Регламент ОАО «варьёганнефть»

Скачать 2.7 Mb. Название Регламент ОАО «варьёганнефть» страница 3/20 Тип Регламент rykovodstvo.ru > Руководство ремонт > Регламент

2. ОБОЗНАЧЕНИЯ И СОКРАЩЕНИЯ

АВР– автоматический ввод резерва;

АГЗУ– автоматическая групповая замерная установка;

ЗП– защита от перегруза;

ЗСП– защита от срыва подачи;

ЗУМПФ– зона успокоения механических примесей и флюидов;

КВЧ– количество взвешенных частиц;

КТПН– комплектно-трансформаторная подстанция наружная.

НКТ- насосно-компрессорные трубы;

НЭО– наземное электрооборудование;

ОБЩЕСТВО– открытое акционерное общество «Варьеганнефть»;

ОПЗ– обработка призабойной зоны;

ТОАРС– технологический отдел анализа работы скважин;

ПЗП– призабойная зона пласта;

ПКИ– прибор контроля изоляции;

ПЭД– погружной электродвигатель;

СКО– соляно-кислотная обработка;

СТРУКТУРНОЕ ПОДРАЗДЕЛЕНИЕ– структурное подразделение ОАО «Варьеганнефть» с самостоятельными функциями, задачами и ответственностью в рамках своих компетенций.
СУ– станция управления;

ТКРС– текущий и капитальный ремонт скважин;

ОТ и КРС – Отдел текущего и капитального ремонта;

ТМПН– трансформатор маслонаполненный повышающий наружный;

ТМС– телеметрическая система;

КПК – клеммная коробка;

УГАС, ГАИ– устройства генерации акустических импульсов;

НГДУ – нефтегазодобывающее управление;

УП ЭПУ- участок проката электропогружных установок;

СГЭ– служба главного энергетика;

УЭЦН– установка электроцентробежного насоса;

ФА- фонтанная арматура;

ЦДНГ- цех добычи нефти и газа;

ЧРП– частотно-регулируемый преобразователь;

ЧРФ– часторемонтируемый фонд;

ЦНИПР– цех научно-исследовательских и производственных работ;

ТПЖ – токопроводящие жилы погружного кабеля;

ЦЭПУ – цех или подрядная организация, работающая на договорных отношениях с Обществом, отвечающая за комплектацию, монтаж, эксплуатацию и ремонт УЭЦН;

ПТО ДНГ - производственно-технологический отдел добычи нефти и газа.
СР и Г– Служба разработки и геологии;
ЦИТС КРС – центральная инженерно-технологическая служба сервисного предприятия, осуществляющего капитальный ремонт скважин.

3. КОМПЛЕКТАЦИЯ УЭЦН.

3. 1. УСЛОВНОЕ ОБОЗНАЧЕНИЕ УЭЦН

У Х ЭЦН М Х1 Х2 - Q - H Г

Буквы и цифры в обозначении установки означают:

У - порядковый номер исполнения насоса: по ТУ 3665-029-002204400-97-цифра 2, в остальных установках не ставится

Э - привод от погружного электродвигателя, Ц - центробежный, Н - насос

М - модульный

Х1 - буквы К, Т, и КТ обозначают соответственно коррозионно-стойкое, теплостойкое или коррозионно-теплостойкое исполнение насоса

Х2 - 4. 5, 5А, 6 - группа габаритных размеров установки

Где - гр.4 установка для скважин с внутренним диаметром колонны обсадных труб (эксплуатационной колонны) не менее 112 мм.

гр.5 установка для скважин с внутренним диаметром колонны обсадных труб (эксплуатационной колонны) не менее 121,7 мм.

