книги / Прихваты колонн при бурении скважин
..pdfПонизители вяз |
1 |
0,0 |
кости |
2 |
1,3 |
|
3 |
- 2 ,2 |
|
4 |
- 0 ,4 |
|
5 |
- 0 ,4 |
Понизители во |
1 |
- 7 ,1 |
доотдачи |
2 |
0,7 |
|
3 |
7,2 |
|
4 |
0,5 |
|
5 |
4,2 |
|
6 |
5,4 |
|
7 |
- 2 , 3 |
' |
8 |
—2,3 |
9 |
—3,6 |
|
|
10 |
—2,3 |
|
11 |
- 2 ,3 |
Ингибирующие |
1 |
1,0 |
добавки |
2 |
- 1,8 |
|
3 |
2,6 |
|
4 |
2,6 |
|
5 |
-4,3 |
Смазочные до |
1 |
-1,4 |
бавки |
2 |
-2,7 |
|
3 |
1,6 |
|
4 |
-0,4 |
|
5 |
- 2,2 |
|
6 |
-0,4 |
Понизители вяз |
1 |
( |
3 |
кости |
2 |
|
6 |
|
7 |
Понизители во |
1 |
доотдачи |
2 |
|
3 |
|
4 |
|
5 |
|
6 |
|
7 |
|
8 |
|
9 |
|
10 |
|
11 |
Ингибирующие |
1 |
добавки |
2 |
|
3 |
|
4 |
|
5 |
Смазочные ДО- |
1 |
бавки |
2 |
|
3 |
|
4 |
5
6
|
0,0 |
Понизители вяз |
1 |
|
0,0 |
|
0,5 |
кости |
2 |
— |
0,8 |
|
1,8 |
|
3 |
|
4,0 |
- |
1,2 |
|
4 |
|
2,2 |
- |
1,2 |
|
5 |
|
2,2 |
|
|
|
6 |
—3,8 |
|
|
|
|
7 |
—3,8 |
|
|
-9,5 |
Понизители во |
1 |
- 2 ,4 |
|
|
2,9 |
доотдачи |
2 |
|
2,2 |
|
6,4 |
|
3 |
— |
0,8 |
|
1,1 |
|
4 |
|
0,6 |
|
1.7 |
|
5 |
- |
2,6 |
|
1.7 |
|
6 |
—3,8 |
|
|
4.7 |
|
7 |
|
5.2 |
|
-1,4 |
|
8 |
|
2.2 |
|
-3,1 |
|
9 |
|
2,2 |
|
-3,1 |
|
10 |
|
2,2 |
|
-3,1 |
|
11 |
—3,8 |
|
|
|
|
12 |
—3,8 |
|
|
1,1 |
Ингибирующие |
1 |
|
0,1 |
—1,2 |
добавки |
2 |
|
0,6 |
|
—1,2 |
|
3 |
—3,8 |
||
|
4,8 |
|
4 |
|
2,2 |
—6,0 |
|
|
|||
|
|
|
5 |
- |
1,8 |
,— 1,7 |
Смазочные |
1 |
—0,4 |
||
- 2 , 4 |
бавки |
2 |
|
0,1 |
|
|
1,8 |
|
|
||
|
1,8 |
|
3 |
|
0,1 |
- 4 ,2 |
|
4 |
|
2,2 |
|
|
5 |
—2,6 |
|||
|
0,0 |
|
|||
|
|
|
6 |
|
2,2 |
Продоло/сение табл. 23
Прихваты I—II категорий |
Прихваты I—III категорий |
Прихваты II—III категорий |
|
||||||
|
Интервалы |
Диагностнчес |
|
Интервалы |
Диагностичес |
|
Интервалы |
Диагностичес- |
|
Факторы |
(в м)* пере |
Факторы |
(п м), пере |
|
(в м), пере |
||||
чень обозначе |
. кий коэффицн |
чень обозначе |
кий коэффици |
Факторы |
чень обозначе- |
сий коэффици |
|||
|
ент ДК |
|
* |
ент дк |
|||||
|
ннй |
|
ний |
ент д к |
|
ннй |
|
Количество неф- |
0 , 0 — 1 ,2 |
— 3 ,9 |
ти |
1 , 3 - 2 , 4 |
- 0 , 7 |
|
2 . 5 — 3 ,6 |
- 1 , 1 |
|
3 . 5 — 4 ,8 |
0 ,7 |
|
4 , 9 — 6 ,0 |
- 0 , 4 |
|
