Требования к ведению геофизических работ в нефтяной и газовой промышленности

 

Общие положения

Требования, предъявляемыми к технологии проведения геофизических работ, должны учитываться предприятиями при составлении проектов на строительство и ремонт скважин, а также планов проведения мероприятий по контролю за разработкой пластов, состоянием и эксплуатацией скважин.

Геофизические исследования в скважинах должны проводиться с учетом требований Единых правил безопасности при взрывных работах, норм радиационной безопасности, основных санитарных правил работы с радиоактивными веществами.

Подготовка скважины и буровой установки должна обеспечить безопасную и удобную эксплуатацию наземного геофизического оборудования, беспрепятственный спуск (подъем) скважинных приборов и прострелочно-взрывной аппаратуры.

Требования к геофизическим организациям?

Геофизические работы в нефтяных и газовых скважинах в процессах их строительства, освоения, испытания, эксплуатации и ремонта должны выполняться геофизическими организациями по договорам, заключаемым с буровыми, нефтегазодобывающими и другими предприятиями.

Требования к геофизической аппаратуре, кабелю и оборудованию?

Геофизические работы в скважинах должны проводиться с помощью аппаратуры, кабеля и оборудования, допущенных к применению в установленном порядке.

Лаборатории и подъемники каротажных станций должны быть оснащены системой контроля технологии исследований, обеспечивающей индикацию скорости движения, глубины нахождения приборов, аппаратов в скважине и натяжения кабеля.

Подъемники станций, применяемые при геофизических работах, должны быть укомплектованы спуско-подъемной системой, позволяющей проводить работы как с установкой блок-баланса на роторе, так и с подвеской ролика над устьем скважины.

Диаметр барабана лебедки подъемника должен в 40 раз превышать диаметр кабеля.

На бронированном кабеле не допускается наличие «фонарей».

Скважинные приборы должны подсоединяться к геофизическому кабелю посредством стандартных кабельных наконечников.

Оборудование для проведения геофизических работ в скважинах под давлением должно соответствовать давлению, на которое рассчитана установленная на скважине запорная арматура.

При работах с грузоподъемной мачтой и использованием специальных грузов для продвижения кабеля в комплект устьевого оборудования должны входить лубрикаторная  установка, манометр, устройство фиксации входа-выхода прибора в лубрикатор.

Геофизические исследования в бурящихся скважинах?  

Геофизические исследования в бурящихся скважинах осуществляются по заявкам.

Все геофизические работы проводятся по типовым техническим проектам.

Исследованию подлежат флюидосодержащие  горизонты по всем стратиграфическим горизонтам для определения состава флюида, его плотности, пластового давления и других параметров пласта.

Исследования выполняются в подготовленных скважинах и в оптимальные сроки после вскрытия интервал, подлежащего исследованию.

При несоблюдении технических условий на подготовку скважины к исследованиям, геофизическое предприятие вправе отказаться от выдачи заключений по результатам работ.

Готовность буровой установки и скважины должна быть оформлена актом за подписями бурового мастера, представителя заказчика, электрика и начальника геофизической партии.

К устью скважины, бурение которое ведется на глинистом растворе, подводится техническая вода, при работе в условиях отрицательных температур – горячая вода или пар.

Запрещается проводить геофизические работы при неисправном спуско-подъемном оборудовании буровой или каротажной станции и при выполнении на скважине работ, не связанных с геофизическими исследованиями.

При работе на скважине геофизическая техника должна устанавливаться таким образом, чтобы была обеспечена хорошая видимость и сигнализационная связь между лабораторией, подъемником и устьем скважины. Подъемник каротажной станции следует надежно закрепить с помощью специальных устройств.

При отсутствии узла крепления блок-баланса на буровой геофизические работы проводить запрещается.

Погрузку и разгрузку скважинных приборов, грузов, блоков и прочего оборудования следует проводить при участии не менее двух работников партии.

Перед началом работ на скважине должна проверяться исправность тормозной системы кабелеукладчика, защитных ограждений подъемника, надежность крепления лебедки к раме автомобиля, целостность заземляющих проводников геофизического оборудования, надежность крепления скважинного прибора и груза к кабелю. Перед началом спуско-подъемных операций необходимо подавать предупредительный звуковой сигнал.

Для предупреждения о подходе скважинного прибора к устью скважины следует на кабель нанести предупредительные метки.

Разгерметизация пробоотборников ОПК на скважине допускается только с применением специальных устройств.

Геофизические исследования  в условно-горизонтальных скважинах должны проводиться по специальным программам, составленным совместно буровым и геофизическим предприятиями.

По окончании измерений напряжение в кабельной линии должно быть отключено. Защитное заземление можно снимать только после отключении станции от источника питания.

Геофизические работы при эксплуатации скважин?

Геофизические исследования в процессе эксплуатации скважин проводятся в соответствии с планами геолого-технических мероприятий и типовыми или индивидуальными проектами на подземный ремонт скважин.

Геофизические исследования в добывающих и нагнетательных скважинах должны проводиться в присутствии представителя заказчика.

С рабочего места оператора подъемника каротажной станции должны быть хорошо видны все элементы оборудования герметизации устья.

В скважинах с давлением на устье свыше 70кгс/см геофизические исследования должны проводиться с использованием специальных типов оборудования, снабженного для его монтажа и работы грузоподъемной мачтой.

Геофизические исследования в скважинах, эксплуатирующихся центробежными электронасосами, должны проводиться при подземных ремонтах скважин по технологии, основанной на совместном спуске насоса и расположенного под ним прибора на кабеле.

Прострелочно-взрывные работы?

Прострелочные и взрывные работы (ПВР) в скважинах проводятся в соответствии с требованиями действующих Единых правил безопасности при взрывных работах и технической инструкции по проведению прострелочно-взрывных работ в скважинах.

ПВР проводятся в соответствии с типовым техническим проектам и по заявкам геологической службы заказчика на каждую скважину. На скважине объем работ может быть уточнен руководителем взрывных работ (начальником партии) совместно с представителем заказчика.

Изменение маршрута следования спецмашин с ВМ запрещено.

При перфорации газовых скважин, а также при вскрытии нефтяных пластов в условиях депрессии устье скважины обязательно оборудуются лубрикатором.