гр.5А диаметром эксплуатационной колонны не менее 130мм

гр.6 диаметром эксплуатационной колонны не менее 144,3

цифры после тире - Q-номинальная подача в куб/сутки

далее после тире - Н-напор в метрах

Г - по ТУ 3665-029-002204400-97 при наличии газосепаратора ставится буква Г, по другим техническим условиям - не ставится

Например: УЭЦНМК5А-250-1000 Г

- коррозинностойкого исполнения

- группа насоса 5А

Насос состоит из:

- входного модуля

- модуля секции (их может быть несколько)

- модуля - головки (служит для соединения насоса с НКТ)

- обратного и спускного клапанов или комбинированного клапана

- модуль - газосепаратор (подсоединяется при содержании свободного газа у сетки входного модуля от 25 до 55% по объему).

Обратный клапан служит для предотвращения насоса от обратного вращения (турбинный режим) ротора насоса под воздействием столба жидкости в колонне НКТ при остановках скважин и облегчения повторного запуска установки.
3.2.1. ТЕХНИЧЕСКИЕ ТРЕБОВАНИЯ, УКАЗАНИЯ ПО ОТБРАКОВКЕ ЭЦН.

Настоящие технические требования распространяются на ремонт насосов ЭЦН. Требова­ния являются обязательными для всех предприятий нефтегазодобывающей отрасли, произво­дящих ремонт и эксплуатирующих отремонтированные изделия.

1) Насос предназначен для откачки пластовой жидкости (смесь нефти, попутной воды и нефтяного газа).

2) Максимальная плотность жидкости - 1400 кг/м

3) Максимальная кинематическая вязкость однофазной жидкости, при которой обеспе­чивается работа насоса без изменения напора и КПД - 1мм²/с

4) Водородный показатель попутной воды рН = б,0 - 8,5

5) Максимальная массовая концентрация твердых частиц КВЧ = 0,1-1,0 г/л

6) Микротвердость частиц - 5-7 баллов по Моосу.

7) Максимальное содержание попутной воды - 99%.

8) Максимальное содержание попутного газа на приеме насоса определяется техничес­кими характеристиками для различных насосов, определяемых заводами - изготовителями данного оборудования.

9) Максимальная массовая концентрация сероводорода - 0,01-1,25 г/л.

10) Температура откачиваемой жидкости -90-135"С.

11) Насос, сдаваемый в ремонт, должен быть очищен от загрязнений, все отверстия долж­ны быть закрыты упаковочными крышками и пробками.

12) Детали и сборочные единицы, поступившие на дефектацию и ремонт, должны быть тщательно вымыты и очищены от коррозии.

13) Дефектация деталей и сборочных единиц должна производиться согласно утвержденной карте технических требований на дефектацию.

14) Промежуточные опоры, конструктивно предусмотренные заводом - изготовителем, при сборке после ремонта устанавливаются согласно заводской комплектации.

15) Извлеченные при разборе узлов детали ЭЦН, гидрозащиты, газосепаратора должен быть промыты в моющем растворе. Периодичность смены моющего раствора не реже одного раза за трое суток. Если толщина солеотложений превышает 0,1 мм, деталь бракуются. Для повторного применения деталей используются методы очистки - пес­коструйная или химическая обработка. После всех видов очист­ки или обработки детали повторно дефектуются.

16) Рабочие органы, внутренние полости которых заполнены механическими примесями не удаляемыми при промывке, подлежат браковке. Для повторного применения деталей используются методы очистки - пескоструйная или химическая обработка. После всех видов очистки или обработки детали повторно дефектуются.

17) При одностороннем износе буртов рабочих колес детали бракуются.

18) При наличии механических повреждений (слом, скол) рабочие органы подлежат от­браковке.

19) При снижении высоты бурта направляющего аппарата до 1,6 мм (ЭЦН-30, 45,60, 80, 125), до 2 мм (ЭЦН-200), до 2,5 мм (ЭЦН-250, 400), направляющие аппараты подлежат браковке.

20) Втулки бракуются согласно техническим требованиям на дефектацию.

21) Внутренний диаметр ступицы направляющего аппарата (габарит 5):

до 21,3 мм - может быть использован для сборки с новой втулкой защитной
вала;

до 22,0мм - подлежит реставрации расточкой до ремонтного размера Ø22^+0,052мм и может использоваться с втулкой ремонтного размера

до 22,3 мм - может быть использован для сборки с новой втулкой ремонтного
размера.