6 , 1 — 7 ,2 |
0 ,9 |
|
7 , 3 — 8 ,4 |
0 ,9 |
|
8 . 5 — 9 ,6 |
3 . 2 |
|
9 , 7 — 10,8 |
1,8 |
|
10,9—12,0 |
1 .3 |
Длина УБТ |
8—28 |
— 0 ,9 |
|
29—48 |
— 0 ,9 |
|
49 — 68 |
- 2 , 4 |
|
69— 88 |
— 2 , 2 |
|
89 — 108 |
— 0 ,5 |
|
109— 128 |
1 .7 |
|
129— 148 |
1 ,6 |
|
149— 168 |
1 .8 |
|
169— 190 |
— 0 , 9 |
|
191— 211 |
— 0 , 6 |
Зазор |
5 ,0 - 9 ,1 |
—2,8 |
|
9,2— 13,2 |
1,0 |
13.3— 17,3 |
0,3 |
|
|
17.4—21,4 |
1,5 |
21.5—25,5 |
0,4 |
|
L |
' |
Количество неф |
0 , 0 - 1 , 4 |
- 1 , 3 |
|
ти |
1 .5 — 2 ,8 |
0 ,2 |
|
|
2 . 9 — 4 ,2 |
0 ,7 |
|
|
4 , 3 — 5 ,6 |
0 ,2 |
|
|
5 , 7 — 7 , 0 |
1,1 |
|
|
7 , 1 - 8 , 4 |
0 ,3 |
|
|
8 . 5 — 9 ,8 |
0 ,8 |
|
|
9 . 9 — 1 1 ,2 |
- 1 , 3 |
|
|
1 1 ,3 — 1 2 ,6 |
- 1 , 6 |
|
|
1 2 ,7 — 1 4 ,0 |
- 1 , 2 |
|
Длина УБТ |
3 3 — 51 |
- 0 , 7 |
|
/ |
5 2 |
— 69 |
- 2 , 0 |
|
7 0 |
— 87 |
- 2 , 7 |
|
8 8 |
— 105 ' |
- 1 , 7 |
|
106 |
— 123 |
0 , 7 |
|
124— 141 |
2 ,1 |
|
|
142 |
— 159 |
3 , 8 |
|
160 |
— 177 |
2 , 2 |
|
178— 195 |
0 , 6 |
|
|
196— 209 |
— 5 ,5 |
|
Зазор |
7 ,5 — 12,6 |
0,8 |
|
|
12.7— 17,7 |
0,6 |
|
|
17.8— 22,8 |
0,2 |
|
|
28.9— 27,9 |
0,0 |
|
|
28,0—33,0 |
- 1 , 2 |
Количество неф |
0 , 0 — 1 ,4 |
1 ,3 |
|
ти |
1 . 5 — 2 , 8 |
0 ,1 |
|
|
2 . 9 — |
4 ,2 |
0 , 5 |
|
4 . 3 — |
5 ,6 |
— 0 , 3 |
|
5 . 7 — 7 , 0 |
1 ,9 |
|
|
7 , 1 - 8 , 4 |
0 , 3 |
|
|
8 . 5 — |
9 ,8 |
— 0 , 5 |
|
9 . 9 — 1 1 ,2 |
- 1 , 3 |
|
|
1 1 . 3 — 1 2 ,6 |
— 2 , 8 |
|
|
1 2 .7 — 1 4 ,0 |
— 2 , 3 |
|
Длина УБТ |
8 — 28 |
1,1 |
|
|
2 9 — 48 |
0,0 |
|
|
4 9 — 68 |
0,3 |
|
|
6 9 — 88 |
—0,5 |
|
|
89 — 108 |
- 0 , 7 |
|
|
109— 128 |
- 0 , 7 |
|
|
129 — 148 |
0,8 |
|
|
149— 169 |
0,7 |
|
|
170— 190 |
1,9 |
|
|
191— 211 |
—0,5 |
|
Зазор |
5,0— 10,3 |
—0,6 |
|
|
10,4— 15,6 |
—0,2 |
|
|
15,7—20,9 I |
- 0 , 5 |
|
|
21,0—26,2 |
0,2 |
|
|
26,3—31,5 |
0,4 |
t
понизители водоотдачи: 1— КССБ +крахмал: 2 — КССБ; 3 — ПУЩР (УЩР); 4 -К С С Б + КМЦ; 5 — КССБ + КМЦ+крахмал; 6 — гипан + КМЦ; 7 — КМЦ+крахмал; 8 — нет; 9 — КМД+ПУЩР
(УЩР); |
10 — гипан + ПУЩР |
(УЩР); 11 — КМЦ; 12— крахмал; |
||
13 — КМЦ+крахмал + ПУЩР |
(УЩР); |
|
||
ингибирующие добавки: |
1— СаС12; C a(0 H )2+Fe2(S04)3; |
|||
