Строительство наклонно направленной скважины на Западно-Варьёганском месторождении

В качестве продавочной жидкости используют буровой раствор, объём которого определяется по формуле:

, (2.101)

где d_i - внутренний диаметр i - ой секции обсадной колонны,м;

l_i - длинна i - ой секции обсадной колонны (без учёта высоты

цементного стакана нижней секции), м;

K' - коэффициент, учитывающий сжатие пузырьков воздуха в

продавочной жидкости и деформацию обсадной колонны

(К'= 1,03).

Тип и объём буферной жидкости.

В качестве буферной жидкости используем двухпроцентный водный раствор триполифосфата натрия (ТПФН). Удельный вес буферной жидкости составляет 1000 кг/м³.

Практикой установлено, что минимально необходимая высота столба буферной жидкости должна составлять ориентировочно 100 м на каждые 1000 м цементируемого интервала.

Минимальный объём буферной жидкости составляет:

V_бж^мин = р/4 Ч ((Д_с Ч К_к)² - Д²) Ч h_бж^мин, (2.102)

где Д_с - диаметр скважины, м;

Д - наружный диаметр обсадной колонны, м;

К_к - коэффициент кавернозности (К_к = 1,1 );

h^мин_бж - минимально необходимая высота столба буферной жидкости

в затрубном пространстве, м;

V_бж^мин = 3,14/4 ? ((0,2159 ?1,1)² - 0,146²) ??2900/10 = 8,9 м³

Во избежания выброса из - за снижения гидростатического давления, так как ?_бр > ?_бж, необходимо найти максимальное количество закачиваемой в скважину буферной жидкости из условия отсутствия выброса по формуле:

V_бж^макс = р/4((Д_с ? К_к)² - Д²) ? h_бж^макс , (2.103)

где Д_с - диаметр скважины, м;

Д - наружный диаметр обсадной колонны, м;

К_к - коэффициент кавернозности (К_к = 1,1);

h^макс_бж -максимальная высота столба буферной жидкости в затрубном

пространстве, м, определяется по формуле:

(2.104)

где L - глубина скважины, м;

Р_пл - пластовое давление, МПа;

g_бр - плотность бурового раствора, кг/м³;

g_бж - плотность буферной жидкости, кг/м³;

По формуле (2.103):

V_бж^макс = 3,14/4 ? ((0,2159 ? 1,1)² - 0,146²) ? 3187 = 215 м³

Номинальный объём буферной жидкости должен находится в пределах между минимальными и максимальными значением:

V_бж^макс >--V_бж-->--V_бж^мин, (2.105)

Ориентировочно номинальный объём буферной жидкости может быть найден из выражения

V_бж = 0,2 ? (V_сm+V_пж), (2.106)

где V_сm - объём тампонажной смеси, м³;

V_пж - объём продавочной жидкости, м³;

V_бж = 0,2 ? (89,34 + 41,02) = 26,1 м³.

Так условие (2.105) выполняется, то принимаем объём буферной жидкости V_бж = 26,1 м³ .

Тип и количество цементировочной техники.

Тип цементировочных агрегатов.

Цементировочный агрегат должен обеспечивать следующее давление:

Р_ца і Р_цг /0,8, (2.107)

где Р_ца - давление развиваемое цементировочным агрегатом, МПа;

Р_цг - максимальное давление на цементировочной головке, МПа;

Максимальное давление на цементировочной головке находится по следующей формуле:

Р_цг = Р_гц + Р_гд + Р_сm , (2.108)

где Р_гц - гидростатическое давление, возникающее из - за разностей

плотности жидкости внутри колонны и в затрубном пространстве,

МПа;

Р_гд - давление, необходимое для преодоления гидравлических

сопротивлений при движении жидкости внутри колонны и в

pатрубном пространстве, МПа;

Р_cm - дополнительное давление возникающее при посадке

продавочной пробки на “стоп” - кольцо (Р_cm = 2,5 МПа).

Разность давлений от составного столба жидкости за колонной Р_гс^зп и внутри колонны Р_гс^тр равна гидростатическому давлению ?Р_гс и находится по формуле:

DР_гс = Р_гс^зп - Р_гс^тр = 0,01Ч ( L - h_бр - h_cm ) Ч--(g_тс--–--g_бр), (2.109)

где L - глубина скважины (по вертикали), м;

h_бр - расстояние от устья скважины до уровня цементного раствора за

колонной (по вертикали), м;

h_сm - высота цементного стакана, м;

g_mc - плотность тампонажной смеси, кг/м³;

g_бр - плотность бурового раствора, кг/м³;

?Р_гс = 0,01? ( 2825 - 500 - 25 )--Ч (1830 - 1100) = 15,8 МПа

Гидродинамические сопротивления Р_гд определяются по формуле:

Р_гд = Р_гд^тр + Р_гд^зп, (2.110)

где Р_гд^тр - гидродинамические сопротивления при движении жидкости

внутри обсадной колонны, МПа;

Р_гд^зп - гидродинамические сопротивления при движении жидкости в

затрубном пространстве, МПа;

По формуле Дарси - Вейсбаха:

Р_гд^тр = 0,_1--Ч--l_mр--Ч--g_mp--Ч V_mp² / 2g ЧL / d, (2.111)

Р_гд^зп = 0,01 Ч--l_зп--Ч--g_зп--Ч--V_зп² / 2g Ч L / ((Д_сЧ к) - Д), (2.112)

где l_mр и--l_зп - соответственно коэффициенты гидравлических

сопротивлений в трубах и затрубном пространстве (l_mр= 0,02;

l_зп = 0,035);

g_зп--и--g_mp - соответственно плотности прикачиваемой жидкости внутри колонны и в затрубном пространстве (g_mp=--g_бр;--g_зп--=--g_ср), кг/м³;

V_mp и V_зп - соответственно скорости движения жидкости внутри труб

в затрубном пространстве (V_зп=1,5 м/с; V_mp = V_зп Ч--S_зп / S_тр), м/с;

S_зп и S_тр - соответственно площади затрубного пространства и

внутренней полости труб, м²;

d - внутренний диаметр обсадной колонны, м;

Д_с - диаметр скважины, м;

Д - наружный диаметр обсадной колонны, м;

g - ускорение свободного падения, м/с²;

Р_гд^тр = 0,_1--Ч--_,_2--Ч11__--Ч--2,7²--/--2Ч9,8Ч--2900 / 0,1319 = 4,0 МПа

Р_гд^зп = 0,_1--Ч--_,_35--Ч147_--Ч--1,5²--/--2Ч9,8Ч2900 / ((0,2159Ч1,1) - 0,146) =

=1,14 МПа.