22) Внутренний диаметр ступицы направляющего аппарата (габарит 5А): до 28,3 мм - может быть использован для сборки с новой втулкой защитной вала.

23) Допускается замена марок материалов, указанных в конструкторской документации, марками, не ухудшающими качества изделия. Решение о замене принимается техническим советом и утверждается главным инженером ремонтного предприятия, при со­гласовании с Заказчиком.

24) При ремонте насосов допускается использовать оборотный фонд обезличенных дета­лей и сборочных единиц. Необходимо соблюдать соответствие типоразмера насоса до и после ремонта.

25) Допускается выступание поверхности текстолитовых шайб над посадочными 6уртами на 0,5 мм.

26) Отремонтированный насос должен соответствовать требованиям конструкторской
документации, ТУ39.01.214-76 «Насосы погружные центробежные для добычи неф­ти».

3.2.2 ПАРАМЕТРЫ КОНТРОЛЯ ПРИ РЕМОНТЕ ЭЦН.

	Контролируемые параметры, детали	Требования
1	Вращение вала	От руки свободное, момент сопротивления не более 0,6 кг/м
2	Вылет вала	Верхняя часть 46+4,5-5 мм; Нижняя часть 23+3,0-2,8 мм.
3	Шлицевая часть вала	Шлицы параллельные без заусенец
4	Заход шлицевой муфты на вал	Свободный без заеданий в любом положении
5	Зазор в узле пяты	Величина зазора 0,5 - 1 мм
6	Наличие меток краской на корпусе	Метка краской на секции ЭЦН на стороне, противоположной защитным ребрам
7	Корпус	Не допускаются трещины, прогары любого характера и расположения, изогнутость, забитость и смятие резьбы, износ более 3-х ниток резьбы, коррозия глубиной более 1 мм
8	Головка верхняя и нижняя	Трещины, прогары любого характера и расположения, изогнутость, забитость и смятие резьбы, износ более 3-х ниток резьбы, коррозия глубиной более 1 мм; Отверстие под крепеж не должны иметь отклонения от круглости и наплывы металла
9	Вал	Уменьшение диаметра более 0,2 мм; односторонний износ поверхности (некруглость) более 0,2 мм; изменение формы поверхностей, образующих канавки для колец опорных вала
10	Шпонка	Трещины любого характера и расположения, вырывы, задиры, вмятины
11	Колесо рабочее, аппарат направляюший, втулка защитная вала	Согласно картам технических требований на дефектовку
12	Стендовые испытания	Согласно требованиям технологического процесса

3.2.3. РЕВИЗИЯ, ВХОДНОЙ КОНТРОЛЬ ЭЦН.
Ревизия и входной контроль - это комплекс организационно - технических мероприятий, направленных на проверку качества поступающего нового оборудования, прове­денного ремонта погружного оборудования на соответствие требованиям ТУ, РД, тех­нологических процессов. Работы по ремонту, ревизии и входному контролю осуществляет ЦЭПУ, самостоятельно с фиксированием результатов контроля в соответствующих журналах.

Секции насосов, предназначенные для монтажа на скважины должны быть протестированы на стен­дах с фиксированием основных рабочих характеристик. Протоколы испытаний вкладываются в паспорт УЭЦН.
3. 3. ПОГРУЖНОЙ ЭЛЕКТРОДВИГАТЕЛЬ.
Двигатели предназначены для привода погружных центробежных насосов УЭЦН («АЛНАС»), ЭЦН («БОРЕЦ»), ЭЦН («АЛМАЗ»), для работы в среде пластовой жидкости (смеси нефти и воды в любой пропорции) с температурой не более 110⁰С (обычного исполнения) и не более 135 ⁰С (теплостойкого исполнения), содержащей:

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

- содержание сероводорода - для нормального исполнения - не более 0,01г/л; для коррозионного исполнения - не более 1,25г/л

- свободный газ по (объему) - не более 55%

- гидростатическое давление в зоне эл. двигателя - не более 25 (250) МПа (кг/см²)

Двигатель трехфазный, двухполюсный, асинхронный с короткозамкнутым ротором, маслозаполненный предназначен для продолжительного режима работы от сети переменного тока частотой 50 Гц состоит из двух сборочных единиц - электродвигателя и гидрозащиты. Питание электродвигателя осуществляется напряжением от 380 до 2300 вольт в зависимости от типоразмера ПЭД.

