из скважины, в насосные трубы сбрасывают металлический стержень. Последний, свободно падая в трубах, ударяется о выступающий внутрь труб удлинённый конец штуцера и отламывает его по линии надреза, открывая отверстие для слива жидкости из насосных труб.

1-корпус; 2-пробка транспортировочная; 3-кольцо Б65; 4-втулка направляющая; 5-прокладка; 6-втулка; 7-тарелка; 8-седло; 9-крышка транспортировочная

Рисунок 1.3 Обратный клапан

1.6 Патентная проработка

Проанализировав авторские свидетельства и патенты [1;6;7;16;17;18] видно, что наиболее близкими являются следующие изобретения:

Известно изобретение А.Ф. Абрамова и др. [1], которое относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для удержания столба жидкости от перетока из колонны НКТ и нефтепровода обратно в скважину после остановки погружных насосов.

Указанная цель достигается за счет оптимальной скорости движения в жидкой или газовой среде скважинного клапана. Полый цилиндр расположен в полости ствола и имеет поплавок и экран. Последний выполнен в виде шарнирно связанных своей средней частью со стенкой цилиндра лепестками, причем верхние части лепестков размещены в полости цилиндра, а нижние на его наружной поверхности с возможностью перекрытия в рабочем положении сечения скважины; поплавок расположен в исходном положении в полости цилиндра под лепестками с возможностью взаимодействия с верхними частями последних при осевом перемещении поплавка для изменения рабочего сечения экрана, при этом в нижней части полого цилиндра выполнено осевое отверстие.

Изобретение Ю.Г. Вагапова и др. [6] относится к насосостроению и может найти применение в погружных электроцентробежных насосах, предназначенных, например, для добычи нефти из скважин.

Цель изобретения - обеспечение возможности обратной прокачки жидкости через насос и измерения давления на приеме насоса.

Указанная цель достигается тем, что насос дополнительно содержит муфту, закрепленную над обратным клапаном, в которой размещен специальный груз со штоком в нижней части, проходящим через отверстие седла клапана, причем груз имеет сквозное отверстие.

Изобретение С.А. Войтко и др. [7] относится к области машиностроения и может быть использовано в конструкциях насосных установок, предназначенных для откачки жидкости с механическими примесями из скважин.

Цель изобретения - в повышении надежности и уменьшение габаритов установки.

Поставленная цель достигается тем, что в скважинной насосной установке, содержащей установленный на колонне НКТ насос; размещенный на выходе из последнего пескоотстойник, снабженный в нижней части нормально открытым клапаном, и обводной трубой, нижний конец которой непосредственно сообщен с выходом насоса, а верхний - через обратный клапан - с полостью колонны труб. Обводная труба расположена внутри пескоотстойника, а нормально открытый клапан выполнен полу пружиненным и имеет внутреннюю полость, утопленную относительно полости колонных труб и гидравлически связанную с выходом.

Авторское свидетельство М.М. Трусова и др. [17] относится к гидромашиностроению и может быть использовано в конструкциях скважинных насосных установок, предназначенных для откачивания сред, содержащих механические примеси.

Цель изобретения - уменьшение габаритов и металлоемкости установки, а также повышение степени очистки перекачиваемой среды.

Поставленная цель достигается тем, что в скважинной насосной установке, содержащей: центробежный насос; размещенный под ним электродвигатель; установленный на выходе насоса гидроэлеватор с наружным кожухом и камерой смещения и деформируемый пакер, расположенный выше гидроэлеватора. В наружном кожухе гидроэлеватора выполнены отверстия, и его камера смещения сообщена с областью всасывания насоса посредством вышеупомянутых отверстий, а электродвигатель снабжен спиральной направляющей на его наружной поверхности.

Изобретение Л.А. Чернобай и др. [16] относится к гидромашиностроению, более конкретно к конструкциям насосных установок для подъема минерализованных жидкостей, например, обводненной нефти из скважины.

Цель изобретения - повышение долговечности при использовании агрегата для перекачивания обводненной нефти.

Поставленная цель достигается тем, что в погружном центробежном агрегате излучатель снабжен расположенным по обе стороны от него кольцевыми камерами, сообщенными отверстиями.