По формуле (2.110) получаем:

Р_гд = 4,0 + 1,14 =5,14 МПа

Определяем максимальное давление на цементировочной головке

по формуле (2.108):

Р_цг = 15,8 + 5,14 = 20,94 МПа.

По формуле (2.107):

Р_ца ?20,94 / 0,8 =26,7 МПа.

Такое давление обеспечит цементировочный агрегат типа АЦ - 32У, который имеет следующие технические характеристики:

Полезная мощность, кВт………………….....................108,0

Частота вращения вала двигателя, с^-1(об/мин)………..35(210)

Насос поршневой цементировочный……………….….НПЦ - 32

давление максимальное, МПа………………………32

подача максимальная, л/с...............................………23

Насос водяной……..……………………………………ЦНС - 38 - 154

давление максимальное, МПа……………………...15

подача максимальная, л/с.....……………………….10

Двигатель привода водяного насоса…………………..ГАЗ - 52 - А

Емкость мерного бака, м³………………………………6,4

Емкость бака для затворения цемента, м³…………….0,25

Габариты, мм…………………………10400х26500х3200

Масса, кг…………………………………………………15230

Количество цементировочных агрегатов.

Число цементировочных агрегатов должно обеспечить необходимую производительность закачки и продавки тампонажной смеси. В свою очередь необходимая производительность цементирования задаётся из двух условий: из условия создания требуемой скорости восходящего потока в затрубном пространстве и условий заданного времени цементирования.

Общепризнанно, что скорость восходящего потока является одним из главных факторов, определяющих качество цементирования, связанное со степенью вытеснения бурового раствора из затрубного пространства, а соответственно и степенью заполнения его тампонажной смесью. Экспериментально установлено, что степень замещения достаточно высока при малых скоростях восходящего потока (0,2 ? 0,3 м/с), с повышением скорости степень замещения вначале снижается, а затем увеличивается, достигая максимального значения при высоких скоростях (1,5 ?2,5 м/с). Поэтому единого мнения о требуемой величине скорости восходящего потока пока нет, однако руководящие документы рекомендуют при цементировании эксплуатационных колонн скорость восходящего потока равную 1,8 ? 2,0 м/с.

Чтобы обеспечить рекомендуемую скорость, суммарная производительность цементировочных агрегатов должна составлять:

еQ--=--S_зп--Ч--V_вn, (2.113)

где S_зп - площадь затрубного пространства, м²;

V_вn - скорость восходящего потока в затрубном пространстве, м/с.

еQ = 0,045 Ч--1,9 = 0,09 м³ /с

Требуемое число агрегатов определяется по формуле:

(2.114)

где еQ - суммарная производительность насосных агрегатов, м³/с;

g^IV - производительность одного агрегата на 4 скорости при диаметре

втулок, обеспечивающих необходимое давление, м³/с;

1 - резервный агрегат.

Принимаем число цементировочных агрегатов n_ца = 8. Исходя из условия заданного времени цементирования, найдем потребную суммарную производительность цементировочных агрегатов по формуле:

(2.115)

где V_mc - объем тампонажной смеси, м³;

V_пж - объем продавочной жидкости, м³;

Т^н_заг- время от затворения тампонажной смеси до начала её

загустевания (для цемента ПЦТ- I - 100 Т^н_заг = 6300 с), с;

Т_доп - дополнительное время необходимое для вывода смесительной

машины на рабочий режим и освобождение верхней продавочной

пробки (Т_доп = 900 с), с;

По формуле (2.114) получим:

Принимаем число цементировочных агрегатов n_ца = 4. Окончательное число цементировочных агрегатов принимается по наибольшему из полученных значений, то есть n_ца = 8.

Выбор смесительных машин.

Выбираем цементосмесительную машину типа УС6-30, которая имеет следующие характеристики:

Вместимость бункера по сухому цементу, т…………………….30

Транспортная грузоподъёмность, т…………………………………15ё20

По производительности смесительная машина УС6-30 может обеспечить работу двух цементировочных агрегатов, то есть:

(2.116)

где n_ца - число цементировочных агрегатов.

Принимаем число смесительных машин n_см = 4.

По количеству необходимого сухого порошка, затариваемого в смесительные машины, их количество находится по формуле:

n_см = еG/G₁, (2.118)

где еG - суммарное количество сухого порошка, необходимого для

проведения цементирования.

G₁ - грузоподъемность одной смесительной машины, т.

Принимаем n_см = 4. Таким образом, необходимое число смесительных машин составляет 4 машин.

Режим закачки и продавки тампонажной смеси.

Работу цементировочных агрегатов можно определить, построив график давлений на цементировочной головке.

Так как объем тампонажной смеси больше внутреннего объёма колонны, то на графике выделяются три характерные точки А, Б, В, значения которых определяется в координатах «давление - объём».

Точка А соответствует началу закачки тампонажной смеси (закачка буферной жидкости в данном случае не учитывается). Координата «давление» будет соответствовать гидродинамическим сопротивлениям, то есть Р^а_цг=Р_гд=6,29 МПа. Объём в этой точке равен нулю.

Точка Б означает, что обсадная колонна заполнена тампонажной смесью полностью, следовательно объём в этой точке равен объему внутреннего пространства обсадной колонны (V_ок = 40,6 м³). Давление в точке Б определяется по формуле:

, (2.119)

где Р_гд - гидродинамическое давление, МПа;

DР_гс - гидростатическое давление, МПа;

Dh - высота столба тампонажной смеси в обсадной колонне, (?h =

2825 м);?

g_mc - плотность тампонажной смеси, кг/м³;

g_бр - плотность бурового раствора, кг/м³;

Р_цг^Б = 5,14 - [0,01 Ч--2825 (1830 - 1100)] = - 10,2 Мпа.

В точке В процесс закачки заканчивается. Объём для этой точки равен сумме объёмов тампонажной смеси и всей продавочной жидкости:

V_в = V_mc + V_пж = 89,34 + 41,02 = 132,36 м³

Давление для точки В соответствует максимальному давлению в конце продавки тампонажной смеси (без учёта давления для получения сигнала «стоп»):

Р_цг^В = Р_гд - ?Р_гс

где Р_гд - гидродинамическое давление, МПа;

?Р_гс - гидростатическое давление, МПа;

Р_цг^В = 5,14 + 15,8 = 20,94 МПа

График изменения давления на цементировочной головке в процессе цементирования показан на рис. 2.5.8.