Х ПЭД Х1 Х2 ХХХ Х3 Х4 Х5 В5 где:

Х - номер модификации (может отсутствовать)

ПЭД - погружной электродвигатель, ПЭДУ - унифицированный

Х1 - конструктивное исполнение (отсутствие буквы - несекционный, С - секционный)

Х2 - исполнение стойкости к коррозии (отсутствие буквы – нормальное, К – коррозионно-стойкое)

ХХХ - мощность, кВт

Х3 - диаметр корпуса, (96,103,117,123,130) мм

Х4 - шифр модификации гидрозащиты

Х5 - шифр модернизации гидрозащиты (может отсутствовать)

В5 - климатическое исполнение и категория размещения

Гидрозащита типа Г (МГ51) и П (2ПБ92) и т.д. предназначена для защиты погружных маслозаполненных электродвигателей от проникновения пластовой жидкости в их внутреннюю полость, компенсации утечки масла и тепловых изменений его объема при работе электродвигателя и его остановках.

Двигатели фирмы REDA, CENTRILIFT расcчитаны на работу в скважинах с температурой откачиваемой жидкости до 200⁰С, конструктивная схема идентична отечественным электродвигателям и гидрозащитам.

3.3.1. ТЕХНИЧЕСКИЕ ТРЕБОВАНИЯ, УКАЗАНИЯ ПО ОТБРАКОВКЕ ПОГРУЖНЫХ ЭЛЕКТРОДВИГАТЕЛЕЙ ПЭД

Настоящие технические требования распространяются на текущий ремонт (ремонт) погруж­ных электродвигателей ПЭД. Требования являются обязательными для всех предприятий неф­тегазодобывающей отрасли, производящих ремонт и эксплуатирующих отремонтированные изделия.

1) Двигатель, сдаваемый в ремонт, должен быть очищен от грязи, все отверстия должны быть закрыты упаковочными крышками и пробками.

2) Детали и сборочные единицы, поступившие на дефектацию и ремонт, должны быть
тщательно вымыты и очищены от коррозии.

3) Дефектация деталей и сборочных единиц должна производиться согласно утвержден­ной в установленном порядке карте технических требований на дефектацию.

4) Допускается замена марок материалов, указанных в конструкторской документации, марками, не ухудшающими качества изделия. При ремонте двигателей допускается использовать оборотный фонд обезличенных де­талей и сборочных единиц. Отремонтированный двигатель должен соответствовать требованиям конструкторской документации и ТУ.

5) Ремонту не подлежат ПЭД, имеющие:

• 
  Корпус со сквозными прогарами, вмятинами, нарушающими геометрию внутренней
  поверхности;
  
• 
  срыв резьбы на корпусных деталях более 3-х ниток;
  
• 
  увеличение размера посадочных поверхностей, риски, задиры;
  
• 
  раковины глубиной свыше 2 мм и площадью более 1 см² на наружной поверхности;
  
• 
  смятые шлицы вала, механические повреждения шпоночных и кольцевых канавок.
  

6) Сопротивление изоляции обмотки статора относительно корпуса должно быть не ме­нее 200 мОм при температуре 10-30 °С, и не менее 15 мОм при температуре 115-130 °С.

7) Двигатели должны быть заполнены трансформаторным маслом селективной очистки ГОСТ 101121-76 с напряжением электропробоя не менее 30 кВ. Допускается применение других марок масел со свойствами не хуже свойств данного масла.

8) Электродвигатели должны быть герметичны при давлении 10 кгс/см² в течение
5 минут. В местах соединения корпусных деталей и сборочных единиц течь масла не
допускается.

