Глава IV

Глава IV.

ТЕХНОЛОГИЯ ТЕКУЩЕГО РЕМОНТА СКВАЖИН

ОБЩИЙ ХАРАКТЕР РАБОТ

Текущий ремонт скважин — комплекс работ по проверке, частичной или полной замене подземного оборудования, очистке его, стенок скважин и забоев от различных отложений (песка, парафина, солей, продуктов коррозии), а также по осуществлению в скважинах геолого-технических и других меро-лриятий по восстановлению и повышению их добывных возможностей.

Цель текущего ремонта — устранение различных неполадок и нарушений в режиме эксплуатации скважин и подземного оборудования, а также проведение работ по подготовке к опробованию и освоению новых скважин различного назначения {разведочных, эксплуатационных, нагнетательных и др.), полученных после бурения и капитального ремонта.

Все работы по текущему ремонту гкважин независимо от способа добычи нефти связаны со спуском и подъемом подземного оборудования (труб, штанг, насосов, их узлов и т. д.), а также инструментов и приспособлений. Поэтому к основным яри текущих ремонтах скважин относятся работы по с пуск о-подъемным операциям, монтажу и разборке устьевого оборудования.

Обычно за счет своевременного и качественного текущего ремонта удается восстановить нормальную работу добывающих я нагнетательных скважин.

Все текущие ремонты скважин подразделяют на планово-предупредительные (профилактические) и восстановительные.

Планов о-п редупредительный — текущий ремонт скважин, запланированный заблаговремено, предусмотренный соответствующими графиками (декадными, месячными и т. д.).

В результате профилактического ремонта предупреждаются различные отклонения от установленного технологического режима эксплуатации скважин — снижение их дебитов и полное, прекращение подачи жидкости, вызываемые отложением парафина, солей, пескопроявлением, износом и другими неполадками в работе подземного оборудования и самой скважины.

Восстановительный — текущий ремонт скважин, вызванный непредвиденным резким ухудшением установленного технологического режима их работы или внезапной их остановкой по различным причинам (пробкообразование, забивание труб парафином, солями, обрыв штанг, труб, пропуск клапана при газлифтной добыче и др.).

173

Таблица IV 1

Виды текущего ремонта скважин

[Цифр

Виды работ

Тех гшко-технотопические требования

Ремонт скважин, оборудованных штанговыми скважинными насосами Смена насоса

Устранение обрыва и отвинчи вания штанг

Ремонт скважин, оборудован ных погружными центробежными электронасосами Смена ЭЦН

Ремонт скважин по очистке за боя и подъемной колонны от парафина, гидратных отложений, солей и песчаных пробок

Консервация и расконсервация

скважин

Консервация скважин

Расконсервация скважин

Ремонт газлифтных скважин

Ремонт фонтанных скважин Ремонт газовых скважин Ремонт скважин, связанных с негерметичностью НКТ

Ремонт скважин с помощью тросово-канатного метода

Опытные работы по испытанию новых видов НКТ, штанг, сква-жинных насосов, погружных центробежных электронасосов и т. д.

Выполнение заданного объема работ

Нормальная работа насоса по динамограмме или подаче Устранение дефекта

Нормальная подача и напор Выполнение запланированного объема работ, прохождение шаблона до необходимой глубины. Увеличение дебита нефти

Выполнение заданною объема работ

Выполнение заданного объема работ, подтвержденных про-мыслово геофизическим исследованием. Технологический эффект прямо не определяется Выполнение заданного объема работ То же » »

Увеличение дебита нефти, уменьшение обводненности продукции

Выполнение заданного объема работ Увеличение дебита нефти, уменьшение обводненности продукции скважин Выполнение запланированного объема работ

От качества и своевременного проведения текущего ремонта во многом зависит продолжительность работы скважины на заданном технологическом режиме.

Межремонтным периодом работы скважины (МРГТ) называется продолжительность ее эксплуатации на установленном режиме (в сутках) от предыдущего до следующего ремонта.

МРП определяется делением числа скважино-суток, отработанных в квартале, на число текущих ремонтов за то же время в данной скважине. Обычно он исчисляется в среднем за год

174

по отдельной скважине, по цеху по добыче нефти и газа (промыслу), нефтегазодобывающему управлению (НГДУ), объединению в целом (в среднем) и по способам эксплуатации.

Различают плановый и фактический межремонтные периоды.