СаС12+мел; СаС12+Ре2(504)з+мел; СаС12+ С а(О Н )2; |
Са(ОН)2; |
|||
2—нет; |
Fe2(S04)3; |
3 — CaCl2+N a2C03; Ca(O H )2+N a2C03; |
||
Fe2(S04)3+C a(0H )2+Na0H; |
4 - KCl + Fe2(S04)3; |
КС1; 5 - |
||
NaCl; Na2C03; NaOH; |
|
|
|
смазочные добавки: 1 — нефть+смад; нефть + смад+сульфонол;
нефть+смад+сульфонол+смола; 2 — нефть+графит; |
нефть + гра- |
|||
фит+сульфонол; нефть+графит+сульфонол +смола; |
нефть + гра |
|||
фит+ смола; 3 —нефть; |
нефть+ петролатум; |
нефть+ сульфонол; |
||
нефть+сульфонол+ГКЖ; |
нефть+сульфонол + смола; |
нефть+смо- |
||
ла; 4 —графит; графит+петролатум; 5 — нет; петролатум; |
б — |
|||
нефть+графит+смад; |
|
2 — роторное; |
3 — |
|
способ бурения: 1 — роторное колонковое; |
||||
турбинное; 4 —турбинное колонковое. |
|
|
|
Результаты проверки (в%) надежности таблиц диагностических
коэффициентов |
(ДК) по материалам объединения |
Укрнефть |
и |
||||
предприятий Мингео УССР приведены в табл. 24. |
|
|
|
||||
|
|
|
|
|
|
Таблица |
24 |
|
|
Сравниваемые категории прихватов |
|
|
|||
Прихваты |
I |
п |
I |
III |
II |
ш |
|
|
|
||||||
|
Прикарпатье (Укрнефть) |
|
|
|
|
||
Распознанные |
77,8 |
76 |
72,2 |
77,8 |
60 |
64,4 |
|
Ошибочные |
6,6 |
0 |
11,1 |
8,9 |
4 |
2,2 |
|
Неопределенные |
15,6 |
24 |
16,7 |
13,3 |
36 |
33,4 |
|
|
Днепровско-Донецкая впадина (Укрнефть) |
|
|
|
|||
Распознанные |
77,8 |
76,5 |
100 |
83,3 |
100 |
66,7 |
|
Ошибочные |
22,2 |
17,6 |
0 |
16,7 |
0 |
25,0 |
|
Неопределенные |
0 |
5,9 |
0 |
0 |
0 |
8,3 |
|
|
Предприятия Мингео УССР |
|
|
|
|
||
Распознанные |
75,0 |
86,7 |
91,7 |
78,4 |
82,2 |
73,0 |
|
Ошибочные |
4,2 |
0 |
0 |
5,4 |
4,4 |
10,8 |
|
Неопределенные |
20,8 |
13,3 |
8,3 |
16,2 |
13,4 |
16,2 |
|
Расчеты проводили по программе, составленной во ВНИИКРнефти для ЭВМ ЕС-1050. Погрешности первого и второго ряда при нимали равными а = р= 0,2.
Менее высокий уровень вероятности распознавания прихватов по Укрнефти объясняется тем, что вектор состояния характеризовался
лишь 18 факторами по сравнению с 23 для |
предприятий Мингео |
УССР. Полученные данные подтверждают, |
что диагностические |
таблицы позволяют с достаточно высоким уровнем вероятности рас познать вид прихвата.
