БИБЛИОТЕКА
Гидроударное бурение, способ проходки скважин, при котором разрушение породы на забое осуществляется погружными (работающими непосредственно в скважине) гидравлическими забойными машинами ударного действия. Первые патенты на гидроударные машины были выданы в конце 19 в., а работоспособные модели созданы в 1900—07 и применялись для бурения скважин на нефть на Кавказе. Гидроударная машина приводится в действие энергией потока жидкости, нагнетаемой насосом с поверхности по колонне бурильных труб. Эта жидкость очищает забой от продуктов разрушения породы и удаляет их на поверхность. При бурении с отбором керна применяются коронки буровые, армированные вставками из твёрдого сплава; при бурении сплошным забоем — лопастные и шарошечные долота. Гидроударные машины для бурения на твёрдые полезные ископаемые при расходе промывочной жидкости 100—300 л/мин имеют энергию единичного удара 70—80 дж (7—8 кгс (м) и частоту ударов 1200—1500 в мин; осевая нагрузка на забой создаётся в пределах 4000—8000 н (400—800 кгс), частота вращения снаряда 25—100 об/мин в зависимости от твёрдости и абразивности проходимых пород. Рациональная область применения Г. б. — породы средней и высокой твёрдости, которые наиболее эффективно разрушаются под действием ударных нагрузок. Гидроударные машины обеспечивают повышение производительности бурения в 1,5—1,8 раза при снижении стоимости на 20—30% по сравнению с твердосплавным и алмазным бурением вращательным способом. Лит.: Ударно-вращательное бурение скважин гидроударниками, М., 1963; Теория и практика ударно-вращательного бурения, М., 1967. Л. Э. Граф, А. Т. Киселев.
УДК 622.24
РАЗРАБОТКА ГИДРОУДАРНИКА ДИФФЕРЕНЦИАЛЬНОГО ДЕЙСТВИЯ С УСОВЕРШЕНСТВОВАННОЙ КЛАПАННОЙ ГРУППОЙ
Парфенюк С.Н., студент гр. ТТР-98, ДонНТУ
Научный руководитель – доцент Каракозов А.А.
|
При ликвидации прихватов в разведочных скважинах применение гидроударников дифференциального действия весьма эффективно. В новом гидроударном механизме предложена конструкция уравновешенной клапанной группы, которая позволяет снизить величину свободного хода бойка при движении его вверх. Перестановка клапанов при ходе бойка вверх происходит за счет давления на клапанную группу при ее смыкании. При движении бойка вниз клапанная группа возвращается в исходное состояние при ее размыкании за счет скоростного напора жидкости. Такое конструктивное исполнение клапанной группы позволяет уменьшить величину свободного хода бойка до 1 мм и увеличить энергию ударов гидроударника на 18-20% по сравнению с серийными конструкциями.
Особенностью данной конструкции является расположение выпускного клапана в канале впускного клапана, что позволяет увеличить КПД гидроударника и повысить стабильность работы клапанной группы. Благодаря особенностям конструкции, данный гидроударник может быть настроен на режимы работы, когда удары по верхней и нижней наковальням будут существенно отличаться по силе. Например, при ликвидации аварий связанных с прихватом, целесообразно иметь более сильный удар по верхней наковальне, тогда как при затягивании колоны в желоб надо сильнее бить по нижней наковальне.
|
|
Рисунок - схема гидроударника дифференциального действия: 1 - корпус; 2, 3 - наковальни; 4 - цилиндр; 5 - поршень; 6 - боек; 7 - выпускной клапан; 8 - впускной клапан.
|
|
ПОГРУЖНЫЕ ГИДРОУДАРНЫЕ
УСТАНОВКИ СЕРИИ УМБ-130 ДЛЯ МНОГОРЕЙСОВОГО БУРЕНИЯ ПОДВОДНЫХ СКВАЖИН
Установки серии УМБ-130 предназначены для бурения подводных скважин
глубиной до 35 м при геологоразведочных работах на шельфе, в частности, при
инженерно-геологических изысканиях с неспециализированных буровых судов. В
состав установки входит многофункциональный гидроударный буровой снаряд;
стабилизирующая опора с направляющей воронкой; направляющая система, состоящая
из каната, направляющих роликов и хомута для фиксации погружного бурового
снаряда на оси направляющей воронки.
Техническая характеристика установки УМБ-130
|
Параметры
|
Показатели
|
Способ бурения:
в т.ч.
- при отборе
керна
- при проходка по ранее пройденному интервалу ствола
Максимальная глубина акватории
Категории пород по
буримости (отбор керна)
Категории пород по
буримости (размыв керна)
Эффективная глубина
бурения (отбора керна)
Эффективная глубина размыва
осадков
Диаметр бурения / диаметр
керна, м
Выход керна, %
Приводная мощность, кВт
|
комбинированной с
поинтервальной проходкой скважины:
- гидроударный;
- гидромониторный (при
расходе жидкости не менее 450 л/мин)
60
I-V
I-IV
до 6 м за рейс
до 50 м
0,130 / 0,094
95±5
22
|
Привод гидроударного
бурового снаряда: от бурового насоса (типа НБ-32, АНБ-22, 9МГр, и др.), обеспечивающего
подачу жидкости не менее 450 л/мин и давление 3,5 – 4,5 МПа.
Грузоподъемное оборудование: планетарная лебедка
грузоподъемностью не менее 2,5 т; для спуска и подъема бурового снаряда;
грузовая стрела, грузоподъемностью не менее 2,5 т, обеспечивающая вынос бурового
снаряда за борт не менее чем на 1,5 м; вспомогательная лебедка грузоподъемностью
не менее 1,5 т для спуска и подъемы стабилизирующей опоры.
Гидроударный буровой снаряд (ГБС) (рис.1) состоит из гидроударного
механизма 1, функционально предназначенного для погружения колонкового набора
в породу; насосного блока 2 для обеспечения обратной циркуляции жидкости в
керноприемной трубе колонкового набора 3 с целью снижения свайного эффекта
и обеспечения повышенной сохранности керна; нижнего 5 и верхнего 6 пусковых
узлов, в комплексе обеспечивающих оперативное изменение режимов работы снаряда
за счет изменения канализации жидкости в каналах бурового снаряда (направление
движения потока показано на рисунке стрелками): гидромониторный размыв грунта
(рис.1,а); бурение с отбором керна (рис.1,б). В состав колонкового набора
входит башмак 6 с универсальным кернорвателем-насадкой 7.