Выбираем диаметр втулок равный 125 мм. В этом случае цементировочный агрегат типа АЦ - 32У развивает требуемые подачу и давление на различных скоростях, приведённые в таб. 5.1

Таблица 2.11 Подача и давление развиваемое цементировочным агрегатом

АЦ - 32У при диаметре втулок 125 мм.

Скорость агрегата	Подача, л/с (м3/с)	Давление, МПа
I II III IV	2,3 (0,0023) 4,3 (0,0043) 8,1 (0,0081) 14,5 (0,0145)	24 19 10 6

Из графика, изображённого на рис. 5.2., видно, что на IV скорости можно закачать 85 м³ жидкости, а на III скорости можно закачать ещё 6 м³ жидкости, а на II скорости можно закачать 29 м³ жидкости. Но так как последние 2 % от общего объёма жидкости должны закачиваться одним агрегатом и на нижней передаче, то на II скорости закачиваем 39,68 м³, а оставшиеся 1,34 м³ жидкости закачиваем на I скорости одним агрегатом.

Определяем число агрегатов для закачки буферной жидкости по формуле:

(2.120)

где V_бж - объём буферной жидкости, м³;

V_мб - объём мерного бака агрегата, м³;

Принимаем число агрегатов для закачки буферной жидкости n_бж= 4.

Время закачки буферной жидкости определяется по формуле:

(2.121)

где V_бж - объём буферной жидкости, м³;

g^IV - производительность агрегатов на IV скорости, м³/с;

n^IV_бж - число цементировочных агрегатов, шт.

Время закачки тампонажной смеси определяется по формуле:

(2.122)

где V_mcⁱ - объём тампонажной смеси закачиваемой на i - й скорости агрегата, м³;

V_црⁱ - объём чистого цементного раствора, закачиваемого на i - й скорости агрегата, м³;

g ⁱ - соответственно производительность агрегата на i - й скорости, м³/с;

n_цаⁱ - соответственно число агрегатов используемых для закачки жидкости на различных скоростях.

Время закачки продавочной жидкости определяется по формуле:

(2.123)

где V_пжⁱ - объём продавочной жидкости, закачиваемой на i - й скорости агрегата, м³;

V_пж - объём продавочной жидкости, закачиваемой на i - й скорости агрегата, м³;

gⁱ - соответственно производительность агрегата на соответствующей скорости , м³/с ;

n_цаⁱ - число агрегатов используемых для закачки продавочной жидкости, шт.

Общее время на закачку продавочной жидкости и тампонажной жидкости составит:

Т₃ = Т_пж + Т_тс + Т_доп (2.124)

где Т_пж - время закачки продавочной жидкости, с;

Т_тс - время закачки тампонажной смеси, с;

Т_доп - дополнительное время вывода смесительной машины на

рабочий режим и освобождение верхней продавочной пробки

(Т_доп=900 с), с.

Т₃ = 1867 + 1900 + 900 = 4656 с = 1ч 17мин.

Для проверки правильности технологического режима цементирования должно выполнятся неравенство:

Результаты расчётов представлены в табл. 5.2.

Таблица 2.12 Режим работы цементировочных агрегатов.

Вид жидкости	Объём, м3	Число агрегатов	Скорость агрегата	Время закачки, мин
Буферная Тампонажная Продавочная	26,1 80 3 6 39,68 1,34	4 6 1 1 7 1	IV IV IV III II I	7,5 15,3 3,4 12,2 21,9 9.6 Тс = 31,0 Тпж = 31,5 Тс + Тпж ++Тдоп = 77

2.6 Проектирование процессов испытания и освоения скважины в процессе бурения

Данная скважина при первичном вскрытии нефтеносного горизонта на продуктивность не испытывается, так как является добывающей.

Заключительный технологический этап при бурении эксплуатационных и разве-дочных нефтяных и газовых скважин связан с освоением продуктивных горизонтов. От качественной реализации технологии ос-воения зависит последующая эффективность объекта эксплуатации.

В комплекс работ по освоению входят: вторичное вскрытие пласта, выбор способа вызова притока из пласта и, при необходи-мости, методов активного воздействия на призабойную зону с целью устранения вредного воздействия на продуктивный пласт процессов бурения при вскрытии и интенсификации притока.

Вторичное вскрытие пласта.

Пласт сообщается со скважиной с помощью каналов, которые образуются в обсадной колонне, цементном камне и некоторой части пласта после прострела последних перфораторами.

Перед перфорацией скважина промывается буровым раствором, свойства которого должны соответствовать ранее приведённым требованиям.

Наиболее подходящий к данным условиям является перфоратор кумулятивный бескорпусной ленточный ПКС - 105С. Характеристика перфоратора представлена в табл.7.1.

Таблица 2.13.Техническая характеристика перфоратора ПКС - 105Т

Техническая характеристика	10 6 30 275 350 44 12 14
Плотность перфорации, отв/м допустимая за один спуск Максимальный интервал перфорации за один спуск, м Длина канала, мм при: ?сж=45 МПа ?сж=25 МПа Диаметр канала, мм в трубе в породе при:

Устье скважины перед перфорацией должно быть оборудовано перфорационной задвижкой ЗФПЛ - 125 ??125 и опрессовывается на давление опрессовки эксплуатационной колонны.

Существует несколько разновидностей доставки перфоратора в интервал перфорирования:

на геофизическом кабеле;

на НКТ

в НКТ

Выбираем первый способ доставки, так как он подходит для нашего перфоратора и не требует дополнительных затрат времени и действий бригады освоения (на спуск НКТ). Перфорационную среду представляет раствор СаCl, заполняющий скважину на 150 метров выше продуктивного пласта.

Выбор фонтанной арматуры.

Перед тем, как приступить к вызову притока из пласта, устье скважины оборудуется фонтанной арматурой. Ещё до установки на устье скважины фонтанная арматура испытывается на давление, равное двойному рабочему давлению.

Исходя из того, что в проектируемой скважине рабочее давление не превышает 21 МПа, а диаметр спускаемых НКТ составит 73,0 мм выбираем для герметизации устья скважины фонтанную арматуру типа АФК3 - 65ґ--21 ( ТУ 26 -16 - 45 - 77).

