Аварийная труба в бурении требования

Большая Энциклопедия Нефти и Газа

Аварийная труба

Аварийные трубы рассредоточивают по блокпостам, хранят в виде неприкосновенного запаса и используют только но прямому на — значению. Трубы укладывают по группам в стеллажах по диаметрам. К стеллажам должен быть свободный подъезд. [1]

Аварийные трубы не поддаются отвинчиванию. [3]

Если аварийные трубы , захваченные овершотом, не поддаются подъему, рекомендуется их расхо-дить при небольшой нагрузке. Если и при этом не удается поднять пойманные трубы, необходимо прибегнуть к вращению под натяжкой колонны бурильных труб с овершотом вправо, при этом пружины овершота будут скручиваться и отжиматься к стенкам корпуса, после чего муфта захваченной трубы проскочит между пружинами и овершот освободится. Колокола служат для ловли насосно-компрессорных труб, если конец их сорван ( испорчен) или вырвана муфта и остался голый конец. [4]

Ввод в аварийные трубы метчика-калибра осуществляют так же, как и тру-боловок. При вращении метчика-калибра против часовой стрелки внутри муфты аварийной трубы нарезается резьба и, таким образом, метчик-калибр прочно соединяется с последней. После этого извлекают трубы или отвинчивают муфту. [5]

При ловле аварийных труб обычно труболовку, не доводя до верхнего конца последних, осторожно вводят в них до упора кольца 2 о верхний конец трубы. [7]

При отвинчивании аварийных труб ( если их не удается извлечь целой колонной) натяжка инструмента по индикатору массы должна несколько превышать массу труб, расположенных выше труболовки. [8]

Для захвата аварийных труб труболовкой натягивают инструмент и затем поднимают всю 114-мм колонну труб целиком либо по частям вращением колонны бурильных труб против часовой стрелки. [9]

Введя труболовку внутрь аварийной трубы , промывку прекращают и выжидают некоторое время, пока уровни жидкости в бурильных трубах и в скважине не сравняются. После этого поршень-штуцер, не испытывая перепада давления, под действием пружины поршня перемещается в крайнее верхнее положение, что, в свою очередь, вызывает радиальное перемещение фиксатора. В результате фиксаторы утапливаются и не препятствуют перемещению стержня вверх относительно кожуха и плашкодержателя. При натяжении инструмента зубья плашек врезаются в стенки ловимой трубы под действием радиальных сил, возникающих вследствие расклинивания плашек стержнем труболовки. [10]

Разрушающие нагрузки для аварийных труб в несколько раз меньше, чем расчетные, в связи с чем у этих труб не происходило пяасти-ческое деформирование макроскопических участков материала. Регламентируемые ГОСТ 632 — 80 механические свойства материала обсадных труб не определяют их склонность к хрупкому разрушению. Отсутствие непосредственной зависимости механических свойств материала и предельной нагрузки при хрупком разрушении указывает на несоответствие разрушающих давлений прочности аварийных труб. Механизм разрушения труб от внутреннего давления изучен недостаточно, не обоснованы параметры, характеризующие склонность тру б к разрушению. [11]

При спуске труболовки в аварийные трубы плоские пружины ее сжимаются. Затем приподнимают бурильные трубы с труболовкой, в результате чего плашки захватывают аварийные трубы. При необходимости освобождения труболовки бурильные трубы резко опускают, благодаря чему плашки и плашкодержатель перемещаются в верхнее положение, освобождаясь от захвата. Чтобы зафиксировать плашки в этом положении, вращают бурильные трубы влево. При этом вращаются верхний, средний и нижний стержни, а фиксатор, который удерживается от вращения пружинами, начинает перемещаться вверх и своим буртом удерживает плашкодержатель и плашки в верхнем положении. Труболовка освобождается и может быть извлечена из скважины. [13]

При спуске труболовки в аварийные трубы плоские пружины ее сжимаются. [14]

Метчики-калибры применяются при ловле аварийных труб только за внутреннюю поверхность муфты, или в случаях, когда трубу невозможно захватить за наружную поверхность вследствие малого зазора между муфтой трубы и эксплуатационной колонной, либо, наконец, в случаях смятия и других дефектных нарушений колонны и засорения внутренней поверхности ловимых труб песком или металлической окалиной. Например, при ловле 3 труб в 5 колонне или 4 труб в б колонне сначала отвинчивают метчиком-калибром муфту или замок, а затем производят ловлю самих труб каким-либо ловильным инструментом. [15]

Источник

На мостках необходимо иметь аварийную бурильную трубу с переводником под обсадную трубу или применять превентор, в котором заменены плашки под обсадные трубы.