Техническая характеристика гидроударного бурового снаряда
|
Наименование
|
Значение
параметра
|
Гидроударный механизм
Габариты:
- наружный диаметр
- длина
- масса
Рабочая характеристика:
- расход жидкости
- давление на привод
- частота ударов
- энергия удара
- мощность на привод
Колонковый набор
(комплекты)
Наружная труба:
- диаметр (наружный / внутренний), мм
- длина, мм
Внутренняя керноприемная труба:
- диаметр (наружный / внутренний), мм
- длина, мм
Башмак режущий
- диаметр (наружный / внутренний), мм
- угол приострения,
Кернорватель
Пусковой узел:
- верхний
- нижний
|
Гидроударник дифференциального действия
127 мм
2300 мм
160 кг
230 - 250 л/мин
2 - 4 МПа
20 - 25 Гц
80 - 110 Дж
8-15 кВт
Двойная колонковая труба
127/117
4250, 5250, 6250
108/98
4000, 5000, 6000
130/94
30о
Лепесткового типа
Поршневой, с фиксированным положением и
принудительным управлением давлением жидкости
Клапанно-золотникового типа с оперативным
управлением скоростным напором жидкости
|
а) б)
Рис. 1 – Состав и схема гидроударного бурового снаряда и
схема распределения жидкости: а) – в режиме гидроразмыва осадков; б) – в
режиме отбора керна; 1 – гидроударник; 2 – насосный блок; 3 – колонковый
набор; 4 – верхний пусковой узел; 5 – нижний пусковой узел; 6 – башмак; 7 -
кернорватель
Стабилизирующая
опора
предназначена для удержания гидроударного бурового снаряда в вертикальном положении
на морском дне. Одновременно опора направляет гидроударный буровой снаряд в
ствол при последующем рейсе, обеспечивая одноствольную многорейсовую проходку
скважины.
Опора (рис.2) состоит из основания 1 со стороной 2,5 м, выполненного
из бурильных труб диаметром 127 мм, на котором закреплены ролики 2 направляющих
канатов 3. В центре основания на болтах закреплен патрубок 4 с направляющей
воронкой 5. Внутри патрубка размещена короткая обсадная (направляющая) труба 6.
Общая высота патрубка с направляющей воронкой – 1,5 м.
Монтаж направляющих канатов опоры осуществляется на палубе
плавсредства. В качестве направляющих канатов используется трос вспомогательной
лебедки, который пропускается через систему роликов основания опоры и ролики
выносных Г-образных опор 7, установленных вдоль борта.
Рис.2 – Стабилизирующая опора установки УМБ-130
Рис.3 - Перевод стабилизирующей опоры за борт судна
Рис.4 - Положение направляющих канатов при постановке
опоры на дно.
Подготовка
установки к работе.
После выполнения монтажа направляющих канатов штатной судовой стрелой опора
выносится за борт плавсредства (рис.3) и опускается на 4-5 м ниже планшира фальшборта.
Вспомогательной лебедкой производится натяжение тросовой обвязки опоры, после
чего она освобождается от каната штатной грузовой стрелы.
Затем
осуществляется постановка опоры на дно с помощью вспомогательной лебедки. Эта
операция обеспечивается за счет «стравливания» троса вспомогательной лебедки
(рис.5,а). После касания основанием опоры дна начинает опускаться компенсирующий
груз 5 (рис. 5), предварительно закрепленный на конце направляющего каната 1 и
пропущенный через ролик 2 грузовой Г-образной опоры (рис.4). Благодаря
компенсирующему грузу направляющие канаты в процессе работы постоянно находятся
в натянутом положении. После постановки опоры на дно производится монтаж
направляющего хомута 3 и площадки с выдвижными рычагами 4 для фиксации хомута 3
на уровне борта (рис.4).
Порядок работы. Буровой снаряд при помощи
грузовой лебедки поднимается в вертикальное положение и при помощи штатной
грузовой стрелы выносится за борт судна. Производится проверка работы гидроударника.
Его стабильная работа должна наблюдаться при расходе жидкости на 30-40% ниже,
чем установленный для гидромониторного размыва пород.
Далее буровой
снаряд фиксируется в хомуте 3, расположенном на выдвижных рычагах 4 (рис. 4).
При перемещении выдвижных рычагов к борту буровой снаряд вместе с хомутом
получает возможность свободного спуска вниз (рис.5, а) с одновременным
центрированием относительно оси патрубка опоры (дополнительное направление
буровому снаряду обеспечивает воронка опоры). При контакте с воронкой хомут останавливается,
а снаряд продолжает перемещение вниз до встречи с дном.
Рис.5 - Схема работы установки
УМБ-130
а) спуск бурового снаряда; б) проходка
первого интервала скважины; в) – проходка последующих интервалов скважины; 1
– канифас-блок, устанавливаемый на грузовой стреле; 2 – шланг; 3 –блоки
направляющего каната; 4 – ролик компенсирующего груза; 5 – компенсирующий
груз; 6 -направляющие канаты; 7 – погружной буровой снаряд; 8 – хомут; 9 –
основание опоры; 10 – короткая обсадная (направляющая) труба; 11 – скобы для
соединения каната и шланга
При достижении дна открывается задвижка на линии слива и
включается буровой насос. Выбирается слабина грузового троса для последующего
контроля заглубления. С помощью задвижки устанавливаются номинальные параметры
привода гидроударника (табл. 2). В режиме эффективной работы гидроударника
производится отбор кернового материала с первого интервала скважины. При этом
отработанная в гидроударнике жидкость направляется по кольцевым зазорам
бурового снаряда и выходит через отверстия над башмаком (рис.1, б), обеспечивая
размыв стенок скважины, что облегчает процесс извлечения бурового снаряда.
Скорость бурения и величина заглубления колонкового набора в
грунт контролируется визуально по смотанной длине троса по меткам, предварительно
нанесенным на трос.
После окончания рейса буровой насос отключается, и снаряд
вместе с хомутом поднимается вверх. Хомут фиксируется на выдвижных рычагах.
Открытием полустворки хомута буровой снаряд освобождается и с помощью грузовой
стрелы и буровой лебедки перемещается на рабочую палубу. В дальнейшем буровой
снаряд укладывается горизонтально на палубе на деревянные подставки;
отвинчивается башмак и производится извлечение керна.
