textarchive.ru

Главная > Документ


СОСТАВ БУРОВОЙ УСТАНОВКИ

Буровая установка включает следующие элементы: основной двигатель (главный привод), буровая вышка, подвышечное основание (фундамент), оборудование для спуско-подъемных операций (СПО), буровые насосы, противовыбросовое оборудование (превенторы).

ОСНОВНОЙ ДВИГАТЕЛЬ ПРИВОДА БУРОВОЙ УСТАНОВКИ

В современных буровых установках в качестве основных энергоприводов используют двигатели внутреннего сгорания. Дизельное топливо — основное и легкодоступное сырье. На не­которых буровых установках применяют двигатели, работаю­щие на природном газе.

Число и габариты главных двигателей зависят от назначения и характеристик буровой установки. В буровых установках для неглубокого бурения (менее 1524 м) используют два двига­теля мощностью 373—746 кВт. Для глубокого бурения при­меняют мощные буровые установки, которые снабжены тремя-четырьмя двигателями, способными развивать мощность 2237 кВт.

Энергия к различным механизмам буровой установки пере­дается механическим или электрическим путем. При механиче­ской передаче энергия от каждого двигателя пере­дается в общий узел, называемый трансмиссией.

Трансмиссия передает энергию лебедке и ротору через втулочно-роликовую цепь и цепные колеса. При механической передаче энергии к буровым насосам применяют большие при­водные ремни. При электрической передаче энергии дизельные двигатели устанавливают на некотором расстоянии от буровой установки и используют для приведения в действие мощных энергогенераторов.

Генераторы вырабатывают электрический ток, который пере­дается по проводам к электродвигателям, соединенным непо­средственно с лебедкой, ротором и буровым насосом.

Основное преимущество дизельно-электрической системы со­стоит в том, что она исключает силовую трансмиссию. Кроме того, с применением дизельно-электрической системы шум дви­гателей удален от места работы буровой бригады.

БУРОВАЯ ВЫШКА И ПОДВЫШЕННОЕ ОСНОВАНИЕ

Буровая вышка.—достаточно высокая и прочная конструкция, обеспечивающая спуск и подъем обору­дования в скважину. Кроме того, вышка имеет рабочее место — полати для верхового рабочего во время спуско-подъемных операций.

Подвышечное основаниеслужит опорой для буровой вы­шки, лебедки и бурильной колонны.

ОБОРУДОВАНИЕ ДЛЯ СПУСКО-ПОДЪЕМНЫХ ОПЕРАЦИИ

Спуско-подъемное оборудование состоит из лебедки, тале­вой системы и талевого каната. Лебедка — основной механизм буровой установки, позволя­ющий поднимать тяжелые грузы и опускать их с помощью проволочного каната, намотанного на* барабан. Кроме того, с ее помощью бурильщик, используя катушки, свинчивает или развинчивает бурильные трубы и другие соединения.

Талевая система включает два блока: кронблок и тале­вый блок. Кронблок — это неподвижный блок, находящийся в верхней части вышки. Талевый блок пере­мещается вверх и вниз по вышке во время свинчивания-развин­чивания труб. Каждый блок имеет ряд шкивов, через которые проходит талевый канат. Один конец талевого каната, выходя­щий из кронблока, прикреплен под подвышечным основанием к специальному механизму крепления (мертвый конец), дру­гой— намотан на барабан лебедки.

Использование каната длиной в несколько раз больше, чем одна струна, дает выигрыш в грузоподъемности.

После нескольких спуско-подъемных операций талевый ка­нат перетягивают, т. е. его снимают, отсекают около Эми по­дают в работу новую часть. Таким образом, одна и та же часть каната не остается в интервалах высоких напряжений.

Талевый канат представляет собой мощный проволочный трос, используемый при бурении и заканчивании скважины для подъема или спуска бурового оборудования массой несколько десятков тонн.

ОБОРУДОВАНИЕ ДЛЯ РОТОРНОГО БУРЕНИЯ

Оборудование для роторного бурения включает ротор и ро­торные вкладыши ротора, ведущую трубу и вкладыш (зажим) под трубу (рис. 1.3), вертлюг и бурильную колонну.