При проведении ПВР в темное время суток должны выполняться следующие дополнительные условия:

  • источник питания осветительной сети устанавливаются за пределами опасной зоны. Допускается освещение рабочих мест прожекторами, которые должны устанавливаться за пределами 50-метровой опасной зоны;
  • освещение места проведения работ обеспечивает заказчик;
  • составляется акт о готовности скважины для проведения прострелочно-взрывных работ с наступлением темного времени суток, подписываемый ответственным представителем заказчика, ответственным за состояние электрооборудования и ответственным руководителем взрывных работ.

Акт передается ответственному руководителю взрывных работ.

С момента обесточивания электрооборудования на скважине и до конца ПВР не допускается проведение электросварочных работ в радиусе 1000м.

Перед спуском прострелочных или взрывных аппаратов скважину необходимо прошаблонировать с замером забойного давления. Диаметр и вес шаблона должны соответствовать диаметру и весу ПВА.

Не разрешается проводить ПВР в скважинах при отсутствии на устье противовыбросового оборудования (с актом проверки технического состояния и опрессовки).

По окончании работ проверяется глубина интервала и качество выполненной перфорации путем проведения исследований аппаратурой контроля перфораций.

Геофизические исследования в процессе освоения и вывода скважины на рабочий режим проводятся при установленном на устье лубрикаторе.  

Ликвидация аварий при геофизических работах?

Аварии, возникши при проведении промыслово-геофизических работ в скважинах, должны ликвидироваться по плану, составленному заказчиком совместно с подрядчиком и выполняемому с использованием технических средств обеих сторон.

В случае оставления в скважине источника радиоактивного излучения работы по ликвидации аварийной ситуации проводятся по специальному плану, составленному геофизическим предприятием, согласованному с заказчиком и санитарной службой.

Ликвидация аварий, происшедших при работах с применением РВ, должна сопровождаться дозиметрическим контролем скважинного прибора, промывочной жидкости и окружающей среды.

Персонал буровой бригады, привлекаемой к ликвидации прихвата прострелочного или взрывного аппарата, должен быть проинструктирован. Все операции необходимо проводить под непосредственным руководством заказчика (бурового мастера, мастера по сложным работам) и ответственного руководителя взрывных работ.

О всех происшедших авариях и оставленных геофизических приборах и аппаратах непосредственно в скважине должен быть составлен акт. Об аварии, а также возникновении аварийной ситуации необходимо известить руководство геофизического предприятия и заказчика.

В случае разногласий при определении причин аварии должна проводиться техническая экспертиза вышестоящими организациями.

 

 

Методы регулирования разработки залежей

 

К основным методам по регулированию разработки относятся:

- изменение режимов работы добывающих скважин (увеличение или ограничение отборов жидкости, отключение высокообведенных скважин, а также скважин с аварийными прорывами свободного газа, форсированный отбор жидкости, периодическое изменение отборов);

-изменение режимов работы нагнетальных скважин ( увеличение или ограничение закачки рабочего агента, перераспределение закачки по скважинам, циклическая закачка, применение повышенного давления нагнетания и др.);

-увеличение гидродинамического совершенства скважин (дополнительная перфорация, различные методы воздействия на призабойную зону пласта и др.);

- изоляция или ограничение притока попутной воды в скважинах (различные способы цементых заливок, создание различных экранов, применение химреагентов и т.д.);

- выравнивание профиля притока жидкости или расхода воды;

- изменение направлений фильтрационных потоков;

- очаговое заводнение;

- перенос фронта нагнетания;

- бурение резервных добывающих и нагнетательных скважин.     

Анализ состояния разработки залежи нефти и газа

    

Анализ состояния разработки производится ежегодно и составляется годовой геологический отчет, с целью совершенствования системы разработки, повышение их эффективности и увеличения нефтеизвлечения, а также для обобщения   опыта разработки.

На основе результатов всех исследований строят карты разработки (обводненности, текущих, накопленных отборов, удельных продуктивностей и пр.). По данным  определения приведенного пластового давления ежеквартально строят карты изобар. 

В годовой геологический отчет обязательно включаются графики разработки – текущие накопительные параметры (нефть, жидкость, вода), текущая  и накопленная обводненость, темпы отборов, текущий КИН и др. 

Текущие параметры сопоставляются с проектными, и составляются ГТМ для регулирования процесса разработки.

Методы воздействия на призабойную зону для увеличения нефтеотдачи пластов

 

Под воздействием на призабойную зону пластов следует понимать комплекс осуществляемых в скважинах работ по изменению фильтрационных характеристик вскрытых пластов или физико-химических свойств насыщающих их жидкостей в непосредственной близости от скважины с целью повышения или восстановления продуктивности (приемистости) скважин и улучшения охвата пластов воздействием.

Работы по воздействию на призабойную зону пласта проводятся на всех этапах разработки месторождений (залежей).

Методы воздействия на призабойную зону подразделяются на химические, физические и термические. Возможны различные сочетания этих методов.

Ниже приведен перечень путей определяющих практически полную квалификацию возможных способов увеличения нефтеотдачи пластов:

1)    увеличение эффективной толщины вскрытого пласта;

2)    увеличение проницаемости пласта;

3)    увеличение пластового давления;

4)    уменьшение забойного давления;

5)    снижение вязкости жидкости в пластовых условиях;

6)    уменьшение расстояний между данной скважиной и соседними (при сохранение других условий неизменными)

7)    увеличение приведенного радиуса скважины.

К основным методам воздействия на призабойную зону относятся:

- Гидравлический разрыв пластов осуществляется путем нагнетания в скважину жидкости при повышенном давлении. В таком случае в пласте расширяются или открываются ранее существовавшие трещины и образуются новые. Для предотвращения их смыкания после прекращения процесса закачки (снятия давления) в трещины в процессе разрыва вводится крупнозернистый песок (он добавляется в жидкость разрыва). Этот метод применяют для освоения и повышения производительности нефтяных и газовых скважин, а также освоения и повышения приемистости нагнетательных скважин.

- Кислотная обработка призабойных  зон скважин, вскрывших карбонатные коллекторы (известняки, доломиты), в них закачивают порцию соляной кислоты 8-15%-ной концентрации. Кислота реагирует с породой как на стенках скважин, так и в поровых каналах, в результате чего каналы расширяются и очищаются от илистых и карбонатных материалов, растворимых в кислоте. Обычно стараются процесс проводить таким образом, чтобы как можно глубже проникала в пласт.

Для обработки призабойных зон некарбонатных коллекторов применяют смесь соляной и плавиковой кислот, которая хорошо растворяет глины и частично материал зерен кварцевого песка. В результате призабойная зона очищается от глинистых частиц и расширяются поровые каналы.

