Размещено на http://www.allbest.ru/

1. ГЕОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ

1.1 Общие сведения о районе буровых работ

Нефтегазоконденсатное месторождение расположено в районе Западно-Казахстанской области Республики Казахстан, к северо-востоку. Дорожная сеть представлена автомобильными дорогами с твердым покрытием Аксай - Оренбург, Уральск - Оренбург и Западно-Казахстанской железной дорогой, проходящей через город Аксай. Основными видами транспорта является автомобильный и железнодорожный. В орографическом отношении район представляет равнину с редкой сетью оврагов и балок. Абсолютные отметки рельефа изменяются от 80 до 130 метров. Гидрографическая сеть представлена к северу от месторождения рекой Урал, к северо-востоку рекой Илек, на западе рекой Утва. На площади встречаются небольшие естественные водоемы. Техническое водоснабжение обеспечивается преимущественно за счет подземных вод. Водоносные горизонты, залегающие на глубинах от 5 до 110 метров и приурочены к трещиноватым мергелям и известнякам, а также песчаником. Климат района резко континентальный, температура воздуха от - 40⁰С зимой и до + 40⁰С летом. геологический буровой скважина нефтегазоводоносность

Превалируют ветры юго-восточного и северо-западного направления. Среднегодовое количество осадков составляет 0,3 - 0,35 м, выпадающих в основном летом, осенью и зимой. Снеговой покров, как правило, незначительный, на возвышенных местах практически отсутствует. Глубина промерзания грунта колеблется от 1 до 1,5 метров в зависимости от толщины снежного покрова. Продолжительность отопительного сезона 176 дней с 15 октября по 15 апреля. Растительность типичная для сухих степей. В пределах площади месторождения степи сплошь распаханы, свободны лишь участки вдоль оврагов и балок.



1.2 Краткое геологическое строение района буровых работ

Нефтяной регион

С 4950 м ниже уровня моря вниз до водонефтяного контакта, около 5150 м ниже уровня моря, находится нефтяное крыло. Этот нефтяной регион должен быть разделен на две части, в каждой из которых нефть имеет довольно различные жидкостные свойства. На юге и на западе месторождения нефть быстро уплотняется с увеличением глубины, а содержание газа снижается с 800 ст. м³ на 4950 м ниже уровня моря до приблизительно 250 ст. м³ при 5150 м ниже уровня моря. На северо-востоке месторождения плотность нефти возрастает с увеличением глубины гораздо медленнее, и газовый фактор снижается меньше - с 800 м³ на 4950 м ниже уровня моря вниз до приблизительно 500 ст. м³ при водонефтяном контакте. Нефть в юго-западном регионе явно находится в состоянии гравитационного равновесия (или близко к нему) с увеличением глубины, в то время как нефть на северо-востоке не достигла этого состояния, что, возможно, предполагает произошедший позднее приток газа в эту область.

Различие между нефтями юго-западного и северо-восточного региона не абсолютна, и в некоторых скважинах добывается промежуточный тип. Есть еще некоторая неопределенность относительно характера нефти северо-восточного региона.

Важно признать, что в Карачаганаке нет очень четкой границы между газом и нефтью. Состав жидкостей таков, что при водонефтяном контакте пластовая жидкость довольно близка к своей критической точке. Это означает, что газ и нефть имеет очень схожие составы, так что при переходе от газа к нефти изменения в жидкостных свойствах происходят постепенно, а не внезапно. Поэтому точная позиция водонефтяного контакта не ясна из данных, и в любом случае при построении данной модели использовалось цифра 4950м ниже уровня моря, принятая российскими исследователями.



1.3 Краткое обоснование залежей проектируемой скважины

Карачаганакское месторождение расположено во внутренней части северной бортовой зоны Прикаспийской впадины, характеризующийся большой толщиной осадочного чехла и проявлениям солевой тектоники. По данным сейсморазведки в районе месторождения выделяются выступы фундамента со сложным строением и глубиной залегания поверхности в 6-7 км. Месторождение пространственно сопряжено с поднятием фундамента, амплитудой около 100м, ограниченного с севера дугообразным прогибом. С юга поднятие окаймляется двумя ветвями субширотного сброса, по которым поверхность фундамента ступенчато погружается с севера на юг. Амплитуда сбросов нарастает в западном направлении достигая 1200м. Сбросы древнего заложения по кровле терригенного девона не прослеживаются. Основной карбонатный массив связан фаменскоартинским структурным этапом.

1.4 Нефтегазоводоносность проектируемой скважины

Основная нефтегазоконденсатная залежь приурочена к крупному нижнепермскому карбонатному массиву с растворами 29 х 16 км и амплитудой около 1700м. Залежь массивная экранируется галогенно-терригенной покрышкой, представленной отложениями кунгурского яруса и верхней перми. Кроме основной нефтегазоконденсатной залежи установлена продуктивность карбонатного горизонта, из которого в скважине под № 30 получен приток газа с конденсатом, дебитом 47,7 тыс.мі / сут. Толщина филипповского горизонта колеблется от первых метров до 302 м. В горизонте практически повсеместно встречаются доломитовые прослои толщиной от долей до 10метров. Ловушка в горизонте пластов литологически замещённые границы залежей в краевых частях структуры определены уровнем газонефтяного контакта основной залежи. Коллекторские свойства пласта невысокие. По геофизическим исследованиям средние значения пористости в скважинах колеблются от 6 до 9% , достигая иногда 13%. Резервуар основной части залежи месторождения сложен аргоногенными известняками, доломитами и их переходными разностями. Тип коллектора поровый, порово-каверновый и в меньшей мере порово-трещинный и порово-каверно-трещинный. Залежь состоит из двух частей, газоконденсата, приуроченного к нижнепермско-каменноугольным отложениям и нефтяной подушки в каменноугольных отложениях. Газоконденсатная часть залежи охарактеризована 170 скважинами. Эффективные газонасыщенные толщины изменяются по скважинам от 30 до 1041метра, при средневзвешенной по площади 280м. Зоны максимальных толщин приурочены к области развития нижнепермского рифогенного комплекса в центральной части месторождения, эффективный объём которого равен 30 % всей части залежи.



2. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ

2.1 Выбор способа бурения

Технологический разрез

Масштаб 1:250000

Обоснование выбора способа бурения:

Для бурения вертикальной скважины более подходит роторный способ бурения, но так же можно и применить и бурение винтовыми забойными двигателями. Так как при бурении глубоких интервалов скважин, где наиболее эффективно применение долот с герметизированными опорами при малой частоте вращения инструмента с целью максимального увеличения проходки за рейс для уменьшения затрат времени на спуско - подъемные операции роторный способ подходит больше, чем остальные. Скважина является поисковой, значит в этом случае требуется отбор керна, для этого как ни как лучше подходит бурение винтовыми забойными двигателями с керноотборным инструментом типа «Недра».

2.2 Выбор и обоснование конструкции скважины

Построение графика совмещенных давлений



График совмещенных давлений

Кар0 Кп

Обоснование конструкции скважины:

Следуя графику совмещенных давлений, рационально стоило бы использовать при бурении скважины до проектной глубины одним диаметром долота, но как на глубине 3600 м присутствует зона АВПД давлением 45 МПа, то следует обсадить стенки скважины обсадной колонной, так как имеются пласты с несовместимые с условием бурения.

Расчет конструкции скважины:

m=*V ,

где =900 кг/

m = =72 т/сутки

1. Исходя из дебита скважины 72 т/сутки, можно выбрать рекомендуемый условный диаметр эксплуатационной колонны из таблицы 2.1

Таблица 2.1

Рекомендуемые условные диаметры эксплуатационной колонны

Диаметры эксплуатационной колонны (мм) при ожидаемом дебите
нефти, т/сут.	газа, тыс.м3 /сут.
до 40	до 100	до 150	до 300	бо-лее 300	до 75	до 250	до 500	до 1000	до 5000
114	127- 140	146	168- 178	178- 194	114	114- 140	146- 178	178- 219	219- 273

Согласно таблице (2.1) опираясь на дебит скважины в 72т/сут. Выбирается диаметр эксплуатационной колонны 127 мм с толщиной стенки 5,6мм, с внутренним диаметром 115,8мм

Dcкв.э. = Dм +

Dcкв.э. = 141,3 + 15 = 156,3 мм

Dд. = 161 мм

Dвн.п. = Dд + 2



Dвн.п. = 161 + 2 * 5 = 171 мм

Выбрали внешний диаметр обс.кол. = 193,7 мм с толщиной стенки 7,6 мм, у которой внутренний диаметр = 178,5 мм

Dскв.пром. = Dм + = 215,9 + 15 = 230,9 мм

Dд. = 242,9 мм.

2. Dвн.к. = Dд + 2 = 242,9 + 10 = 252,9 мм

Выбрали внешний диаметр обс.кол = 273,1мм с толщиной стенки 7,1 мм, у которой внутр. диаметр = 258,9 мм

Dскв.к. = Dм + = 298,5 + 15 = 313,5 мм

Dд = 320 мм

Dвн.н. = Dд + 2 = 320 + 10 = 330 мм

Выбрали внешний диаметр обс.кол = 351 мм с толщиной стенки

9 мм, у которой внутренний диаметр = 333 мм

Dскв.н. = Dм + = 376 + 15 = 391 мм

Dд = 393,7 мм.

Таблица 2.2

Основные размеры обсадных труб и муфт к ним, мм

Номинальный наружный диаметр труб	Толщина стенки труб	Диаметр муфты
127,0 193,7 273,1 351,0	5,6; 6,4; 7,5; 9,2; 10,7 7,6; 8,3; 9,5; 10,9; 12,7; 15,1 7,1; 8,9; 10,2; 11,4; 12,6; 13,8; 15,1; 16,5 9,0; 10,0; 11,0; 12,0	141,3 215,9 298,5 376,0

2.3 Выбор типа и размера долот

Долота для бурения являются инструментом, при помощи которого разрушается горная порода на забое и образуется собственно скважина.

На первом этапе решения этой задачи необходимо провести разделение горных пород геологического разреза на пачки по буримости. Общепризнанными характеристиками отдельной пачки являются следующие:

* твердость и абразивность пород пачки существенно не отличаются;

* толщина пачки не должна быть меньше проходки на долото;

* пачка разбуривается долотами одного типоразмера;

* пачка непрерывна.

1. Первая пачка пород представлена породами 2 категории по твердости: суглинки, гравелиты, пески в интервале от 0м до 15м. Для бурения в этом интервале целесообразно применить долото марки 393,7 М-ГВУ R227, которого номинальный диаметр равен 393,7 мм, как раз необходимый диаметр под направляющую колонну. А также для бурения мягких абразивных пород, долото с боковой гидромониторной промывкой с опорой на радиальных подшипниках качения с герметизированной опорой шарошек. Производителем ОАО «Волгабурмаш».

2. Вторая пачка 5 категории по твердости пород представлена в двух интервалах: от 50м до 1000м известняками, на который нужно обсадить кондуктором, а второй песчаники и алевролиты от 1000м до 3700м. Исходя из этого нужно применить разные диаметры долот.

Для промежуточной колонны долото марки 320 СТ-ГВУ R181, диаметром 320мм, для пород средней крепости с пропластками твердых пород. Долото таким диаметром применится в интервале от 15м до 800м, а затем необходимо заменить долото меньшим диаметром маркой 242,9 СТ-ГВУ R09.

3. Дальше идет промежуточная колонна для разобщения пластов несовместимых бурению, в интервале которых есть зона АВПД при давление 45 МПа. Бурится долотом маркой 242,9 СТ-ГВУ R09 до глубины 3600м.

4. Затем следующий интервал представлен породами 2 и 5 категории твердости. Для этого можно применить долото маркой 161,0 СТ-ГАУ R186, диаметр которого составляет 161мм, для пород средней крепости с пропластками твердых пород. Бурится под эксплуатационную колонну до проектной глубины 4150м.

2.4 Проектирование и расчет бурильной колонны

Бурильная колонна - связывающее звено между долотом, находящимся на забое скважины, и буровым оборудованием, расположенным на поверхности. Бурильная колонна предназначена для подвода энергии ( механической, гидравлической, электрической) к долоту, обеспечения подачи бурового раствора к забою, создания осевой нагрузки на долото, восприятия реактивного момента долота и забойного двигателя. Основные элементы, составляющие бурильную колонну ,- ведущие трубы, бурильные трубы, бурильные замки, переводники, центраторы бурильной колонны, утяжеленные бурильные трубы.



