Вариант 1.

Колонковое бурение — один из наиболее широко распространенных способов проходки скважин.

Основные преимущества колонкового бурения: универсальность, т. е. возможность проходки скважин почти во всех разновидностях горных пород, возможность получения керна с незначительными нарушениями природного сложения грунта, сравнительно большие глубины бурения, наличие крупного парка выпускаемых промышленностью высокопроизводительных буровых станков как самоходных, так и стационарных, хорошая освоенность технологии бурения и др.

Существенные недостатки колонкового бурения с точки зрения возможности его широкого использования на инженерных изысканиях: малый диаметр скважин, который во многих случаях не позволяет проводить гидрогеологические исследования и испытания грунтов штампами, во всех породах получать 100%-ный выход керна и качественные образцы рыхлого грунта для лабораторных исследований и т. д.

Бурение «всухую» (без подачи в скважину воды и без расхаживания снаряда) — наиболее распространенная разновидность колонкового бурения при изысканиях. Хотя оно носит название бурения «всухую», однако реализуется при наличии в скважине воды или с подливом последней.

2. Буровой станок СКБ-5 является шпиндельным станком моноблочной компоновки с продольным расположением лебедки и системой гидравлической подачи бурового инструмента. Объединяющим элементом конструкции станка, на котором собраны все узлы станка, служит корпус коробки передач. На корпусе установлены: вращатель, лебедка, тормоза спуска и подъема, фланцевый электродвигатель привода станка и муфта сцепления.

1 – станина – несущая часть станка, расположенная внизу

2 – электродвигатель – двигатель, преобразующий электрическую энергию в механическую, необходима для приведения в движение динамических агрегатов станка.

3 - рукоятка тормоза подъема – рычаг управления подъемом

4 - рукоятка тормоза спуска- рычаг управления спуском

5 - рукоятка переключения передач – рычаг коробки передач, служит для переключения передач рабочего режима.

6 - рукоятка включения лебедки – агрегат управления лебедкой.

7 - рукоятка включения вращателя – предназначена для включения вращателя

8 – вращатель – динамический агрегат, предназначен для вращения инструмента

9 - рукоятка выключения муфты сцепления – рычаг управления муфтой сцепления

10 -коробка передач с муфтой сцепления – блок, определяющий рабочий режим и распределения скорости и усилия бурения

11 – лебедка – механизм, предназначенный для спуска и подъема съемного керноприемника овершотом (ловителем) при бурении скважин на глубину до 2000 м

Корпус коробки передач имеет в своей нижней части направляющие, скользящие по верхней опорной поверхности рамы, которая крепится с помощью анкерных болтов к основанию буровой установки или какому-либо фундаменту.

Вариант 2

1.Какие типы твердосплавных коронок используются при бурении…

Твердосплавные коронки используют при бурении в породах средней крепости (в основном осадочных); они армируются резцами из металлокерамических твёрдых сплавов ВК-6 и ВК-8. Для бурения в глинах, мелах, слабоцементированных песчаниках, гипсах, мергелях применяют ребристые твердосплавные коронки ; в алевролитах, аргиллитах, глинистых и песчаных сланцах, известняках — резцовые коронки . Самозатачивающиеся твердосплавные коронки предназначены для бурения абразивных пород типа песчаников, песчаных сланцев, базальтов, габбро и т. п. Характерная особенность этих коронок — наличие тонких твердосплавных резцов и опорных пластин из мягкой стали, что обеспечивает самозатачивание резцов. Коронки этих типов, как правило, имеют диаметры 59, 76,93 мм; значительно реже диаметры коронок — 112, 132, 151 мм; коронки для гидроударного бурения в крепких породах формируются крупными пластинками вязкого твёрдого сплава ВК-15 и имеют диаметры 59, 76, 93 и 112 мм. При шнековом бурении взрывных скважин распространение получили копьевидные и режущие коронки. При перфораторном и пневмоударном бурении взрывных скважин широко применяются зубильные, крестовые и ступенчатые коронки , армированные пластинками твёрдого сплава ВК-15 и ВК-11.

2.Приведите принципиальную схему гидравлического механизма подачи.

Колонковое бурение в основном осуществляется станками с гидравлической подачей.

В настоящее время станки с гидравлической подачей изготавливаются для бурения скважин глубиной 50-3000 м.

Самые глубокие в мире скважины малого диаметра пробурены колонковым способом станками с гидравлической подачей.

Гидравлическая подача обладает следующими достоинствами:

1. Позволяет регулировать и контролировать нагрузку на коронку

2. Освобождает бурового мастера от затраты физического труда при регулировании подачи инструмента

3. Позволяет фиксировать контакты пород различной твердости

4. Предотвращает падение бурового инструмента при встрече каверн

5. Может быть использована как гидравлический домкрат при прихвате инструмента

Станки с гидравлической подачей могут успешно использоваться при бурении коронками различных типов: алмазными, твердосплавными, дробными, а также шарошечными долотами и долотами типа РХ и пикобурами.