Известно изобретение О.М. Юсупова и др., которое относится к гидромашиностроению и может быть использовано при эксплуатации центробежных насосов для подъема жидкости из скважины.

Цель изобретения - упрощение запуска.

Указанная цель достигается тем, что согласно способу запуска центробежного насоса, откачивающего газированную жидкость и установленного в скважине на колонне подъемных труб, подключенной в верхней части к выкидной линии и затрубному пространству скважины, включающему создание положительной разности давлений на входе и выходе насоса, раскрутку ротора последнего в турбинном режиме жидкостью, перетекающей из затрубного пространства в колонну подъемных труб под действием созданной разности давлений, и включение электродвигателя насоса, предварительно отключают колонну труб от выкидной линии и затрубного пространства, а создание положительной разности давлений осуществляют путем выпуска газа на верхней части колонны труб.

Свой выбор остановились на клапанном механизме скважинного насоса Строева А.В. [18] Нефтемаш, «ЭЛКАМ»., 1998г.

1.7 Краткая характеристика модернизированного обратного клапана

Клапанный механизм скважинного погружного насоса предназначен для надежного удерживания столба жидкости от перетока из колонны НКТ и нефтепровода обратно в скважину после остановки центробежного, диафрагменного и других типов погружных насосов.

Представляет собой стальной цилиндрический корпус, на концах которого выполнена резьба для монтажа клапанного механизма в колонну НКТ по принципу « ниппель- ниппель» «муфта- ниппель». Внутри корпуса размещены клапанная пара «седло- шарик», тарированная пружина, центратор и втулка. Специальные продольные пазы во втулке и выточки в корпусе образуют лабиринтные каналы для тока жидкости. Все внутренние элементы клапана фиксируются в корпусе наконечниками нижним и верхним, в которых также выполнены отверстия для тока жидкости.

Принцип работы:

При подъеме жидкости из скважины работающим насосом жидкость поступает в клапанный механизм через наконечник нижний, входит во внутреннюю полость через отверстия в верхнем наконечнике в верхнюю часть колонны НКТ. Расчетные параметры отверстий в наконечниках, седла клапанной пары и сечений внутреннего лабиринта обеспечивает скорость жидкости, предотвращающую оседание механических примесей внутри механизма.

При остановке насоса давлением столба жидкости и усилием пружины шарик клапанной пары плотно прижимается к седлу, обеспечивает надежную герметизацию пространства, расположенного выше клапанного механизма, удерживая столб жидкости в колонне НКТ.

Область применения:

Клапанные механизмы типа КМ эффективно эксплуатируются в скважинах, имеющих следующие параметры среды:

1. Обводненность, % до 99

2. Содержание мех. примесей размером 3*3 мм, г/литр до 1,3

3. Минерализация воды, не более, г/литр 10

4. Содержание сероводорода, не более, мг/литр 50

Основные преимущества:

Оптимальная скорость движения жидкости во внутренней полости клапанного механизма обеспечивает устойчивый вынос посторонних включений в полость колонны НКТ.

Применение клапанного механизма многократно сокращает время появления жидкости на устье скважины за счет предотвращения ухода жидкости из колонны НКТ и из нефтепровода обратно в скважину при остановке насоса, а также предотвращает раскручивание ротора насоса в противоположном направлении падающим потоком жидкости.

Снижает первоначальный уровень накопления жидкости, что повышает интенсивность ее притока из пласта.

Долговечность работы клапанных механизмов обеспечивается:

-изготовлением входящих в него деталей из коррозионно-стойких материалов;

-повышенной эксплуатационной надежностью клапана, простотой его обслуживания и ремонта за счет оригинальности конструктивного решения.

2. Монтаж и эксплуатация

2.1 Монтаж установок скважинных центробежных электронасосов

Прежде чем монтировать установку скважинного центробежного электронасоса (УЭЦН), необходимо тщательно подготовить скважину для эксплуатации. Для этого требуется в первую очередь промыть скважину, т.е. очистить забой от песчаной пробки, парафина и возможных посторонних предметов. Перед спуском погружного агрегата необходимо проверить внутренность обсадной колонны от устья до глубины, превышающей глубину спуска агрегата на 100 - 150 метров. Проверка осуществляется специальным шаблоном, длина которого выбирается несколько больше, чем максимальная длина агрегата. Диаметр шаблона выбирается на 3 - 4 мм меньше минимального диаметра эксплуатационной колонны скважины. Свободное прохождение шаблона будет свидетельствовать, что внутренний диаметр эксплуатационной колонны скважины удовлетворяют условиям размещения в ней скважинного агрегата.