Рис. 2.4.1. Типовая компоновка бурильной колонны: 1 - вертлюг; 2, 3 - ствол, переводник вертлюга; 4 - ведущая труба; 5 - переводник ведущей трубы; 6 - муфта замка; 7 - бурильная труба; 8 - ниппель замка; 9 - переводник; 10 - верхняя утяжелённая бурильная труба; 11 - нижняя утяжелённая бурильная труба; 12 - долото.

Таблица 2.4

Диаметр долота	Диаметр УБТ
161	146
242,9	203
320	254
393,7	299

Утяжеленные бурильные трубы (УБТ) предназначены для установки в нижнюю часть бур. колонны с целью увеличения ее жесткости, большей устойчивости и передачи нагрузки на долото.

Исходя из таблицы УБТ выбираются от диаметра долота, для долото 161мм более правильным будет выбор УБТС2-146 диаметром 146мм и массой 1м 103кг. Также и для долото диаметром 242,9мм УБТС2-203 следовательно 203мм и массой 1м 214,6кг. Для долота 320мм УБТС2-254 подходит 254мм и массой 1м 336,1кг., а под направляющую колонну при диаметре долота 393,7мм УБТС2-299 , у которой диаметр 299мм и масса 1м составляет 489,5кг.

Далее проектируется колонна бурильных труб, т.е. определяется тип и диаметр труб, тип замковых соединений. Диаметр труб принимается согласно табл.2.5.

Таблица 2.4.1

Диаметр обсадной колонны	Способ бурения
	забойными двигателями	роторный
127	73 (89)	73 (89)
193,7	102 (103)	102 (103)
273,1	140 (147)	140 (147)
351	140 (147)	140 (147)

Бурильные трубы составляют основную часть колонны. При роторном бурении колонна бурильных труб служит для передачи вращения долоту и для подачи бурового раствора к забою скважины.

При диаметре обсадной колонны 127мм при роторном бурении оптимальным диаметром бурильных труб является 73мм ТБВК-73ммх9,0Е бурильная труба, с замковым соединением диаметром 89мм . При диаметре промежуточной колонны 193,7 мм наиболее подходящим выбирается ТБВК-102ммх9,0д, с замк.соед. 103мм. Далее все аналогично смотрим табл.2.4.2.

Выбрав бурильные трубы, далее необходимо определить их тип (В,Н,ПК и т.д.).

В данном случае нам необходимы трубы ВК (трубы бурильные с высаженными внутрь концами и стабилизирующими поясками) , ПВ (трубы бурильные с приваренными замками с высадкой внутрь). Трубы ПК будут применены в верхних интервалах с диаметрами обс.кол. 273,1мм и 351мм. А трубы ВК с диаметрами обс.кол. 193,7мм и 127мм.

Преимущество ВК:

- для бурения неглубоких вертикальных скважин роторным способом

- для бурения глубоких скважин в осложненных условиях

Трубы ПК не имеют отмеченных недостатков. Однако дополнительное упрочнение и герметизация резьбовых соединений путем снабжения их блокирующими и стабилизирующими поясками и внутренним упорным выступом усложняют конструкцию и увеличивают стоимость бурильной колонны.

Рис. 2.4.2. Бурильные трубы с приваренными замками:

а - с наружной высадкой; б - с внутренней высадкой; в - с комбинированной высадкой; 1 - замковая муфта; 2 - гладкая часть трубы; 3 - замковый ниппель; 4 - место маркировки трубы; 5 - сварной шов



Ведущая труба ВБТС-112К, у которой лина рабочей части 11300 мм, верхний переводник с условным обозначением ПВ 112х3-121Л наружным диметром 146мм, а нижний переводник ПН 112х3-117 наружным диметром 140мм.

Рис. 2.4.3. Ведущая бурильная труба

Для предотвращения проявлений по колонне бурильных труб согласно Правилам безопасности в КНБК должен быть включен обратный клапан, перекрывающий внутреннее пространство бурильных труб в случае обратного перетока флюида (вверх по колонне бурильных труб). Эти клапаны также предотвращают зашламование турбобура в процессе спуска инструмента.

На рисунке 2.5.4 показаны обратные клапаны КОБТ (а) и КОБ (б), выпускаемых по ОСТ 39-096-79



Размещено на http://www.allbest.ru/

При бурении двух интервалов под направляющую и кондуктор, нет необходимости использовать обратный клапан. При бурении под промежуточную колонну и эксплуатационную есть необходимость применение обратного клапана, так как на глубине 3600м есть зона АВПД. Будет применен обратный клапан типоразмеромКОБ Т133-3-108, так как он подходит под бурильные трубы ВК.

2.4.1 Проектирование конструкции бурильной колонны, расчет колонны бурильных труб на прочность

При проектировании конструкции бурильной колонны, нужно выбрать ее рациональную компоновку, которая удовлетворяла бы всем инженерно-техническим требованиям, а также оценить прочность данного варианта компоновки колонны.

Первым расчет идет на вычисление количества УБТ в составе бурильной колонны, определение компоновки УБТ(одноступенчатое, двухступенчатое). Определяется по следующей формуле:

0,7

1. Расчет УБТ под эксплуатационную колонну:

73/146 0,7

0,5

Так как отношение диаметров БТ к УБТ меньше значения 0,7 , то необходимо выбрать еще УБТ наименьшим диаметром

73/95 0,7

0,76 0,7

Исходя из этого нам потребуется два вида диаметра(146мм и 95мм) УБТ, следовательно компоновка УБТ будет двухступенчатой.

2. Расчет УБТ под промежуточную колонну:

102/203 0,7

0,5 0,7

102/133 0,7

0,76

Исходя из этого нам потребуется два вида диаметра(203мм и 133мм) УБТ, следовательно компоновка УБТ будет двухступенчатой.

3. Расчет УБТ под кондуктор:

140/254 0,7

0,5 0,7

140/178 0,7

0,78 0,7

Исходя из этого нам потребуется два вида диаметра(254мм и 178мм) УБТ, следовательно компоновка УБТ будет двухступенчатой.

4. Расчет УБТ под направляющую колонну:

140/299 0,7

0,46 0,7

140/178 0,7

0,78 0,7

Исходя из этого нам потребуется два вида диаметра(299мм и 178мм) УБТ, следовательно компоновка УБТ будет двухступенчатой.