74
Диагностирование начинается со сравнения двух любых типов прихватов, а после отнесения прихвата к одному из них переходят
ксравнению распознанного типа с тем, который еще не участвовал
вдиагностировании. Тип прихвата считается распознанным, если диагнозы двойной проверки совпадают. В противном случае распоз нать тип прихвата невозможно, что свидетельствует о необходимос ти пополнения статистического материала при прихватах и внесе нии новых данных в диагностические таблицы.
Проиллюстрируем процедуру диагностирования категории при хвата на примере скв. 1 Надворной объединения Укрнефть. Состоя ние скважины в момент прихвата характеризовали следующие фак
торы: местонахождение долота в момент прихвата — 3580 м, |
тип |
|
породы — глина, |
пластовое давление — 35,5 МПа, перепад давле |
|
ния— 10,5 МПа, |
плотность бурового раствора— 1280 кг/м3, |
вяз- |
v кость по СПВ-5—130 с, CHCi/10—18/60 дПа, водоотдача—6,5 см3, длина УБТ в компоновке низа бурильной колонны— 15 м, за зо р - 33 мм; искривления ствола скважины — нет; температура — 93°С, понизителей вязкости — нет, ингибирующая добавка — соль, содер жание нефти— 12%.
Примем ошибки первого и второго рода равными 0,1, что означа ет допущение 10 ошибок на 100 случаев прихватов. Тогда разреша ющие границы при классификации А и В будут равны ±9,55, так как А = 10 (1—а)/р и £ = 1 0 а/(1—р); когда сумма ДК достигнет той или другой величины порогов, делают заключение о принадлеж ности прихвата к одной из категорий.
Пользуясь таблицей и суммируя ДК для прихватов I—II кате горий, получаем 10,1 на двенадцатом шаге; суммы ДК для прихва тов I—III и II—III категорий соответственно равны— 11,5 на девя том шаге и — 10,4 на восьмом. При сравнении типов прихватов I— II категорий рассматриваемый случай прихвата относится к I; I—III категорий — к III и II—III категорий — к III. Следовательно, с вероятностью 0,9 можно утверждать, что в данной скважине наи более вероятен прихват III категории, т. е. прихват, вызванный су жением, ствола скважины.
Изменив ряд управляемых параметров, можно добиться умень шения вероятности возникновения прихвата. По диагностическим кость по СПВ-5—130 с, CHCi/ю—18/60 дПа, водоотдача—6,5 см3, зазоре 22 мм, если уменьшить содержание нефти до 6% и заменить понизитель водоотдачи гипан на КМЦ в сочетании с КССБ, а также исключить из обработки ингибирующую добавку соль, получим сум му ДК для I — 11,1 — III и II — III категорий соответственно +3,2—0,5 и —5,4. Эти значения сумм ДК находятся в зоне неопре деленности, т. е. вероятность прихвата путем изменения ряда тех нологических параметров бурения снижена до минимума.
Диагностическая процедура позволяет не только распознать прихватоопасную ситуацию (в том числе и на стадии проектирова ния), но осуществить диагностику уже происшедшего прихвата, что очень важно при выборе способа его ликвидации. На любой стадии
7 5
проводки скважины можно проверить прихватоопасность, имея ин формацию об управляемых и неуправляемых параметрах.
ТЕХНИЧЕСКИЕ СРЕДСТВА ДЛЯ ПРЕДУПРЕЖДЕНИЯ ПРИХВАТОВ
Для предупреждения прихватов применяют устройства, служа щие для уменьшения фактической площади контакта бурильной колонны со стенками скважины. К «им относятся центраторы, ис пользуемые в компоновке низа бурильной колонны, утяжеленные бурильные трубы с профильным поперечным сечением (квадрат ные, круглые с канавками по спирали). В АзНИПИнефти разрабо таны специальные центрирующие втулки для УБТ, УБТ квадратно го сечения со смещенными гранями^-КУБТ-СГ (рис. 16, 17,
Рис. 16. Утяжеленная бурильная тру |
Рис. |
17. |
Квадратные |
утяжеленные |
||||
ба с прихваченными стальными втул |
бурильные |
трубы |
со |
смещенными |
||||
ками: |
|
гранями |
(КУБТ-СГ): |
|
||||
Г>т и Da — наружные |
диаметры соответст |
d — сторона |
квадрата; |
D — наружный |
диа |
|||
венно трубы |
и втулки |
метр |
переводника, |
С — размер УБТ |
по |
|||
|
|
|
|
диагонали |
сечения |
|
табл. 25, 26), переводники-центраторы, в том числе упругие (рис. 18, 19, табл. 27), центраторы квадратного сечения (рис. 20, табл. 28). В некоторых случаях используются бурильные трубы меньшей дли ны (по 6—8 м).