9) Масло, слитое непосредственно после обкатки двигателя на стенде, должно иметь на­пряжение электропробоя не менее 20 кВ - для отремонтированных ПЭД, не
менее 30 кВ - для новых ПЭД.

10) Величина допуска радиального биения, шлицевого конца вала относительно оси вра­щения -0,16мм.

11) Детали электродвигателя подвергаются проверке и браковке согласно техническим требованиям на дефектацию.

12) Шлицевая муфта должна легко надеваться на вал в любом положении.

13) Корпуса подшипников, имеющие на поверхности трения высокотемпературные окислы отбраковываются.

14) В случае прихвата втулки подшипника или сердечника ротора к валу, допускается вырубка втулки для последующей выпрессовки подшипника.

15) Ротор должен укладываться на опоры, равномерно расположенные по всей длине в одной горизонтальной плоскости, количество опор из расчета - не более чем через каждые пять пакетов.

Испытание ПЭД

Тип ПЭД	Iн, А	Uн, В	Ток утечки при испытании, мкА	Напряжение при высоковольтном испытании, В
32*117	27,5	950	< 1	Uн*4
45*117	27,3	1350
63*117	29	1800
70*117	35	1650
90*117	37,3	2000
125*117	49	2100
140*117	57	2000

3.3.2. ПАРАМЕТРЫ КОНТРОЛЯ ПРИ РЕМОНТЕ ПЭД

1	Вращение вала	От руки, свободное, момент не более 0,8 кг
2	Вылет вала	18+1,2 мм
3	Шлицевая часть вала	Шлицы параллельные без заусенец
4	Сопротивление изоляции	Не менее 1000 мОм
5	Фазировка	Согласно требованиям технологического процесса
6	Заглубление колодки токоввода	1+0,8-0,5 мм
7	Корпус	Трещины, прогары любого характера и расположения, изогнутость, забитость и смятие резьбы, износ более 3-х ниток резьбы, коррозия глубиной более 1мм
8	Раковины и вмятины на корпусе	Не более 2 мм глубиной и площадью 1 см2
9	Диэлектрическая прочность масла	Не менее 20 кВ
10	Герметичность внутренней полости	Согласно требованиям технологического процесса
11	Чистота масла	Отсутствие механических примесей
12	Наконечники	Диаметр 5,5 –0,1 мм
13	Пакеты ротора	Не допускаются: расслоение пластин, следы перегрева пластин ротора, риски и задиры на рабочих плоскостях, смятие и срыв резьбы под узлом пяты
14	Узел пяты	Не допускаются: трещины любого характера и расположения, коррозия, риски и задиры на посадочных поверхностях под вал и шпонку.
15	Выводные концы	Отсутствие механических повреждений
16	Колодка токоввода	Сколы и трещины не допускаются
17	Кольца резиновые уплотнительные	Перекруты и срезы не допускаются
18	Стендовые испытания	Согласно требованиям технологического процесса

3.3.3. РЕВИЗИЯ ПЭД

Ежедневно, в начале смены, производить испытание диэлектрической прочности пробы масла. Напряжение пробоя масла должно быть не ниже 30 кВ.

№ п/п	Наименование узла	Наименование и содержание операции
1	Электродвигатель	Произнести маркировку корпуса ПЭД краской в соответствии с принадлежностью узла.
2		Произвести внешний осмотр ПЭД. На поверхности корпуса, головок не должно быть трещин, сколов, вмятин, глубоких рисок, царапин. Данные внешнего осмотра занести в журнал.
3		Слить в чистую прозрачную емкость 0,5 л масла и испытать на электричес­кую прочность. Проверить диэлектрическую прочность масла. Напряжение пробоя масла должно быть не ниже 20 кВ.
4		Промерить наличие муфты и наличие перегородок в муфте. Проверить наличие винта в верхнем торце вала ротора. Проверить затяжку шпилек.
5		Произвести внешний осмотр шлицев. На шлицах не должно быть сколов и других механических повреждений.
6		Проверить вылет вала относительно торца головки. Вылет вала должен быть равен 18+0,6-1,5 мм.
7		Проверить сочленение шлицев вала и муфты. Муфта должна легко надеваться на вал в любом положении.
8	Проверка фазировки ПЭД	Проверить фазировку электродвигателя.
9		Проверить радиальное биение шлицевого конца вала относительно присоединительной поверхности. Допуск радиального биения - 0,16 мм
10		Проверить вращение вала ротора. Вращение должно быть без заеданий от руки.
11		Снять крышку токоввода. Замерить сопротивление изоляции обмотки статора относительно корпус. При температуре от +17" до +23оС оно должно быть не менее 200 мОм