Далее требуется определить длину УБТ, это можно сделать с помощью следующей формуле:

L_убт = (1,25 * G₃) / q_убт

1. Расчет длины УБТ под экспл. к.:

L_убт = (1,25 * 128,8 ) / 0,929 = 173м

Исходя из того, одна труба равна 12м нам потребуется 14 труб УБТ

Q = 173 * 0,929 = 160кН

2. Расчет длины УБТ под пром.к.:

L_убт = (1,25 * 194) / 1,99 = 121м

Исходя из того, одна труба равна 12м нам потребуется 10 труб УБТ

Q = 121 * 1,99 = 240кН

3. Расчет длины УБТ под кондуктор:

L_убт = (1,25 * 256) / 3,09 = 103м

Исходя из того, одна труба равна 12м нам потребуется 9 труб УБТ

Q = 103 * 3,09 = 318кН

4. Расчет длины УБТ под напр.к.:

L_убт = (1,25 * 63) / 4,9 = 16м

Исходя из того, одна труба равна 4м нам потребуется 4 трубы УБТ

Q = 16 * 4,9 = 78,4кН

Расчет на выносливость

Исследованиями А.Е.Сарояна установлено, что при роторном бурении наиболее часто трубы разрушаются в резьбовом соединении, поэтому следует определять изгибающее напряжения для резьбового соединения. Необходимотакже определить экваториальныймоментинерциисечениятрубпо формуле:

I = /64 * (D⁴ - d⁴) , см⁴

1. Расчет экв.момента инерции сечения БТ для экспл.к.:

I = 3,14/64 * (2839,82-1211,74) = 0,05 * 1628,08 = 81,4 см⁴

2. Расчет экв.момента инерции сечения БТ для пром.к.:

I = 0,05* 4935,66 = 246,78 см⁴

3. Расчет экв.момента инерции сечения БТ для кондуктор:

I = 0,05 * 15001,83 = 750,1 см⁴

4. Расчет экв.момента инерции сечения БТ для напр.к.:

I = 0,05 * 15001,83 = 750,1 см⁴

Далее требуется рассчитать длину полуволны для сечения над УБТ по формуле:

L = 10/ *

Следует определить угловую скорость вращения колонны рад/с

1. Под экспл.к.:

= 3,14*177 / 30 = 18,52 рад/с

2. Под пром.к.:

= 3,14*118 / 30 = 12,35 рад/с

3. Под конд.:

= 3,14 * 90 / 30 = 9,42 рад/с

4. Под напр.к.:

= 3,14 * 165 / 30 = 17,27 рад/с

1. Длина полуволны сечения БТ над УБТ

L = 10/18.52 * = 0,54* = 7,8м

2. L = 0,81 * = 6,1м

3. L = 1,06 * = 6,5м

4. L = 0,57 * = 12,03м

Определение диаметра скважины по формуле:

1. Диаметр эксплуатационной колонны:

D_скв = 1,1 * 16,1 = 17,71 см

Таким образом диаметр эксплуатационной колонны равен 1,771см.

2. Диаметр промежуточной колонны:

D_скв = 1,1 * 24,29 = 26,7см

Исходя из этого, диаметр промежуточной колонны будет равен 2,67см

3. Диаметр кондуктора:

D_скв = 1,1 * 32 = 35,2см

Диаметр кондуктора согласно по формуле равен 3,52см

4. Расчет диаметра направляющей колонны:

D_скв = 1,1*39,3 = 43,23см

Расчет мощности на вращение долота определяем по формуле:

1. Расчет мощности на вращение долота диаметром 161мм :

0,025 * 177 = 4,425 кВТ

2. Расчет мощности на вращение долота диаметром 242,9мм :

N_д = 4*0,0001 * 398 * 242,9^0,4 * 0,08^1,3 * (30*12,35/3,14) = =0,054 * 118 = 6,372 кВт

3. Расчет мощности на вращение долота диаметром 320мм :

N_д = 4*0,0001 * 398 * 320^0,4 * 0,1^1,3 * (30 * 9,42/3,14) = 0,08 * 90 = 7,2 кВт

4. Расчет мощности на вращение долота диаметром 393,7мм :

N_д = 4*0,0001 * 398 * 393,7^0,4 * 0,03^1,3 * (30 * 17,27/3,14)= 0,02* 165 = 3,3 кВт

2.5 Выбор и обоснование буровой установки

Выбор буровой установки зависит от ее грузоподъемности и веса в воздухе наиболее тяжелой колонны. Основной задачей является определение самой тяжелой колонны труб. Вес колонны бурильной трубы определяется по формуле:

(МН),

Где, l_к - длина бурильной колонны

q_к - вес одного метра бурильной колонны

Если колонна состоит из БТ и УБТ, то необходимо определить суммарный вес колонны бурильных труб. После выбора самой тяжелой колонны необходимо выбрать буровую установку.

Длина колонны БТ определяется по формуле:

(м)



Расчет веса обсадных колонн.

а) Вес кондуктора.

б) Вес промежуточной колонны.

в) Вес эксплуатационной колонны.

Определение веса бурильных колонн.

1) Колонна БТ диаметром 140 мм под направляющую колонну.

Длина колонны:

Вес колонны:

2) Колонна БТ диаметром 140 мм под кондуктор.

Длина колонны:

Вес колонны:

3) Колонна БТ диаметром 102 мм под промежуточную колонну.

Длина колонны:

Вес колонны:

4) Колонна БТ диаметром 73 мм под эксплуатационную колонну.

Длина колонны:

Вес колонны:

Теперь рассчитаем общий вес колонн бурильных труб.

Формула для расчета общего веса:

1. Вес колонны под направляющую колонну:

2. Вес колонны под кондуктор:

3. Вес колонны под промежуточную колонну:

4. Вес колонны под эксплуатационную колонну:

Самой тяжелой колонной оказалась промежуточная обсадная колонна глубиной спуска 3600 метров и весом 144 тонн (1,44МН = 1440кН). Более подходящей буровой установкой может подойти БУ-5000ЭУ, буровая установка глубиной бурения до 5000м с нагрузкой на крюке, допускаемая в процессе проводки и крепления скважины 2500кН.

2.6 Проектирование режимов бурения

Под режимом бурения понимается совокупность параметров процесса, которые могут быть изменены непосредственно во время бурения. К их числу относятся:

* осевая нагрузка на породоразрушающий инструмент;

* частота вращения инструмента (при роторном способе бурения);

* расход и качество бурового раствора;

* продолжительность рейса.

При расчете осевой нагрузки на долото используют следующие методы:

1. Статистический анализ отработки долот в аналогичных геолого-технических условиях.