Рис 13 Ротор (а), роторные вкла­дыши (б), вкладыши для ведущей трубы (в)

Рис 1.4. Клинья для бурильных (а), обсадных (в) труб и УБТ (б)

Основная функция ротора состоит в передаче вращатель­ного движения через подшипники ведущей и бурильным тру­бам, а также долоту. Вращение долота необходимо для разру­шения породы и бурения скважины. Вкладыши, кроме передачи вращения ведущей трубе, служат посадочным гнездом для клиньев.

Роторные клинья (рис. 1.4)—это специальные устройства, с закрепленными на внутренней поверхности зубчатыми эле­ментами. Они необходимы для захвата бурильной колонны, подвешенной в скважине во время свинчивания или развинчи­вания замков бурильных труб или УБТ.

Мощность, требуемая для вращения ротора, передается от основных приводных двигателей через цепную передачу транс­миссии. Мощность может быть также передана непосредственно через вал, соединенный с двигателем — при­водом ротора.

Ведущая труба имеет шестиугольную или квадратную форму. Ее основная функция заключается в передаче движения бурильной колонне, когда вкладыши ведущей трубы соединены с вкладышами ротора. Ведущая труба служит также каналом для подачи бурового раствора по бурильным трубам к долоту. Во время спуско-подъемных операций ведущая труба нахо­дится в боковом отверстии меньшего диаметра (шурфе), про­буренном специально для этой цели.

Рис. 1 5. Вертлюг

Вертлюг (рис. 1.5) устанавли­вают над ведущей трубой. Его ос­новная функция — исключить пере­дачу вращательного движения от ведущей трубы или бурильной ко­лонны к талевому канату. Это осу­ществляется вращением нижней части вертлюга на мощных ролико­вых подшипниках. Поскольку верт­люг должен выдержать вес всей бурильной колонны, он должен быть очень прочным и иметь те же номинальные характеристики, что и талевый блок.

Вертлюг снабжен штропом, ко­торый устанавливают на крюке на нижнем конце талевого блока.

Штроп 1 изготовлен из термообработанной стали повышенной износостойкости. Отвод штропа 2 изготовлен из термообработанного стального сплава повышенной из­носостойкости и прочности (от дей­ствия высокого давления раствора). Крышка 3 служит опорой отвода. Основной элемент вертлюга — пла­вающая сменная самоустанавлива­ющаяся труба 4, которая соединя­ется со стволом вертлюга, имеет

внизу уплотнительные кольца и изготовлена из цементируемой стали.

Верхний ряд конических роликов 5 (подшипник) восприни­мает действие осевых нагрузок (направленных вверх) и исклю­чает радиальные колебания. Кронштейны с амортизаторами 6 увеличивают рабочее пространство в буровой вышке. Основной нижний 7 и верхний 5 подшипники обеспечивают соосность вра­щающихся и неподвижных деталей вертлюга. Все вращаю­щиеся детали вертлюга находятся в масле, утечку которого предупреждает удлиненное внутреннее кольцо 8 нижнего ра­диального подшипника.

Кроме того, можно подавать буровой раствор в ведущую трубу через боковое соединение — отвод, с помощью которого гибкий буровой шлангсоединяется с вертлюгом. Буровой шланг присоединяется через стояк и поверх­ностную обвязку к буровым насосам.

Бурильная колонна состоит из бурильных труб, УБТ, эле­ментов компоновки низа бурильной колонны (КНБК) и долота.

Бурильная колонна служит средством передачи вращательного движения долоту, а также каналом для подачи бурового ра­створа.

Утяжеленные бурильные трубы (УБТ) с большим наружным диаметром применяют в основном для обеспечения нагрузки на долото во время бурения. Опыт показал, что на долото дол­жно быть приложено максимум 85 % общего веса УБТ. Осталь­ной вес используется для растяжения бурильной колонны во избежание ее продольного изгиба.

Элементы КНБК обычно включают УБТ, стабилизаторы и амортизаторы. Утяжеленные бурильные трубы применяют для создания постоянного напряжения растяжения в бурильной ко­лонне. Стабилизатор — специальное устройство с наружным диаметром, близким диаметру скважины. Основ­ная функция стабилизатора заключается в предотвращении скручивания и изгиба УБТ и! в управлении направлением бу­рильной колонны. Стабилизаторы устанавливают между УБТ вблизи долота. Амортизатор входит в состав КНБК для исклю­чения ударов при вертикальном колебании долота в процессе бурения твердых пород. Тем самым бурильная колонна и устье­вое оборудование защищаются от действия вибраций долота.