Плотные малопроницаемые доломиты и некоторые другие породы плохо растворяются в холодной кислоте. В этих случаях можно использовать так называемую термокислотную обработку (обработку горячей кислотой). Кислота нагревается химическим путем, за счет экзотермической реакции (реакции, идущей с выделением тепла) с реагентами, загружаемыми в специальный наконечник, спускаемый в скважину на трубах.

-Гидропескоструйная перфорация, при которой в скважину через насосно-компрессорные трубы при высоком давлении и большом расходе закачивается жидкость, содержащая во взвешенном состоянии песок. На нижнем конце насосно-компрессорных труб устанавливается специальное устройство – гидроперфоратор, который в простейшем виде представляет собой патрубок с насадками из твердых материалов, установленными в его стенках. Струи жидкости с песком, выбрасываемые из отверстий насадок, разрушает колонну, цементное кольцо и создают в пласте каверны.

Перфоратор в процессе работы может с помощью специального устройства вращаться, а вся колонна насосно-компрессорных труб вместе с перфоратором может опускаться и подниматься. Это позволяет создавать вертикальные и горизонтальные надрезы, что в ряде случаев бывает необходимо.

-Термическая обработка забоев скважин разделяется на:

- паротепловая обработка, заключающаяся в кратковременной закачке пара в пласт и приводящая к расплавлению в призабойной зоне парафино-асфальтовых отложений, снижающих ее проницаемость;

- прогрев призабойной зоны с помощью нагревателей различных конструкций, дающий такой же эффект, что и паровая обработка;

Режимы разработки нефтегазовых залежей

            

Режимы разработки нефтегазовых залежей зависят от источников пластовой энергии, под действием которой жидкость из пласта притекает к забоям скважин и подразделяются на:

-         упругий режим;

-         водонапорный  режим;

-         газонапорный режим;

-         режим растворенного газа,

-         гравитационный режим;

-         смешанный режим;

          Упругий режим  - это режим, когда основным источником энергии  движения нефти к забоям скважин, является энергия упругого расширения жидкости и сжатия пород продуктивного пласта.

          Водонапорный режим – это режим, когда основным источником энергии  движения нефти к забоям скважин, является энергия напора краевых или подошвенных вод.

          Геологические условия их проявления

Водонапорный режим проявляется:

1.     при условии, когда контур нефтеносности связан с дневной поверхностью или с поверхностными водоемами. При эксплуатации залежей вода постоянно пополняется за счет атмосферных осадков и источников поверхностных водоемах.

2.     Когда водоносная часть пласта более обширна по сравнению с нефтяной частью.

          Упругий режим действует в начале разработки залежей.

Основной источник пластовой энергии

          При водонапорном режиме основным источником пластовой энергии является давление подпора краевых и подошвенных вод.

          При упругом режиме – начальное пластовое давление и упругие свойства породы пласта и насыщающих его жидкости и газа.

Газонапорный режим – это режим, когда основным источником энергии  движения нефти к забоям скважин, является энергия расширения газа, газовой шапки.

Режим растворенного газа – это режим, когда основным источником энергии  движения нефти к забоям скважин, является энергия расширения газа растворенного в нефти. Этот режим начинает действовать, когда давление в пласте опустится ниже давления насыщения (давление при котором из нефти в пласте начинает выделятся газ).

Гравитационный режим . При этом режиме нефть стекает в скважины только под действием гравитационной силы (силы тяжести).

Смешанный режим – это когда источником энергии движения нефти к забоям скважин служат энергии различных сил: упругие, подпор вод, энергия расширения газа газовой шапки и растворенного газа, гравитационная сила или некоторые из них.

Геологические условия их проявления?

Газовый режим – наличие газовой шапки в пласте.

Режим растворенного газа   пластовое давление равно или меньше давления насыщения. 

Гравитационный режим – проявляется в том случае , если давление в пласте снижена до атмосферного давления и нефть не содержит растворенного газа.

Геологическая неоднородность (коротко)

 

           Большая часть нефтяных и газовых подземных резервуарах сложена породами осадочного происхождения  - песчаниками, известняками доломитами.

           Однородность пород определяется наличием в составе пород слагающих пласт, одного материала (только песок, только известняк, только доломит и т.п.).

           Неоднородность – наличие в составе пород различных цементирующих материалов – глины, аргиллитов, глинистых сланцев.

           Макронеоднородность - наличие большого количества цементировочного материала распространенного по площади пласта – зоны выклинивания, зоны замещения.

           Микронеоднородность – цементирующие вещества присутствуют в разрезе одного пласта, одной скважины.

           Коэффициент расчлененности  - количество пропластков присутствующих в пределах одного выделенного пласта – определяется целым числом, от 1 до количества присутствующих пропластков в пласте, скважине.

           Коэффициент песчаности   характеризует объем песочного материала присутствующего в пласте  - доля от единицы, или процент от 0 (чисто глинистый пласт) до 100 (чисто песчаный пласт).

Коэффициент макронеоднородности – отношение суммарной площади всех зон выклинивания (замещения) к общей площади пласта.

Параметры разработки месторождения

 Параметры системы разработки устанавливаются в проектном документе (проект разработки) месторождения в нем указывается

-         выделение эксплуатационных объектов;

-         порядок ввода объектов в разработку;

-         системы размещения и плотности сеток добывающих и нагнетательных скважин;

-         способы и режимы эксплуатации скважин;

-         уровни, темпы и динамика добычи нефти и газа жидкости из пластов, закачка вытесняющих агентов;

-     вопросы повышения эффективности реализуемых систем разработки заводнением;

вопросы связанные с особенностями применения физико-химических, тепловых и других методов повышения нефтеизвлечения из пластов  

Составление корреляционных схем

 

Разрез, в геологии - графическое изображение геологического строения участка земной коры на плоскости.

           Корреляция разрезов скважин – отождествление в сравниваемых геологических разрезах одновозрастных стратиграфических подразделений по их палеонтологическим и физическим характеристикам.

  •            Корреляционные схемы составляются сопоставлением одинаковых пластов в соседних скважинах, выделением одинаковых пластов, пропластков, глинистых перемычек и непроницаемых зон. 
  • Различным цветом указываются проницаемые и непроницаемые пласты и пропластки, и также различными цветами изображается насыщение газом, нефтью или водой.

Понятие об общей локальной, общей региональной и детальной корреляции

           Общая региональная корреляция – выделение в разрезе общих для всего региона (бассейн, провинция и т.п) стратиграфических подразделений присутствующих в геологическом разрезе всего региона.