1. Бурильщик не прекращая промывку скважины (если шаровой кран установлен и бурильные трубы соответствует размеру плашек превентора) приподнимает бур. инструмент на длину ведущей трубы так, чтобы замок первой трубы с шаровым краном находился над столом ротора на уровне ключа АКБ, а против плашек превентора находилась гладкая часть трубы.

2. Второй помощник останавливает насос по указанию бурильщика.

3. Бурильщик, подвесив трубы на талях, фиксирует тормоз лебедки.

4. Первый и третий помощники демонтируют клинья ПКР.

5. Первый и третий помощники проверяют открытость задвижек и дросселя на сепаратор или желоб.

На блоке дросселирования 3 задвижки должны быть открытыми (нарабочий дроссель и на сепаратор), остальные 5 задвижек закрыты. Открыты оба дросселя. На блоке глушения закрыты все задвижки.

6. Бурильщик совспомогательного пульта открывает коренную задвижку на линии дросселирования и закрывает верхнии плашечный превентор, первый и третий помощники убедившись в движении жидкости по линии дросселирования, фиксируют ручным приводом схождение плашек превентора. (первый со стороны блока дросселирования,третий — блока глушения)

7. По команде бурильщика первый помощник закрывает дроссель на сепаратор или желоб.

8. Бурильщик регистрирует избыточное давление на стояке и в затрубном пространстве, не допуская при этом не более 80% допустимого давления для устья скважины и гидроразрыва пород под башмаком последней спущенной колонны.

9. Первый помощник сообщает диспетчеру об осложнении на скважине. Форма доклада: — № скважины, наименование месторождения; — время возникновения ГНВП и ОФ; — обстоятельства и причины возникновения; — Ø и глубина спуска последней колонны, наличие инструмента в скважине, тип установленного ПВО; — характер фонтанирования (вид флюида), наличие горения, осложнённость, компактность или распыленность струи; — наличие и вид связи; — состояние устья скважины; — принятые вахтой первоочередных мер согласно ПЛА; — присутствие на скважине руководителей, других должностных лиц, оповещённость необходимых служб; — наличие подъездных путей.

10. Дальнейшие работы по ликвидации проводятся по специальному плану, выработанному штабом.

11. В случае необходимости промывки скважины промывочной жидкостью, ОБРАБОТАННОЙ НЕЙТРАЛИЗАТОРОМ сероводорода с целью вымыва флюида, эти работы проводятся с созданием противодавления на пласт в следующем порядке:

12. Первый и третий помощники закрывают дроссель, открывают задвижку на сепаратор и открывают дроссель, стравливая давление по 3-4 атм. в минуту, открывают шаровой кран под ведущей трубой.

13. Второй помощник по сигналу бурильщика включает насос, следит за работой насоса, уровнем жидкости в ёмкостях и давлением промывки.

14. Бурильщик регулирует степень открытия дросселя так, чтобы промывка происходила противодавлением на пласт, для чего давление на блоке дросселирования устанавливает выше на 5-10 атм. (Ризб. кп.+5-10атм.) и засекает при этом установившееся на стояке давление, которое принимается за начальное давление Рн.

Дальнейший вымыв флюйда производится при постоянном давлении на стояке Рн, что обеспечивается регулированием дросселем.

16. Первый помощник (лаборант) через каждые 5 минут замеряет плотность ПЖ после дегазатора, следит за наличием газа, сероводорода в ней. Газированный (перебитый) раствор сбрасывается в амбар. После устранения загазованности производить контрольные замеры воздушной среды.

1. Причины перехода возникшего ГНВП в открытый фонтан.

Основными причинами перехода ГНВП в ОФ являются:

Неправильные действия вахты.

Неправильные действия специалистов.

Технические неисправности.

Неправильные действия вахты:

-Несоответствие размера, диаметра плашек диаметру инструмента, срыв плашек превентора при расхаживании колонны труб.

-Недостаточная дегазация раствора при возникновении ГНВП.

-Несвоевременное обнаружение возникшего ГНВП.

-Недостаточная обученность производственного персонала, низкая квалификация, неправильное принятие решений.