Для бурения
последующего интервала скважины производится перезарядка верхнего пускового
узла (положение верхнего пускового узла по рис.1, а) и выполняется спуск
бурового снаряда в вышеизложенной последовательности. Ранее пробуренный участок
скважины проходится в режиме размыва (очистки) ствола скважины от обрушенной
породы (рис.5, в). При этом изменением подачи бурового насоса производится
включение нижнего пускового узла с обеспечением прохода жидкости внутрь
керноприемной трубы (рис.1, а).
На глубине
отбора керна снижается подача насоса до нуля, нижний пусковой узел выключается,
его каналы устанавливают проход жидкости, соответствующий режиму бурения
(рис.1,б). Оперативно с помощью питателя в нагнетательный трубопровод
сбрасывается шарик, который при давлении в трубопроводе 2-2,5 МПа принудительно
изменяет положение каналов верхнего пускового узла (положение верхнего пускового
узла по рис.1, б) и производится запуск гидроударника.
Цикл дальнейших
операций по отбору проб донных отложений аналогичен вышеприведенному.
В нештатной
ситуации, при значительном смещении плавсредства от точки пробоотбора, стабилизирующая
опора с помощью вспомогательной лебедки смещается на новую точку. В этом случае
производится размыв осадков с нулевой отметки скважины до интервала опробования
(по рис.5,в).
При глубине
отбора проб, превышающей уровень входа верхнего переходника бурового снаряда в
воронку опоры, канат и грузовой шланг соединяются скобами 11, выполненными из
тонкого капронового каната.
Средняя рейсовая
скорость бурения скважины глубиной 35 м составляет не менее 2,2 м/ч (без учета
времени на постановку бурового судна на точку бурения).
|
Скважина №6
|
Скважина №2
|
Скважина №66
|
|
|
|
Фрагмент кернового
материала по скважине № 6
Рис.6 – Характерные разрезы по
скважинам и фрагмент кернового материала по результатам применения установки
УМБ-130
|
В процессе
перехода на новую точку бурения стабилизирующая опора с помощью вспомогательной
лебедки поднимается к борту на высоту, достаточную для выхода ее из воды. При
работах связанных с длительными переходами или выполнением профилактических ремонтов,
стабилизирующая опора поднимается на палубу без переоснастки направляющих
канатов.
В процессе
эксплуатации установки УМБ-130 при проведении морских инженерно-геологических
изысканий по трассе трубопровода Северо-Булганакского
месторождения природного газа на шельфе Азовского моря пробурено более 60
скважин глубиной 12-35 м с характерными разрезами, показанными на рис.6.
Установка
УМБ-130М.
Схема многорейсового бурения скважин при эксплуатации буровых судов, на которых
нет технической возможности для размещения вспомогательной лебедки, обеспечивается
установкой, которой присвоен индекс УМБ-130М (рис 7).
Принципиальное
конструктивное изменение по сравнению с установкой УМБ-130 касается стабилизирующей
опоры, которая выполняется в виде основания 3 с направляющими стойками 4, по
которым на втулках свободно перемещается поворотная каретка 5, оснащенная
направляющим раструбом.
Порядок работы. Буровой снаряд,
размещенный в поворотной каретке и удерживающийся в ней на упорном кольце 6,
лебедкой поднимается в вертикальное положение. Нижняя часть бурового снаряда
фиксируется в основании опоры. При дальнейшем подъеме опора за счет контакта
втулок каретки и приливов на верхних концах направляющих стоек поднимается на
высоту, достаточную для выноса её грузовой стрелой за борт судна. Установка
опускается на дно моря (рис.7, а). Далее отбирается керн на первом интервале
скважины (рис.7,б), а затем осуществляется последующая проходка скважин в
режиме чередования гидромониторного размыва осадков и гидроударного бурения с
отбором керна (рис.7, в), аналогичные процессам при использовании установки
УМБ-130.
Рис.7 - Схема установки УМБ-130М:
а) –
положение установки после спуска на дно; б) – положение установки при бурении
первого интервала скважины; в) – положение установки при бурении последующих
интервалов скважины; 1 – гидроударник; 2 – колонковый набор; 3 – основание
стабилизирующей опоры; 4 – направляющие стойки стабилизирующей опоры; 5 –
поворотная каретка с направляющим раструбом; 6 – упорное кольцо; 7 - блок
грузовой стрелы; 8 – нагнетательный шланг; 9 – корпус плавсредства; 10 –
грузовой трос; 11 – скобы.
|
По окончании
каждого процесса отбора керна на отдельных интервалах, буровой снаряд вместе с
опорой извлекается из скважины. В процессе подъема опорное кольцо 6 упирается
во внутреннюю поверхность направляющего раструба каретки 5, обеспечивая совместное
перемещение бурового снаряда и каретки до упора втулок каретки в приливы направляющих
стоек. После чего происходит совместный подъем элементов установки («буровой
снаряд–стабилизирующая опора») на высоту, достаточную для размещения ее с
помощью грузовой стрелы на рабочей площадке палубы. В дальнейшем нижняя часть
бурового снаряда освобождается из основания опоры. Благодаря поворотной каретке
буровой снаряд с помощью лебедки переводится в горизонтальное положение,
размещаясь на палубных подставках. Отсоединяя башмак, извлекают внутреннюю колонковую
трубу и переносят её к месту извлечения керна. Керн извлекается и укладывается
в керновые ящики или специальные желоба.
Установка УМБ-130М эффективно эксплуатировалась при бурении
скважин до 25 м в процессе проведения морских инженерно-геологических изысканий
на площадке постановки МСП и трассе трубопровода в Азовском море на
Восточно-Казантипском месторождении природного газа.
Новая технология
многорейсового бурения скважин с использованием установок серии УМБ-130 позволяет
исключить использование бурильных и обсадных труб, глинистых и специальных
растворов для промывки скважин. При проходке скважин допускается возможность частичного
дрейфа бурового судна относительно точки бурения. Технические характеристики
установок позволяют использовать их на судах и плавсредствах различного типа с
достаточным энергетическим обеспечением, оборудованных соответствующими
грузоподъемными механизмами и имеющими возможность постановки кормового якоря.
При Вашей заинтересованности кафедра ТТГР ДонНТУ
совместно с ЗАО «Компания «Юговостокгаз» предлагает:
- Выполнить работы по бурению скважин по данной
технологии своим оборудованием с плавсредства «Заказчика»;
- Поставить буровые установки, обучить буровой
персонал;
- Другие взаимовыгодные виды сотрудничества
связанные с внедрением установок и технологии проходки скважин.
