Обсадные трубы австрийского производства 146 VA-GT

Маркировка обсадных труб

На трубе на расстоянии 0,4 – 0,6 м от одного из концов должна быть четко нанесена маркировка ударным способом или накаткой:

· Условный диаметр трубы в мм,

· Номер трубы

· Группа прочности

· Толщина стенки в мм

· Товарный знак или наименование предприятия-изготовителя и товарный знак

· Месяц и год выпуска

Место нанесения маркировки должно быть обведено или подчеркнуто устойчивой светлой краской. Высота знаков маркировки должна быть 5-8 мм. Рядом с маркировкой ударным способом или накаткой на каждой трубе должна быть нанесена маркировка устойчивой светлой краской:

· Условный диаметр трубы в мм,

· Группа прочности

· Толщина стенки в мм

· Длина трубы в см

· Масса трубы в кг

· Тип соединения (кроме труб с короткой треугольной резьбой)

· Вид исполнения (при поставке труб исполнения А)

· Товарный знак или наименование предприятия-изготовителя и товарный знак

Высота знаков маркировки должна быть 35-60 мм.

На каждой муфте должна быть четко нанесена маркировка накаткой или ударным способом товарного знака предприятия-изготовителя, группы прочности, буквы С- специальных муфт к трубам ОТТМ и ОТТГ и вида исполнения муфты (для муфт исполнения А)

Производитель трубы фирма VOEST-ALPINE (Австрия). Техническая характеристика приведена в таблице 10.1.9.

Таблица 10.1.9

Наружный диаметр, мм	146,05
Толщина стенки, мм	7,0	7,7	8,5
Внутренний диаметр, мм	128,9	127,52	125,8
Вес 1 метра трубы, кг	23,99	27,26	28,82
Наружный диаметр муфты, мм
Длина муфты, мм
Рекомендуемый крутящий момент докрепления резьбового соединения, Н*м
Минимальный
Оптимальный
Максимальный
Внутреннее давление (бюллетень АНИ 5С3-раздел 3), кгс/см^2	323,58	355,93	392,92
Предел текучести тела резьбы (бюллетень АНИ 5С3-раздел 2), кг	118350,75	129530,45	142161,34
Сопротивление смятию (бюллетень АНИ 5С3- раздел 1/1989), кгс/см^2	259,4	315,36	378,43

Резьба типа VA-GT, трапециидальная, с шагом 5,08 мм и с коническим уплотнением. Обеспечивает при свинчивании ниппеля и муфты беззазорное и бесступенчатое соединение внутри муфты. Марка стали j-55 (js). На теле трубы нанесена краской следующая маркировка: товарный знак завода; диаметр и толщина стенки; вес 1 п.м трубы; марка стали; длина трубы; вес трубы; тип резьбы; индекс; номер трубы.

Для соединения труб с резьбой VA-GT с обсадными трубами, имеющими резьбы ОТТМ и ТБО используются переходные трубы (патрубки), имеющие плавный переход с одного внутреннего диаметра на другой. Переходные патрубки типа ПП146х7/146х8,5; ПП146х8,5/146х7.

10.2. ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ОСНАСТКА ОБСАДНЫХ КОЛОНН.

Элементы оснастки обсадных колонн представляют комплекс устройств, применяемый для успешного спуска обсадных ко­лонн и качественного цементирования скважин, надежного разобщения пластов и нормальной последующей эксплуатации скважин.

10.2.1. Башмак с направляющей насадкой предназначен для обо­рудования нижней части обсадной колонны с целью повыше­ния ее проходимости по стволу скважины и предупреждения повреждения нижней трубы при посадках. Башмаки присое­диняют к нижней части обсадной колонны на резьбе или сварке. Направляющие насадки в основном изготовляютизчугуна или бетона. В промежуточных колоннах при после­ дующем углублении ствола их разбуривают. Для обсадных колонн диаметром 351 мм и более в ряде случаев применяют башмаки с фаской без металлических направляющих насадок с целью исключения работ по разбуриванию металла на забое.

Башмачный патрубок с отверстиями применяют в тех слу­чаях, когда существует опасность забивания промывочных отверстий направляющей насадки.

Рисунок 10.2.1.Башмак колонный БКМ-146

Характеристики башмаков.