           Общая локальная корреляция – выделение в разрезе общих для всего локального геологического участка (поднятие, прогиба, антиклинали и т.п) стратиграфических подразделений присутствующих в геологическом разрезе всего участка.

           Общая детальная корреляция – выделение в разрезе месторождения или  залежи общих стратиграфических подразделений (пластов и пропластков) присутствующих в геологическом разрезе всего месторождения или залежи.

Методы изучения разрезов скважин

 

          Геологический метод изучения разрезов скважин основан на изучении образцов керна и шлама, отобранного из всего разреза пробуренных скважин.

Изучение геологического разреза скважины заключается в определении последовательности и глубины залегания пластов, их литолого-петрографических свойств, оценке наличия и количественного содержания в недрах полезных ископаемых.

          Геохимический метод включает газовый каротаж и анализ шлама в двух вариантах: в процессе бурения и после бурения.

          Метод газового каротажа основан на изучении содержания  и состава углеводородных газов и битумов в промывочной жидкости, а также основных параметров характеризирующих режим бурения (скорость проходки, свойства бурового раствора и т.д)

          Анализ шлама – производится изучение шлама выносимого из скважины вместе с буровым раствором. Буровой раствор фильтруется через специальное цито и отсеявшиеся частицы породы проходят гранулический и химических анализ.

          На основании данных геологического, геохимического методов строят разрезы скважин, куда помещаются все сведения о физических и палеонтологических свойствах пробуренных пород.  

           Геофизический метод (каротаж)  - исследования геологического разреза скважин, заменяющие частично или полностью отбор керна. Результаты их изображаются в виде диаграмм изменения физических свойств пород – каротажных диаграмм. В зависимости от изучаемых свойств горных пород каротаж подразделяется на следующие виды: электрический; радиоактивный; акустический; и др.

  •            Электрический каротаж состоит из двух модификаций: метод сопротивлений (измерение кажущегося сопротивления –КС) ; метод самопроизвольно возникающего электрического поля (потенциал самополяризации – ПС. Результаты измерений изображаются в виде кривых изменений параметров КС и ПС вдоль ствола скважины.
  •            Радиоактивный каротаж  основан на измерении характеристик полей ионизирующих излучений, как естественных (гамма каротаж -ГК), так искусственно вызванных (гамма-гамма каротаж-ГГК, нейтронно-гамма каротаж - НГК, нейтронный каротаж - НК)
  •           Акустический каротаж основан на изучении характеристик упругих волн ультразвукового и звукового диапазона в горных породах и в скважине (АКЦ, АК и т.п.)

          Исследование технического состояния производится на всех этапах от бурения до ликвидации скважин. В открытом стволе проводят инклинометрию, кавернограму, термометрию и резестивеметрию (места поступления жидкости в скважину и поглощение бурового раствора). 

Перед освоением проверяют герметичность колонны, качество цементирования. В эксплуатационный период – выявление мест негерметичности колонны, целостности цементного кольца, затрубную циркуляцию жидкости (АКЦ, термометр, расходомер и т.п.)

Забуривание второго ствола

 

ЗАБУРИВАНИЕ ВТОРОГО СТВОЛА ЧЕРЕЗ ВЫРЕЗАННЫЙ УЧАСТОК
ОБСАДНОЙ КОЛОННЫ

 

Забуривание второго ствола из обсадной колонны позволяет решать следующие задачи:

  •             - увеличить дебит скважины за счет вскрытия продуктивного пласта дополнительным стволом, как наклонно-направленным, так и горизонтальным
  • - отремонтировать бездействующую скважину, которая не эксплуати-ровалась по техническим причинам (заклинка ЭЦН, расхождение колонны и т. д.)
  • - уменьшить объём бурения новых скважин и сократить капитальные вложения на разработку месторождений.

Забуривание второго ствола или нескольких стволов из обсадной колонны в настоящее время происходит по трем схемам:

1.   С помощью стационарного клинового отклонителя через щелевидное окно в обсадной колонне

2.   С помощью стационарного или съемного клинового отклонителя в интервале вырезанного участка обсадной колонны

3.   С помощью турбинных отклонителей в интервале вырезанного участка обсадной колонны

С появлением современных вырезающих устройств (УВ и УВУ) и отклонителей, наибольшее распространение получили схемы № 2 и № 3.

Основные технические данные нормального ряда УВУ приведены в таблицах №    и №    

Забуривание второго ствола по схеме № 1 происходит по следующим этапам:

  •  устанавливают клиновой отклонитель, 
  • вырезают окно в обсадной колонне, 
  • фрезеруют вырез в колонне и забуривают дополнительный ствол.

Забуривание второго ствола по схеме № 2 и №3 происходит по следующим этапам: 

  • образование сплошного выреза в обсадной колонне при помощи вырезающих устройств (УВ и УВУ), установка цементного моста, ориентирование турбинного отклонителя на искусственном забое, забуривание дополнительного ствола при помощи турбинного отклонителя. 

Выбор схемы забуривание второго ствола определяется исходя из: 

  1. назначения скважины, 
  2. её технического состояния, 
  3. наличия необходимых технических средств, 
  4. конечного ожидаемого результата и т.д. и в целом для каждой скважины должен рассматриваться индивидуально.

 

 

Забуривание второго ствола с помощью турбинных отклонителей в интервале вырезанного участка обсадной колонны

  Для обеспечения надежности и успешного проведения забуривания второго ствола прежде всего необходимо рассчитать минимальную длину вырезанного участка обсадной колонны и минимальную длину интервала забуривания с учетом его увеличения для условий желобообразования. Эта методика разработана и успешно опробована во ВНИИБТ. Расчетная схема представлена на рис. №  

Минимальная длина вырезанного участка обсадной колонны определяется в первую очередь длиной интервала забуривания. Расчет длины интервала забуривания производится для отклонителей как с одним углом перекоса, так и для отклонителей с двумя углами перекоса. 

С учетом увеличения интервала забуривания для условий желобообразования, минимальную длину вырезанного участка обсадной колонны рекомендуется рассчитывать по формуле:

 


                                              (12.7)   № 1

где:      Н - расчетный интервал забуривания, м

            k = 1,1 - коэффициент запаса для интервала забуривания

D3 - диаметр замка бурильной колонны, мм

a - зенитный угол выхода ствола в интервале забуривания, град 

 


Рис. №      

Расчетный интервал забуривания определяется по формуле:

 - для отклонителя с двумя углами перекоса


 

Подставляя полученные значения в формулу №    мы можем определить минимальную длину вырезаемого участка обсадной колонны, а по формуле №     минимальную длину интервала забуривания второго ствола.