Гидравлическая система буровых станков состоит из двух неподвижных цилиндров, в которых передвигаются поршни со штоками. Верхние концы штоков траверсой связаны со шпинделем, посаженным на упорных шарикоподшипниках. Для усиления жесткости конструкции к траверсе прикреплены два направляющих штока, перемещающихся в бронзовых втулках, установленных в приливах к цилиндрам, на одном из направляющих штоков нанесены деления, позволяющие наблюдать за скоростью подачи.

Лопастной маслонасос подает масло из бачка в нагнетательный маслопровод, в который включены коробка обратных клапанов, предохранительный клапан и дроссель. Параллельно маслонасосу подключается аварийный ручной маслонасос.

Далее масло подается или в цилиндры подачи бурового инструмента, или по маслопроводу в цилиндр перемещения станка.

Регулировка давления масла в цилиндрах подачи осуществляется дроссельным краном. Для контроля давления установлен манометр. Нагрузка на коронку контролируется по индикатору веса и нагрузки.

С помощью распределительного крана можно верхнюю или нижнюю полости цилиндров сообщать через маслопроводы и с нагнетательной линией, а противоположные полости - со сливной линией.

По мере углубления скважины и увеличения веса бурового снаряда надо уменьшать давление масла в верхней полости цилиндров с помощью дросселя. Если колонна труб собственным весом будет создавать нагрузку на забой больше требуемой, необходимо произвести разгрузку колонны путем поддерживания в нижних полостях цилиндров необходимого давления. Для этого распределительный кран устанавливают в положение IV. Если дроссель закрыть, поршни будут поднимать инструмент от забоя. При бурении необходимо через дроссель сбрасывать все масло, нагнетаемое насосом и вытесняемое опускающимися поршнями, и, регулируя скорость истечения масла, создавать тем большее давление под поршнями, чем больше разница между весом бурильной колонны и требуемой нагрузкой на коронку. Бурение с нагрузкой можно вести и при выключенном насосе.

Вариант№3.

1.Приведите пример маркировки алмазной коронки и дайте ее расшифровку.

Однослойные коронки без выступа алмазов(01А3 или 01А4) для бурения в плотных и слаботрещиноватых породах VIII и IX категорий и коронки с заданным выпуском и ребристой боковой поверхностью 04А3 (МВП-1), 05А3(МВП-2), 06А3(МВС-2Р) и 07А3(АКМ) для бурения в малоабразивных плотных породах VI-X категорий по буримости. Коронки типа 01А3 имеют матрицу твердостью 20-25 НRС (нормальная), коронки типа 01А4 имеют матрицу более твердую 30-35 НRС и предназначены для бурения абразивных пород. Существуют коронки типа 3АИ, у которых передняя набегающая часть сектора матрицы армируется более высококачественными алмазами.

2.Основные данные технических характеристик станков ряда СБК.

Буровой станок СКБ-5 является шпиндельным станком моноблочной компоновки с продольным расположением лебедки и системой гидравлической подачи бурового инструмента. Объединяющим элементом конструкции станка, на котором собраны все узлы станка, служит корпус коробки передач. На корпусе установлены: вращатель, лебедка, тормоза спуска и подъема, фланцевый электродвигатель привода станка и муфта сцепления.

Буровой станок СКБ-7 предназначен для бурения вертикальных и наклонных геологоразведочных скважин на твердые полезные ископаемые до 2000 м. Как и станок СКБ5, имеет моноблочную компоновку, а также групповой привод механизмов вращателя и лебедки. Оснащение станка СКБ-7 плавно регулируемым реверсивным электроприводом обеспечивает бесступенчатое изменение частоты вращения шпинделя вращателя и скорости намотки каната на барабан лебедки. Простота кинематических связей, которая была достигнута путем исключения сцепления коробки перемены передач и механического тормоза, позволяет повысить КПД станка и надежность механических узлов. Широкий диапазон частоты вращения шпинделя, плавно регулируемый привод, исключающий динамические удары в трансмиссии при пуске, позволяют применять станок СКБ-7 для бурения геологоразведочных скважин в породах любой категории буримости.

Станок СКБ-5110 является наиболее совершенным из всех модификаций. Он имеет регулируемый привод, состоящий из двигателя постоянного тока мощностью 55 кВт и тиристорного преобразователя, заключенного в дополнительный шкаф. Коробка передач вместо 12 имеет 4 механические ступени. Конструкция трансмиссии таким образом существенно упрощена, а один из наиболее не надежных узлов станка - муфта сцепления - отсутствует. В электрический пульт станка дополнительно входит переключатель, с помощью которого осуществляется пуск и изменение частоты вращения шпинделя и скорости намотки каната на барабан. Имеется также указатель частоты вращения шпинделя. Механические ступени позволяют наиболее полно использовать мощность двигателя. Управление станком в процессе бурения существенно облегчается. Упрощается пуск и отстройка от режимов, на которых возникает вибрация буровой колонны или верхней части вращающей трубы. В станках СКБ-5101, СКБ-5131 и СКБ-5111 вместо основного вращателя с диаметром проходного отверстия 66 мм применяется вращатель с диаметром, равным 95 мм, что позволяет использовать станки для бурения четвертичных отложений с ходовой колонной.