Читайте так же:  Монтаж хомута для трубы расценка в смете

-Низкая трудовая и производственная дисциплина.

-Отсутствие в компоновке бур. колонны шарового крана или обратного клапана.

Неправильные действия специалистов:

-Несоответствие конструкции скважины фактическим горно-геологическим условиям (неправильный расчет глубины спуска колонны, марка стали, диаметр колонны).

-Отступление от проектной конструкции скважины, нарушение техн. и условий спуска обсадных труб (…герметизирующая смазка).

-Некачественное цементирование обсадных труб,(… ОЗЦ не был выдержан, и т.д).

Затягивание начала работ по ликвидации ГНВП.

Технические неисправности:

-Несоответствие прочностных характеристик установленного -ПВО фактическим давлениям, возникающим при ГНВП.

-Низкое качество монтажа ПВО, несоблюдение установленных условий эксплуатации.

-Неисправность бурового оборудования.

2. Требования к монтажу и эксплуатации ПВО согласно ПБ НГП.(по старому)

ПВО выбирается в зависимости и с учетом выполнения следующих технологических операций:

Герметизации устья при наличии труб и без них.

Подвеска труб на плашки превентора после его закрытия.

Срезание колонны труб.

Контроля за состоянием скважины во время глушения.

Расхаживания труб для предотвращения их прихвата.

СПО части или всей длины бурильной колонны при загерметизированном устье скважины.

Все стволовые проходы ПВО должны иметь соосность между собой и обсадной колонной, иметь одинаковый диаметр и одинаковое рабочее давление.

Если внутренний диаметр крестовины ПВО больше, чем у обсадной колонны, то устанавливается предохранительное кольцо со скосом под углом 60 градусов.

9. ПВО при ремонте скважин устанавливается на эксплуатационную колонну, и монтаж его выполняется согласно типовых схем, утвержденных заказчиком(«Башнефть-добыча») и согласованной с противофонтанной службой(Самара), и УПКРС.

После монтажа ПВО на скважине, составляется фактическая схема обвязки устья с указанием размеров по стволовой части.

Составляется ведомость на комплект ПВО.

После монтажа ПВО вместе с манифольдом до концевых задвижек прессуют водой на давление опрессовки обсадной колонны.

13. Выкидные линии после концевых задвижек прессуют водой:

— на 50 атм. при рабочем давлении ПВО до 210 атм.;

— на 100 атм. при рабочем давлении ПВО более 210 атм.;

14. Штурвалы ручного управления превенторами устанавливаются в легкодоступном месте за отбойным щитом с навесом (ширина 2,5 м., высота 2м, навес 0,5 м) не ближе 10м от устья и освещением. Щит изготавливают из листовой стали толщиной 5мм. На щите наносятся надписи:

направление вращения штурвала «закрытие-открытие» стрелками, количество оборотов штурвала на закрытие;

метка совмещения на рукоятке штурвала и на щите при полном закрытии превентора;

— выкидные линии для скважин 1,2 категории не менее 100м., для 3 категории не менее 30м.;

На задвижке закрепляется табличка с указанием Руст. и Рг.р.п., при условии заполнения скважины раствором с плотностью согласно проектной документации.

Буровой мастер ежеквартально со всеми рабочими бригады проводит инструктаж по правилам управления и эксплуатации ПВО.

Для предотвращения износа стволовой части обеспечить контроль за центровкой мачты относительно оси устья скважины.

При обычном режиме работы, когда угроза выброса отсутствует, мастер обязан не реже 1-го раза в неделю проверять работоспособность ПВО и задвижек с отметкой в журнале проверки предохранительных устройств.

19. На отводах крестовины до коренных задвижек должны быть установлены ОБР (отсекатель бурового раствора) с разделительной диафрагмой разрывное давление которой должно быть 3-5атм.

20. Перед вскрытием, а также при вскрытии продуктивного пласта необходимо проверять:

— исправность ПВО путем закрытия превентора, не реже одного раза в сутки с регистрацией проверки в журнале.

— перед вскрытием продуктивного пласта устьевая часть обсадной колонны и ПВО должны быть опрессованы на давление опрессовки тех. колонны;

— при закрытии превентора инструмент должен находиться в подвешанном состоянии на талевой системе;

— после закрытия превентора при ГНВП, необходимо установить наблюдение за устьем скважины.