Плановый межремонтный период каждой скважины проектируют, исходя из запланированного числа планово-предупредительных ремонтов, с учетом средней продолжительности (в часах) каждого вида ремонта.

Фактический межремонтный период исчисляется исходя из фактических ремонтов данной скважины.

В связи с неизбежными остановками скважин для производства текущего ремонта и по другим причинам время, фактически отработанное каждой скважиной за достаточно длительный период работы (квартал, год), часто оказывается меньше календарного. Отношение фактически отработанного скважиной времени к календарному (выражаемых, соответственно, в скважино-месяцах, отработанных и числившихся) называется коэффициентом эксплуатации. При хорошей организации производства этот коэффициент достигает 0,95—0,98, а по фонтанному способу добычи нефти — 0,99—1,0.

К текущему ремонту скважин относят виды работ, представленные в табл. IV. 1.

СПУСКО-ПОДЪЕМНЫЕ ОПЕРАЦИИ

В зависимости от способа эксплуатации, глубины и геолого-технической характеристики ремонтируемой (или вновь вводимой в эксплуатацию) скважины, а также цели ремонта и его вида технология текущего ремонта скважин бывает различной. Основной объем работ при этом связан со спуском и подъемом подъземного оборудования (труб, штанг, насосов, их узлов и деталей), а также различных инструментов и приспособлений.

Спуско-подъемные операции трудоемки и в зависимости от характера работ занимают от 50 до 80% всего времени, затрачиваемого на ремонт, т. е. фактически эти работы определяют общую продолжительность текущего ремонта. Поэтому механизация и автоматизация обязательны для ускорения ремонта. Свинчивание и развинчивание НКТ при спуско-подъемных операциях выполняются с помощью автоматов АПР-2ВБ с приводом от электродвигателя. АПР-ГП с гидроприводом, механических ключей КМУ-32 и КМУ-50, КМУ-ГП с гидроприводом.

Для свинчивания и развинчивания насосных штанг применяют штанговые ключи АШК-Г и АШК-Т.

Подъем НКТ. Прежде чем начать подъем колонны НКТ, необходимо убедиться в том, что они не прихвачены. Прихват труб определяют по индикатору веса.

При подъеме колонны труб из скважины следует соблюдать следующие правила:

а) первую трубу колонны следует поднимать при помощи

175

специального подъемного патрубка; во время ремонта глубоких скважин необходимо применять подъемный патрубок с термо-

обработанным резьбовым концом;

б) нельзя допускать резких переходов с одной скорости подъема на другую и превышения нагрузки более 20% собственной массы колонны труб, что может возникнуть вследствие трения муфт об эксплуатационную колонну, особенно в искривленных и наклонно-направленных скважинах;

в) поднимать отвинченную трубу можно лишь тогда, когда имеется полная уверенность в том, что она полностью вышла из резьбы муфты;

г) не рекомендуется ударять ручниками по муфте в целях ослабления резьбового соединения перед отвинчиванием труб;

д) перед подачей поднятой трубы на мостки следует на ее резьбу навинтить предохранительное кольцо, а затем ниппельный конец установить на специальный лоток или клапан, медленно опуская при этом талевой механизм, подтаскивать трубы на мостки следует при помощи специальных вилок.

Подъем НКТ из скважины начинают с ввинчивания подъемного патрубка в муфту посадочной планшайбы, на который надевают элеватор. Затем планшайбу вместе с подъемным патрубком приподнимают до выхода из скважины первой муфты спущенных в скважину труб, под. которую подводят элеватор. Закрыв элеватор, сажают па него трубы, отвинчивают планшайбу и, оттащив ее в сторону, приступают к подъему труб.

Спуск НКТ. При спуске колонны НКТ в ремонтируемую или вновь осваиваемую эксплуатационную или нагнетательную скважину рекомендуется соблюдать следующее:

а) при подъеме с мостков не допускать раскачивания трубы (двухтрубки) и ее ударов о детали вышки, станка-качалки, фонтанного оборудования или другие предметы, находящиеся внутри фонаря вышки; а при работе двухтрубками — не допускать задевания средних муфт о первый пояс вышки;

б) посадку навинчиваемой трубы в муфту предыдущей трубы следует производить плавно, без резких ударов, соблюдая строгую вертикальность трубы и соосность талевого механизма с осью устья скважины;