 

Технические данные и характеристики вырезающих устройств

типа УВ и УВУ (ВНИИБТ)

Табл.№

 

Тип

Диаметр обсадной

Диаметр, мм

 

Длина, мм

 

Масса, кг

устройства

колонны,

 мм

по направ-ляющим

по корпусу

по раскрытым резцам

(с центра-торами)

(с центра-торами)

УВ-114

140-146

-

114

175

3524

97

УВ-216

245-273

230

216

280

2030

275

УВУ-168

168

160

140

212

3830

310

УВУ-178

178

170

148

220

3830

320

УВУ-194

194

184

164

236

3830

329

УВУ-219

219

210

190

260

3830

336

ФР-168 «Азимут»

168

144, 146, 148

140

215

1210

200

 

Табл.№        

Техническая характеристика

Вырезающее устройство

 

УВ-114

УВ-216

УВУ

ФР-168

ТГМ-146

ТГМ-168

ТРГ-146

Диаметр срезаемой колонны, мм

140-146

245-273

168-219

168

146

168

146

Осевая нагрузка на резцы, кН не более

при прорезании колонны

при торцевании колонны

 

 

40

5-10

 

 

40

5-10

 

 

40

5-10

 

 

10

40

 

 

15

 

 

17

 

 

5-18

Частота вращения, с-1

0,5-1,5

0,5-1,5

0,66-1,17

0,63-1,03

?

?

0.63-0.7

Температура рабочей среды, град, не более

100

100

100

100

?

?

100

Средняя механическая скорость вырезания, м/ч

0,68

0,68

0,68

0,9

?

?

?

Перепад давления на устройстве, МПа

2-4

2-4

2-4

3-4,5

?

?

?

Проходка на комплект резцов по трубе из стали группы прочности Д для забуривания ствола, м, не менее

9

9

9

10

?

?

?

Подача бурового раствора, л/с

10-14

10-16

10-14

7-14

5

5

6-12

Число резцов

5

5

5

6

3

3

3

Наружный диаметр, мм

114

216

140-190

140

123

140

120

Длина, мм

3524

2030

3830

1210

370

370

1050

Масса, кг

97

275

310-336

200

17

22

 

 

Технические данные и характеристики вырезающих устройств

типа УВУ (ТЯЖПРЕССМАШ, РЯЗАНЬ)

Табл.№        

Техническая характеристика

Вырезающее устройство

 

УВУ

УВУ-01

УВУ-02

Диаметр срезаемой колонны, мм

168

178

219

Наружный диаметр корпуса, мм

138

148

190

Диаметр по раскрытым резцам, мм

212+/-2,3

220+/-2,3

265+/-2,6

Осевая нагрузка на резцы, кН

не более

40

40

40

Частота вращения, с-1

0,66-1,17

0,66-1,17

0,66-1,17

Температура рабочей среды, град, не более

100

100

100

Средняя механическая скорость вырезания, м/ч

0,3-1

0,3-1

0,3-1

Перепад давления на устройстве, МПа

2-4

2-4

2-4

Проходка на комплект резцов по трубе из стали группы прочности Д для забуривания ствола, м, не менее

18

18

18

Подача бурового раствора, л/с

10-16

10-16

10-16

Число резцов, шт

5

5

5

Присоединительная резьба

З-88

З-88

З-88

Длина, мм

1916+/-11,5

1916+/-11,5

1916+/-11,5

Масса, кг

166+/-8

172+/-9

212+/-11

   

ТЕХНОЛОГИЯ ВЫРЕЗКИ УЧАСТКА ОБСАДНОЙ КОЛОННЫ

 

Технология вырезки участка обсадной колонны включает несколько этапов:

 

1. Определение места вырезки.

Обсадная колонна в зоне фрезерования должна иметь хороший цементный камень. По каротажным диаграммам выбирается интервал с не менее 70 % заполнением и хорошим сцеплением цемента, желательно в песчаном пласте, чтобы обеспечить плавное отклонение бокового ствола.

 

2. Установка цементного моста.

Устанавливается ниже выбранного интервала выреза колонны на 40-50 мет--ров с целью создания зоны зумпфа для тяжелой металлической стружки и перекрытия остающейся ниже части эксплуатационной колонны.

 

3. Проведение ГИС (МЛМ, инклинометр) .

Проводится с целью определения местонахождения муфт и точного простран-ственного положения скважины

 

4. Шаблонировка эксплуатационной колонны.

Проводится при помощи скребка-шаблона соответствующего диаметра и длиной не менее 18 метров для определения возможности прохождения компоновки с вырезающим устройством.

 

5. Сборка и спуск компоновки с вырезающим устройством (см. рис. №     ) до рас-четной глубины. Длина УБТ или бурильной трубы, используемой вместо УБТ должна быть не менее 12 метров. Все переводники, применяемые в компоновке должны иметь на торцах фаску под углом 45°. Компоновка должна быть собрана таким образом, чтобы над столом ротора было не менее 2/3 длины ведущей трубы. Спуск компоновки производить со скоростью не более 0,5 м/с. Если в компоновке есть обратный клапан, то при спуске каждые 500 м производить долив инструмен-та, при этом не превышать расход выше 4 л/с и не вращать колонну.

 

6. Отрезание эксплуатационной колонны.

·      начать вращение бурильной колонны без работающих насосов (рекомендуется начинать с 60 об/мин).

·      вращая бурильную колонну, включить насос (рекомендуемая подача Q=10 - 16 л/сек, P=10,0-15,0 МПа), замерить вращающий момент и давление на стояке

·      оставить в таком режиме на 5-10 минут, наблюдать за давлением и крутящим моментом. Если падения давления не наблюдается, то необходимо прибавить обороты ротора до 80-90 об/мин. Через 10-15 мин должно произойти падение давления на 0,30-3,0 МПа. Если падения давления не наблюдается, но вращающий момент уменьшился, то резанье колонны закончено. Об этом также говорит наличие в промывочной жидкости шлама заколонного цемента или вид выносимой стружки (ширина стружки примерно равна толщине стенки отреза-емой трубы).

 

7. Проверка разрезания эксплуатационной колонны

·      остановить буровые насосы и вращение ротора

·      приподнять бурильный инструмент

·      при входе вырезающего устройства в верхнюю часть отрезанной колонны возможны затяжки. Превышение веса при натяжении не должно превышать более 4,5 тонн над собственным весом бурильной колонны.