Таблица 10.2.1

Параметры	Шифр башмака
БКМ-140, БКМ-140 ОТТМ	БКМ-146, БКМ-146 ОТТМ	БКМ-168, БКМ-168 ОТТМ	БКМ-245, БКМ-245 ОТТМ	БКМ-324, БКМ-324 ОТТМ
Условный диаметр обсадных труб, мм
Наружный диаметр башмака, мм
Высота башмака, мм
Диаметр центрального отверстия, мм
Масса, кг

10.2.2. Обратный клапан предназначен для предотвращения пе­ретока бурового или тампонажного раствора из заколонного пространства в обсадную колонну в процессе крепления скважины. Его монтируют в башмаке обсадной колонны или на 10-20 м выше него. Обратные клапаны изготовляют корпусными и бескорпус­ными. По виду запорного элемента они делятся на тарельча­тые, шаровые и имеющие шарнирную заслонку.

По принципу действия различают три группы обратных клапанов:

а) исключающие перемещение жидкости из зако­лонного пространства в обсадную колонну при ее спуске в скважину;

б) обеспечивающие самозаполнение спускаемой обсадной колонны буровым раствором при определенном (задаваемом) перепаде давлений над клапаном и в заколонном пространстве, но исключающие возможность обратной циркуляции раствора;

в) обеспечивающие постоянное самоза­полнение обсадной колонны раствором при спуске в скважину и позволяющие ее промывку методом обратной циркуляции, они включаются в работу после доставки запорного элемента клапана с поверхности в его корпус.

Если возможны газонефтеводопроявления, но отсутствуют поглощения, то при креплении вертикальных и наклонно на­правленных скважин следует применять обратные клапаны соответственно первой и второй групп. При возможности по­глощения и отсутствии проявления пластов целесообразно использовать клапаны третьей группы при креплении верти­кальных и наклонно направленных скважин.

Характеристики обратных клапанов.

Таблица 10.2.2

Наименование параметров	Шифр клапана
ЦКОДМ-140 ЦКОДМ-140 ОТТМ; ЦКОДМ-140 ОТТГ	ЦКОДМ-140 ЦКОДМ-140 ОТТМ; ЦКОДМ-140 ОТТГ	ЦКОДМ-140 ЦКОДМ-140 ОТТМ;	ЦКОДМ-245, ЦКОДМ-245 ОТТМ	ЦКОДМ-324, ЦКОДМ-324 ОТТМ	КОДГ-146
Максимальное рабочее давление, МПа
Наружный диаметр D, мм
Внутренний диаметр корпуса клапана D1, мм	118,7	124,7	144,1			124,7
Диаметр шара d, мм
Высота клапана Н, мм	360 (395)	360(395)
Масса клапана, кг	17,8(19,3)	19,4(21)	24,4

Рисунок 10.2.2. Клапан обратный дроссельный для горизонтальных скважин КОДГ

1-корпус; 2-кольцо нажимное; 3-кольцо; 4-диафрагма; 5,6-набор разрезных шайб; 7-ограничитель; 8-пята; 9-дроссель; 10-пружина; 11-втулка; 12-упор; 13-кольцо уплотнительное; 14-шар.

Рисунок 10.2.3. Клапан обратный дроссельный модернизированный ЦКОДМ

1-корпус;2-кольцо нажимное; 3-диафрагма; 4,5- набор разрезных шайб; 6-кольцо; 7-шар; 8-ограничитель; 9-пята; 10-пружина; 11-втулка; 12-упор.

10.2.3. Головка цементировочная универсальная предназначена для обвязки устья при цементировании нефтяных и газовых скважин в одну и более ступеней с одновременным расхаживанием обсадных колонн, а также в случаях манжетного цементирования.

Характеристика цементировочных головок

Таблица 10.2.3

Наименование показателей	ГЦУ-140 ГЦУ-146	ГЦУ-168	ГЦУ-178	ГЦУ-245
Условный диаметр, мм	140-146
Наибольшее рабочее давление, МПа
Внутренний диаметр головки, мм
Масса, кг

Рисунок 10.2.4. Головка цементировочная.

10.2.4. Упорное кольцо (кольцо "стоп") предназначено для полу­чения четкого сигнала об окончании процесса продавливания тампонажного раствора при цементировании скважины. Его изготовляют из серого чугуна и устанавливают в муфте об­садной колонны на расстояния 10-30 м от башмака.