в) при свинчивании труб автоматами АПР-2БВ или механическими ключами КМУ необходимо добиваться полного их завинчивания на всю длину резьбы;

г) не допускать вращения колонны труб при их свинчивании; во избежание этого на муфте необходимо устанавливать контр ключ;

д) подъем колонны труб для снятия нижнего элеватора или освобождения от клинового захвата, а также спуск колонны и посадку ее на устьевой фланец или фланец тройника следует производить плавно, без рывков и ударов, на малой скорости;

е) при спуске ступенчатой колонны, составленной из труб разных марок сталей, следует замерять их длины по типораз-

176

мерам; нельзя допускать смешивания труб различных типов_ марок и размеров (колонна труб различных марок сталей и размеров предварительно должна быть соответствующим образом >комплектована); при переходе от труб меньшего диаметрз к большему следует применять соответствующие переводники:

ж) отбракованные трубы убирают с мостков с пометкой «брак»;

з) на верхний конец колонны спущенных НКТ в планшайбу или в нижнюю часть тройника следует навинчивать подъемный патрубок;

и) при спуске труб, помимо надежного завинчивания очередного резьбового соединения, следует докреплять муфту, а при спуске двух трубок — промежуточные муфтовые соединения;

к) рекомендуется после 10—12 ремонтов поменять местами расположение труб в колонне: нижние использовать для верхней части колонны, а верхние — для нижней (если эти трубы одной марки), для чего при подъеме половину труб укладывают на одну сторону мостков, а другую — на другую сторону.

Спуск и подъем насосных штанг. Процесс спуска и подъема насосных штанг такой же, что и для труб. Так как масса поднимаемых щтанг значительно меньше массы труб той же длины, спуско-подъемные операции производят на больших скоростях, чем труб, и при меньшем числе струн оснастки. Поднятые штанги укладывают на мостках рядами, прокладывая между ними специальные деревянные рейки. Во избежании изгиба запрещается поднимать сдвоенные штанги (колена) при отсутствии оборудования по новой технологии спуска-подъема штанг (НТСПШ). Перед свинчиванием резьбу их очищают и смазывают, а затем крепят до отказа. Стучать, ударять по муфте и телу штанг ручниками, ключами, металлическими предметами и инструментами запрещается.

Обнаруженную на мостках или же при подъеме из скважины дефектную штангу бракуют и откладывают в сторону, а по-окончании ремонта убирают с мостков. Укладываемые насосные штанги должны иметь не менее шести опорных точек, равномерно распределенных по всей их длине. Перед спуском насосных штанг каждую из них тщательно осматривают. Не допускается смешивания штанг разных марок сталей. При спуске ступенчатой колонны следует строго придерживаться указаний наряда, на ремонт скважины.

РЕМОНТ СКВАЖИН, ОБОРУДОВАННЫХ ШТАНГОВЫМИ СКВАЖИННЫМИ НАСОСАМИ

Ремонт штанговых насосных скважин заключается в подъеме и спуске насосных штанг или труб; ликвидации обрыва и отвинчивания штанг; проверке и замене клапанов, посадочного конуса или его гнезда; смене насосов; расхаживании заклинившегося плунжера в цилиндре насоса.

12-572 177

Разборка и сборка стан к а-к ачалки и устьевого оборудования. Перед началом ремонта насосных •скважин частично разбирают станок-качалку. Установив головку балансира в крайнем верхнем положении и закрепив ее тормозом, на полированном штоке несколько выше крышки устьевого сальника устанавливают штанговый зажим. При креплении зажима следует учитывать, что после посадки его на крышку сальника масса всей колонны насосных штанг будет передаваться на него. Отсоединив канатную подвеску от штока, плавно опускают вниз всю колонну насосных штанг до тех пор, пока нижняя сторона штангового зажима не сядет плотно на крышку сальника. После этого, захватив нижний конец головки балансира станка-качалки канатным штропом, заранее подвешенным на крюк талевой системы, производят плавный подъем. Во время этой операции оператор внимательно следит за движением штропа и головки балансира, подавая рукой сигналы машинисту подъемника, который регулирует скорость вращения лебедки подъемника, а стало быть и скорость спуско-подъемных операций. В процессе дальнейшего подъема головка •балансира станка-качалки поворачивается вокруг шарнира (если она начнет поворачиваться в обратную сторону, по сигналу оператора прекращают подъем и начинают плавный -спуск), а затем тыльной частью ложится на верхнюю полку •балансира и в таком положении находится во время ремонта •скважины.