Долото — основной элемент бурильной колонны, который используют для разрушения породы с целью бурения сква­жины. У долота может быть одна (например, у алмазного или поликристаллического штыревого долота), две или три режу­щие головки, называемые шарошками (двух- или трехшарошечное долото). Последнее наиболее широко применяется в не­фтяной промышленности.

БУРОВЫЕ НАСОСЫ

Основной элемент бурового насоса представляет собой пор­шень, совершающий возвратно-поступательные перемещения в цилиндре и создающий давление для движения объема жид­кости. Буровые насосы обычно используют для обеспечения циркуляции большого количества бурового раствора (19— 44 л/с) по бурильным трубам через насадки на долоте и об­ратно на поверхность. Следовательно, насос должен создавать давление, достаточное для преодоления значительных сил со­противления, и перемещать буровой раствор.

Применяют насосы двух типов:

двухцилиндровые насосы (дуплекс-насосы), включающие в себя два поршня двойного действия (в этом типе насоса пор­шень создает давление одновременно при поступательном и об­ратном ходе);

трехцилиндровые насосы, в состав которых входят поршни одинарного действия (в этом типе насоса поршень создает дав­ление только при поступательном ходе).

Регулировать объем и давление можно, изменяя внутренний диаметр цилиндра (путем использования цилиндровых втулок разных диаметров) или размеры поршня.

ПРЕВЕНТОРЫ (ПРОТИВОВЫБРОСОВЫЕ УСТРОЙСТВА)

Газоводонефтепроявления — это нежелательное поступление потока пластовой жидкости в скважину, которое может (если им не управлять) перейти в фонтанирование скважины.

Обычно превенторы—это клапаны, которые можно закрыть в любой момент при обнаружении газоводо-нефтепроявлений.

Превенторы бывают трех видов:

универсальные превенторы, которые изготовлены так, чтобы закрыться на трубе любого размера и формы, спущенной в скважину. Они обычно закрываются, когда скважине угро­жает выброс;

трубные плашки двух видов: с постоянным и переменным диаметрами. Плашки с постоянным диаметром предназначены для бурильных труб одного типоразмера и могут использо­ваться во время бурения. Плашки переменного диаметра пред­назначены для уплотнения различных типоразмеров труб;

глухие и срезающие плашки. Глухие плашки применяют для закрытия скважины, в которой нет бурильной колонны или об­садных труб. Срезающая плашка — разновидность глухой пла­шки, которая может срезать трубу и перекрыть открытую сква­жину.

БУРЕНИЕ СКВАЖИНЫ

После того как установлено, что существует потенциальная нефтеносная структура, единственный способ подтверждения наличия нефти — бурение скважины. Практически вероятность обнаружения нефти в неразведанных районах составляет 1 :9.

В районах, где много растительности и неустойчивая почва, направление (диаметром 762—1067 мм) вдавливается агрега­том для забивания свай на глубину около 30 м. Это необхо­димо для защиты поверхностных пластов от размыва буровым раствором, что в результате приводит к аварии на буровой. Нефтяная скважина обычно начинается с бурения ствола диа­метром 393,7—914,4 мм и глубиной 60—100 м.

КНБК, требуемая для бурения скважины большого диа­метра на незначительную глубину, обычно состоит из УБТ и одного стабилизатора. Для более глубоких скважин требуется более жесткая КНБК с тремя стабилизаторами для бурения вертикального ствола или для поддержания существующего на­клона скважины. Типичная КНБК состоит из долота, наддолотного стабилизатора, двух УБТ, стабилизатора, двух и трех УБТ, стабилизатора, УБТ, толстостенных бурильных труб и буриль­ной колонны до устья скважины.

Первая колонна обсадных труб (с наружным диаметром 339,7—361,99 мм) называется кондуктором и спускается, чтобы обеспечить канал для бурового раствора и предотвратить раз­мыв верхних пластов.

После того как кондуктор зацементирован, на другой КНБК через кондуктор спускают долото меньшего размера и бурят новый ствол до требуемой глубины. Глубина зависит от геологи­ческих условий и пластовых давлений. За­тем спускают и цементируют следующую колонну обсадных труб. Процесс бурения скважины и спуска обсадных труб про­должается до тех пор, пока не будет достигнута глубина за­легания нефти или газа.