3.4. ПОГРУЖНОЙ КАБЕЛЬ
Кабельная линия предназначена для подачи электрического напряжения переменного тока к погружному электродвигателю установки.

Кабельная линия состоит из основного питающего кабеля (плоского) и соединенного с ним плоского кабеля - удлинителя с муфтой кабельного ввода.

Соединение основного кабеля с кабелем - удлинителем обеспечивается неразъемной соединительной муфтой (сросткой). С помощью сростки могут быть соединены также участки основного кабеля для получения требуемой длины.

Кабельный удлинитель имеет уменьшенные наружные размеры по сравнению с основным кабелем.

Муфта кабельного ввода обеспечивает герметичное присоединение кабельной линии к погружному электродвигателю.

Кабельная линия в состоянии транспортирования и хранения располагается на специальном барабане, используемом также при спусках и подъемах установок на скважинах, профилактических и ремонтных работах с кабельной линией.

Структура условного обозначения кабельных линий:

К Х – ХХ – ХХХХ – У Х1 – Х2 / Х3 где

• 
  К – кабельная линия
  
• 
  Х – конструкция основного кабеля: плоский – П, круглый – К
  
• 
  ХХ – сечение жил основного кабеля, мм² (10, 16, 25, 35, 50)
  
• 
  ХХХХ – длина основного кабеля, м
  
• 
  У – удлинитель
  
• 
  Х1 – условное обозначение марки кабеля – удлинителя
  
• 
  Х2 – длина удлинителя, м
  
• 
  Х3 – сечение жил удлинителя, мм² (6,10,16,25,35)
  

Пример обозначения основного кабеля:

КПБП - 3х16 - 1850 где:

- кабель полиэтиленовый бронированный, плоский. Цифры обозначают количество и сечение медных жил, длину.

Длина кабельной линии подбирается из расчета глубины спуска, длины насоса, расстояния до клеммной коробки и необходимого запаса 5 метров.
3.4.1. ОСНОВНЫЕ ПАРАМЕТРЫ ПРИ ВХОДНОМ КОНТРОЛЕ ПОГРУЖНОГО КАБЕЛЯ

1	Фазировка и клеймо	Согласно требованиям технологического процесса
2	Сопротивление изоляции	1000 мОм/км
3	Крепление кабельной муфты на барабане	Надежность, отсутствие возможности смещения
4	Кабельный барабан	Отсутствие механических повреждений, острых кромок на внутренней поверхности
5	Намотка на барабан	Равномерная по всему объемы и без перехлестов
6	Перекруты, полуперекруты	Не допускаются
7	Бронепокров	Пропуски брони и сквозная коррозия не допускаются
8	Сростка: - размеры поперечного сечения сростка; - технология выполнения	Для КПБП 3х16 - 25х50 мм Для КПБК 3х16 Ø39 мм Согласно требованиям технологического процесса
9	Стендовые испытания	Согласно требованиям технологического процесса

Испытание кабеля

Наименование	Напряжение Испытания, кВ	Ток утечки при Испытании, мкА на 1000 м
Куски кабеля	20	< 10
Кабельная линия (с удлинителем)	12	< 10

3.5. ГАЗОСЕПАРАТОРЫ, ДИСПЕРГАТОРЫ.