·      включить буровой насос (не вращая ротор). Давление на стояке должно быть больше чем при разрезании колонны.

·      выключить буровой насос и опустить бурильную колонну до точки резанья колонны

 

·      Начать вращение бурильной колонны с первоначальным режимом резанья (N=60 об/мин, Q=10-16 л/сек). Постепенно увеличивая число оборотов до 80-90 об/мин наблюдать за моментом. Если увеличения момента нет, то процесс резанья колонны закончен. Если наблюдается рост момента, то повторить процедуру разрезания эксплуатационной колонны.

 

8. Фрезерование эксплуатационной колонны.

·      фрезерование ведут с Р=0,5-2,5 т, производительностью Q=12-16 л/сек и N=60-100 об/мин, при этом вращающий момент не должен превышать предельно допустимый на бурильные трубы.

·      после 1 метра проходки остановить вращение и не выключая насоса разгрузить бурильный инструмент не более 2 тонн. В случае положительного результата (снижение веса на крюке) продолжить фрезерование до проектной глубины, не превышая механическую скорость 0,5-1,5 м/час.

·      если при фрезеровании крутящий момент резко возрастает, следует остановить вращение и промывку. Поднять инструмент на 1 метр. Затем возобновить вращение до 60 об/мин, включить насос и медленно опускать инструмент до появления крутящего момента, доводя параметры до режима фрезерования

·      по окончании фрезерования расчетной длины поднять инструмент на 1 метр и промыть скважину в течении 1,5 - 2 циклов. По окончании промывки остановить вращение и циркуляцию. Поднять инструмент до точки начала резания колонны. В момент входа вырезающего устройства в верхнюю часть колонны может быть затяжка. Превышение веса при натяжении не должно превышать более 4,5 тонн над собственным весом бурильной колонны. Если вырезающее устройство не входит в колонну, то необходимо опустить инструмент на 1 метр и вращать со скоростью 60 об/мин без циркуляции, после чего поднять инструмент в обсадную колонну.

 

9. Контроль за выносимой стружкой.

   Постоянно должен осуществляться контроль за выносимой стружкой. По размеру, форме и количеству выносимой стружки можно судить о качестве фрезерования колонны. Хорошая стружка должна быть слегка загнута, длиной до 35 мм, 1мм в толщину и шириной примерно равной толщине стенки отрезаемой трубы. При недостаточной нагрузке стружка длинная, волокнистая. При слишком большой нагрузке стружка длинная, закрученная и толстая. В выносимой массе может быть порода и цемент. Для улавливания металлической стружки из промывочной жидкости, на виброситах необходимо расположить магнит. 


                                   Рис. №     

Компоновки для вырезания участка эксплуатационной колонны

 

1 - ВУ (вырезающее устройство), 2 - УБТ, 3 - центратор,

4 - бурильные трубы, 5 - обсадная колонна

 

10. Проверка наличия вырезанного «окна». При помощи ГИС (МЛМ или индукционный каротаж) проверяется наличие вырезанного участка

11. Установка цементного моста в интервале фрезерования эксплуатационной колонны. Устанавливается с целью укрепления стенок скважины в интервале вырезанной колонны. Верхняя граница моста должна быть не менее 10 метров выше интервала фрезерования.

12. Определение «головы» цементного моста и его подбурка на 0,5 метра ниже начала интервала выреза колонны.

13. Сборка отклонителя и телесистемы

14. Спуск отклоняющей компоновки, ее ориентирование и забурка второго ствола.

 

ВОЗМОЖНЫЕ НЕИСПРАВНОСТИ И СПОСОБЫ ИХ УСТРАНЕНИЯ ПРИ РАБОТЕ С ВЫРЕЗАЮЩИМ УСТРОЙСТВОМ

Неисправность

Причина

Способ устранения

Перепад давления на УВУ при прокачивании промы-вочной жидкости в количес-тве 10-16 л/сек более 4 МПа

 

Забито отверстие в насадке

 

Извлечь поршень и прочис-тить насадку

 

Перепад давления при тех же условиях менее 2 МПа

Размыты отверстие насадки или уплотнительные кольца, негерметичность резьбовых соединений

Извлечь поршень и заме-нить насадку или уплотнительные кольца, герметизировать резьбовые соединения

 

 

 

При выключении насоса рез-цы не утапливаются в пазы корпуса

 

 

 

Толкатель с поршнем в не возвращается в крайнее по-ложение из-за грязи, зади-ров, поломки пружины, сгиба резцов

На устье: Промыть и смазать цилиндр, поршень, толкатель, резиновое кольцо, заменить пружину

На забое: Промыть скважину в течении 1-2 циклов. Дать натяжку бурильной колонны. Превышение веса не должно превышать более 4,5 тонн над собственным весом буриль-ной колонны

 

В процессе вырезания участ-ка колонны инструмент про-валивается

Резцы изношены по перифе-рии, торец колонны раз-вальцован наружу, недоста-точное количество прокачи-ваемой жидкости, размыто отверстие насадки

Заменить резцы, обработать торец трубы с «навеса», увеличить промывку, заменить насадку

 

Резкое увеличение механичес-кой скорости фрезерования без увеличения осевой нагрузки

 

Фрезерование трубы происходит не по полному торцу

Приподнять инструмент, увеличить промывку и повторно фрезеровать тот же участок колонны. Сменить резцы и повторить фрезерова-ние того же участка колонны.

Резкое снижение механичес-кой скорости фрезерования при увеличении осевой нагрузки до 40 кН (4 т)

 

Сработаны резцы

 

Заменить резцы

Резкое увеличение механичес-кой скорости фрезерования при снижении осевой нагрузки до 10 кН (1 т)

 

Сработаны резцы

 

Заменить резцы

Затяжки при подьеме бур.ин-струмента в обсадной колонне

Скопление металлической стружки вокруг низа КНБК

Промыть скважину вязким раствором не менее 1-го цик-ла без вращения бур.инстру-мента

Резкое увеличение момента на роторе. Затяжки при отрыве от забоя

Сработаны резцы, КНБК проваливается в колонну

Поднять КНБК, заменить резцы

 

При врезании в колонну и ее фрезеровании  ЗАПРЕЩАЕТСЯ :

 

1.   Поднимать инструмент выше места врезки в колонну при включенном насосе

2.   Менять скорость ротора при нагруженном инструменте и включенном насосе

3.   Отрывать иструмент не дав ему разгрузиться. В случае внезапной остановки насоса и загруженном инструменте продолжать вращение ротора до разгрузки инструмента, после чего можно остановить ротор и оторвать инструмент от забоя.