10.2.5. Центраторы применяют для центрирования обсадной ко­лонны в стволе скважины с целью равномерного заполнения кольцевого пространства тампонажным раствором/и качест­венного разобщения пластов. Кроме того, они облегчают про­цесс спуска обсадной колонны, уменьшая силу трения между обсадными трубами и стенками скважины, увеличивают сте­пень вытеснения бурового раствора тампонажным вследствие образования локальных завихрений восходящего потока рас­твора в зонах центраторов, а также облегчают работу по под­веске хвостовиков и стыковке секций обсадных колонн в ре­зультате центрирования их верхних концов.

Центраторы по конструкции делятся на разъемные и не­разъемные, пружинные и жесткие, а по характеру закрепле­ния пружинных планок - на сварные и разборные. Их обыч­но устанавливают в средней части каждой обсадной трубы, т.е. в местах наибольшего изгиба.

При креплении наклонно направленных скважин примене­ние центраторов обязательно.

Рисунок 10.2.5. Центратор типа ЦЦ

Основные параметры центраторов

Таблица 10.2.4

Обозначение центратора	Наружный диаметр, мм	Внутренний диаметр, мм	Максимальная радиальная нагрузка,Н	Количество планок, шт	Масса, кг
ЦЦ-140/191-216-1					9,0
ЦЦ-146/216-1					9,2
ЦЦ-168/216-245-1					10,5
ЦЦ-245/295-320-1					15,0
ЦЦ-2-140/216					8,0
ЦЦ-2-146/216					8,4
ЦЦ-2-168/216					9,9
ЦЦ-4-245/295					14,2
ЦЦ-4-273/320					15,2
ЦЦ-4-324/394					18,7
ЦЦ-4-340/445					20,3

10.2.6. Скребки используют для разрушения корки бурового рас­твора на стенках скважины при спуске обсадной ко­лонны в процессе ее цементирования для образования прочного цементного кольца за обсадной колонной. Проволочные скребки корончатого типа комплектуют упорным кольцом "стоп" с витым клином и устанавливают на обсадной колонне рядом с центратором, выше и ниже каждого из них. Допускаемая осевая нагрузка на ограничительное кольцо СК 1,18 тс.

Рисунок 10.2.6. Скребок корончатый типа СК.

1-корпус; 2-штифт; 3-скребущие элементы; 4-накладки; 5-стопорные кольца; 6-клинья; 7-обсадная труба.

10.2.7. Турбулизаторы предназначены для завихрения восходя­щего потока тампонажного раствора в затрубном пространст­ве при цементировании скважины. Их устанавливают на об­садной колонне в зонах расширения ствола скважины на рас­стоянии не более 3 м друг от друга. Лопасти турбулизаторов могут быть металлическими или резиновыми (резина покры­вается двумя слоями кордной хлопчатобумажной ткани). Угол наклона лопастей турбулизатора типа ЦТ к его вертикальной оси 3⁰; допустимая осевая нагрузка на корпус 1,18 тс.

Рисунок 10.2.7. Центраторы-турбулизаторы с упругими (ЦТ) и жесткими (ЦТГ) лопастями; 1-накладки; 2-упругие лопасти; 3-корпус; 4-винтовой клин.

10.2.8. Муфты ступенчатого цементирования применяют для крепления скважин в тех случаях, когда возникает необходи­мость подъема тампонажного раствора на большую высоту (до 3000 м и более). При оснащении обсадных колонн ука­занными муфтами становится возможным цементирование скважин в две ступени как с разрывом во времени между ступенями, так и без него. В стволе скважин их рекомендует­ся устанавливать в интервалах устойчивых непроницаемых пород и на участках, где отсутствуют уширения, каверныилижелобообразования, а в наклонно направленных скважинах -также в вертикальной части ствола.

Параметры муфт для ступенчатого цементирования и пакеров.

Таблица 10.2.5

Шифр изделия	Наружный диаметр, не более, мм	Внутренний диаметр, не менее, мм	Длина в рабочем положении, не более, мм
МЦП-140М
МЦП-146М
МЦП-168М
ППГУ-140
ППГУ-146
ППГУ-146 СМЦ 1Т
ППГУ-146 СМЦ 1М
ППГУ-146 СМЦ 2Т
ППГУ-146 СМЦ 2М
ППГУ-168

Примечание. В шифрах изделий:

140, 146, 168 – наружный диаметр обсадной колонны, на которой устанавливаются муфта и пакер;

М - исполнение муфты специально для манжетного цементирования;

СМЦ - исполнение пакера специально для манжетного и селективно-манжетного цементирования;

1,2 - количество секций рукавного уплотнительного элемента;

Т, М - исполнение силового слоя рукавного уплотнительного элемента – соответственно, тканевый и металлический.