2. Аналитический расчет на основе качественных показателей механический свойств горной породы и характеристик шарошечных долот, применения базовых зависимостей долговечности долота и механической скорости бурения от основных параметров бурения.

3. Расчет из условия допустимой нагрузки на долото

В процессе бурения происходит износ зубьев долота, и опорная площадь увеличивается. Как показывают эксперименты, это увеличение составляет от пяти до восьми раз. В связи с этим в процессе бурения осевая нагрузка для обеспечения объемного разрушения породы должна постепенно повышаться.

При статистическом расчете осевой нагрузки G₂ используется формула

кН, (2.4)

где q - удельная нагрузка на один миллиметр диаметра долота, кН/мм;

D_д - в мм.

Значения удельных осевых нагрузок для шарошечных долот приведены в табл. 2.4

Таблица 2.3

Удельные осевые нагрузки для шарошечных долот

Тип долота	М	МЗ	МС	МСЗ, СЗ	С, СТ	Т, ТК	ТЗ, ТКЗ	К, ОК
Удельная нагрузка, кН/мм	0,1-0,2	0,2-0,5	0,3-0,6	0,3-0,8	0,4-1	0,6-1,5	0,5-1	1-1,5

Осевая нагрузка на долото диаметром 161мм

1. G2 =0,4 * 161 = 64,4 кН

G₂ = 1*161 = 161 кН

Осевая нагрузка на долото диаметром 242,9мм

2. G2 = 0,4 * 242,9 = 97,16 кН

G₂ =1*242,9 = 242,9 кН

Осевая нагрузка на долото диаметром 320мм

3. G2 = 0,4 * 320 = 128 кН

G₂ = 1* 320 = 320 кН

Осевая нагрузка на долото диаметром 393,7мм

4. G2 = 0,1 * 393,7 = 39,37 кН

G₂ = 0,2 * 393,7 = 78,74 кН

Допустимая в процессе бурения осевая нагрузка на долото G₃ не должна превышать 80% от предельной G_пред , указанной в технической характеристике (паспорте) долота, т.е.

G₃ = 0,8 G_пред ,

1. Допустимая осевая нагрузка на долото маркой 161,0 СТ-ГАУ R186

G₃ = 0,8 * 64,4 = 51,52 кН

G₃ = 0,8*161 = 128,8 кН

2. Допустимая осевая нагрузка на долото маркой 242,9 СТ-ГВУ R09

G₃ = 0,8 * 97,16 = 77,72 кН

G₃ = 0,8 * 242,9 = 194,32 кН

3. Допустимая осевая нагрузка на долото маркой 320 СТ-ГВУ R181

G₃ = 0,8 * 128 = 102,4 кН

G₃ = 0,8 * 320 = 256 кН

4. Допустимая осевая нагрузка на долото маркой 393,7 М-ГВУ R227

G₃ = 0,8 * 39,37 = 31,49 кН

G₃ = 0,8 * 78,74 = 63 кН

Каждому классу пород и типу долот соответствуют свои оптимальные частоты вращения инструмента, при которых разрушение горных пород максимально. Расчет частоты вращения для шарошечных долот производится из условий:

* создания оптимальной линейной скорости на периферийном венце шарошки;

* по времени контакта зубьев долота с горной породой;

* по стойкости опор.

Для безопорных долот расчет производится только из условия создания необходимой линейной скорости на периферии долота. Расчет в этом случае ведется по формуле:

об/мин, (2.5)

где V_л - рекомендуемая линейная скорость на периферии долота, м/с; D_д - м.

Для шарошечных долот линейная скорость принимается:

в породах М - 3,4-2,8 м/с;

в породах МС - 2,8-1,8 м/с;

в породах С - 1,8-1,3 м/с;

в породах СТ - 1,5-1,2 м/с;

в породах Т - 1,2-1,0 м/с;

в породах К - 0,8-0,6 м/с.

Для алмазных и ИСМ долот V_л = 3-5 м/с, для долот PDC V_л = 1-2 м/с.

1. Оптимальная частота вращения для долота маркой 161,0 СТ-ГАУ R186

n1 = 19.1 * = 142 об/мин

2. Оптимальная частота вращения для долота маркой 242,9 СТ-ГВУ R09

n1 = 19.1 * = 118 об/мин

3. Оптимальная частота вращения для долота маркой 320 СТ-ГВУ R181

n1 = 19,1 * = 90 об/мин

4. Оптимальная частота вращения для долота маркой 393,7 М-ГВУ R227

n1 = 19,1 * = 136 об/мин

Максимально допустимая частота вращения шарошечного долота n₃ по стойкости опоры ведется по формуле:

об/мин, (2.6)

где б - коэффициент, характеризующий свойства горной породы;

Т_о - стойкость опоры, час;

Т_о = 0,0935 D_д; где D_д - мм.

Для мягких пород б=0,7-0,9, для средних б=0,5-0,7, для твердых б=0,3-0,5, т.е. с увеличением твердости пород этот коэффициент уменьшается.

1. Максимальная допустимая частота вращения для долота маркой 161,0 СТ-ГАУ R186

= = 301 об/мин

2. Максимальная допустимая частота вращения для долота 242,9 СТ-ГВУ R09

= = 443 об/мин

3. Максимальная допустимая частота вращения для долота 320 СТ-ГВУ R181

= = 598 об/мин

4. Максимальная допустимая частота вращения для долота 393,7 М-ГВУ R227

= = 682 об/мин

Расчет расхода бурового раствора:

1. Q = F₃(0,043-0,065)

F₃= = = 204 см²

Q = 204 * 0,043 = 8 л/сек

Q = 204 * 0.065 = 13.3 л/сек

2. F₃ = = 463 см²

Q = 463 * 0.043 = 20 л/сек

Q = 463 * 0.065 = 30.1 л/сек

3. F₃ = 803 см²

Q = 803*0.043= 35 л/сек

Q = 803 * 0.065 = 52 л/сек

4. F₃ = 1218 см²

Q = 1218 * 0.043 = 52,4 л/сек

Q= 1218 * 0.065 = 80 л/сек

Таблица 2.3



2.7 Расчет бурового раствора

Расчет потребного количества исходного материалов для приготовления глинистого раствора.