Вызов притока из пласта.

Чтобы получить приток из продуктивного горизонта, необходимо давление в скважине снизить значительно ниже пластового. Существуют различные способы снижения давления, основанные либо на замене тяжелой промывочной жидкости на более легкую, либо на плавном или резком понижении уровня жидкости в эксплуа-тационной колонне.

Перед началом вызова притока устье скважины оборудуется фонтанной арматурой (АФ), выбор которой обоснован выше.

В последнее время просматривается необходимость перехода к технологиям освоения скважин в сторону ресурсосберегающих и наносящих минимальный вред окружающей среде методов работы на скважине. Наиболее полно этому процессу отвечает освоение скважин с помощью поршневого вытеснения - свабирования.

В классическом виде свабирование представляет собой процесс периодического спуска поршневого узла (сваба) под динамический уровень жидкости глушения в НКТ и последующего его подъема.

Спуск и подъем сваба производится с помощью каротажного подъемника (ПКС-5) на геофизическом кабеле. Глубина погружения сваба под уровень жидкости выбирается из соображения допустимого усилия нагрузки в узле заделки троса, достигающего 3 тонны.

Так как сваб имеет гибкую связь с устьевым оборудованием, то на последних циклах свабирования к нему можно присоединить регистрирующие приборы (манометр, термометр, расходомер, пробоотборник и т.д.) и совместить процесс исследования скважины со стадией понижения уровня жидкости, что также значительно сокращает рабочее время. Кроме того, геофизический кабель создает электрическую связь с прибором, а это предполагает не только регистрацию, но и контроль за началом притока и, что даёт возможность своевременно прекратить свабирование и целиком переключиться на процесс исследо-вания скважины, а также получить качественную глубинную пробу и сведения о гидродинамических характеристиках пласта. Для того чтобы понизить уровень жидкости в НКТ на 1000 м, необходимо сделать (с учетом утечки жидкости) 8-12 циклов свабирования, что соответствует 10-12 часов работы каротажного подъемника и соизмеримо по времени с работой компрессора. При этом расход топлива у двигателя каротажного подъемника значительно ниже, чем у компрессора и нет необходимости использовать насосный агрегат, что также экономит горючее и сокращает общее время, затрачиваемое на операцию.

2.7 Разработка мероприятий по предупреждению осложнений и аварий при сооружении скважины

Основная цель бурения - качественное, технологически грамотное с минимальными затратами времени и средств выполнение всех процессов и операций соответствующих сооружению скважины. Одним из основных критериев высокого качества строительства скважин является бурение без осложнений и аварий. В ходе строительства скважины возможны осложнения представленные в табл. 1.5. Для их предотвращения необходимо принять комплекс разработанных мероприятий, описанных в этой части.

Обвалы и осыпи стенок скважины.

Обвалы стенок скважины могут происходить в результате недостаточного противодавления на стенки скважины, нарушения их прочности и устойчивости фильтратом бурового раствора, а так же в результате резких колебаний гидростатического и гидродинамического давлений на стенки скважины.

Обвалы стенок, носящие катастрофический характер, могут происходить в результате резкого и значительного снижения гидростатического давления, вызванного поглощением промывочной жидкости или её разгазированием, а так же недоливом скважины во время подъема.

Для предотвращения обвалов необходимо выполнять следующие мероприятия:

1. Для предотвращения резких колебаний на стенки скважины при СПО обязательно производят долив скважины через каждые 5 - 7 свечей.

2. Перед подъемом инструмента делается промывка скважины, обрабатывается и производится очистка промывочной жидкости по циклу. Не допускается подъем инструмента при повышенных значений вязкости и СНС.

3. Подъем инструмента с сальником, в интервале затяжек производится на пониженной скорости, до 0,4 м/с.

4. После подъема с затяжками на значительном интервале, запрещается спускать в скважину компоновки с отклонителями, а также жесткие компоновки, включающие УБТ, калибраторы большого диаметра, центраторы и т.п.

Прихваты бурильной колонны.

Для предупреждения прихватов необходимо придерживаться тре-бований «Инструкции по борьбе с прихватами колонн труб при буре-нии скважин». При этом должны соблюдаться следующие основные требования.

1. Нельзя допускать отклоне-ний от установленной плотности промывочной жидкости более чем на ± 0,02 г/см³ .

2. Для повышения противоприхватной способности необходимо в течение всего цикла бурения скважины поддерживать в промы-вочной жидкости определенное со-держание смазочных веществ.

3.Необходимо непрерывно контролировать циркуляцию про-мывочной жидкости, по возмож-ности устанавливать автоматиче-ские сигнализаторы ее прекраще-ния.

4.Нельзя оставлять бурильную колонну без движения в открытой части ствола, особенно при вскры-тых неустойчивых пластах, в про-дуктивных горизонтах, сильнопо-ристых и проницаемых породах, а также напротив пород, склонных к образованию осыпей и обвалов.

5. При кратковременном (до 0,5 ч) прекращении циркуляции бурового раствора надо поднять колонну бурильных труб от забоя не менее чем на 15 м и через 2--5 мин расхаживать и проворачи-вать ротором. При прекращении циркуляции или неисправности оборудования, на устранение непо-ладок которых потребуется более 30 мин, бурильную колонну надо поднять в кондуктор.

6. При возникновении поса-док надо приостановить спуск ко-лонны, поднять ее на длину 15 - 20 м, проработать опасный интер-вал и только тогда продолжить спуск колонны.

7. Интервал затяжек, уступов, желобов, обвалов необходимо зафиксировать в буровом журнале.

8. Необходимо следить за исправной работой насосов и механизмов очистки промывочной жидкости (гидроциклоны, вибросита и т.д.).

9. После длительных переры-вов в бурении, более 48 часов, ствол скважины следует проработать.

10. При бурении следует де-лать контрольный приподъем бу-рильной колонны на 10-15 м че-рез 45 мин бурения при отсутст-вии затяжек и не реже чем через 15--17 мин бурения при их нали-чии. В последнем случае перед на-ращиванием надо прорабатывать пробуренный участок до полного устранения затяжек.

Мероприятия по предупреждению газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов при бурении скважин.

1.После цементирования кондуктора на устье скважины устанавливается противовыбросовое оборудование (ПВО) ОП2-230x35, в комплект которого входят: универсальный превентор ПУГ-230x35; два плашечных превентора ППГ-230x35 (нижний превентор с глухими плашками); манифольд МПБ2-8x35.