4.   Быстрый подьем инструмента в интервале фрезерования и начала врезки (не более 0,5 м/сек)

5.   Осуществлять резкую загрузку УВУ

6.   Оставлять загруженным УВУ , включать ротор или насос при загруженном инструменте.

7.   В случае «полета» УВУ на забой после его ловли и отрыва от забоя КАТЕГОРИЧЕСКИ ЗАПРЕЩАЕТСЯ производит промывку. Необходимо поднять инструмент и произвести разборку, чистку и смазку УВУ.

 

 

Забуривание второго ствола с помощью стационарного клинового отклонителя через щелевидное окно в обсадной колонне

 

При наличии в скважине двух или нескольких колонн место для вскрытия "окна" с помощью клиновых отклонителей выбирают на такой глубине, чтобы работы произодились в одной колонне. Практика показала, что вскрывать "окно" следует в интервалах, выраженных глинистыми породами. В скважинах, где "окна" вскры-ались против слабосцементированных песков, песчаников, а также при отсутствии за колонной цементного кольца, наблюдались случаи размыва и осыпания пород, приводивших к обвалам, прихватам инструмента ниже "окна". Вскрытие "окна" против крепких и часто перемежающихся мягких и крепких пород приводит к тому, что второй ствол зачастую не отходит от основного ствола и бурится рядом с ним, особенно когда бурение ведется при полном поглощении промывочной жидкости. Такие скважины оказываются малопроизводительными вследствии нарушения призабойной зоны в процессе предыдущей эксплуатации скважины основным стволом.

Основные размеры клиновых отклонителей приведены в табл. №      

Основные размеры райберов для вырезки «окна» приведены в таблицах №      

 

При вскрытии "окна" комплектом из трех фрезеров – райберов (ФРС, ФКК, ФРЛ) работы производятся последовательно, начиная с райбера, имеющего наименьший размер, при нагрузке 2-3 тс и частоте вращения 40 - 60 об/мин. По мере углубления райбера частоту вращения можно увеличить до 50 - 70 об/мин при той же осевой нагрузке. После вскрытия "окна" длиной 1.4 - 1.6 м от конца отклонителя, т. е. когда нижний конец райбера уже выходит из соприкосновения с колонной, часто-ту вращения ротора доводят до 80 - 90 об/мин, а осевую нагрузку снижают до 1.0 - 1.5 тс. Вторым райбером при нагрузке 1.0 - 1.5 тс разрабатывают и расширяют интервал, пройденый первым райбером по всей длине отклонителя. Третьим рай-бером обрабатывают стенки "окна" и обеспечивают выход в породу при осевой нагрузке до 1 тс и частоте вращения ротора 80 - 90 об/мин. "Окно" считается пол-ностью вскрытым и обработанным, когда третьий райбер без вращения инстру-мента свободно проходит в него, при этом диаметр райбера сохраняется в преде-лах не менее 142 мм. В противном случае рекомендуется обработать "окно" еще одним райбером диаметром 143 мм.

При применении комбинированного райбера или райберов типа РПМ и РУ осевую нагрузку рекомендуется поддерживать в пределах 1.5-3.0 тс при частоте вращения ротора 60-90 об/мин.

Вскрытие "окна" необходимо производить, не превышая заданной осевой нагруз-ки. Значительные осевые нагрузки на райбер приводят к преждевременному выхо-у его за колонну и "окно" получается укороченным. Это создает условия для возникновения и концентрации переменных напряжений в теле бурильных труб, особенно в то время, когда в интервале нижней части среза отклоняющего клина,

т. е. на выходе из "окна" , находится замковое соединение бурильных труб. Это приводит к довольно быстрому появлению усталости металла и, как следствие, к поломке бурильных труб в утолщенной части. Поломка бурильных труб в том месте, где конец оставшихся труб находится сразу же за "окном", опасна тем, что в последующем их трудно извлечь.

При укороченном "окне" подвергается кольцевым порезам и тело бурильных труб, что снижает их прочность и может привести к аварии. Кроме того, затрудняется пропуск долота за колонну, и оно , как правило, останавливается в "окне" в результате образования "мертвого" пространства необработанной стенки колон-ны, возвышающейся над нижнем окончанием среза отклоняющего клина. Обработать эту выступающую часть стенки райберами практически невозможно, и в некоторых случаях приходится вновь спускать отклонитель и повторять работы по вскрытию нового "окна". Во избежании этого над райбером для создания жесткости устанавливают утяжеленные бурильные трубы соответствующих размеров.

 

Основные размеры клиновых отклонителей

 

Табл. №    

Тип отклонителя

Максимальный наружный диаметр, мм

Длина отклонителя

(Без спускового клина), мм

Длина желоба или конической части, мм

Угол скоса, град

ОЗС-146

108

4500

2500

2 30

ОЗС1-168

136

4900

2600

2 30

ОТ-219

168

4600

2800

3 00

ОТ-273

225

4800

3000

3 30

 

 

 

Основные размеры клиновых отклонителей (УДОЛ)

 

Табл. №

Тип отклонителя

Максимальный наружный диаметр, мм

Длина отклонителя в собранном состоянии

м

Длина отклонителя в разобранном виде,м

Угол скоса, град

КОП-115П

115

4,07

2,5

2,30

КОП-115С

115

4,2

2,5

2,30

 

 

 

 

ФРЕЗЕРЫ КОЛОННЫЕ КОНУСНЫЕ (ОСТ 26-02-650-72)

 

Табл. №    

Шифр

D

D1

L

l

l1

d

d1

Масса, кг

Резьба

ФКК-93

93.3

80

350

103

122

12

-

12

З-62

ФКК-97

97.3

80

352

103

122

12

-

15

З-62

ФКК-106

106

95

373

103

147

13

-

17

З-76

ФКК-115

114.7

95

428

128

172

13

-

21

З-76

ФКК-121

120.7

95

431

128

172

14

-

24

З-76

ФКК-127

127

108

428

128

172

14

-

27

З-88

ФКК-137

137.3

113

430

128

172

15

-

37

З-88

ФКК-143

143.3

113

460

154

173

15

-

40

З-88

ФКК-149

149.3

118

475

154

173

16

-

45

З-101

ФКК-167

166.7

146

510

154

198

18

-

57

З-121

ФКК-192

192.1

146

573

179

222

18

26

75

З-121

ФКК-198

198.1

146

575

179

222

20

28

79

З-121

ФКК-217

216.5

178

617

179

246

20

38

115

З-147

ФКК-223

222.5

178

620

179

246

20

42

121

З-147

ФКК-245

245.1

178

680

204

270

20

50

150

З-147

ФКК-272

272.5

203

742

230

295

22

40

180

З-171

ФКК-298

297.9

203

805

255

319

22

50

215

З-171

ФКК-312

311.7

203

812

255

319

22

60

220

З-171

 