После отсоединения сальникового штока канатную подвеску присоединяют к штропам талевой системы. Немного приподняв •ее, оттягивают вручную вправо или влево вспомогательный канатик, заранее прикрепленный к головке балансира, при этом последняя отводится в сторону.

После разъединения сальникового штока от головки балансира разбирают устьевое оборудование.

Смена трубного штангового насоса

Смена трубного насоса связана с подъемом и спуском штанг я труб. В случае необходимости при смене насоса — поднимают штанги и трубы, а для ремонта плунжера — только штанги.

Проверка и смена трубного насоса. После разборки станка-качалки и устьевого оборудования из скважины извлекают насосные штанги с плунжером и укладывают рядами на мостках. Затем вместе с цилиндром насоса и защитным приспособлением, присоединенным к его приему, извлекают насосные трубы.

После окончания подъема насоса при помощи глубинной лебедки определяют глубину уровня и забоя в скважине. Если фильтр открыт, то приступают к спуску нового насоса. Если после проверки насоса на поверхности устанавливают, что цилиндр и плунжер его сильно сработаны, то их заменяют. Если

а 78

же они еще пригодны для дальнейшей эксплуатации, то их промывают керосином и вновь спускают в скважину.

Вначале спускают защитное приспособление (газовый, песочный или газопесочный якорь, сепаратор, фильтр, защитную сетку), затем, присоединив к нему приемную часть,— на трубах насос на заранее намеченную глубину. После этого сажают трубы на планшайбу, спускают плунжер на насосных штангах и, не допуская их на 5—6 м до цилиндра насоса, заливают водой спущенные в скважину насосные трубы. Помещают плунжер в цилиндр насоса и разъединяют приемный клапан, если насос трехклапанный. Заполнив насосные трубы водой до устья, определяют нижнее положение плунжера при максимальном наклоне головки балансира станка-качалки. После сборки устьевого оборудования скважины и станка-качалки, присоединения сальникового штока к головке балансира при помощи канатной подвески скважину запускают в работу. Так как насосные трубы до ее пуска были заполнены водой, то при первых же качаниях балансира начинается подача жидкости насосом.

Поднятый из скважины отработанный насос отправляют в промысловый ремонтньрй пункт для соответствующего осмотра и определения пригодности его к дальнейшей работе в других скважинах.

Замена клапанов. Для замены клапанов штанги вместе с плунжером насоса поднимают из скважины. Если насос трехклапанный, то предварительно ловят приемный клапан при помощи захватного приспособления, смонтированного на нижнем конце плунжера. Замена только шарика или седла, или же переворачивание седла не разрешается, так как на заводе седло притирается к шарику только с одной стороны.

После смены отработанных клапанов плунжер спускают в трубы на насосных штангах. Установив плунжер в цилиндр и отсоединив приемный клапан от нижнего его конца (если насос трехклапанный), штанги обмывают водой. Затем спущенные в скважину трубы заполняют водой, устанавливают устьевое оборудование, собирают станок-качалку, сальниковый шток присоединяют к канатной подвеске и пускают станок-качалку в работу.

В целях увеличения срока службы клапанных узлов прибегают к гуммированию шариков в седла клапанов, либо впрессовывают втулки из высокопрочной резины, полиуретана и других износостойких материалов.

Проверка и смена захватных приспособлений. У двухклапанных трубных штанговых скважинных насосов захватным приспособлением приемного клапана является соединительный шток, а у трехклапанных — байонетное захватное устройство или специальный замок. В зависимости от того, какой вид захватного приспособления вышел из строя, проводят подъем штанг или труб.

12* 173

Если у двухклапанного насоса произошел обрыв соединительного штока, то обычно поднимают насосные трубы, так как •спуск ловильного приспособления в цилиндр насоса для ловли конца оставшегося соединительного штока, ввинченного в клет--ку приемного клапана, может привести к порче втулок. В случае отвинчивания нижнего конца соединительного штока от -клетки приемного клапана последний вылавливают. Для этого на штангах спускают специальный палец, имеющий на своем нижнем конце резьбу, соответствующую резьбе соединительного штока, и несколько большую конусность. На высоте 1 м от .нижнего конца резьбы пальца на штангах устанавливают направление с диаметром несколько меньшим, чем диаметр плунжера, так, чтобы оно могло свободно проходить в цилиндр насоса, не нарушая его поверхности. При допуске штанг, благодаря направлению, резьба пальца попадает в резьбу клетки приемного клапана (чему в значительной мере способствует большая конусность резьбы пальца). Затем штанги вращают по часовой стрелке, свинчивая тем самым палец с клеткой, и лоднимают их на поверхность.