Перед спуском агрегата в скважину для облегчения его сборки и сохранения целостности кабеля необходимо провести тщательную центровку вышки или мачты относительно устья скважины.

Перед монтажом необходимо провести линию электропередачи напряжением 380 В от силового трансформатора до скважины.

Перед доставкой скважинного центробежного электронасоса (ЭЦН) на скважину необходимо тщательно проверить все оборудование в соответствии с инструкцией на эксплуатацию. В насосе проверяют свободное вращение вала от руки при помощи шлицевого ключа. Измеряют сопротивление изоляции обмотки статора двигателя насоса мегомметром при напряжении 500 или 1000 В, оно должно быть не менее 100 Мом при температуре 20 ?С.

Проверяют пробивное напряжение трансформаторного масла, которым заполняется двигатель, оно должно быть не менее 30 кВ. Должны быть проверены герметичность двигателя и вращение вала, в гидрозащите вал должен вращаться свободно, без заеданий. Скважинное оборудование монтируется на устье скважины непосредственно перед его спуском. Необходимо тщательно собирать агрегат при соблюдении максимальной чистоты. Места установки обратного и сливного клапанов, крышки кабельного ввода, пробок и упаковочных крышек должны быть полностью очищены и насухо вытерты.

При атмосферных осадках проводить монтаж агрегата запрещается из-за проникновения грязи и влаги в агрегат.

Монтаж агрегата с гидрозащитой выполняется в следующей последовательности:

Перед монтажом погружного насосного агрегата:

1) очистить от влаги, грязи, пыли и вытереть насухо все наружные поверхности собираемых сборочных единиц насоса и двигателя, кабеля в сборе и фланец колонной головки скважины;

2) снять упаковочную крышку с удлинителя, промыть внутреннюю полость с контактами маслом с пробивным напряжением не менее 30 кВ и проверить сопротивление изоляции кабеля в сборе между жилами и между каждой жилой и броней. Оно должно быть при температуре окружающей среды и в перерасчете на 1 км длины.

Монтаж производить в следующей последовательности:

1) установить монтажный хомут элеватор ХМ - 3 в проточку головки модуля - секции, соединенного с входным модулем, и поднять сборку над устьем скважины;

2) снять упаковочную крышку с входного модуля, снять шлицевую муфту с вала и при помощи шлицевого ключа проверить вращение вала сборки;

3) снять крышку с головки гидрозащиты;

4) установить на вал гидрозащиты снятого с вала входного модуля шлицевую муфту;

5) отпустить плавно сборку так, чтобы шлицы вала сочленились со шлицевой муфтой, и отпускать далее до касания привалочной плоскости фланца входного модуля с привалочной плоскостью верхней головки гидрозащиты. При этом грань на верхней головке гидрозащиты П92 и П92 Д( ПК92 и ПК92Д), к которой будет прилегать удлинитель(плоский кабель) кабеля в сборе, необходимо совместить с лыской на фланце входного модуля. В случае гидрозащиты ПII4 и ПIIД(ПКII4 и ПКII4Д) лыску на фланце входного модуля необходимо совместить с пазом на фланце нижней головки гидрозащиты;

6) установить на шпильки стопорные планки, навинтить гайки и равномерно затянуть соединение от руки гаечным ключом. Застопорить гайки, отогнув усы стопорных планок на грани гаек. Отогнутые усы не должны выступать за фланец входного модуля сборки.

7) приподнять плавно сборку, снять хомут-элеватор с головки гидрозащиты, плавно поднять сборку до выхода кабельного ввода, не допуская трения плоского кабеля о стенку фланца колонной головки;

8) прикрепить плоский кабель поясом при помощи плоскогубцев к гидрозащите на расстоянии 200-250 мм от места стыковки привалочных плоскостей гидрозащиты и электродвигателя;

...