Последняя колонна называется эксплуатационной.

Типичные размеры скважины и обсадных труб для района эксплуатации (т. е. где обнаружена нефть по результатам раз­ведочного бурения) приводятся в табл.

Необходимо отметить, что используются и другие сочетания размеров скважины и обсадных труб, кроме приведенных в табл.

Приведенные сочетания преобладают на Ближнем Востоке, в Северном море и Брунее.

ТИПИЧНЫЕ СОЧЕТАНИЯ ДИАМЕТРОВ СКВАЖИНЫ И ОБСАДНЫХ ТРУБ

Диаметр, мм

Колонна

скважины

обсадных труб

914,4

762

Направление I

609,6

473,1

Направление II

660,4

508

444,5

339,7

Кондуктор

311,2

244,5

Промежуточная

215,4

114,3

Эксплуатационная или эксплуатацион­ный хвостовик

215,4

127

.

СБОРКА КНБК И БУРИЛЬНОЙ КОЛОННЫ

Перед бурением скважины КНБК собирают на полу вышки. Вначале на долото навинчивают наддолотный переводник, за­тем соединяют УБТ и стабилизаторы. После этого КНБК спускают в скважину и подвешивают в роторе на последнем замке (на муфте) Бурильные трубы укладывают на мостках, при­легающих к буровой

Для подъема каждой бурильной трубы используют малый подъемный кран, установленный на буровой

Каждую трубу размещают сначала в шурфе для двухтрубки перед спуском ее в скважину

Ведущую трубу и ее направляющие вкладыши помещают в шурф, пробуренный рядом с шурфом для двутрубки В под-вышечном основании дня них выполнены отверстия Оба шурфа обсаживают трубами Ведущую трубу и ее направляющие вкла­дыши поднимают из своего шурфа и соединяют с бурильной трубой в шурфе для двухтрубки Всю компоновку затем подни­мают и подают к ротору для соединения с КНБК

Бурильные трубы соединяют с верхней частью УБТ с по­мощью пневматического бурового ключа и специаль­ного машинного ключа с сухарями Пневматический ключ используют для первичного свинчивания, а машинный ключ — для окончательного крепления .После этого бурильную колонну спускают в скважину и включают ротор для передачи вращения бурильной колонне Ведущую трубу медленно опу­скают до тех пор, пока долото не достигнет забоя На поверхно­сти это заметно по уменьшению веса бурильной колонны (или, так называемая, осевая нагрузка на долото) Нагрузку определяют по индикатору веса на пульте управления бурильщика, соединенному гидравлическим шлангом с датчиком натяжения, который, в свою очередь, соединен с креплением неподвижного конца талевого каната.

Бурильщик регулирует нагрузку на долото в соответствии с требованиями программы бурения, подготавливаемой техно­логическим отделом Каждый тип породы требует различных сочетаний нагрузки на долото и частоты вращения для дости­жения максимальной проходки. Таким образом, скважину бурят при переменной осевой нагрузке на долото, вращении и промывке

Большинство ведущих труб имеет длину 12 м, что позво­ляет пробурить скважину на глубину 12 м, когда верхняя часть ведущей трубы достигает ротора

Затем скважину бурят при добавлении дополнительных труб в состав бурильной колонны (наращивание) Обычно сначала наращивают по одной трубе путем поднятия всей ведущей трубы над ротором После этого под верхней муфтой буриль­ной трубы устанавливают клинья для удерживания ее в роторе Затем ведущую трубу отсоединяют и подают к шурфу для двух­трубки, в котором ее устанавливают в муфту заранее достав­ленной в шурф бурильной трубы Пневматическим ключом, рас­положенным на дневной поверхности, сначала свинчивают трубы, а машинный ключ используют для окончательного до-крепления

Затем ведущую трубу поднимают (с помощью лебедки) и соединяют с бурильной трубой, которая удерживается в ро­торе. Наращенную бурильную колонну спускают в скважину и начинается снова процесс бурения. На рис. 1.8 представлена схема процесса наращивания.

Процесс наращивания бурильного инструмента повторяется до тех пор, пока не износится долото или не будет достигнута проектная глубина скважины. После этого всю бурильную ко­лонну извлекают из скважины.