Газосепараторы устанавливаются на входе насоса вместо входного модуля и предназначены для уменьшения количества свободного газа в пластовой жидкости, поступающей на вход погружного центробежного насоса. Принцип действия газосепаратора основан на использовании центробежной силы для удаления свободного газа. Газ удаляется в затрубное пространство, при этом исключается образование газовых пробок в насосе, благодаря чему обеспечивается стабильная работа УЭЦН.

Диспергаторы предназначены для измельчения газовых пробок в пластовой жидкости, подготовки однородной суспензии и подаче ее на вход погружного центробежного насоса. Диспергаторы устанавливаются на входе насоса вместо газосепараторов в скважинах, которые склонны к повышенному пенообразованию.

Газосепараторы - диспергаторы предназначены для снижения содержания газа в пластовой жидкости и ее преобразованию в однородную газожидкостную смесь перед подачей в насос. Газосепараторы – диспергаторы устанавливаются на входе насоса вместо газосепараторов или диспергаторов в скважинах, с особо высоким газовым фактором, где применение ни газосепаратора, ни диспергатора не обеспечивают стабильной работы погружного центробежного насоса.

3.5.1. ТЕХНИЧЕСКИЕ ТРЕБОВАНИЯ, УКАЗАНИЯ ПО ОТБРАКОВКЕ ГАЗОСЕПАРАТОРОВ.

Настоящие технические требования распространяются на текущий ремонт (ремонт) газосепараторов. Требования являются обязательными для всех предприятий неф­тегазодобывающей отрасли, производящих ремонт и эксплуатирующих отремонтированные изделия.

1) Газосепаратор, сдаваемый в ремонт, должен быть очищен от грязи, все отверстия должны быть закрыты упаковочными крышками и пробками.

2) Детали и сборочные единицы, поступившие на дефектацию и ремонт, должны быть
тщательно вымыты и очищены от коррозии.

3) Дефектация деталей и сборочных единиц должна производиться согласно утвержден­ной в установленном порядке карте технических требований на дефектацию.

4) Допускается замена марок материалов, указанных в конструкторской документации, марками, не ухудшающими качества изделия. При ремонте двигателей допускается использовать оборотный фонд обезличенных де­талей и сборочных единиц. Газосепаратор должен соответствовать требованиям конструкторской документации и ТУ.

5) Ремонту не подлежат газосепараторы, имеющие:

• 
  Корпус со сквозными прогарами, вмятинами, нарушающими геометрию внутренней
  поверхности;
  
• 
  срыв резьбы на корпусных деталях более 3-х ниток;
  
• 
  увеличение размера посадочных поверхностей, риски, задиры;
  
• 
  раковины глубиной свыше 2 мм и площадью более 1 см² на наружной поверхности;
  
• 
  смятые шлицы вала, механические повреждения шпоночных и кольцевых канавок.
  

3.5.2. ОСНОВНЫЕ ПАРАМЕТРЫ ПРИ ВХОДНОМ КОНТРОЛЕ ГАЗОСЕПАРАТОРОВ.

1	Вращение вала	От руки свободное, момент сопротивления не более 0,6 кг/м
2	Вылет вала	Величина вылета относительно фланца головки – 55+3,4мм; Величина заглубления вала относительно фланц основания – 45+2,5-2,4 мм
3	Шлицевая часть вала	Шлицы параллельные, без заусенец
4	Зазор в узле пяты	0,5-1 мм
5	Заход шлицевой муфты на вал	Свободный, без заеданий в любом положении
6	Сетка	Не допускаются трещины любого характера, наличие отложений в отверстиях, допускается комплектация без приемной сетки.

3. 6. ГИДРОЗАЩИТА.
Гидрозащита является одним из самых ответственных узлов электродвигателя. Она предназначена для защиты внутренней полости погружных электродвигателей от попадания пластовой жидкости и для компенсации тепловых расширений масла. Гидрозащиты выпускаются в следующих исполнениях: однокорпусные и двухкорпусные. Испытываются гидрозащиты маслом на давление в 1-2 атмосферы в течении 5-10 минут.
3.6.1. ОСНОВНЫЕ ПАРАМЕТРЫ ПРИ ВХОДНОМ КОНТРОЛЕ ГИДРОЗАЩИТЫ.