76
|
|
|
Таблица 25 |
|
Диаметр, мм |
|
|
|
|
|
Глубина канавки, |
долота |
УБТ DT |
втулки £)fl |
мм |
269 |
203 |
235 |
9 |
243 |
178 |
210 |
8 |
• 214 |
146 |
175 |
7 |
|
|
|
|
Таблица 26 |
Диаметр, |
мм |
Размер КУБТ-СГ, мм |
||
долота |
переводника |
по диагонали |
по стороне |
|
|
D |
С |
квадрата d |
|
243 |
|
203 |
203—230 |
155-175 |
214 |
|
178 |
178—203 |
140-155 |
190 |
|
160 |
160-178 |
125—140 |
Рекомендуемые сочетания КУБТ-СГ и УБТ круглого сечения:
Размер КУБТ-СГ по диагонали С, мм . |
. 230 |
203 |
178 |
160 |
|
||||||||
Диаметр УБТ круглого сечения, |
мм . . |
. 203 |
178 |
160 |
146 |
|
|||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Таблица 27 |
|
|
Размеры соединительного переводника, |
|
5 |
|
Размеры металли |
S |
|||||||
|
|
|
ез |
||||||||||
|
|
|
|
мм |
|
|
|
а |
|
ческой пленки, мм |
|||
|
|
|
|
|
|
|
н |
|
Н |
||||
Шифр |
|
|
|
|
|
|
|
о |
|
|
|
|
О |
|
|
|
|
|
|
|
CJ |
|
|
|
|
аз |
|
турбобура |
|
|
|
|
|
|
|
* |
|
|
|
|
X |
|
D |
L |
Di |
Г>1 |
/ |
|
Ь |
а |
|
|
А |
h |
а |
|
|
ез |
|
|
03 |
||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
2 |
|
|
|
|
2 |
ТС5Б-9" |
240 |
460 |
165 |
258 |
120 |
120 |
20 |
40ХФА |
254 |
50 |
9^-9,5 |
д |
|
ЗТС5А-8" |
215 |
500 |
155 |
231 |
154 |
127 |
20 |
40Х |
|
252 |
50 |
84-8,5 |
д |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Таблица 28 |
|
|
||
|
Диаметр |
|
Размеры квадратных центраторов, |
мм |
|
|
|
||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
|
|
долота, |
|
А |
а |
|
|
С |
|
D |
|
|
|
|
|
мм |
|
|
|
|
|
|
|
||||
|
|
243 |
|
175 |
140 |
|
234 |
|
178 |
|
|
||
|
|
269 |
|
195 |
140; |
155 |
|
259 |
|
178; |
203 |
|
|
|
|
295 |
|
215 |
140; |
155 |
|
284 |
|
178; |
203 |
|
|
|
|
346 |
|
250 |
155 |
|
333 |
|
203 |
|
|
Особую опасность в отношении возможности возникновения прихватов представляет бурение наклонных и искривленных сква жин, так как вследствие резких перегибов ствола происходят за-
тяжки и посадки бурильной колонны, а также ее поломки. В этих случаях одна из важнейших задач — обеспечение возможности ре гулирования угла искривления скважины в процессе бурения.
Фирма «Боуэн» совместно с фирмой «Дайна-Дрилл» изготовля ет гидравлически управляемый кривой переводник, получивший.
Рис. 18. Переводник с приваренными ребрами для соединения секционных тур бобуров:
О —наружный диаметр по телу; D\ — внутренний диаметр; |
£>а— наружный диаметр |
по реб |
||||
рам; |
длина верхнего |
ниппеля; |
/ — длина нижнего ниппеля; Ъ— расстояние |
до |
торца; |
|
Л—длина переводника; |
Lj—длина |
приваренного ребра; |
h — ширина ребра, |
Л — высота |
||
|
|
|
ребра |
|
|
|
название «Дайна-Флекс». Переводник может работать совместно с большинством применяемых забойных двигателей. В нем примене но специальное шарнирное соединение, которое приводится в дей
ствие с помощью серии поршней, соединенных |
способом |
тандем. |
Поршни перемещаются под действием потока бурового |
раствора; |
|
возникающая при этом боковая сила прижимает |
долото |
к стенке |
скважины. Действующая на долото горизонтальная сила обеспечи вает плавный набор кривизны и стабилизацию угла наклона (в слу чае необходимости) при углублении скважины.