XX. Требования к монтажу и эксплуатации противовыбросового оборудования (ПВО)

250. Буровые организации должны разрабатывать инструкции по монтажу и эксплуатации ПВО в соответствии с применяемым оборудованием, технологией ведения работ и инструкциями по монтажу, техническому обслуживанию, эксплуатации и ремонту изготовителей.

251. На кондуктор, промежуточные колонны, ниже которых при бурении возможно вскрытие газонефтеводопроявляющих отложений, а также на эксплуатационную колонну при проведении в ней работ, связанных со вскрытием продуктивного горизонта, и других работ со вскрытым продуктивным пластом устанавливается противовыбросовое оборудование. Обсадные колонны должны быть обвязаны между собой колонными головками. Рабочее давление колонной головки должно быть не менее давления опрессовки обсадной колонны на герметичность, рассчитываемого на каждом этапе бурения скважины из условий полной замены в скважине бурового раствора пластовым флюидом или газожидкостной смесью и герметизации устья скважины при ликвидации открытого фонтана.

Температурный режим эксплуатации колонной головки должен быть не ниже значений проектных решений.

252. Превенторная установка, манифольд (линии дросселирования и глушения), система гидроуправления превенторами, пульт управления дросселем, сепаратор (трапно-факельная установка) выбираются в зависимости от конкретных горно-геологических условий с учетом возможности выполнения следующих технологических операций:

герметизации устья скважины при спущенной бурильной колонне и без нее;

вымыва пластового флюида, поступившего в скважину, на поверхность;

подвески колонны бурильных труб на плашках превентора после его закрытия;

срезания бурильной колонны;

контроля состояния скважины во время глушения;

расхаживания бурильной колонны для предотвращения ее прихвата;

спуска или подъема части или всей бурильной колонны при загерметизированном устье скважины.

253. Выбор типа противовыбросового оборудования и колонной головки, схема установки и обвязки противовыбросового оборудования, блоков глушения и дросселирования осуществляется проектной организацией и согласовывается с противофонтанной службой (противофонтанной военизированной частью), буровой организацией и заказчиком. При этом следует руководствоваться следующими положениями:

при вскрытии скважиной изученного разреза с нормальным пластовым давлением, представленного нефтяными и водяными (с растворенным газом) пластами, после спуска кондуктора или промежуточной колонны на устье устанавливается превенторная установка, обеспечивающая герметизацию скважины при спущенной колонне и без нее (один плашечный превентор с трубными плашками, один плашечный превентор с глухими плашками и универсальный превентор);

три или четыре превентора, в том числе один универсальный, устанавливаются на скважине при вскрытии газовых, нефтяных и водяных горизонтов с аномально высоким пластовым давлением. Необходимость установки превентора со срезающими плашками при ожидаемом избыточном давлении на устье скважины ниже 350 кгс/см2 (35 МПа) и объемном содержании сернистого водорода до 6% определяется организацией по согласованию с противофонтанной службой (противофонтанной военизированной частью), исходя из характеристики пласта (состав флюида, пористость, проницаемость, дебит и др.);

четыре превентора, в том числе один превентор со срезающими плашками и один универсальный, устанавливаются на устье в случаях:

а) вскрытия пластов с аномально высоким пластовым давлением (то есть давлением, превышающим гидростатическое давление воды в 1,3 раза) и объемным содержанием сернистого водорода более 6%, а также с наличием сернистого водорода до 6% и избыточным давлением на устье более 350 кгс/см2 (35 МПа);

б) использования технологии спуска и подъема труб при избыточном давлении герметизированного устья;

в) бурения всех морских скважин.

В случаях вскрытия изученного разреза с аномально низким пластовым давлением, представленного нефтяными и водяными (с растворенным газом) пластами, превенторная сборка может не устанавливаться, но обвязка устья скважины должна согласовываться с противофонтанной службой (противофонтанной военизированной частью).

254. Линии сбросов на факелы от блоков глушения и дросселирования должны надежно закрепляться на специальных опорах и направляться в сторону от проезжих дорог, линий электропередач, котельных и других производственных и бытовых сооружений с уклоном от устья скважины. Свободные концы линий сброса должны иметь длину не более 1,5 м.

для нефтяных скважин с газовым фактором менее 200 м3/т — не менее 30 м;

для нефтяных скважин с газовым фактором более 200 м3/т, газовых и разведочных скважин — не менее 100 м.