 

 

ФРЕЗЕРЫ - РАЙБЕРЫ (ТУ-26-62-48-72)

 

Табл. №     

Шифр

Диаметр

труб

D1

D2

L

l

d

d0

Масса, кг

Резьба

ФРС-146-1

146

110

47

340

200.5

15

-

12

З-76

ФРС-146-2

146

120

62

425

285

20

20

20.5

З-76

ФРС-146-3

146

120

95

431

289

20

20

25.5

З-76

ФРС-168-1

168

130

50

380

250

15

-

26

З-88

ФРС-168-2

168

142

70

496

350

20

20

40

З-88

ФРС-168-3

168

142

110

500

362

25

25

46

З-88

ФРС-219-1

219

160

62

452

290

20

20

44

З-117

ФРС-219-2

219

174

76

640

470

25

25

73.5

З-117

ФРС-219-3

219

192

148

580

394

25

25

100

З-117

ФРС-273-1

273

192

74

545

368

25

25

70

З-117

ФРС-273-2

273

225

111

740

545

25

25

147

З-117

ФРС-273-3

273

245

190

672

468

25

25

180

З-117

РПМ-146

146

121

61

486

354

15

-

25.2

З-76

РПМ-168

168

143

79.5

543

404

20

-

38.5

З-88

РПМ-219

219

193

109.8

626

440

25

-

79.3

З-117

РПМ-273

273

246

137.2

726

522

25

-

152.3

З-117

 

Примечание: 1. Фрезеры - райберы праворежущие и леворежущие

2. Армируются твердыми сплавами ФРС-В К8, РПМ-75К12В или Т17К12

 

 

ФРЕЗЕРЫ СКВАЖИННЫЕ ДЛЯ ПРОРЕЗАНИЯ «ОКНА» (ОСТ 26-16-01-83)

 

Табл. №     

 

 

Длина, мм

 

 

Шифр

D, мм

общая, L

конусной части, l

цилиндрической части, l1

Масса, кг

Резьба

ФРЛ-116

116

850

102

135

60

З-76

ФРЛ-121

121

860

100

135

64

З-76

ФРЛ-143

143

1000

125

140

85

З-101

ФРЛ-152

152

1050

150

140

102

З-101

ФРЛ-167

167

1100

150

160

136

З-121

ФРЛ-193

193

1150

170

175

173

З-121

ФРЛ-218

218

1250

200

185

245

З-147

ФРЛ-246

246

1300

200

235

295

З-147

 

 

КОМБИНИРОВАННЫЙ РАЙБЕР

 

Состоит из трех секций, соедененных между собой. Секции имеют различные диа-метры (D1, D2, D3) и длины (L1, L2, L3) и по мере сработки могут быть заменены новыми. Первая нижняя секция длиной L1 - основная (рабочая) с углом наклона к оси райбера 8°. Она начинает протирать колонну с момента соприкосновения его с верхним концом отклонителя. Вторая секция длиной L2 с углом наклона 4° 30¢ расширяет "окно" , протертое первой секцией. Третья секция имеет цилиндрическую форму и обрабатывает стенки "окна". Для циркуляции промывочной жидкости в процессе вскрытия "окна" в секциях имеются боковые отверстия, расположенные в шахматном порядке. Конструкция райбера разборная. Основные размеры комбинированного райбера приведены в таблице №    

 

 

Табл. №     

Наименование

Условный диаметр колонны, мм

 

168

219

273

Наибольший диаметр, D3 мм

142

193

245

Диаметр первой секции, D2 мм

130

175

230

Наименьший диаметр, D1 мм

50

60

80

Диаметр замка, d мм

110

145

145

Длина первой секции, L1 мм

240

195

130

Длина второй секции, L2 мм

120

125

260

Длина третьей секции, L3 мм

60

120

130

Масса, кг

52

64

87

 

УНИВЕРСАЛЬНЫЙ РАЙБЕР РУ

 

Табл. №   

Характеристика

Размер

Диаметр колонны, мм

168

Длина цилиндрической части, мм

108

Длина конической части, мм

348

Рабочая длина, мм

456

Наибольший диаметр, мм

142

Наименьший диаметр, мм

50

 
Размерный ряд фрезеров колоннх конических ФКК (завод «ИЗМЕРОН»)

 

Наружный диаметр фрезера, мм

Присоединительная резьба

Условный диаметр и толщина труб, для работы в которых предназначен фрезер, мм

70

З-42

89, все НКТ

73

З-42

89х6,5, все НКТ

85

З-42

102х6,5

91

З-66

114, все НКТ и обсадные

94

З-66

114х8,6 и менее

96

З-66

114х7,4 и менее

102

З-66

127, все

105

З-66

127х9,2 и менее

109

З-66

127х7,5 и менее

115

З-76

140, все

118

З-76

140х9,2 и менее

121

З-76

140х7,7 и менее

124

З-76

146х9,5 и менее

127

З-76

146х7,7 и менее

141

З-88

168, все

145

З-88

168х8,9 и менее

149

З-88

178х12,7 и менее

154

З-88

178х10,4 и менее

160

З-88

194, все

165

З-88

194х12,7 и менее

171

З-88

194х9,5 и менее

187

З-117

219, все

190

З-117

219х12,7 и менее

195

З-117

219х10,2 и менее

209

З-117

245, все

213

З-117

245х13,8 и менее

217

З-117

245х12 и менее

221

З-117

245х10 и менее

235

З-152

273, все

244

З-152

273х12,6 и менее

249

З-152

273х10,2 и менее

265

З-152

299, все

270

З-152

299х12,4 и менее

276

З-152

299х9,5 и менее

292

З-152

324, все

296

З-152

324х12,4 и менее

301

З-152

324х9,5 и менее

305

З-152

340, все

312

З-152

340х12,2 и менее

314

З-152

340х10,9 и менее

323

З-152

351, все

350

З-177

377, все

377

З-177

406х12,6 и менее

381

З-177

406х11,1 и менее

396

З-177

426, все

446

З-177

473, все

 



Ищи здесь, есть все, ну или почти все

Архив блога