Основные технические данные пакеров типа ППГУ

Таблица 10.2.6

Наименование показателя	ППГУ-146 СМЦ 1Т	ППГУ-146 СМЦ 2Т	ППГУ-146 СМЦ 1М	ППГУ-146 СМЦ 2М
Максимальный перепад давления между разобщенными зонами при номинальном коэффициенте пакеровки, МПа	16,5		16,5
Избыточное давление в проходном канале при подготовки пакера срабатыванию, не менее МПа
Управляющее давление установки пакера, МПа
Перепад давления на редукционно-обратный клапан, обеспечивающий подачу жидкости под нижний уплотнительный элемент, не менее, МПа
Длина перекрываемой уплотнительным элементом пакера зоны, мм не более
Расстояние от торца муфты пакера до его уплотнительного элемента, не более, мм
Максимальная рабочая температура, град С
Максимальное внутреннее избыточное давление на корпус пакера, МПа
Максимальное наружное избыточное давление на корпус пакера, МПа
Максимальная растягивающая осевая нагрузка на корпус пакера, кН
Диаметр проходного канала, мм
Наружный диаметр, мм
Длина в рабочем положении, мм
Масса, кг

Рисунок 10.2.8. Пакер проходной гидравлический универсальный заколонный типа ППГУ. 1-присоеденительный переводник; 2- стальная обойма; 3-рукав; 4-корпус уплотнительного узла; 5-стальная обойма; 6-клапан пакеровки-допакеровки; 7-уравнительный клапан; 8-предохранительныцй клапан; 9-корпус–патрубок; 10-втулка; 11-седло радиально-разжимное; 12-пробка полая срезная; 13-верхний присоединительный переводник

Рисунок 10.2.9. Пакер двухступенчатого и манжетного цементирования типа ПДМ.

1-корпус уплотнительного элемента; 2-уплотнительный элемент рукавного типа; 3-обжимные кольца; 4-корпус клапанного узла; 5-нижняя втулка; 6-кольцо; 7-уплотнительные кольца; 8-срезные винты; 9-втулка; 10-уплотнительные кольца; 11-срезные штифты; 12-верхняя втулка; 13-уплотнительное кольцо; 14-пружинный разрезной фиксатор; 15-штифты; 16-кольцо; 17-гильза.

Технические характеристики пакеров типа ПДМ Таблица 10.2.7

Наименование показателей	Величина
ПДМ140	ПДМ140-1 ПДМ140-3	ПДМ140-2	ПДМ146	ПДМ146-1 ПДМ146-2	ПДМ168-1	ПДМ168-2	ПДМ168-3	ПДМ178-1	ПДМ178-2
Условный диаметр колонны, мм
Наружный диаметр пакера, мм
Диаметр проходного канала, мм
Рабочая длина уплотнительного элемента, мм
Длина пакера, мм
Масса, кг
Присоединительная резьба по ГОСТ 632-80	ОТТМ-140	ОТТМ-140	ОТТМ-140	ОТТМ-146	ОТТМ-146	ОТТМ-168	ОТТМ-168	ОТТМ-168	ОТТМ-178	ОТТМ-178
Рукав уплотнительный ТУ 38 1052023-92	РУП 142 РУПТ142	РУП СП Т 147 РУП СП 147	РУП147 РУП Т 147	РУПСПТ 147 РУПСП 147	РУП 168 РУП Т 168	РУП162 РУП Т 162	РУПСПТ168 РУП СП168	РУПСПТ175 РУП СП175	РУПСПТ178 РУП СП178
Максимальный перепад давления на уплотнительных элементах, МПа		17,5	17,5		17,5			17,5
Давление пакеровки, МПа,	Минимальное-8, максимальное -10
Максимальный расход жидкости через пакер, л/с
Максимальная рабочая температура, ^0С
Максимальное наружное давление на корпус, МПа
Максимальное внутреннее давление, МПа
Максимальная грузоподъемность, кН

По требованию заказчика допускается использовать рукава резино-троссовые соответствующих размеров (ГАТЕ 286-85) фирмы «Таурус» Венгерская республика.