Рис 1.8 Схема наращивания бурильного инструмента.

1 — спуск бурильной трубы в шурф для двухтрубки, 2 — подъем соединения с мост­ков (стеллажа) для труб, 3 — свинчивание вертлюга и ведущей трубы с бурильной тру­бой, 4 — посадка в муфту бурильной трубы; 5 — наращенная бурильная колонна го това к бурению

СПУСКО-ПОДЪЕМНЫЕ ОПЕРАЦИИ

Спуско-подъемные операции включают процесс спуска бу­рильной колонны в скважину и подъема ее из скважины. Бу­рильную колонну из скважины часто поднимают для замены долота или перед спуском обсадной колонны после достижения необходимой глубины. Спуск всей бурильной колонны осуще­ствляют после замены долота или при расширении ствола и промывке ее буровым раствором.

На рис. 1.9 представлена схема последовательности опера­ций при подъеме инструмента из скважины. Процесс начина­ется с поднятия рабочей трубы над ротором, установки клиньев и отвинчивания ведущей трубы и вертлюга с верхнего соедине­ния бурильной колонны и их установки в шурф под ведущую трубу.

Бурильные трубы с помощью элеватора и лебедки подни­мают над полом вышки. Элеваторы для подъема бурильных, об­садных и насосно-компрессорных труб (НКТ) представлены на рис. 1.10, а, б, в соответственно. Элеватор представляет собой устройство типа хомута, которое защелкивается на трубе, что позволяет поднимать бурильную колонну из скважины.

Рис 1 9 Схема последовательности подъемных операций [2]-

1 — шурф под двухтрубку, 2 — палец, 3 — стальная балка; 4 — полати для верхового

рабочего

Бурильную колонну обычно извлекают комплектом из трех труб (свеча бурильных труб). Свечу бурильных труб (длиной около 28 м) поднимают над ротором и раскрепляют в замке машинными ключами и пневмораскрепителем или с помощью обратного вращения ротора. Верхнюю часть свечи принимает верховой рабочий, располагающийся на полатях, где он осво­бождает свечу из элеватора. Затем верхнюю часть свечи на­правляют за специально предназначенный для этого палец, установленный на раме для свечей (подсвечнике). До этого ра­бочий, работающий у ротора, подает конец свечи к подсвеч­нику (площадке на полу вышки), который расположен под по­латями верхового рабочего. Свободные элеваторы затем опу­скают и закрепляют на оставшейся бурильной колонне, клинья для захвата убирают из ротора и следующую свечу бурильных труб извлекают из скважины.

Этот процесс продолжается до тех пор, пока вся бурильная колонна не будет поднята из скважины и установлена в буро­вой вышке.

При спуске последовательность та же, что и при подъеме, но в обратном порядке, т. е. трубу поднимают с подсвечника с помощью элеватора. К.НБК, включающую долото и УБТ, спу­скают в скважину в первую очередь.

Когда скважина пробурена, опробована и закончена, свечи бурильных труб разбирают на отдельные трубы для передвиже­ния на новую буровую.

Рис 1 10 Элеваторы для труб

КАРОТАЖ, ОБОРУДОВАНИЕ И ЗАКАНЧИВАНИЕ СКВАЖИНЫ

После бурения скважины до проектной глубины обычно про­водят скважинные исследования (каротаж), как в открытом, так и в обсаженном стволе с помощью специальной аппара­туры, спускаемой на кабеле.

Основные дели исследования скважины в необсаженном стволе — определение пористости, водонасыщенности и границ продуктивной зоны или зон. Эти параметры необходимы для установления количества извлекаемой нефти и времени экс­плуатации пласта. Скважинные исследования подробно из­ложены в работе. В большинстве разведочных и эксплуатационных скважин проводят текущие исследования и определяют пластовое давле­ние, тип и качество углеводородов. Эксплуатационные исследо­вания проводят для определения показателя продуктивности нефтяной или газовой скважины. Опробование испытателем пласта, спущенным на колонне бурильных труб, проводят с целью контроля скважинных эксплуатационных характери­стик, для определения видов флюида и некоторых пластовых параметров.