Линии и установленные на них задвижки должны иметь внутренний диаметр, одинаковый с внутренним диаметром отводов крестовины; после блока задвижек разрешается увеличение их диаметра не более чем на 30 мм.

Читайте так же:  Пескоструй работа с трубами

Расстояние от концов выкидного манифольда до всех коммуникаций и сооружений, не относящихся к объектам буровой установки, должно быть не менее 100 м для всех категорий скважин.

Для скважин, сооружаемых с насыпного основания и ограниченных площадок, длина линий от блоков глушения и дросселирования должна устанавливаться подрядчиком по согласованию с заказчиком.

Разрешается направлять линии сброса в одну сторону с использованием узлов и деталей, имеющих паспорта установленного образца.

255. На скважинах, где ожидаемое давление на устье превышает 700 кгс/см2 (70 МПа), устанавливается заводской блок с тремя регулируемыми дросселями — два с дистанционным и один с ручным управлением.

Во всех остальных случаях установка регулируемых дросселей с дистанционным управлением производится в зависимости от конкретных условий и решается руководством организации при утверждении в установленном порядке схемы обвязки и установки противовыбросового оборудования.

256. Манометры, устанавливаемые на блоках дросселирования и глушения, должны иметь верхний предел диапазона измерений, на 30% превышающий давление совместной опрессовки обсадной колонны и противовыбросового оборудования.

Система нагнетания гидроаккумулятора должна включать устройство автоматического отключения насоса при достижении в ней номинального рабочего давления.

257. Противовыбросовое оборудование должно собираться из узлов и деталей заводского изготовления отечественной или импортной поставки.

Разрешается применение отдельных узлов и деталей, изготовленных на базах производственного обслуживания организации в соответствии с техническими условиями, согласованными с противофонтанной службой (противофонтанной военизированной частью). Изготовленные узлы и детали должны иметь технические паспорта.

258. Для управления превенторами и гидравлическими задвижками устанавливаются основной и вспомогательный пульты.

Основной пульт управления — на расстоянии не менее 10 м от устья скважины в удобном и безопасном месте.

Вспомогательный — непосредственно возле пульта бурильщика. Он включается в режим оперативной готовности перед вскрытием продуктивных и газонефтеводопроявляющих пластов.

Маслопроводы системы гидроуправления ПВО должны быть опрессованны, согласно инструкции по эксплуатации, быть герметичными и защищены от возможных повреждений.

В конструкции пульта управления должна быть предусмотрена звуковая или световая сигнализация при падении уровня рабочей жидкости в баке ниже допустимого.

В системе гидравлического управления должна быть обеспечена возможность выпуска воздуха.

259. Штурвалы для ручной фиксации плашек превенторов должны быть установлены в легкодоступном месте, иметь взрывобезопасное освещение и укрытие. На стенке укрытия должны быть нанесены стрелки направления вращения штурвалов, количество оборотов, необходимых для закрытия превенторов, метки, совмещение которых с метками на спицах штурвалов соответствует полному закрытию превенторов, размер плашек.

На задвижке перед дросселем должна быть закреплена табличка с указанием допустимого давления для устья скважины, допустимого давления для самого слабого участка скважины и плотности раствора, по которой это давление определено.

Каждая буровая установка должна быть обеспечена светильниками напряжением 12 В и аварийным освещением этого же напряжения. Аварийное освещение устанавливается под буровой для освещения ПВО, в отбойных щитах, у основного и вспомогательного пульта управления превенторами, у щита индикаторов веса бурильного инструмента, блоке дросселирования и у аварийного блока задвижек.

260. При вскрытии коллекторов, насыщенных нефтью и газом, на буровой необходимо иметь два шаровых крана. Один устанавливается между ведущей трубой и ее предохранительным переводником, второй является запасным. В случае использования верхнего привода автоматический шаровой кран, с возможностью ручного управления, должен включаться в его состав.

При вскрытии газовых пластов с аномально высоким давлением, горизонтов, содержащих сернистый водород, на буровой должно быть три крана. Один шаровой кран устанавливается между рабочей трубой и вертлюгом, второй — между рабочей трубой и ее предохранительным переводником, третий является запасным.

Все шаровые краны должны находиться в открытом состоянии.

Помимо шаровых кранов на буровой необходимо иметь два обратных клапана с приспособлением для установки их в открытом положении. Один кран является рабочим, второй — резервным.

Краны шаровые и клапаны обратные должны иметь технические паспорта и сведения о проведении дефектоскопии.