Состав пакера типа ПДМ

Таблица 10.2.8

Наименование составной части	Обозначение составной части
ПДМ 140 ПДМ 140-1	ПДМ 140-2	ПДМ 140-3	ПДМ 146	ПДМ 146-1	ПДМ 146-2	ПДМ 168-1	ПДМ 168-2, ПДМ 168-3	ПДМ 178-1, ПДМ 178-2	Кол-во шт.
Заглушка	ПДМ.030	ПДМ.030	ПДМ.030	ПДМ.030-01	ПДМ.030-01	ПДМ.030-01	ПДМ.168.030	ПДМ.168.030	ПДМ.168.030-01
Заглушка	ПДМ.040	ПДМ.040	ПДМ.040	ПДМ.040-01	ПДМ.040-01	ПДМ.040-01	ПДМ.168.040	ПДМ.168.040	ПДМ.168.040-01
Пробка	ПДМ.050	ПДМ.050	ПДМ.050	ПДМ.050	ПДМ.050	ПДМ.050	ПДМ.168.050	ПДМ.168.050	ПДМ.168.050
Пробка	ПДМ.060	ПДМ.060		ПДМ.060	ПДМ.060		ПДМ.168.060	ПДМ.168.060	ПДМ.168.060
Пробка	ПДМ.070	ПДМ.070		ПДМ.070	ПДМ.070		ПДМ.168.070	ПДМ.168.070	ПДМ168.070
Пробка	ПДМ.070-01	ПДМ.070-01		ПДМ.070-01	ПДМ.070-01		ПДМ.168.070-01	ПДМ.168.070-01	ПДМ.168.070-01
Пробка			ПДМ.070-02			ПДМ.070-02
Патрубок	ПДМ.080	ПДМ.080-02		ПДМ.080-01	ПДМ.080-03		ПДМ.168.080	ПДМ.168.080-01	ПДМ.168.080-03
Пробка	ПДМ.090	ПДМ.090		ПДМ.090-01	ПДМ.090-01		ПДМ168.090	ПДМ168.090	ПДМ.168.090-01
Патрубок	ПДМ.043	ПДМ.043-01	ПДМ.043	ПДМ.043-02	ПДМ.043-03	ПДМ.043-03	ПДМ168.043	ПДМ168.043-01	ПДМ168.043-03

Рисунок 10.2.10. а- пробка ПДМ.050.; б- пробка ПДМ.060; в- пробка ПДМ.070; г- пробка дополнительная ПДМ.070-01; д- пробка дополнительная ПДМ.070-02;е- пробка проточная ПДМ.090-01; ж- патрубок ПДМ.080.

Характеристики пробок ПДМ.

Таблица 10.2.9

Обозначение	Условный диаметр, мм	D, мм	D1, мм	D2, мм	L, мм
ПДМ.050	140, 146
ПДМ.168.050	168, 178
ПДМ.060	140, 146
ПДМ.168.060	168, 178
ПДМ.070	140, 146
ПДМ.168.070	168,178
ПДМ.070-01	140, 146
ПДМ.168.070-01	168, 178
ПДМ.070-02	140, 146
ПДМ.168.070-02	168, 178
ПДМ.090.
ПДМ.090-01
ПДМ.168.090.
ПДМ.168.090-01
ПДМ.080			ОТТМ-140
ПДМ.080-01			ОТТМ-146
ПДМ.080-02			ОТТМ-140
ПДМ.080-03			ОТТМ-146
ПДМ168.080			ОТТМ-168
ПДМ168.080-01			ОТТМ-168
ПДМ168.080-03			ОТТМ-178

10.2.9. Разъединители хвостовиков и секций обсадных колонн предназначены для безопасного спуска на бурильных трубах и для цементирования потайных колонн (хвостовиков) или секций обсадных колонн и последующего отсоединения от них бурильных труб. Разъединители делятся на резьбовые (левая резьба) и безрезьбовые, к которым относятся кулачковые, замковые и штифтовые разъединители. Разъединители осна­щены внутренним пакерующим узлом для обеспечения цирку­ляции жидкости через башмак потайной колонны или секции обсадной колонны после отсоединения обсадных труб от бу­рильных в разъединителе и цементирования их. Наличие сек­ционной разъединительной пробки в разъединителях позволя­ет в процессе цементирования потайных колонн и секций об­садных колонн разобщать тампонажный раствор и продавочную жидкость.