Масса глины без учета влажности, необходимая для приготовления требуемого количества глинистого раствора (в кг), определяется по формуле:

(кг)

Масса воды (в кг), необходимая для приготовления 1м³ бурового раствора:

(кг)

Концентрация глины (содержание глины) в буровом растворе (в %) с учетом плотности исходных материалов:

*100 (%)

Расчет ведется под эксплуатационную колонну, так как она является самой длиной и тяжелой колонной. Для нее потребуется самое большое количество глинистого раствора, объем бурового раствора должен превышать объем скважины в 1,5-2 раза, так как должна происходит циркуляция между скважиной и глинистой станции и во время промывки может произойти поглощение бурового раствора.

Для начала рассчитываем объем скважины (м³) по формуле:



V_скв = S*h

где, S - площадь поперечного сечения скважины, м³

h - высота скважины, м

Площадь рассчитывается по формуле : S=d²/4 = 3.14*0.161² / 4 =

= 0.02м²

V_скв = 0.02*4150 = 83м³

V_б.р. = 1,5 * V_скв = 1,5 * 83 = 125м³

_б.р. = _о *1000 = 1,04 * 1000 = 1040кг/м³

= 8125кг

Т.е. для приготовления глинистого раствора нам потребуется 8125кг глины.

Далее нужно рассчитать массу воды:

= 121875кг

Согласно формуле для приготовления бурового раствора потребуется 121875кг воды.

Затем рассчитываем концентрацию глины в буровом растворе:

*100 = *100 = 6,25%

По формуле видно, что концентрация глины в буровом растворе составляет 6,25%

= 8125 +121875 = 130000кг

Масса всего бурового раствора равна 130000кг, такое количество бурового раствора потребуется для бурения скважины.



2.8 Расчет цементирования обсадной колонны

Схема и обоснования цементирования скважины

Крепление скважин осуществляется для разобщения нефтегазоносных пластов от всех вышележащих и газосодержащих пластов друг от друга и защиты обсадных труб от коррозирующего действия минерализованных вод, циркулирующих в недрах. Поэтому опущенные в скважину обсадные колонны должны быть зацементированы путем закачки тампонажного материала в кольцевое пространство между стенками скважины и обсадной колонны.

По схеме следует, что в первую очередь будет цементироваться направляющая колонна на интервале 0-50м, будет зацементирован весь интервал, чтобы направляющая была надежно закреплена, так как она задает направление скважины, и при циркуляции промывочной жидкости позволяет не размыть у устья стенки скважины. Далее цементируется кондуктор длиной 1000м, цементация производится для устойчивости кондуктора, так как на нем устанавливается противовыбросовое оборудование. Затем идет этап цементирования промежуточной колонны спущенной до глубины 3600м, цементный камень составляет интервал от 500 до 3600м скважины, цементный раствор заходит в предыдущею колонну на 500м, так как присутствует зона АВПД.

Потом следует зацементировать эксплуатационную колонну(хвостовик) в интервале от 3150 до 4150м с цементным стаканом 15м. Цементный раствор заходит на 450м в предыдущею колонну.

При данной конструкции скважины целесообразно использовать одноступенчатое цементирование для цементирования направляющей обсадной колонны, кондуктора и промежуточной колонны, так как этот вид цементирования является распространенным на буровой практике и является не трудоемким. А для эксплуатационной колонны применить цементирование хвостовика, из-за того, что данный способ отличается от других тем, что верх колонны не доходит до устья скважины и это будет затруднят процесс цементации.

Расчет цементирования скважин.

При расчете цементирования скважин определяют количество сухого цемента и воды для затворения цементного раствора, количество продавочной жидкости, возможное максимальное давление к концу цементирования, допустимое время цементирования и число цементировочных агрегатов.

Определение объема цементного раствора по формуле:

V_ц.р = ·[(d₄²-d₃²)·Н₂+(d₁²-d₃²)·H₃+d₂²·H₄] (2.7.1)

Определение плотности твердой фазы цементного раствора из выражения:

_т=_ц.р./1-m·(_ц.р./_в.-1) (2.7.2)

Определение количества цементного порошка для приготовления 1 м³ цементного раствора:

q_ц=_т·(_ц.р/_в)/ _т-_в (2.7.3)

Определим количество сухого цемента необходимого для приготовления нужного объёма цементного раствора:

G_ц=к₂·q_ц·V_ц.р. (2.7.4)

Определение количества воды для приготовления 1 м³ раствора:

V_в=q_ц·m/_в (2.7.5)

Определение общего количества воды:

V_в= к₃·V_в·V_ц.р (2.7.6)

Определение объёма продавочной жидкости:



V_п.р=0.785·к₄·d₂²·(L-H₄) (2.7.7)

Данные для расчета цементирования скважины:

1) Направляющая колонна:

L - глубина скважины = 4150м

Н₁ - величина не дохождения цементного раствора до устья = 0м

Н₄ - высота цементного стакана = 5м

d₁ - диаметр скважины

d₁ = 1,12 * 0,394 = 0,44 м

d₂ - внутренний диаметр обсадной трубы = 0,333м

d₃ - наружный диаметр обсадной трубы = 0,351м

d₄ - внутренний диаметр предыдущей колонны = 0м

m - водоцементное отношение = 0,5

_ц.р - плотность цементного раствора = 1800кг/м³

Н₂ = 0м

Н₃ = 50м

2) Кондуктор:

L - глубина скважины = 4150м

Н₁ - величина не дохождения цементного раствора до устья = 0м

Н₄ - высота цементного стакана = 15м

d₁ - диаметр скважины

d₁ = 1,12 * 0,32 = 0,36 м

d₂ - внутренний диаметр обсадной трубы = 0,259м

d₃ - наружный диаметр обсадной трубы = 0,273м

d₄ - внутренний диаметр предыдущей колонны = 0,333м

m - водоцементное отношение = 0,5

_ц.р - плотность цементного раствора = 1800кг/м³

Н₂ = 50м

Н₃ = 950м

3) Промежуточная колонна:

L - глубина скважины = 4150м

Н₁ - величина не дохождения цементного раствора до устья = 500м

Н₄ - высота цементного стакана = 15м

d₁ - диаметр скважины

d₁ = 1,12 * 0,243 = 0,272 м

d₂ - внутренний диаметр обсадной трубы = 0,178м

d₃ - наружный диаметр обсадной трубы = 0,194м

d₄ - внутренний диаметр предыдущей колонны = 0,259м

m - водоцементное отношение = 0,5

_ц.р - плотность цементного раствора = 1800кг/м³

Н₂ = 500м

Н₃ = 2600м

4) Эксплуатационная колонна:

L - глубина скважины = 4150м

Н₁ - величина не дохождения цементного раствора до устья = 3150м

Н₄ - высота цементного стакана = 15м

d₁ - диаметр скважины

d₁ = 1,12 * 0,161 = 0,18 м

d₂ - внутренний диаметр обсадной трубы = 0,116м

d₃ - наружный диаметр обсадной трубы = 0,127м

d₄ - внутренний диаметр предыдущей колонны = 0,178м

m - водоцементное отношение = 0,5

_ц.р - плотность цементного раствора = 1800кг/м³

Н₂ = 450м

Н₃ = 550м

Расчет:

1) V_ц.р = 0,785 ·[(0²-0,351²)·0+(0,44²-0,351²)·50+0,333²·5] =

= 0,785 * (0+3,52+0,55) = 3,2 м³

_т.=1800/1-0.5·(1800/1000-1)=3000 кг/м³

Принимаем ПЦГ _т.=3100 кг/м³

q_ц=3100·(1800-1000)/3100-1000=1181 кг/м³

G_ц=к₂·q_ц·V_ц.р = 1,1 * 1181 * 3,2 = 4157кг

V_в=1181·0.5/1000=0.61 м³/м³

V_в= к₃·V_в·V_ц.р = 1,1 * 0,61 * 3,2 = 2,15м³

V_п.р=0.785·1,02·0,333²·(50-5) = 4м³

2) V_ц.р = 0,785 ·[(0,333²-0,273²)·50+(0,36²-0,273²)·950+0,259²·15] =

= 0,785 * (1,8+52,32+1) = 43,3 м³

_т.=1800/1-0.5·(1800/1000-1)=3000 кг/м³

Принимаем ПЦГ _т.=3100 кг/м³

q_ц=3100·(1800-1000)/3100-1000=1181 кг/м³

G_ц=к₂·q_ц·V_ц.р = 1,1 * 1181 * 43,3 = 56251,03кг

V_в=1181·0.5/1000=0.61 м³/м³

V_в= к₃·V_в·V_ц.р = 1,1 * 0,61 * 43,3 = 29,1м³

V_п.р=0.785·1,02·0,259²·(100-15) = 53м³

3) V_ц.р = 0,785 ·[(0,259²-0,194²)·500+(0,272²-0,194²)·2600+0,178²·15] = 0,785 * (14,7+95+0,5) = 87 м³

_т.=1800/1-0.5·(1800/1000-1)=3000 кг/м³

Принимаем ПЦГ _т.=3100 кг/м³

q_ц=3100·(1800-1000)/3100-1000=1181 кг/м³

G_ц=к₂·q_ц·V_ц.р = 1,1 * 1181 * 87 = 113021,7кг

V_в=1181·0.5/1000=0.61 м³/м³

V_в= к₃·V_в·V_ц.р = 1,1 * 0,61 * 87 = 58,4м³

V_п.р=0.785·1,02·0,178²·(3600-15) = 91м³

4) V_ц.р = 0,785 ·[(0,178²-0,127²)·450+(0,18²-0,127²)·550+0,116²·15] =

= 0,785 * (7+9+0,2) = 13 м³

_т.=1800/1-0.5·(1800/1000-1)=3000 кг/м³

Принимаем ПЦГ _т.=3100 кг/м³

q_ц=3100·(1800-1000)/3100-1000=1181 кг/м³

G_ц=к₂·q_ц·V_ц.р = 1,1 * 1181 * 13,3 = 17278,03кг

V_в=1181·0.5/1000=0.61 м³/м³

V_в= к₃·V_в·V_ц.р = 1,1 * 0,61 * 13,3 = 9м³

V_п.р=0.785·1,02·0,116²·(4150-15) = 33м³

Далее требуется подсчитать общий объем цементного раствора, который потребуется для цементации скважины:

V_{общ ц.р.} = 13+87+43,3+3,2 = 147 м³

Затем рассчитываем общий объем продавочного раствора:

V_{п.р. общ} = 33+91+53+4 = 181м³

2.9 Перечень необходимых материалов и оборудования

Перечень необходимых материалов и оборудования

- Буровая установка БУ-5000ЭУ, привод электрический переменного тока, глубина бурения 5000 метров. Нагрузка на крюке, допускаемая в процессе проводки и крепления скважины 2500 кН. Установленная мощность двигателей 2370 кВт. Мощность привода буровых насосов 1420 кВт

- 4 вида трехшарошечных долот диаметрами 393,7М-ГВУR227 , 320СТ-ГВУR181 , 242,9СТ-ГВУR09 , 161СТ-ГАУR186.

- Обсадные трубы: для направляющей колонны трубы для обсаживания интервала глубиной от 0 до 50м, с внешним диаметром 351мм с толщиной стенки 9мм., для кондуктора трубы для интервала глубиной от 0 до 1000м, с внешним диаметром 273мм с толщиной стенки 7мм., для промежуточной колонны трубы для интервала обсаживания глубиной от 0 до 3600 м, с внешним диаметром 194мм с толщиной стенки 8мм и для эксплуатационной колонны хвостовика трубы для обсаживания интервала от 3150м до 4150м с внешним диаметром 127мм с толщиной стенки 5,6мм.

- Ключ трубный подвесной КПТ.

Назначение

Ключ трубный подвесной КПТ гидравлический предназначен для механизации свинчивания-развинчивания бурильных и насосно-компрессорных труб (НКТ) в процессе текущего и капитального ремонта нефтяных и газовых скважин в составе подъемных установок типа Аз-37, УПТ-50, А-50, Cooper, Cremco.

Состав:

Ключ трубный имеет подвеску-компенсатор для вертикального перемещения.

Гидропривод ключа работает от гидросистемы подъемной установки. Комплект шлангов для подключения к гидросистеме подъемной установке поставляется с ключом.

Трубозажимное устройство ключа кулачкового типа, предусмотрена блокировка, исключающая возможность включения при открытой дверце.

Имеется система визуального контроля крутящего момента.

Планетарный редуктор и коробка передач обеспечивает две скорости вращения вращателя.

Имеется регулируемый гидроклапан ограничения крутящего момента.