Опрессовка кранов шаровых и обратных клапанов проводится один раз в 6 месяцев.

Учет наработки кранов шаровых и клапанов обратных ведется в течение всего срока эксплуатации вплоть до их списания.

261. Превенторы вместе с крестовинами и коренными задвижками, манифольд ПВО (блоки глушения и дросселирования) до установки на устье скважины опрессовываются водой на рабочее давление, указанное в техническом паспорте. После ремонта, связанного со сваркой и токарной обработкой корпуса, превенторы опрессовываются на пробное давление.

Превенторы со срезающими, трубными и глухими плашками должны быть опрессованы на стенде на рабочее давление при закрытых плашках, а работоспособность превентора проверена путем открытия и закрытия плашек.

262. После монтажа, до разбуривания цементного стакана, превенторная установка до концевых задвижек манифольдов высокого давления должна быть опрессована водой или инертным газом на давление опрессовки обсадной колонны, указанное в рабочем проекте.

Выкидные линии после концевых задвижек опрессовываются водой на давление:

50 кгс/см2 (5 МПа) — для противовыбросового оборудования, рассчитанного на давление до 210 кгс/см2 (21 МПа);

100 кгс/см2 (10 МПа) — для противовыбросового оборудования, рассчитанного на давление выше 210 кгс/см2 (21 МПа).

Результаты опрессовки оформляются актом комиссии, в состав которой включается представитель заказчика и противофонтанной службы (противофонтанной военизированной части).

263. После крепления скважины при наличии в нижележащем разрезе продуктивных или водонапорных пластов дальнейшее бурение скважины разрешается продолжать после монтажа и опрессовки превенторной установки совместно с обсадной колонной и опрессовки цементного кольца за обсадной колонной.

264. Превенторы должны периодически проверяться на закрытие и открытие. Периодичность проверки устанавливается буровой организацией, но не реже 1 раза в месяц.

Рабочее давление блока превенторов и манифольда должно быть не менее давления опрессовки колонны на герметичность, рассчитанного на каждом этапе строительства скважины исходя из условия полной замены в скважине бурового раствора пластовым флюидом и герметизации устья при открытом фонтанировании.

265. При замене вышедших из строя деталей превентора или одного из узлов превенторной сборки, смене плашек на устье превенторную установку подвергают дополнительной опрессовке на величину давления испытания обсадной колонны.

Результаты опрессовки оформляются актом.

266. Плашки превенторов, установленных на устье скважины, должны соответствовать диаметру применяемых бурильных труб.

Глухие плашки устанавливают в нижнем превенторе, когда в сборке отсутствует превентор со срезающими плашками.

267. В случаях, когда используется разноразмерная компоновка бурильного инструмента для бурения, на мостках необходимо иметь специальную опрессованную стальную трубу с прочностными характеристиками, соответствующими верхней секции используемой бурильной колонны. Специальная труба должна быть окрашена в красный цвет и иметь метку, нанесенную белой масляной краской, при совмещении которой со столом ротора замок трубы будет находиться на 300 — 400 мм ниже плашек превентора. Длина специальной трубы должна быть 6 — 9 м, диаметр должен соответствовать диаметру плашек превентора. На специальную трубу должны быть навернуты от руки переводники на другие диаметры труб, применяемые в компоновке. На муфту трубы должен быть навернут и закреплен машинными ключами шаровой кран.

268. При спуске обсадных колонн в скважины со вскрытыми высоконапорными пластами и несоответствии установленного универсального превентора ожидаемым устьевым давлениям плашки одного из превенторов заменяются плашками, соответствующими диаметру спускаемой обсадной колонны, или на приемных мостках должна находиться специальная (стальная, с соответствующими прочностными характеристиками) бурильная труба с переводником под обсадную трубу и шаровым краном в открытом положении, опрессованные на соответствующее давление.

269. Для беспрепятственного доступа обслуживающего персонала к установленному на устье противовыбросовому оборудованию под буровой должен быть сделан твердый настил.

270. Все схемы противовыбросовой обвязки устья скважины в верхней части должны включать фланцевую катушку, разъемную воронку и желоб для облегчения работ по ликвидации открытых фонтанов.

3.Газоанализатор АНКАТ-7631М-Н2S. Назначение, устройство, техническая характеристика, проведение анализа и оформление результата.(см.Б№1)

Источник

Оцените статью
Adblock
detector