2. Перед установкой ПВО на устье скважины устанавливается колонная головка ОКК1А-21-146x245.

3. Запрещается углубление скважины и подъем инструмента, если параметры бурового раствора не соответствуют параметрам, указанным в геолого-техническом наряде.

4.Бурение в интервалах с возможными газонефтеводопроявлениями необходимо осуществлять с установкой под рабочей трубой шарового крана или обратного клапана.

Должен быть обеспечен объем запаса бурового раствора 120 м ³.

При подъеме бурильной колонны следует обеспечить непрерывный долив скважины и контроль за объемом доливаемой жидкости, пользуясь уровнемером.

При наличии признаков сальникообразования запрещается подъем инструмента из скважины до полной ликвидации сальника путем интенсивной промывки и расхаживания инструмента.

При простоях скважины без промывки более 48 часов, перед подъемом инструмента необходимо произвести выравнивание раствора в соответствии с параметрами, указанными в ГТН.

При простоях скважины более 48 часов, спуск бурильной колонны должен производится с промежуточными промывками через 300 м и замером параметров бурового раствора, выходящего из скважины.

При наличии вскрытых пластов, склонных к газопроявлениям, подъем инструмента следует производить на пониженных скоростях, до 1,0 м/с.

Опрессовку обсадных колонн, цементного камня, противовыбросового оборудования необходимо производить в соответствии с требованиями «Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности» и «Инструкцией по монтажу и эксплуатации противовыбросового оборудования на буровой».

При спуске обсадных колонн необходимо ограничивать скорость спуска в целях предотвращения гидроразрыва пластов. Запрещается бурение скважин ранее пробуренных на кусте при незагерметизированном устье.

14. К работам на скважинах с возможными газонефтеводопроявлениями не допускаются специалисты и бурильщики, не прошедшие обучение в специализированных учебно-курсовых комбинатах по курсу «Контроль скважины. Управление скважиной при газонефтеводопроявлении».

15. С членами буровых бригад проводится инструктаж по предупреждению газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов согласно программе, утвержденной главным инженером предприятия.

16. При появлении признаков газонефтеводопроявлений первым закрывается универсальный превентор.

17. После герметизации устья скважины дальнейшие работы по ликвидации газонефтеводопроявления проводятся под руководством мастера или ответственного инженерно-технического работника.

Утяжеление и обработка бурового раствора производится в соответствии с разработанной рецептурой приготовления.

2.8 Выбор буровой установки

Отечественные буровые установки - это комплексные системы, включающие все основные и вспомогательные агрегаты и механизмы, которые необходимы для строительства скважин. Эксплуатационные характеристики бурового оборудования и его конструкция закладываются таким образом, чтобы обеспечить оптимальные условия при бурении скважин определенной глубины установками соответствующего класса.

Выбор буровой установки производится по её максимальной грузоподъемности, исходя из массы наиболее тяжелой колонны бурильных или обсадных труб.

Выбор буровой установки производится по методике изложенной в [5], исходя из максимальной массы колонны обсадных труб.

Максимальная нагрузка действующая на крюк рассчитывается по формуле:

, (2.126)

где: - масса колонны бурильных труб в воздухе, т;

- коэффициент, учитывающий нарастание массы за счет силы трения колонны о стенки скважины и жидкость при ее подъеме, ;

- коэффициент, учитывающий изменение массы колонны в промывочной жидкости,

, (2.127)

где: - плотность бурового раствора, г/см³;

- плотность материала труб, г/см³.

;

Тогда по формуле (2.126):

, т.

По таблице [5] данной нагрузке на крюке и глубине бурения соответствуют буровые установки БУ-2500ДГУ, БУ-2500ЭУК, БУ-2500ЭП, БУ-2500ДЭП-1, БУ-2900/200-ЭПК-БМ, БУ-3000БД, БУ-3000ЭУ, БУ-3000ЭУК, БУ-3000ЭУК-1М.

Учитывая то, что скважина планируется в районе, обеспеченном электроэнергией, принимается буровя установка БУ-2900/200 ЭПК-БМ для кустового бурения, которая выпускается Волгоградским заводом буровой техники.

Буровая установка должна соответствовать ГОСТ 16293-82, при этом также должны выполняться следующие условия:

(2.128)

где: вес обсадной колонны,

допустимая нагрузка на крюке.

кН.

 (2.129)

где: вес бурильной колонны,

допустимая нагрузка на крюке.

тонн.

(2.130)

где: вес бурильной колонны,

допустимая нагрузка на крюке,

коэффициент прихватоопасности = 1,3.

тонн.

Техническая характеристика буровой установки БУ-2900/200-ЭПК-БМ приведена в табл. 2.14.

Таблица 2.14. Техническая характеристика БУ-2900/200-ЭПК-БМ

Наименование параметров	Значение
Допустимая нагрузка на крюке, кН(тс) Условная глубина бурения, м Наибольшая оснастка талевой системы Диаметр талевого каната, мм Проходной диаметр стола ротора, мм Число силовых агрегатов Число буровых насосов Тип привода основных механизмов (лебедки, ротора, буровых насосов) Расстояние от уровня земли до низа подроторных балок (просвет для установки превенторов), м Номинальная длина свечи, м Мощность, кВт: - на выходном валу лебедки - приводная насоса	2000 (200) 2900 56 28,32 560 3 2 тиристорный электропривод постоянного тока, индивидуальный с аналоговой системой управления 7,1 25 560 640

Конструктивная особенность буровой установки: блочно-модульное исполнение. Вышка А-образная, секционная, свободностоящая без оттяжек, со встроенными маршевыми лестницами и механизмом подъема. Буровые насосы НБТ-600, - тип трехцилиндровый, простого действия (триплекс).

2.9 Проектирование бурового технологического комплекса

Буровая установка БУ-2900/200 ЭПК-БМ укомплектована следующим оборудованием:

вышка ВМА - 41 - 170;

кронблок УКБА - 6 - 250;

талевый блок УТБА - 5 - 200;

вертлюг УВ - 250;

лебедка ЛБУ - 1200;

ротор Р - 560;

НБТ-600,

дизель - электрический агрегат ТМЗ - ДЭ 104СЗ;

компрессор КСЭ - 5М;

компрессор КСМ - 5М.