E-mail просим направлять заведующему кафедрой ТТГР ДонНТУ Каракозову А.А. по
адресу: arthur@pop.donntu.ru
МОРСКОЕ БУРЕНИЕ
06.03-08Л.57. Kubota Randy. Будущее технологии бурения. What is the purpose behind technology?. World Oil. 2005. 226, N 5, с. 39, 40. Англ.. US. ISSN 0043-8790
Статья является дискуссионной. Автор данной статьи опровергает мнение ряда специалистов, считающих, что дальнейшее развитие технологии бурения невозможно. Однако технология бурения может развиваться и совершенствоваться различными способами, и одним из перспективных направлений является использование "интеллектуальных" скв. или систем состоящих из таких скв., которые могут быть применены для бурения морских скв. на глубину более 3000 м, а также для бурения мультилатеральных (многоствольных) и направленных скв
2006-03 GL08 ВИНИТИ[ISSN 1561-7122]
06.03-08Л.114. Новая буровая установка. Neue Bohranlage fur Mittelplate. Brennstoffspiegel und Mineralolrdsch.. 2005, N 10, с. 4, 1 ил.. Нем.. DE
Установка T-150 изготовлена фирмой Bentes GmbH, относится к самым мощным и экологически безопасным и смонтирована на единственном в Германии островном месторождении нефти. С ее помощью нефтяники рассчитывают пробурить скважину глубиной до 10 000 м, на которой находятся нефтесодержащие песчаники. Ожидаемая добыча нефти составит 1,2-1,6 млн. т в год. Запасы нефти оцениваются в 40 млн. т.
2006-03 GL08 ВИНИТИ[ISSN 1561-7122]
06.03-08Л.115. Хертсилл Д., Рат Э.. Динамическое позиционирование и проблемы двуствольного бурения на глубоководном буровом судне. Нефтегаз. технол.. 2005, N 5, с. 55-57, 3 ил.. Рус.. RU. ISSN 0202-4578
Технические требования к буровым судам постоянно растут. По мере того, как операторы стремятся увеличить эффективность бурения, выполняя двуствольное бурение, испытания скв., хранение и разгрузку полученной в ходе испытаний, работы и так достаточно сложные на глубоководье осложняются еще больше. Операторам процесса динамического позиционирования предстоит повышать свою квалификацию, поскольку пульт управления становится более сложным. В статье рассмотрены некоторые из проблем, с которыми сталкивается персонал на борту Discoverer Enterprise, первой буровой установки двуствольного бурения компании Transocean
2006-03 GL08 ВИНИТИ[ISSN 1561-7122]
06.03-08Л.116. Солья Дж., Гвинн М.. Монтаж подводного оборудования с использованием судов для установки якорей. Нефтегаз. технол.. 2005, N 3, с. 43-46, 3 ил.. Рус.. RU. ISSN 0202-4578
Даются описания основной конструкции и применения запатентованной компанией Shell Oil Co. системы для монтажа подводного оборудования, которая не требует дорогостоящего использования буровой установки. Рассматриваются предпосылки для разработки системы монтажа оборудования на морском дне с компенсацией вертикальных перемещений (heave compensated landing system - HCLS) и ее компонентов, а также существующий опыт работ, накопленный с 1996 г. Отмечен вклад компании Delmar Systems, сотрудничающей с Shell в качестве пользователя, имеющего лицензию на новую технологию
2006-03 GL08 ВИНИТИ[ISSN 1561-7122]
06.03-08Л.117. Веставик О. М.. Разработка новых концепций бурения и строительства скважин. Нефть, газ и энергетика. 2005, N 3, с. 43-44. Рус.. RU
Подводная эксплуатация, промывка и горизонтальное удлинение скв. являются достаточно распространенными проблемами, решить которые в настоящее время стало возможным благодаря разработке метода бурения при помощи двойной компоновки
2006-03 GL08 ВИНИТИ[ISSN 1561-7122]
06.03-08Л.118. Tang Hong-lin, Xu Xin-qiang, Li Zu-kui. Изучение трудностей при бурении на морском нефтяном м-нии и практические методы увеличения скорости проходки. Xinan shiyou xueyuan xuebao=J. Southw. Petrol. Inst.. 2004. 26, N 5, с. IV, 51-53, табл. 1 ил.. Библ. 3. Кит.; рез. англ.. CN. ISSN 1000-2634
На основании изучения особенностей морской структуры на нефтяном м-нии Шенгли, трудностей бурения и влияющих факторов даны практические рекомендации по увеличению скорости проходки. Табл. 1. Библ. 3
2006-03 GL08 ВИНИТИ[ISSN 1561-7122]
06.04-08Л.119Д. Обухов С. А.. Научно-технические решения по проектированию строительства морских горизонтальных и многозабойных скважин: Автореф. дис. на соиск. уч. степ.. канд. техн. наук. Рос. гос. ун-т нефти и газа, Москва, 2005, 25 с., ил.. Библ. 15. Рус.. RU
Цель работы: Разработка и внедрение в практику проектирования и строительства скв. научно-методических и технико-технологических решений, направленных на повышение эффективности применения ГС и МЗС при разработке шельфовых месторождений. Основные задачи исследований: Разработка методики расчета профилей ГС и МЗС с учетом требований технологии строительства и последующей эксплуатации скв. Совершенствование технико-технологических способов по забуриванию бокового ствола и ответвлений с целью повышения эффективности и качества строительства МЗС. Анализ влияния технико-технологических факторов бурения на качество первичного вскрытия продуктивного пласта и разработка рациональной гидравлической программы строительства скв. при проводке завершающего участка профиля ГС и МЗС. Разработка научно-методических решений по выбору типа и параметров профиля ГС и МЗС с большим отклонением ствола от вертикали при освоении шельфовых месторождений с позиции выполнения геологической задачи, возможностей современной техники и технологии по безаварийной и качественной проводке скв., снижения капитальных затрат и обеспечения проектных эксплуатационных показателей скв. Разработка и уточнение критериев оценки качества выполнения проектных решений при строительстве ГС и МЗС