Значительной трудоемкостью характеризуется процесс ликвида ции прихватов, вызванных заклиниванием элементов компоновки бурильной колонны посторонними предметами, попадающими в скважину с поверхности. Для предупреждения подобных аварий Полтавским отделением УкрНИГРИ создано специальное устройст во, которое позволяет перекрывать скважину при наличии или от сутствии в ней бурильных труб. Одновременно устройство очищает бурильные трубы от бурового раствора при подъеме. Закрывающий
78
элемент устройства представлен кассетой с резиновыми сегментны ми лепестками, перемещение которых в заданное положение осу ществляется с помощью пневмоцилиндра. В результате улучшения конструкции удалось устранить загрязнение кассеты, достичь рав номерности обтирания труб, улучшить условия извлечения посторонних пред метов. Во время эксплуатации устрой ства в скв. 10 Восточно-Полтавской площади (забой 5280 м) удалось пред отвратить падение в скважину вкла дыша клиньев ПКР, а при профилак тических осмотрах в желобе устройст ва обнаруживались сухари машинно го ключа.
Для исключения падения в сква жину специального оборудования и приборов при их спуске в Полтавском отделении УкрНИГРИ разработана приставка к оборудованию, спускае мому в скважину. Устройство позво ляет при обрыве связи спускаемого оборудования с грузоподъемным ме ханизмом стопорить его в стволе сква жины.
Для офрезерования и извлечения некрупных металлических предметов, оставшихся в скважине, используют
фрезеры-пауки, для извлечения шаро |
с. 19. Упругий центратор: |
|
- переводник, |
2 — резиновая |
|
шек, долот и других крупных предме |
втулка |
|
тов — гидравлические пауки, для из |
посторонние |
предметы на |
влечения канатов и кабелей — ерши; |
забое разрушают с использованием взрыва кумулятивных торпед. В Полтавском отделении УкрНИГРИ разработана корпусная тор педа из детонирующего шнура (КТДШ), предназначенная как для встряхивания и освобождения заклиненных колонн, ослабления резьбовых соединений при развинчивании колонн, обрыва труб, так и для освобождения оставленных ловильных инструментов, сталкивания на забой предметов, застрявших в скважине. Торпеда КТДШ выполняет функции как шнуровой торпеды из детонирую щего шнура, так и фугасной негерметичной торпеды. Корпус ее при взрыве не разрушается и служит для многократного приме нения.
Для предотвращения прихватов, вызываемых затяжками бу рильной колонны при ее подъеме, в АзНИПИнефтн разработано автоматическое устройство САЗ-1, позволяющее при затяжке сверх допустимой величины включить блок сигнализации (световое таб ло и сирена) и не допустить перерастания затяжки в прихват.
Наряду с магнитными фрезерами для очистки забоя скважины используют ловители механического и гидромеханического прин-
79
ципа действия, а также магнитные ловители и ловители гидравлц. ческого действия. Последние, как показала практика, наиболее эффективны. В тресте Белнефтегазразведка разработана и внедрена конструкция гндроловителя струйного действия наружным диаметром 170 мм с высокой очищающей способностью забоя.
Рис. 20. Центратор:
/ — круглые УБТ; 2 — квадратные втулки; 3 — квадратные УБТ; 4 — верхний переводник; 5 — нижний переводник
Специально для извлечения шарошек, оставленных на забое скважины, в б. тресте Волгограднефтегазразведка изготовлено приспособление, принцип действия которого основан на запрессовывании шарошки в корпусе устройства керном в процессе спе циального углубления скважины.
С целью своевременного отсоединения свободной части буриль ной колонны от прихваченной' и недопущения распространения зоны прихвата по стволу используют разъединительные переводни ки. Разъединение по месту установки переводника осуществляется при натяжении колонны и левом ее вращении. В объединении
80