Средства механизации и автоматизации БУ-2900/200-ЭПК-БМ:

буровой ключ АКБ - 3М2;

вспомогательная лебедка двух барабанная, двухскоростная грузоподъемностью 50 кН;

консольно-поворотный кран грузоподъемностью 3 тонны;

регулятор подачи долота (функции регулятора подачи долота выполняет тормоз ТЭП-45);

приспособления для выброса труб с буровой площадки на мостки;

таль электрическая грузоподъемностью 20 кН;

тали ручные, грузоподъемностью 10 кН;

приспособление для подвески блока превенторов;

пневмораскрепитель;

приспособление для аварийной эвакуации верхового рабочего;

механизм для подачи труб на приемный мост;

пневмоклинья, встроенные в ротор ПКР - 560;

механизм открывания ворот;

приспособление для установки квадрата с вертлюгом в шурф;

механизм загрузки химреагентов в модуле приготовления бурового раствора;

система контроля процесса бурения - компьютеризированный комплекс СГТ-микро.

Для очистки бурового раствора от шлама используется следующее оборудование:

2 вибросита ВС - 1;

гидроциклонный пескоотделитель ПГ - 45;

гидроциклонный илоотделитель ИГ - 45М;

центрифуга Деррик / Оилтулз DE - 1000 - 10500 - 01 - R;

дегазатор типа ДВС-2К или ДВС-3.

Для обеспечения качественной очистки бурового раствора в процессе бурения применяется четырехступенчатая система очистки. Буровой раствор после вы-хода из скважины подвергается грубой очистке на вибросите с ячейками кассетного сита, равными 0,16 - 0,9 мм. Очищенный на вибросите раствор поступает в отсек резер-вуара и центробежным насосом (типа 6Ш8 или ВШН-150) подается в гидроциклонный пескоотделитель, в котором удаляются из раство-ра частицы породы размером более 0,08 мм. Очищенный в пескоотделителе раствор по трубопроводу поступает в отсек резервуара, а песок по желобу сбрасывается в отвал. Из отсека резервуара центробежным насосом (типа 6Ш8 или ВШН-150) раствор подается в илоотделитель, где очищается от частиц породы размером до 0,05 мм. Ил сбрасывается по желобу в амбар. Очищенный в илоотделителе раствор по трубопроводу поступает для дальнейшей очистки на центрифугу, где удаляются из раствора частицы по-роды размером менее 0,05 мм. Очищенный раствор по трубопроводу поступает в приемные резервуары буровых насосов и нагнетается в скважину.

Плотность сгущенной твердой фазы, выходящей из гидроцик-лона, должна быть выше плотности очищаемого раствора в пескоотделителе на 0,4 - 0,6г/см^З, в илоотделителе на 0,25 - 0,35г/см³. Плотность разгружаемого из гидроциклона шлама регулируется из-менением проходного сечения насадки. Для пескоотделителя она применяется в пределах 13 - 25 мм, илоотделителя 5 - 7 мм.

Эффективность работы пескоотделителя и илоотделителя в большой степени зависит и от давления жидкости перед входом в гидроциклон. Снижение давления ниже 0,2 МПа (2 кгс/см²) не до-пустимо из-за значительного ухудшения работы гидроциклона.

Давление выше рекомендуемого 0,4 МПа (4кгс/см²) приводит к быстрому износу гидроциклонов и некоторому ухудшению эффективности очистки за счет явления турбулизации потока жидкости в гидроциклоне. Контроль за давлением осуществляется по манометрам.

В буровом растворе, очищенном по вышеизложенной технологии, остается минимальный объем выбуренной породы. С целью предотвращения облегчения бурового раствора в процессе бурения необходимо при бурении интервалов с газопроявлениями применять для дегазации раствора дегазатор типа ДВС-2К или ДВС-3.

Для приготовления, химической обработки, утяжеления бурового раствора применяется гидравлическая мешалка МГ 2-4.

Приемный блок циркуляционной системы - это резервуар из которого раствор подается в буровые насосы. Он также служит для хранения резервного объема бурового раствора. Для предотвращения «застаивания» бурового раствора приемный блок оборудован перемешивателями типа ПБРТ - 55.

Для герметизации устья скважины, в случае нефтегазопроявления, на период бурения скважины согласно [ ] применяется противовыбросовое оборудование (ПВО) ОП2-230x35, в комплект которого входят: универсальный превентор ПУГ-230x35; два плашечных превентора ППГ-230x35 (нижний превентор с глухими плашками); манифольд МПБ2-8x35.

Для оперативного контроля основных параметров бурового раствора непосредственно на буровой применяется переносная лаборатория ЛГР - 3. Представляет собой деревянный ящик в котором укреплены следующие приборы:

ареометр АБР - 1;

вискозиметр ВБР - 1;

прибор ВМ - 6;

отстойник ОМ - 2;

цилиндр стабильности ЦС - 2;

секундомер;

термометр 0 - 100⁰С.

Для контроля основных технологических параметров процесса бурения применяется следующее оборудование:

расходомер РГР - 7;

гидравлический индикатор веса ГИВ - 6;

манометры;

указатель уровня в приемных ёмкостях УП - 11М.

Производится расчет режимов СПО.

Определяется оснастку талевой системы по формуле:

(2.131)

где- коэффициент запаса прочности талевого каната (3 - 5) ;

- мах нагрузка действующая на крюк;

- предельное разрывное усилие талевого каната (46800) кг/мм²

,оснастка

Определяется общее количество свечей n по формуле

, шт. (2.132)

где - длина одной свечи ( = 25 м);

- глубина скважины по стволу, м.

, шт.

Определяется скорость крюка при различных скоростях лебедки по формуле:

(2.133)

где - i-я скорость перемещения рабочей ветви талевого каната, м/с;

Для лебедки типа ЛБУ - 1200 скорость вращения барабана лебедки на различных скоростях следующая

- оснастка талевой системы.

м/с;

м/с;

м/с;

м/с;

м/с;

м/с.

Определяется грузоподъемность лебедки на крюке, при различных скоростях подъема по формуле:

кН, (2.134)

где - мощность на барабане лебедки, кВт;

- коэффициент полезного действия ( = 0,95).

- вес талевой системы кН.

Определяется условный вес одной свечи q по формуле

 кН, (2.135)

кН.

Определяется количество свечей, которые можно поднять из скважины на каждой скорости лебедки по формуле:

шт. (2.136)

шт.

шт.