Так как при ловле приемного клапана насосные трубы обычно заполняют водой, то при подъеме штанг захваченный конус •срывается с места, и жидкость сливается из тр>б. Если во время подъема штанг жидкость остается в трубах, то операцию по ловле приемного клапана повторяют. После извлечения приемного клапана на дневную поверхность его проверяют и, если .необходимо, заменяют. Затем соединяют его с соединительным штоком плунжера и вместе с последним спускают в цилиндр «асоса.

В случае выхода из строя нижней части замка у трехкла-ланного насоса и необходимости проверки приемного клапана, лоднимают трубы и замок заменяют.

При выходе из строя верхней части замка у трехклапанного насоса, штанги вместе с плунжером поднимают и ремонтируют эту часть замка. Затем допускают штанги, захватывают приемный клапан, поднимают на поверхность и проверяют его состояние.

Смена вставного штангового насоса

У насосов этого типа наиболее часто приходится заменять узел посадочного конуса или клапанные узлы. В случае обнаружения дефектов в поднятом насосе его бракуют и заменяют.

Замена насоса. Из скважины поднимают отработанный насос и спускают в нее новый. Затем насосные трубы за-лолняют водой для проверки герметичности и правильности лосадки насоса и срывают его с посадочного гнезда. При этом вода из труб устремляется вниз, смывая частицы грязи и песка с наружной поверхности штанг и внутренней поверхности насосных труб.

180

Затем насос повторно устанавливают на место, трубы вновь заполняют водой, монтируют устьевое оборудование, присоединяют сальниковый шток к канатной подвеске и запускают станок-качалку.

Замена посадочного гнезда. Посадочное гнездо вставного насоса монтируют в рубашке, спускаемой в скважину на насосных трубах. Поэтому для замены рубашки необходимо поднять трубы.

При смене посадочного гнезда особое внимание следует уделять состоянию его конусной фаски, с помощью которой отделяется жидкость, находящаяся в насосных трубах и в скважине. Если на фаске имеются царапины или вмятины, необходимо убедиться в том, что само посадочное гнездо установлено в расточке рубашки и в процессе его закрепления перекоса не происходит. При этом проверяют состояние замковой пружины. Ее также заменяют новой, если в ранее работавшей обнаружен какой-либо дефект.

В случае перекоса посадочного гнезда в рубашке насоса жидкость после пуска станка-качалки поступать не будет. Поэтому рубашку следует проверить в собранном виде, затем на трубах спустить в скважину.

Обрыв или отвинчивание насосных штанг на одной и той же глубине характеризуется динамограммой одинаковой формы. После разборки станка-качалки из скважины поднимают ту часть колонны штанг, которая осталась после разъединения их. В насосные трубы на штангах спускают шлипс, который прочно захватывает оборванную штангу, после чего ее поднимают. Затем спускают полный комплект штанг, собирают наземное оборудование скважины и включают станок-качалку.

Для замены дефектных или оборвавшихся штанг на мостках должно находиться не менее двух запасных штанг соответствующего диаметра и марки стали.

При отвинчивании штанг в насосные трубы спускают штанговый ловитель (клапан). После захвата им штанг их поднимают из скважины, проверяют, соединяют с отвинтившимся концом и вновь спускают в трубы. Если резьба имеет дефект, то штанги заменяют новыми. Если обрыв или отвинчивание штанг произошло в нижней части колонны, то поднимают всю колонну.

Устранение заклинивания плунжера

Для устранения заклинивания плунжера насоса разбирают станок-качалку и устьевое оборудование и плавно подтягивают колонну насосных штанг. Затем многократно сажают и поднимают плунжер до полного выхода его из цилиндра. Если насос двухклапанный, то при этом жидкость, заполняющая трубы, устремляется в скважину и промывает цилиндр. Если насос

181

трехклапанныи, то при повторных подъемах и посадках плунжера захватывают (ловят) приемный клапан, вследствие чего жидкость из труб сливается в скважину.