10.2.10. Подвесные устройства применяют для подвешивания хво­стовиков или секции обсадных колонн в стволе скважины с целью предотвращения их изгиба от действия собственного веса. Глубинную подвеску потайных колонн и секций обсад­ных колонн при креплении скважин производят тремя спосо­бами: на цементном камне, клиньях и опорной поверхности. Потайные колонны и секции обсадных колонн можно подве­шивать на цементном камне в обсаженной и необсаженной частях ствола без ограничений их длины, глубины скважины и кольцевых зазоров, но при обязательном подъеме тампо­нажного раствора на всю длину цементируемой колонны.

Комплекс технических средств для спуска, подвески и герметизации хвостовиков 114 мм без их цементирования ПХН 114 / 168

ПХН 114 /168 комплекс технических средств для спуска и подвески хвостовика диаметром 114 мм с установкой заколонных проходных пакеров между скважинными фильтрами и герметизацией межтрубного пространства при установке хвостовика в колонне 168 мм.

В комплекс технических средств ПХН 114 /168 входят: модуль разъединителя подвески; модуль пакера подвески; модуль якоря подвески; фильтр типа ФГС; дроссельный клапан; обратный клапан; башмак; центратор.

При использовании комплекса технических средств осуществляется следующая совокупность технологических операций:

· спуск комплекса технических средств в составе хвостовика 114 мм на транспортировочной колонне труб;

· проведение промывок скважины, и при создании определенного расхода жидкости (5 -6 л/сек), приведение в действие дроссельно-запорного клапана и создания внутреннего давления для приведения в действие технических средств;

· приведение в действие заколонных проходных пакеров, установленных между скважинными фильтрами;

· приведение в действие модульных узлов подвески хвостовика

· проведение промывки и подъем транспортировочной колонны.

Приведение в действие технических средств обеспечивается последовательно от забоя к устью скважины поэтапным повышением внутреннего избыточного давления в хвостовике, соединенном с транспортировочной колонной. Повышение внутреннего избыточного давления осуществляется в заданном режиме с предварительной настройкой каждого технического средства на поверхности. Исходные данные и основные конструктивные параметры комплекса технических средств ПХН 114 / 168 приведены в таблице 10.2.10.

Комплекс технических средств для спуска, подвески и цементирования хвостовиков диаметром 114 мм ПХЦ 114/168.

В состав комплекса ПХЦ 114/168 входят: башмак колонный УСПГХ 114/168.080; тарельчатый обратный клапан УСПГХ 114/168.070; капан рассекатель УСПГХ 114/168.100; "стоп" патрубок УСПГХ 114/168.090А; узел якоря ПХЦ 114/168.030; узел пакера ПХЦ 114/168.020; узел разъединителя ПХЦ 114/168; полая подвесная пробка УСПГХ 114/168.010А; патрубок цементировочный ПЦ 114.000; пробка цементировочная УСПГХ 114/168.050А; жесткий центратор прямоточный ЦПЖ-114

При использовании комплекса технических средств осуществляется следующая совокупность технологических операций:

· спуск комплекса технических средств в составе хвостовика 114 мм на равнопроходной транспортировочной колонне труб с внутренним диаметром не менее 55 мм;

· проведение прямого цементирования хвостовика с пуском поролоновой пробки перед закачкой цементного раствора и пуском верхней цементировочной пробки для разделения цементного раствора от продавочной жидкости;

· стыковка верхней цементировочной пробки с полой цементировочной пробкой, установленной в подвеске хвостовика;

· продавливание цементного раствора в затрубное пространство хвостовика и получение сигнала (стоп) при давлении Рз - 10,0 МПа;

· приведение в действие модульных узлов подвески хвостовика

· проведение промывки и подъём транспортировочной колонны.

Приведение в действие технических средств обеспечивается последовательно от забоя к устью скважины за несколько приемов повышения внутреннего избыточного давления в хвостовике, соединенном с транспортировочной колонной. Повышение внутреннего избыточного давления осуществляется в заданном режиме с предварительной настройкой каждого технического средства на поверхности.

Дата добавления: 2015-07-13