Рис. 2.9



- Утяжеленные бурильные трубы(УБТ). Для направляющей колонны 1 УБТ длиной 16м. УБТС2-299. Для кондуктора 9 УБТ длиной по 12м УБТС2-254. Для промежуточной колонны 10 УБТ длиной по 12м УБТС2-203. Для эксплуатационной колонны 14 УБТ длиной по 12м УБТС2-146.

- Бурильные трубы(БТ). Для направляющей колонны и кондуктора ТБПК-140ммх8Д. Для промежуточной колонны ТБВК-102ммх9Д. Для эксплуатационной колонны хвостовик ТБВК-73ммх9Е.

- Ведущая труба ВБТС-112К.

- Верхний переводник ПВ 112х3-121л.

- Нижний переводник 112х3-117.

- Обратный клапан КОБ Т133-3-108.

- Глина массой 8125кг, вода массой 121875кг

- Объем цементного раствора 146,8м³

- Объем продавочной раствора 192,6м³

- Цементировочный агрегат ЦА-320

- Цементировочная головка модель DDS

Параметры Ф139,7мм

Система трубопровода Ц50.8 Union 2"Union

Внутренний диаметр подключения контейнера 125мм

Длина вилки контейнера 450мм

Максимальное рабочее давление 35МПа



- Элеватор корпусный КМ-73-125, КМ-102-125, КМ-140-170.

Элеваторы корпусные типа КМ грузоподъемностью: 125, 140, 170, 200, 250, 320 т всех модификаций.

Предназначены для захвата и удержания на весу колонны бурильных и обсадных труб при спуско-подъемных операциях.



3. РАздел охраны труда и противопожарной защиты

Правила безопасной, эксплуатации- бурового оборудования и инструмента:

При бурении нефтяных и газовых скважин значительное число несчастных случаев гфоисходит в процессе эксплуатации оборудования.

Главные механики и энергетики отвечают за исправное состояние и своевременное испытание аппаратов, компрессорных, насосных и газовых установок. Начальник транспортного цеха отвечает за правильное содержание и безопасную эксплуатацию транспортных средств. Буровой мастер обязан организовать проведение всех работ в точном соответствии с требованиями технологии и правил безопасности, продлить в установленные сроки инструктаж рабочих.

Новые работники к самостоятельной работе допускаются только после прохождения инструктажей по безопасному ведению работ, проверки знаний, в необходимых случаях, и соответствующего производственного обучения и стажировки. На предприятии проводится целый спектр инструктажей: вводный и инструктаж на рабочем месте, который в свою очередь подразделяется на первичный, периодический, внеочередной и специальный (целевой).

Обеспечение пожаробезопасности

Мероприятия по пожарной безопасности разделяются на четыре основные группы:

а) предупреждение пожаров;

б) ограничение сферы распространения огня;

в) максимальное сохранение ценностей в зоне пожара;

г) создание условий эффективного тушения пожаров.

Своевременный профилактический осмотр оборудования и уход за ним создают условия для безопасной и безаварийной работы.

Техника безопасности при приготовлении, очистке и обработке буровых растворов:

При приготовлении промывочного раствора непосредственно на буровой последняя до начала проводки скважины обеспечивается требуемым количеством доброкачественной глины, На буровой устанавливается глиномешалка, сооружается навесы, сараи, площадки и емкости для хранения глины, бурого угля, химических реагентов и т.д.

Для удобства обслуживания глиномешалки должны оборудоваться трапом шириной не менее 1,5 м с перилами. Угол наклона трапа не должен превышать 30°.

Для улучшения качества промыв очных жидкостей их обрабатывают химическими реагентами.

Приготовление химических реагентов для обработки промывочной жидкости в условиях буровой является трудоемким, опасным процессом.

При подготовке химических реагентов рабочие должны соблюдать меры предосторожности.

Необходимо учитывать, что едкий натр в сильной концентрации дает ожоги всех степеней, а в умеренных концентрациях обезжиривает кожу.

При работе с едким натром рабочие не должны допускать попадания его на открытые части тела.

При приготовлении химических реагентов возникает опасность ожогов рук, лица и глаз рабочих от попадания отлетевших частиц каустической соды и других реагентов для защиты от ожогов рабочие должны обязательно работать в резиновых сапогах, фартуке, перчатках и защитных очках или специальных масках с очками, причем всегда стоять с наветренной стороны.

Перед ремонтом гидромешалки необходимо перекрыть нагнетательный трубопровод, а на проходной задвижке или пусковом устройстве насоса вывесить предупредительный плакат: «Не включать -- работают люди».

При размещении на буровой установок для дегазации необходимо обеспечить удобства при их обслуживании, а также отвод в сторону выделенного газа и легких углеводородов. В случае применения для дегазации промывочного раствора химических веществ, обладающих токсичными свойствами, необходимо применять соответствующие меры безопасности.

Обеспечение пожарной безопасности на объекте бурения:

Пожарная безопасность при бурении скважины определяется двумя основными факторами: наличием на буровой площадке горючих материалов, как в условиях нормальной работы, так и при возникновении аварийных ситуаций, а также возможностью образования источников зажигания в горючей среде.

Горючими материалами, присутствие которых вызывается производственной необходимостью, являются запасы топлива для двигателей, промывочные растворы на углеводородной основе, нефтепродукты, обтирочные материалы и т.д.

Причинами, способствующими появлению в горючей среде источников зажигания, могут быть падение и соударение плохо закрепленных частей оборудования, нагрев трущихся деталей в механизмах неисправное или неправильно используемое электрооборудование, нарушения правил пожарной безопасности и т.д.

Важным условием обеспечения пожарной безопасности является правильное устройство и размещение двигателей внутреннего сгорания (ДВС).

Топливо от места хранения к напорному бачку должно подаваться через топливопровод. Топливопровод оборудуется запорным вентилем, устанавливаемым в 5 м от стены машинного помещения.

Установка и обвязка две должны обеспечить достаточное удаление нагревающихся частей двигателя и потока выхлопных газов от горючих материалов.

Выхлопные трубы всех две должны оборудоваться искрогасителями.

Необходимым условием обеспечения пожарной безопасности является строгое соблюдение требований, предъявляемых к электрооборудованию.

Буровые установки должны быть обеспечены аварийным освещением напряжением не выше 12 В и переносными взрывозащитными светильниками того же напряжения.

Осветительную и силовую электропроводку на буровой площадке выполняют проводами и кабелями, сечения и защиту которых выбирают как для невзрывоопасных помещений и установок.