1	Вращение вала	От руки свободное, момент сопротивления не более 0,6 кг/м
2	Вылет вала	60+0,5-1,5 мм; 25+1,5-2,5 мм
3	Шлицевая часть вала	Шлицы параллельные, без заусенец
4	Заход шлицевой муфты на вал	Свободный, без заеданий в любом положении
5	Герметичность	Согласно требованиям технологического процесса
6	Корпус	Трещины любого характера и расположения, изогнутость, забитость и смятие резьбы, износ более 3-х ниток резьбы, прогары
7	Мощность, потребляемая протектором	Определяется при обкатке. В сравнении с паспортными данными
8	Диэлектрическая прочность масла	Не менее 20 кВ
9	Чистота масла	Отсутствие механических примесей
10	Герметичность	Согласно требованиям технологического процесса
11	Чистота масла	Отсутствие механических примесей, прозрачность
12	Диэлектрическая прочность масла	Не менее 20 кВ
13	Корпус	Трещины любого характера и расположения, изогнутость, забитость и смятие резьбы, износ более 3-х ниток резьбы, прогары

3.7. ТРАНСФОРМАТОР И СТАНЦИИ УПРАВЛЕНИЯ.
Трансформатор и комплектное устройство (станция управле­ния) преобразуют напряжение промысловой сети до величины, обеспе­чивающей оптимальное напряжение на зажимах эл. двигателя с учетом потерь напряжения в кабеле и обеспечивает управление работой на­сосной установки и ее защиту при аномальных режимах.

Применяемые комплексные устройства:

- ШГС5805-49АЗУ1- изготовитель ОАО СКТБПЭ «Потенциал», Украина

- «ЭЛЕКТОН» – изготовитель ЗАО «ЭЛЕКТОН», г.Радужный Владимирской обл.

- «БОРЕЦ» – изготовитель ОАО «БОРЕЦ», г. Москва.

- «ИРЗ» – изготовитель Ижевский радиозавод, г. Ижевск.

- «Триол» – изготовитель Корпорация Триол, г. Москва.

Трансформаторы предназначены для питания установок погружных центробежных насосов от сети переменного тока напряжением 380 или 6000 В частотой 50 Гц.

Трансформаторы предназначены для эксплуатации в районах с умеренным или холодным климатом в условиях, соответствующих ГОСТ 15150-69 при высоте над уровнем моря не более 1000 м на открытом воздухе.

Структура условного обозначения трансформатора типа ТМПН:

Т М ПН - АХ / ВХ - ГХ - КХ где:

Т - трехфазный

М - естественная циркуляция воздуха и масла

ПН - для погружных электронасосов добычи нефти

АХ - номинальная мощность в киловольтамперах, кВА

ВХ - номинальное напряжение обмотки ВН (высокого напряжения), В

ГХ - год выпуска рабочих чертежей

КХ - климатическое исполнение и категория размещения по ГОСТ 15150-69
3.7.1 ПРИМЕР РАСЧЕТА НАПРЯЖЕНИЯ ОТПАЙКИ:
Дано: ПЭД 125-117, Uном=2000В, Iном=50А, кабель 16 мм², L= 2400м. - глубина спуска.

Расчет:

Uотпайки = Uном.дв. + L / 100 * Uп.каб. + Uп.су = 2000 + 2400м / 100м * 10В + 30В = 2270В.

Uп.каб. - напряжение потерь в кабеле.

Uп.су - напряжение потерь в станции управления.
3.7.2. ПОТЕРИ НАПРЯЖЕНИЯ В ПОГРУЖНОМ КАБЕЛЕ(в вольтах на 100м)

Сечение кабеля	Ток двигателя, А
	15	20	25	30	35	40	45	50	55	60
10 мм2	5	6,5	8	10	11,5	13	15	16,5	18
16 мм2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12
25 мм2	2	2,5	3,5	4	4,5	5,5	6	7	7,5	9
35 мм2	1,3	2	2,5	3	3,5	4	4,5	5	5,5	6