Убедившись, что плунжер свободно перемещается по всей длине цилиндра и заеданий в это время не происходит, допускают его до нижнего положения и заливают насосные трубы водой. Затем вновь приподнимают штанги до полного выхода плунжера вместе с приемным клапаном из цилиндра. Вода из труб вновь стекает в скважину, попутно промывая цилиндр. Плунжер допускают до нижнего, в котором приемный клапан устанавливается в гнезде. Насосные трубы заливают водой, проводят сборку устьевого оборудования и станка-качалки и запускают скважину.

Если плунжер сильно заклинило и при подтягивании штанг вверх он остается неподвижным, то при помощи кругового штангового ключа отвинчивают штанги и поднимают по частям насосные трубы. Отвинтив по частям штанги и трубы, извлекают насос с заклиненным плунжером и спускают новый.

Во избежание заклинивания плунжера в цилиндре насоса рекомендуется: а) использовать насосные трубы диаметрами, соответствующими диаметрам насоса; б) применять защитные приспособления; в) обеспечивать соответствующие скорости подъема жидкости в насосных трубах; г) не допускать загрязнения штанг на мостках; д) промывать колонну штанг после спуска их в трубы.

Если при подтягивании штанг плунжер сильно заклинило, та во время натяжки колонны штанг dacoc выходит из замковой пружины, в результате его со штангами извлекают из скважины. Затем спускают новый насос, трубы заливают водой, проверяют герметичность насоса, проводят сборку устьевого обо* рудования и станка-качалки и скважину запускают в работу.

В случае заклинивания плунжера вставного насоса трубы извлекать не следует. Тогда лишь плавно поднимают штанги вместе с насосом и заменяют его новым.

РЕМОНТ СКВАЖИН, ОБОРУДОВАННЫХ ПОГРУЖНЫМИ ЦЕНТРОБЕЖНЫМИ ЭЛЕКТРОНАСОСАМИ

Подготовка к спуску и спуск ЭЦН. Подготовка скважин к спуску в них погружного агрегата заключается в проверке состояния эксплуатационной колонны (от устья до глубины, превышающей глубину спуска агрегата на 100— 150 м) шаблоном, диаметр которого должен быть на 4 мм больше максимального наружного диаметра погружного агрегата-и длиной не менее 9 м. При этом следует избегать спуска шаблона в фильтровую часть.

Перед спуском ЭЦН подготавливают рабочее место, устанавливают мостки для укладки на них деталей погружной

182

•установки, монтируют подвесной ролик ко второму поясу вышки, подготавливают вспомогательные приспособления и инструмент для соединения отдельных частей погружного агрегата и крепления кабеля.

Подвесной ролик служит для направления кабеля, обегаемого с верхней части барабана, к устью скважины, облегчения операций по спуску и подъему и недопущения перегибов. Кабе-ленаматыватель устанавливают в 15—17 м от устья скважины в поле зрения тракториста. Ось барабана должна быть перпендикулярна к линии, соединяющей центры его и устья скважины.

Работы по спуску погружного центробежного электронасоса в скважину выполняют в следующем порядке: на устье скважины двигатель соединяют с гидрозащитной и насосом; надевают монтажный хомут на компенсатор, поднимают его с мостков и спускают в скважину до посадки на фланец эксплуатационной колонны; снижают транспортировочную крышку компенсатора, надевают хомут на двигатель, приподнимают его над устьем скважины и снимают нижнюю транспортировочную крышку; соединяют двигатель с компенсатором, вывичнивают пробку и открывают перепускной клапан, отвинтив его на 3—4 оборота; вновь завинчивают пробку и снимают хомут с компенсатора, спускают двигатель в скважину до установки хомута на фланец эксплуатационной колонны; снимают крышку кабельного ввода двигателя, промывают контакты трансформаторным маслом и замеряют сопротивление изоляции двигателя и кабеля. Оно должно быть не менее 10 кОм.

После всех этих операций вывинчивают пробку двигателя, в отверстие ввинчивают штуцер маслонасоса и прокачивают масло до перелива его через отверстие в колодке кабельного ввода, соединяют муфту кабеля с колодкой токоввода двигателя и устанавливают на место крышку. Затем испытывают на герметичность кабельный ввод и фланцевое соединение с компенсатором при давлении масла 1,0 МПа в течение 5 мин. При этом течь и запотевание недопустимы. При опрессовке перепускной клапан компенсатора должен быть открыт.