2006-04 GL08 ВИНИТИ[ISSN 1561-7122]
06.03-10Г.184. Смит К., Хоутченз Б., Гивенз Г., Бейли Г., Ривз Д.. Бурение с одновременной установкой хвостовика с малым зазором и требования к применению метода в глубоких водах. Нефтегаз. технол.. 2005, N 5, с. 11-16. Рус.. RU. ISSN 0202-4578
Компоненты системы бурения с одновременной установкой хвостовика с малым зазором были спроектированы, изготовлены и испытаны в скважине на суше, воспроизводящей по мере возможности условия морской скважины
2006-03 GD05 ВИНИТИ[ISSN 1561-7130]
06.03-10Г.329. Сулейманов Б. А., Исмайлов А. Д., Мамедов М. Р. (ГосНИПИ "Гипроморнефтегаз"). Диагностирование состояния пластовой системы на основе анализа изменения распределения дебитов по скважинам. Азерб. нефт. х-во. 2005, N 5, с. 13-17, 69, 3 ил.. Библ. 3. Рус.; рез. азерб., англ.. AZ. ISSN 0365-8554
Анализ изменения поверхности распределения нормированных дебитов по скважинам, несущего в себе многообразную информацию, позволяет определить эффективность процесса нефтедобычи, периоды разработки залежи и факторы, доминирующие на каждом этапе разработки, для своевременного изменения стратегии разработки в условиях недостаточной информации
2006-03 GD05 ВИНИТИ[ISSN 1561-7130]
06.03-10Г.330. Сафаев И. К., Поладов А. Р., Измайлова А. Т.. К вопросу применения устройства однотрубной системы эксплуатации морских глубиннонасосных скважин в НГДУ "Абшероннефть". Азерб. нефт. х-во. 2005, N 5, с. 25-27, 70, 1 ил., табл. 1 ил.. Рус.; рез. азерб., англ.. AZ. ISSN 0365-8554
Морские глубинно-насосные скважины НГДУ "Абшероннефть" характеризуются обильным пескопроявлением и высоким затрубным давлением. Эти скважины из-за высоких пескопроявлений часто ремонтируются, при этом затрубный газ этих скважин не отбирается. Поэтому скважины эксплуатируются под давлением, что отрицательно влияет на технико-экономические показатели. Для рациональной эксплуатации этих скважин разработано устройство, которое применено на группе скважин НГДУ "Абшероннефть". Устройство позволяет применять однотрубную систему эксплуатации, осуществлять отбор затрубного газа и ограничить поступление песка в забой скважины. В результате увеличились производительность скважин и добыча газа
2006-03 GD05 ВИНИТИ[ISSN 1561-7130]
06.04-10Г.198. Буровые установки и оборудование для буровой площадки. Ч. 1. Нефтегаз. технол.. 2005, N 5, с. 38-47, 1 ил.. Рус.. RU. ISSN 0202-4578
Компания Pride International, Inc. разработала буровые установки класса Pride Rio de Janeiro и Pride Portland для бурения скважин с необходимой установкой ВОР. Эти буровые установки сконструированы для систем Petrobras с 16 3/4-дюймовой устьевой головкой и 18 5/8-дюймовой водоотделяющей колонной. Они рассчитаны на спуск обычных блоков ВОР в морские скв. глубиной более 1700 м. Контроль состояния скв. осуществляется с поверхности при помощи системы управления ВОР, состоящей из одного кольцеобразного ВОР с тремя плашками, фонтанным штуцером и блокирующими клапанами. Систему управления ВОР Amethyst размещают в связи с ограниченной площадью основания буровой установки под основанием. В связи с этим компанией Pride была разработана схема, в соответствии с которой систему управления ВОР размещают под каркасом буровой установки, в месте, недоступном для брызг и волн. И что более важно для повышения надежности, используют обычную раздвижную муфту, чтобы обеспечить защиту от обратного удара водоотделяющей колонны в случае ее серьезного повреждения. Этот метод исключает необходимость использования большой направляющей рамы для защиты превентора
2006-04 GD05 ВИНИТИ[ISSN 1561-7130]
06.04-10Г.199. Новое оборудование. Нефтегаз. технол.. 2005, N 8, с. 40-41. Рус.. RU. ISSN 0202-4578
Компании Transocean и Santos при бурении с полупогружной буровой установки на шельфе Индонезии в водах глубиной 690 м используют технологию расположения блока превенторов на поверхности совместно с методами проводки стволов при регулируемом давлении. На полупогружной буровой установке Sedco 601 впервые была использована вращающаяся устьевая головка, разработанная компанией Weatherford, для контроля давления в затрубном пространстве во время бурения с помощью плавучей буровой установки с поверхностным блоком превенторов. Такое сочетание технологий обеспечивает лучший контроль над скв. во время разбуривания формаций, нередко вызывающих полную потерю циркуляции при обычном бурении
2006-04 GD05 ВИНИТИ[ISSN 1561-7130]
06.04-10Г.201. Jaremko Deborah. Морская разведка. Новая система телеизмерения помогает в разработке бурового проекта White Rose. New telemetry system helps drill White Rose. Oilweek Mag.. 2005. 56, N 8, с. 8, 1 ил.. Англ.. CA. ISSN 0835-1740
2006-04 GD05 ВИНИТИ[ISSN 1561-7130]
06.04-10Г.202. Симондин А., Мак-Ферсон Д., Тубэул Н., Рагнес Г.. Альтернативный подход к строительству глубоководных скважин. Нефтегаз. технол.. 2005, N 10, с. 42-47. Рус.. RU. ISSN 0202-4578
Проектирование и применение первой в промышленности системы отключения скважины на морском дне делает более экологически безопасным бурение с блоком противовыбросовых превенторов на поверхности и райзером высокого давления
2006-04 GD05 ВИНИТИ[ISSN 1561-7130]
06.04-10Г.305. Плэмондон В.. Тенденции развития глубоководной активности в Мексиканском заливе. Нефтегаз. технол.. 2005, N 10, с. 17-24, 6 ил., табл. 8 ил.. Библ. 4. Рус.. RU. ISSN 0202-4578
После устойчивого повышения активности в течение нескольких предыдущих лет, не наступает ли постепенное сокращение разработок месторождений?