шт.

Количество свечей поднимаемых на 3, 2, 1 скоростях не определяется, так как на 6, 5 и 4 скорости можно поднять всю бурильную колонну.

Режимы СПО приведены в табл. 2.17.

Таблица.2.17 Режимы СПО

Скорость лебедки	Количество поднимаемых свечей, шт
4 5 6	95 60 32

3. Вспомогательные цеха и службы

3.1 Ремонтная база

В результате длительной эксплуатации бурового оборудования либо при возникновении аварийных ситуаций происходит износ или поломка бурового оборудования.

Ремонтом вышедшего из строя оборудования занимается центральная база производственного обеспечения (ЦБПО), которая подразделяется на:

прокатно-ремонтный цех бурового оборудования (ПРЦБО);

прокатно-ремонтный цех труб и трубопроводов (ПРЦТ и Т).

В состав прокатно-ремонтного цеха бурового оборудования входят комплексные бригады по проведению планово-предупредительных ремонтов бурового оборудования, противовыбросового оборудования и фонтанных арматур.

В состав прокатно-ремонтного цеха труб и трубопроводов входит участок по ремонту труб и трубопроводов. Численный состав бригад ремонтной базы определяется исходя из трудоемкости работ по техническому обслуживанию.

Состав ремонтной службы меняется в зависимости от работ предприятия.

С целью повышения ответственности рабочих на своих местах, за каждым закреплена определенная группа оборудования.

Капитальный ремонт крупноблочного оборудования производится на ремонтно-механических заводах по разовым заявкам.

Текущий ремонт оборудования осуществляется слесарями, входящими в состав бригады, работающими на месторождении.

3.2 Энергетическая база и энергоснабжение

Снабжение буровой установки и жилого поселка осуществляется от сетей переменного тока (6 кВ) через трансформаторную подстанцию 6 кВ/600 В и тиристорные станции управления.

Таблица 3.1. Электроснабжение

Источник электроснабжения	Характеристика ЛЭП	Заявленная мощность кВт.
наименова-ние	расстояне до буровой, км	количество одновременно работающих установок	ЛЭП, кВ	Длина, км	тансфор-маторов	суммарная системы электро- снабжения буровой
энергоси-стема	15	1	6	15	292	1396,8

Все данные о количестве потребляемой энергии при подготовительных работах, бурении, креплении и испытании скважины, приведены в табл. 3.2.

Таблица 3.1. Количество потребляемой электроэнергии

Наименование	Норма расхода электроэнергии	Кол-во потребляемой электроэнергии, кВт*ч
	Единицы измерения	Величина	Источник нормы	на первую скважину куста	на последую-щие
Подготовительные работы	кВт*ч/сут	4140	ЭСН ТАБЛ 49- 404	16560,00	4968,00
Бурение и крепление	КВт*ч/м	68	ЭСН ТАБЛ 49- 405	181832,00	181832,0
Испытания в колонне с передвижной установки	КВт*ч/сут	1520	ЭСН ТАБЛ 49 -407	18665,6	18665,6
Всего на скважину				217057,6	205465,6

Теплоснабжение буровой установки в зимний период осуществляется котельной установкой. В качестве сырья для производства пара используется техническая вода из водяной скважины. В качестве топлива - дизельное. Общая производительность котельной установки 2000 т пара/час при температуре пара 180⁰С.

3.3 Водные ресурсы и водоснабжение

Для обеспечения водой бытовых и технических нужд бурится не глубокая артезианская скважина на воду. Водяная скважина бурится до Чеганской свиты, глубиной 240 метров. Скважина расположена на кустовой площадке на расстоянии 60 метров от буровой. Рабочий расход составляет 6,2 м³/ч, что вполне удовлетворяет потребности в воде: техническая вода 120 м³/сут, а остальная на бытовые нужды. Объем запасных емкостей для воды составляет 50м³. Скважина оборудуется фильтрами для очистки воды, в обвязку скважины входит водопровод диаметром 0,073 мм и длиной 60 метров.

4. БЕЗОПАСНОСТЬ ЖИЗНЕДЕЯТЕЛЬНОСТИ

4.1 Безопасность в рабочей зоне

Вопросам охраны труда в конституции Российской Федерации отводится особое место. В ней говорится, что Российское государство заботится об улучшении условий и охране труда, его научной организации о сокращении, а в дальнейшем и о полном вытеснении тяжелого физического труда на основе комплексной механизации и автоматизации производственных процессов во всех отраслях народного хозяйства.

В нефтяной и газовой промышленности при неправильной организации труда и производства не соблюдении мероприятий по проводке скважин возможны следующие опасности:

Механические травмы.

Поражение электрическим током.

Пожары.

Взрывы.

Ожоги.

Также возможно появление следующих вредностей:

Климатические условия.

Шум.

Вибрация.

Освещение.

Запыленность и загазованность.

Механические травмы - возможны во время СПО, падения с высоты различных предметов, а также деталей вышки и обшивки буровой, недостатки в содержании рабочего места, отсутствие ограждений движущихся частей бурового оборудования, применение опасных приемов труда и т.д.

Поражение электрическим током - возможно из-за доступности прикосновения к токоведущим частям, отсутствия защитного заземления, не применения защитных средств при обслуживании электроустановок.

Пожары - возникают вследствие взаимодействия открытого огня с огнеопасными веществами (нефть, газ и т.д.), так как территория может быть замазучена.

Источники пожара:

короткое замыкание, перегрев проводки;

открытый огонь;

удар молнии;

статическое электричество.

Взрывы - возможны при:

при наличии горючих веществ;

наличие окислителя или среды;

наличие сосудов под давлением;

источника зажигания (открытый огонь, короткое замыкание, статическое электричество).

Ожоги - возможны вследствие небрежного хранения и обращения с химическими реагентами, открытым огнем и горючими материалами, от электрического тока.

Мероприятия по устранению опасных и вредных факторов.

Механические травмы. Для устранения причин возникновения механических травм необходимо все работы проводить согласно [1]. Кроме того, необходимо:

оградить вращающиеся части механизмов;

обеспечить машинные ключи страховочными канатами;

проводить своевременно инструктажи по технике безопасности.

при ремонте должны вывешиваться знаки оповещающие о проведении ремонтных работ;

весь рабочий персонал должен быть обеспечен средствами индивидуальной защиты (касками, спецодеждой, рукавицами и т. д.) согласно нормам: ''Типовые отраслевые нормы бесплатной выдачи спецодежды'', утвержденных Минтруда России, № 67, 16.12.2000 г.