Заканчивание нефтяной скважины включает установку экс­плуатационного пакера, спуск колонны НКТ и перфорацию продуктивной зоны (зон). Эксплуатационный пакер устанавли­вают непосредственно над продуктивной зоной, в результате чего з-атрубное пространство изолируется от пластового давле­ния, а также ограничивается поступление жидкости в НКТ. НКТ навинчивают на подвесное устройство в колонной головке (рис. 1.15) и устанавливают в катушку колонной головки.

В районах с несколькими нефтяными пластами в одной и той же скважине нельзя допускать двойную эксплуатацию, когда две колонны НКТ спускают в разные продуктивные зоны. Таким образом, необходимо два пакера для изоляции продук­тивных зон от затрубного пространства.

К верхнему фланцу катушки головки НКТ присоединяют фонтанную арматуру (елку).

Фонтанная арматура — это стальное устройство с полым каналом внутри, соединенное с верхней частью НКТ. Она имеет ряд клапанов для управления потоком углеводородов, посту­пающих из

скважины.

П

Рис. 1.15. Схема оборудования для эксплуа­тации скважины двумя колоннами НКТ:

/ — башмак обсадной колонны диаметром 177,8 мм; 2,3 — интервалы перфорации для длинной и корот­кой колонн НКТ; 4, 28 — направляющий безмуфто­вый башмак диаметром 60,3 мм с резьбой типа CS для спуска приборов на кабеле; 5 — короткий без­муфтовый переводник с резьбой типа CS; 6 — нип­пельный переводник диаметром 60,3 мм типа XN фирмы «Отис» (имеет суженное проходное отвер­стие); 7 — перфорированная труба-фильтр диаметром 60,3 мм; « — труба НКТ диаметром 50,8 мм; 9, 21 — ниппельный переводник диаметром 60,3 мм типа X фирмы «Отис»; 10, П— НКТ диаметром 60,3 мм; // — переводник НКТ 60,3X73 мм; 12 — НКТ диа­метром 73 мм; 13 — короткая колонна НКТ 60.3Х Х73 мм; 14 — длинная колонна НКТ диаметром 73 мм; 15 — обсадная колонна диаметром 219 мм; 16 — подвеска потайной обсадной колонны диамет­ром 177,8 мм; 18 — устройство типа SSD фирмы «Отис» со скользящей боковой дверцей; 19 — секция защитных труб диаметром 60,3 мм; 20 — башмак об­садной колонны диаметром 219 мм; 22 — локатор (посадочный переводник) типа G-22 фирмы «Бэй-кер»; 23 — пакер типа F-1 фирмы «Бэйкер»; 24 — уплотнительное устройство; 25 — безмуфтовые пер­форированные трубы диаметром 60,3 мм с резьбой; 26 — ниппельный переводник диаметром 60,3 мм типа XN; 27 — короткий переводник диаметром 60,3 мм; 29 — потайная колонна диаметром 177,8 мм



Скачать документ

Похожие документы:

  1. Федеральный горный и промышленный надзор россии постановление от 5 июня 2003 г n 56 об утверждении правил

    Документ
    ... специальных работ силами буровой бригады (передвижки буровойустановки, монтаж мобильных буровых установок, ремонтные ... . 2.5.5. Технические характеристики оборудования, входящего в составбуровойустановки, должны соответствовать классу этих установок ...
  2. Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности

    Документ
    ... . Исключить. 2.5.5. Технические характеристики оборудования, входящего в составбуровойустановки, должны соответствовать классу этих установок ...
  3. " об утверждении правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности"

    Документ
    ... России. 2.5.5. Технические характеристики оборудования, входящего в составбуровойустановки должны соответствовать классу этих установок ...
  4. Постановление госгортехнадзора рф от 5 июня 2003 г n 56 " об утверждении правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности"

    Документ
    ... специальных работ силами буровой бригады (передвижки буровойустановки, монтаж мобильных буровых установок, ремонтные ... . 2.5.5. Технические характеристики оборудования, входящего в составбуровойустановки должны соответствовать классу этих установок ...
  5. Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности пб 08-624-03 i общие положения и требования 1 1 основные положения

    Документ
    ... специальных работ силами буровой бригады (передвижки буровойустановки, монтаж мобильных буровых установок, ремонтные ... . 2.5.5. Технические характеристики оборудования, входящего в составбуровойустановки, должны соответствовать классу этих установок ...

Другие похожие документы..