2006-04 GD05 ВИНИТИ[ISSN 1561-7130]
06.02-08Л.8. Супруненко Олег, Вискунова Карина, Суслова Виктория. От дискуссий - к конкретной работе. Нефть России. 2005, N 4, с. 34-37, 3 ил., табл. 1 ил.. Рус.. RU
Среди широкоизвестных успехов отечественной геологической науки и практики особое место занимает изучение геологического строения и нефтегазоносности арктического шельфа страны. Основные объемы геологоразведочных работ здесь были выполнены еще в далекие 60-80-е годы прошлого столетия, и их итогом стало открытие новой крупной нефтегазоносной провинции на шельфе морей Западной Арктики - Баренцева и Карского
2006-02 GL08 ВИНИТИ[ISSN 1561-7122]
06.02-08Л.32. Буровые установки и оборудование для буровой площадки. Ч. 2. Конструкции буровых установок. Нефтегаз. технол.. 2005, N 6, с. 31-41, 9 ил., табл. 4 ил.. Рус.. RU. ISSN 0202-4578
Информация по оборудованию и данные о буровых установках были предоставлены сервисными компаниями или компаниями-поставщиками, предлагающими новое оборудование для буровой площадки, а также буровыми подрядчиками, использующими новые различные конструкции буровых установок. Информация о наличии парка буровых установок, их технические данные, операторы и срок работы для таблиц представлена из базы данных морских плавучих буровых установок компании RigLogix
2006-02 GL08 ВИНИТИ[ISSN 1561-7122]
06.02-08Л.76. Кульпин Л. Г., Акопян Р. А., Кутычкин Б. К., Таныгин И. А., Хубльдиков А. И.. Горизонтальные скважины: проектирование и исследования. Стр-во нефт. и газ. скважин на суше и на море. 2005, N 3, с. 4-9, 9 ил., табл. 1 ил.. Библ. 8. Рус.. RU. ISSN 0130-3872
В настоящее время отсутствует достаточно унифицированная методика проектирования разработки нефтяных залежей с применением горизонтальных скважин (ГС). Проекты зачастую не учитывают особенности геологического строения пластов, их многослойность, прерывистость, неоднородность по проницаемости, соотношение общей и эффективной нефтенасыщенности толщин ит.д. Ошибки в прогнозировании кровли и подошвы нефтяного пласта, нефтяных слоев и водоносного пласта, подстилающего непроницаемый раздел, могут привести к уменьшению коэффициента нефтеизвлечения на 5...10% и более в зависимости от особенностей месторождения. Эти ошибки необходимо учитывать при проектировании разработки горизонтальными скв. В статье приводятся примеры проектирования разработки морских нефтяных месторождений и месторождений на суше ГС
2006-02 GL08 ВИНИТИ[ISSN 1561-7122]
06.02-08Л.110. Калиниченко О. И., Каракозов А. А., Зыбинский П. В. (ДНТУ, ЗАО "Компания Юговостокгаз"). Установка УМБ-130 для бурения скважин на шельфе. Стр-во нефт. и газ. скважин на суше и на море. 2005, N 3, с. 11-12, 3 ил.. Рус.. RU. ISSN 0130-3872
Установка УМБ-130 относится к классу легких технических средств, эксплуатирующихся с борта плавсредства среднего водоизмещения. Впервые в практике морского бурового производства установка такого класса обеспечивает бурение скв. глубиной до 50 м без спуска водоотделяющих колонн и закрепления скв. обсадными трубами. Благодаря гибкой связи агрегата и плавсредства, эксплуатация УМБ допускает возможность ограниченного (до 50 м) дрейфа бурового судна, что исключает необходимость жесткой стабилизации бурового судна над устьем скв. и значительно уменьшает непроизводительное время, связанное с постановкой судна на якоря
2006-02 GL08 ВИНИТИ[ISSN 1561-7122]
06.02-08Л.111. Конструкции буровых установок будущего. Нефтегаз. технол.. 2005, N 6, с. 42-44, 4 ил.. Рус.. RU. ISSN 0202-4578
Идея создания буровых установок для бурения с морского дна стала поистине пионерским проектом в области разработок промышленных технологий (Industry Technology Project - ITF). Она поддерживается шестью компаниями, занимающимися морским бурением, и получила разрешение на начало разработки от UK DTI. Эта идея была представлена на ОТС2003 и детально описана в документе ОТС15328. В настоящее время этот проект активно обсуждается в различных промышленных кругах, но пока еще никто не высказался о его реальности. Даже предположив, что эта буровая установка будет быстро построена, полностью автоматизирована и оснащена системой непрерывной циркуляции, глубина воды для размещения такой установки все равно будет ограничена 3000 м.
2006-02 GL08 ВИНИТИ[ISSN 1561-7122]
06.02-08Л.113. Ryan Pat. Поверхностный блок превенторов обеспечивает эффективный метод бурения. Surface BOP proves to be efficient drilling technique. Drill. Contract.. 2003. 59, N 4, с. 20-22, 24. Англ.. US. ISSN 0046-0702
Преобразование на морской полупогружной буровой установке Ocean Baroness обычного подводного блока превенторов в поверхностный блок для компании Unocal Corporation стало четвертым случаем перехода к новой технологии морского глубоководного бурения с 1996 г. В статье объясняются причины такого перехода, дается описание системы и приводится пример из практики бурения конкретной скважины
2006-02 GL08 ВИНИТИ[ISSN 1561-7122]
06.02-08Л.114. Симондин А., Мак-Ферсон Д., Тубэул Н., Рагнес Г.. Альтернативный подход к строительству глубоководных скважин. Нефтегаз. технол.. 2005, N 10, с. 42-47. Рус.. RU. ISSN 0202-4578
Проектирование и применение первой в промышленности системы отключения скважины на морском дне делает более экологически безопасным бурение с блоком противовыбросовых превенторов на поверхности и райзером высокого давления
2006-02 GL08 ВИНИТИ[ISSN 1561-7122]
06.02-08Л.115. Simondin Armel, MacPherson Dougie, Touboul Nicolas, Ragnes Gerald. Альтернативный подход к строительству глубоководных скважин - поверхностный блок превенторов и отключающее устройство на морском дне. Surface BOP with mudline shut-off device: A deepwater well construction alternative. World Oil. 2005. 226, N 1, с. 44-52, 54, 7 ил.. Англ.. US. ISSN 0043-8790
Проектирование и применение системы отключения скв. на морском дне делает более безопасным бурение с блоком превенторов на поверхности и райзером высокого давления
2006-02 GL08 ВИНИТИ[ISSN 1561-7122]
ГИДРОДИНАМИЧЕСКИЕ МОДЕЛИ
06.04-08Л.15К. Черных В. В.. Метод эквивалентных сопротивлений в расчетах разработки нефтяных и газовых месторождений. СПб. 2005, 46 с., ил.. Библ. 9. Рус.. RU