проведение проверки состояния ремней, цепей, тросов и их натяжения;

проведение плановых и неплановых проверок пусковых и тормозных устройств;

при работе на высоте рабочий должен быть обеспечен страховым поясом.

Буровая вышка должна быть обеспечена маршевыми лестницами (угол падения их не более 60°,ширина 0,7 м). Между маршами лестниц следует устроить переходные площадки. Расстояние между ступеньками по высоте не более 25 см, они должны иметь уклон внутрь 2 ч 5°. С обеих сторон ступени должны иметь планки или бортовую обшивку, высотой 15 см. Пол должен быть сделан из рифленого металла, исключающего возможность скольжения.

Все грузоподъемные механизмы грузоподъемностью свыше 1тонны должны быть поставлены на учет в Госгортехнадзор и испытаны в присутствии непосредственного начальника и представителя Госгортехнадзора.

Испытание включают в себя:

внешний осмотр;

статическое испытание;

динамическое испытание.

В конструкции грузоподъемных механизмов обязательно должны быть предусмотрены системы защиты (блокировка, дублирование и т.д), которые также подлежат испытанию.

Поражение электрическим током. Предупреждение электротравматизма на объектах достигается выполнением следующих мероприятий:

проектирование, монтаж, наладка, испытание и эксплуатация электрооборудования буровых установок должны проводиться в соответствии с требованиями ''Правил устройства электроустановок'' (ПУЭ), ''Правил эксплуатации электроустановок потребителей'' (ПЭЭП),

утвержденных Госэнергонадзором 31.03.92 г. и ''Правил техники безопасности при эксплуатации электроустановок потребителей'' (ПТБЭ), утвержденных Главэнергонадзором 21.12.90 г.

обеспечение недоступности прикосновения к оголенным токоведущим частям, находящимся под напряжением;

применение блокировочных устройств;

применение защитного заземления буровой установки;

применение изолирующих, защитных средств (резиновые перчатки, боты, инструмент с изолированными ручками) при обслуживании электроустановок;

допускать к работе специально обученных лиц, имеющих группу по электробезопасности не ниже IV.

Рассчет контура заземления.

Сопротивление контура на буровой

Рассчитывается сопротивление одного электрода (длина которого м, диаметр м, заложенного в грунт на глубину до середины электрода) по формуле:

Ом, (4.1)

где - удельное сопротивление почвы, Ом•м;

- длина электрода;

- глубина до половины электрода, м;

- диаметр электрода, м.

Ом.

Необходимое число электродов n определяется по формуле

, (4.2)

где - допустимое сопротивление заземления, Ом (= 4 Ом);

- коэффициент сезонности ( =2);

- коэффициент экранирования труб (электродов), (0,2< <0,9).

,

Сопротивление соединительной полосы по формуле

Ом , (4.3)

где - длина соединительной полосы, м;

- ширина соединительной полосы, м.

Длина соединительной полосы определяется по формуле:

, м (4.4)

где - необходимое число электродов;

- длина электрода, м.

, м

По формуле (4.3):

Ом.

Находим общее заземление контура по формуле:

Ом, (4.5)

где - коэффициент экранирования полосы, ( = 0,15).

Ом < 4 Ом, условие выполняется.

Расчетное сопротивление контура соответствует требованиям ПУЭ, так как Ом.

Взрывы. Во избежание возникновения взрывов при производстве буровых работ необходимо:

исключить наличие источников возгорания;

исключить наличие на объекте горючих веществ;

все сосуды, работающие под давлением, должны быть испытаны на полуторократное давление.

Также должны быть установлены различные контрольно-измерительные приборы (манометры, датчики), защитная аппаратура и таблички, говорящие о величине давления, под которым находится сосуд [1].

Ожоги. Для избежания ожогов от электрического огня необходимо изолировать все токоведущие части. Для того, чтобы избежать ожогов от химических веществ, необходимо эти вещества перемещать на тележках. Во избежание ожогов от открытого огня необходимо не замазучивать спецодежду и не подходить близко к источнику огня.

Климатические условия. Работа на буровой сопряжена с работой на открытом воздухе, что приводит к заболеваниям рабочего персонала. Для предупреждения заболеваний необходимо предусмотреть укрытия рабочих мест, индивидуальные средства защиты (спецодежда), необходимые перерывы в работе. За вредность выплачиваются компенсации.

4.1.1 Основные требования и мероприятия по противопожарной технике безопасности, первичные средства пожаротушения

Пожарная профилактика. Для непосредственного надзора за противопожарным состоянием на буровой перед началом бурения должна быть создана пожарная дружина из членов буровой бригады. Оборудование должно соответствовать ГОСТ 12.2.003-91 ССБТ ''Оборудование производственное. Общие требования безопасности''.

Все производственные, подсобные и жилые помещения должны иметь подъездные пути и не должны располагаться в близи емкостей с горючими материалами и складов лесоматериалов.

Территория буровой должна быть очищена от мусора и не следует допускать замазучивания территории. В целях предотвращения пожара на буровой запрещается:

- располагать электропроводку на буровой вышке в местах ее возможного повреждения буровым инструментом;

- хранение ГСМ в металлических емкостях ближе 20 метров от буровой установки.

Буровая установка должна быть обеспечена средствами пожаротушения. Противопожарные щиты располагаются: в насосной - у входа на буровую, в котельной, в роторном сарае и на складе ГСМ. В двадцати метрах от культбудки должен быть оборудован инвентарный пожарный щит.

Каждый пожарный щит укомплектован следующим образом:

огнетушитель пенный - 2 шт.

лопата - 2 шт.

багор - 2 шт.

топор - 2 шт.

ведро - 2 шт.

ящик с песком - 1 шт.

кашма 2Ч2 м - 1 шт.

бочка с водой 200 л - 1 шт.

Для исключения возгорания по причине короткого замыкания в электромеханизмах должны использоваться предохранители.

В электросетях необходимо использовать провода с достаточно большим сечением, чтобы исключить возможность возгорания от перегрева проводки.

Для курения и разведения огня отводятся специальные места.

Для проведения сварочных работ оборудуется сварочный пост.

Сварочные работы проводятся согласно требованиям представленных в ГОСТ 12.3.003-75 ССБТ ''Работы электросварочные. Общие требования безопасности''.

...