Предложен модифицированный метод эквивалентных сопротивлений, позволяющий проводить гидродинамические расчеты при нелинейном (двучленном или степенном) законе фильтрации
2006-04 GL08 ВИНИТИ[ISSN 1561-7122]
06.04-08Л.65. Аветов Р. В.. Перспективы равновесного бурения. Стр-во нефт. и газ. скважин на суше и на море. 2005, N 11, с. 2-5, Табл. 1 ил.. Библ. 2. Рус.. RU. ISSN 0130-3872
Перспективным направлением совершенствования технологии проводки скважин и вскрытия продуктивных пластов является бурение с регулированием дифференциального давления в системе скважина-пласт. Суть этого метода заключается в том, что процесс бурения осуществляется, при так называемом сбалансированном давлении, или равновесии между пластовым и гидродинамическим давлениями в скважине. Аналитические и экспериментальные исследования, а также отработка технологии и комплекса технических средств оперативного контроля притока углеводородов в скважину легли в основу разработки и совершенствования технико-технологического обеспечения контроля процесса бурения при вскрытии продуктивных горизонтов на равновесии (минимальной репрессии) в системе скважина-пласт. Проведенные испытания позволили отметить, что вскрытие продуктивных пластов осуществлялось при постоянном притоке флюида в скважину, и при ?t, (разности времени прихода импульсов давления на устье скважины в обычном буровом растворе и в буровом растворе в присутствии углеводородов) равном 2,5...12,5 с обеспечивался нормальный процесс вскрытия продуктивных пластов на равновесии (минимальной репрессии), не требующей дополнительных мероприятий по регулированию ?t для данных горно-геологических условий
2006-04 GL08 ВИНИТИ[ISSN 1561-7122]
06.03-10Г.253. Попов Ю. П., Пергамент А. Х. (Ин-т прикладной математики им. М. В. Келдыша РАН). О совершенствовании современных гидродинамических симуляторов для моделирования флюидодинамики. Вестн. Рос. акад. естеств. наук. 2005. 5, N 6, с. 60-65, 9 ил.. Библ. 11. Рус.. RU. ISSN 1682-1696
Описан комплекс работ, проведенных в Институте прикладной математики им. М. В. Келдыша РАН по разработке численных методов моделирования флюидодинамики с целью выбора оптимальных режимов нефте- и газодобычи для максимально полного извлечения углеводородов
2006-03 GD05 ВИНИТИ[ISSN 1561-7130]
05.09-10Г.287П. Способ работы скважинной струйной установки при гидродинамическом воздействии на прискважинную зону пласта. Пат. 2221170 Россия, МПК 7 F 04 F 5/54, E 21 B 43/25. Хоминец Зиновий Дмитриевич. N 2002129158/06; Заявл. 31.10.2002; Опубл. 10.01.2004. Рус.. RU
Изобретение относится к скважинным струйным насосным установкам для добычи нефти. Способ работы установки при гидродинамическом воздействии на прискважинную зону (ПЗ) продуктивного пласта (ПП) заключается в том, что спускают в скважину установленные на колонне насосно-компрессных труб хвостовик, пакер и струйный насос (СН). Пакер и СН устанавливают над кровлей ПП и производят распакеровку пакера. С помощью насосного агрегата периодически подают рабочий агент в сопло СН, причем работу СН осуществляют в следующем режиме: резко подают рабочий агент (РА) в сопло СН при заданном давлении насосного агрегата и в течение нескольких секунд создают требуемую депрессию на ПП. Поддерживают действие этой депрессии на ПП в течение от 2 до 20 мин путем постоянной подачи РА в сопло СН при заданном давлении насосного агрегата, затем скачкообразно восстанавливают гидростатическое давление столба жидкости в скважине за счет ее перетока в подпакерное пространство и организуют гидроудар, направленный в сторону ПП, и срыв с места частиц кольтамонта путем резкого прекращения подачи РА в сопло СН. Устанавливают давление столба жидкости больше пластового давления. Время действия на ПЗ гидростатического давления столба жидкости устанавливают не менее чем в 2 раза меньше времени депрессии. Затем снова резко в сопло СН подают РА и повторяют описанный выше цикл. Количество циклов "депрессия+восстановление гидростатического давления" определяют по степени восстановления проницаемости ПЗ пласта путем проведения контрольных замеров дебита скважины до и в процессе циклического воздействия на ПЗ. Если за два последних контрольных замера производительность скважины не увеличилась, то работу прекращают. Изобретение направлено на повышение надежности работы и производительности. 1 ил. Библ. 5
2005-09 GD05 ВИНИТИ[ISSN 1561-7130]
05.09-10Г.287П. Способ работы скважинной струйной установки при гидродинамическом воздействии на прискважинную зону пласта. Пат. 2221170 Россия, МПК 7 F 04 F 5/54, E 21 B 43/25. Хоминец Зиновий Дмитриевич. N 2002129158/06; Заявл. 31.10.2002; Опубл. 10.01.2004. Рус.. RU
Изобретение относится к скважинным струйным насосным установкам для добычи нефти. Способ работы установки при гидродинамическом воздействии на прискважинную зону (ПЗ) продуктивного пласта (ПП) заключается в том, что спускают в скважину установленные на колонне насосно-компрессных труб хвостовик, пакер и струйный насос (СН). Пакер и СН устанавливают над кровлей ПП и производят распакеровку пакера. С помощью насосного агрегата периодически подают рабочий агент в сопло СН, причем работу СН осуществляют в следующем режиме: резко подают рабочий агент (РА) в сопло СН при заданном давлении насосного агрегата и в течение нескольких секунд создают требуемую депрессию на ПП. Поддерживают действие этой депрессии на ПП в течение от 2 до 20 мин путем постоянной подачи РА в сопло СН при заданном давлении насосного агрегата, затем скачкообразно восстанавливают гидростатическое давление столба жидкости в скважине за счет ее перетока в подпакерное пространство и организуют гидроудар, направленный в сторону ПП, и срыв с места частиц кольтамонта путем резкого прекращения подачи РА в сопло СН. Устанавливают давление столба жидкости больше пластового давления. Время действия на ПЗ гидростатического давления столба жидкости устанавливают не менее чем в 2 раза меньше времени депрессии. Затем снова резко в сопло СН подают РА и повторяют описанный выше цикл. Количество циклов "депрессия+восстановление гидростатического давления" определяют по степени восстановления проницаемости ПЗ пласта путем проведения контрольных замеров дебита скважины до и в процессе циклического воздействия на ПЗ. Если за два последних контрольных замера производительность скважины не увеличилась, то работу прекращают. Изобретение направлено на повышение надежности работы и производительности. 1 ил. Библ. 5
2005-09 GD05 ВИНИТИ[ISSN 1561-7130]
БУРЕНИЕ НА ШЕЛЬФЕ
06.04-10Г.161. Буровые установки и оборудование для буровой площадки. Ч. 1. Нефтегаз. технол.. 2005, N 5, с. 38-47, 1 ил.. Рус.. RU. ISSN 0202-4578
С тех пор как начали проводить изыскания на континентальном шельфе, промышленность пытается разработать для буровиков наиболее эффективное и безопасное оборудование для буровой площадки. Одной из таких разработок является система компенсации вертикального перемещения гибкой колонны труб (coiled tubing - CT), которая безопасна, эффективна и надежна. Компании Schlumberger CT TComp и Shell совместно разработали последнюю модификацию системы компенсации, опираясь на данные, полученные после 500 ч экспериментальной эксплуатации устройства на 128 месторождениях в Мексиканском заливе. Вертикальное перемещение колонны труб на морских буровых установках связано с определенными трудностями, большими глубинами, штормами и др
2006-04 GD05 ВИНИТИ[ISSN 1561-7130]
06.04-10Г.199. Новое оборудование. Нефтегаз. технол.. 2005, N 8, с. 40-41. Рус.. RU. ISSN 0202-4578
Компании Transocean и Santos при бурении с полупогружной буровой установки на шельфе Индонезии в водах глубиной 690 м используют технологию расположения блока превенторов на поверхности совместно с методами проводки стволов при регулируемом давлении. На полупогружной буровой установке Sedco 601 впервые была использована вращающаяся устьевая головка, разработанная компанией Weatherford, для контроля давления в затрубном пространстве во время бурения с помощью плавучей буровой установки с поверхностным блоком превенторов. Такое сочетание технологий обеспечивает лучший контроль над скв. во время разбуривания формаций, нередко вызывающих полную потерю циркуляции при обычном бурении
2006-04 GD05 ВИНИТИ[ISSN 1561-7130]
06.02-08Л.7. Аппараты дистанционного управления и автономные подводные мобильные средства - жизненно важные инструменты для глубинной морской геологоразведки на нефть и газ. ROVs and AUVs - vital tools exploiting deepwater offshore oil and gas. Ship and Boat Int.. 2002, N 9, с. 14-15, Рис. 2 ил.. Англ.. GB. ISSN 0037-3834
По мере проникновения морской геологической разведки на все большие глубины растут соответственно и потребности в альтернативных методах ее проведения. Еще в 1960-1970 гг. морские месторождения нефти и газа разрабатывались в относительном мелких водах мировых континентальных шельфов. Основные работы на морском дне и проверка условий эксплуатации на морских нефтяных платформах выполнялись высокооплачиваемыми водолазами, предельная глубина сферы действия которых не превышала 250 м. Однако в поисках новых месторождений нефтяные компании вынуждены выходить за пределы континентальных шельфов, доходя до глубин 3 тыс. м. и выше, на которых работа уже превышает человеческие физиологические возможности. Поэтому для выполнения длительных (более 20 часов) работ на таких морских глубинах были разработаны многофункциональные аппараты дистанционного управления (АДУ) и позднее более сложные с предварительно запрограммированными командами и заданиями автономные подводные мобильные средства (АПС), осуществляющие подводные наблюдения и исследования, проверки и строительство различных объектов, рытье канав, проведение кабелей и трубопроводов (для труб диаметром до 1,5 м.), обеспечивающие связь, контроль и др. Исследуются некоторые инженерно-техн. проблемы, связанные с разработкой такого оборудования, способного эффективно функционировать на глубинах до 3 км. под давлением 290 бар и выше и работающего на электрическом питании с периодической подзарядкой. Рассматриваются конкретные модели некоторых таких приборов и средств, применяемых в различных регионах мира. Так, последние модели АПС в свободном плавающем режиме со скоростью 4 узлов могут в течение 50 час. на глубине 3 км. осуществлять разведочно-изыскательские и поисковые работы, собирать данные на придонной и поддонной территории по заранее определенному маршруту. Предполагается, что в ближайшие 6 лет во всем мире будет пробурено и обустроено около 2500 глубоководных разведочных скважин, что еще более повысит спрос на разработку, совершенствование и производство описываемых приборов
2006-02 GL08 ВИНИТИ[ISSN 1561-7122]
06.02-08Л.8. Супруненко Олег, Вискунова Карина, Суслова Виктория. От дискуссий - к конкретной работе. Нефть России. 2005, N 4, с. 34-37, 3 ил., табл. 1 ил.. Рус.. RU
Среди широкоизвестных успехов отечественной геологической науки и практики особое место занимает изучение геологического строения и нефтегазоносности арктического шельфа страны. Основные объемы геологоразведочных работ здесь были выполнены еще в далекие 60-80-е годы прошлого столетия, и их итогом стало открытие новой крупной нефтегазоносной провинции на шельфе морей Западной Арктики - Баренцева и Карского
2006-02 GL08 ВИНИТИ[ISSN 1561-7122]
06.02-08Л.110. Калиниченко О. И., Каракозов А. А., Зыбинский П. В. (ДНТУ, ЗАО "Компания Юговостокгаз"). Установка УМБ-130 для бурения скважин на шельфе. Стр-во нефт. и газ. скважин на суше и на море. 2005, N 3, с. 11-12, 3 ил.. Рус.. RU. ISSN 0130-3872
Установка УМБ-130 относится к классу легких технических средств, эксплуатирующихся с борта плавсредства среднего водоизмещения. Впервые в практике морского бурового производства установка такого класса обеспечивает бурение скв. глубиной до 50 м без спуска водоотделяющих колонн и закрепления скв. обсадными трубами. Благодаря гибкой связи агрегата и плавсредства, эксплуатация УМБ допускает возможность ограниченного (до 50 м) дрейфа бурового судна, что исключает необходимость жесткой стабилизации бурового судна над устьем скв. и значительно уменьшает непроизводительное время, связанное с постановкой судна на якоря
2006-02 GL08 ВИНИТИ[ISSN 1561-7122]
|