Буровой станок СКБ-4 предназначен для бурения геологоразведочной скважины глубиной 300 метров и твердосалавным и 500 метров – алмазным ПРИ, им комплектуются буровые устаеовки типа «УКБ» четвертого размерного класса. Станок имеет моноблочную конструкцию. Вращатель шпиндельного типа имеет два зажимных гидравлических патрона. Верхний – пружинно-гидравлический патрон служит для зажима бурильных труб при бурении, нижний – для зажима и удержания бурильных труб в момент перехвата.

Вариант№4

1.Пиведите ряд стандартных размеров колонковых и шламовых труб (по диаметрам)

Колонковая труба является одним из основных элементов бурового снаряда при бурении скважин с получением керна. Труба служит для приема кернового материала и удержания его при подъеме на поверхность, для передачи усилий на инструмент. При необходимости иметь трубы длиннее их соединяют между собой ниппелями или труба в трубу. Присоединительная резьба колонковых труб имеет трапецеидальный профиль с правой нарезкой

Диаметр наружный труб Д1, мм	44	57	73	89	108	127	146
Диаметр коронок Дк, мм	46	59	76	93	112	132	151
Толщина стенки труб S, мм	3.5	4.5	5	5	5	5	5

Шламовая труба служит для сбора шлама в призабойной части скважины. На одном конце труба имеет левую резьбу, при помощи которой она через переходник включается в колонковый набор. Изготовляют шламовые трубы из обычных заготовок для колонковых труб. Длина шламовых труб 1,5-2 м. Объем трубы должен быть такой, чтобы в нее поместился весь крупный шлам, полученный за один рейс. Наружный и внутренний диаметры шламовых труб соответствуют размерам колонковых труб.

2.Принципиальные схемы поршневого и плунжерного насосов.

Принцип действия поршневого насоса двойного действия:

При вращении шкива приводятся во вращательное движение зубчатые колеса; при помощи коленчатого вала приводит в возвратно-поступательное движение шатун, крейцкопф, шток и поршень. Цилиндр сообщается с камерами всасывания и нагнетания, отдельными от цилиндра клапанами. При движении поршня вправо всасывающий клапан открывается ,а нагнетательный закрывается- и в левую полость цилиндра произойдет всасывание жидкости через фильтр с приемным клапаном и всасывающий шланг. В правой части происходит нагнетание жидкости через напорный клапан при закрытом всасывающем клапане При движении влево- в правой части цилиндра происходит всасывание жидкости, а в левой- нагнетание через открытый клапан.

Плунжерный насос одинарного действия. В отличие от поршневых - рабочим элементом является плунжер - металлический цилиндр, сопрягающийся с сальниковым уплотнением. При вращении зубчатого колеса приводятся в возвратно-поступательное движение шатун, крейцкопф и плунжер. При движении плунжера влево всасывающий клапан откроется, а нагнетательный клапан закроется и в гидравлическую часть насоса произойдет всасывание жидкости через всасывающий шланг. При движении вправо - в гидравлической части произойдет нагнетание жидкости через нагнетательный клапан при закрытом всасывающем клапане.

За один оборот коленчатого вала поршень совершает два хода, следовательно, всасывание и нагнетание жидкости повторяются два раза, поэтому это насосы двойного действия. В плунжерных насосах за один оборот зубчатого колеса плунжер совершает одно поступательно-возвратное движение, то есть произойдет цикл всасывания и нагнетания.

Вариант 5

1. Приведите схему снаряда для колонкового бурения.

Особенности вращательного колонкового бурения

Сущность вращательного колонкового бурения заключается в разрушении породы кольцевым забоем, что обеспечивает получение "керна" - столбика породы цилиндрической формы.

Рис. 4.1. Схема установки колонкового бурения (стационарной)

Условные обозначения: 1-коронка;2-керн;3-колонковая труба;4-переходник с колонковой на бурильную трубу;5-колонна бурильных труб;6-направляющая труба; 7-буровой станок;8-вращатель;9-зажимные патроны;10-вертлюг-саяьник;11-талевый блок;12-талевый канат;13-кронблок;14-буровая вышка;15-буровое здание;16- лебедка станка;17-нагнетательный шланг;18-буровой насос;19-электродвигатели для привода станка и насоса; 20-желоба для очистки промывочной жидкости от шлама;21-отстойник;22-приемный бак,23-всасывающий рукав;24 -индикатор веса; включенный в неподвижный конец каната; 25-подсвечник.

Бурение происходит следующим образом (рис.4.1.).

Электродвигатели 19 приводят в действие буровой станок 7 и буровой насос 18. С помощью лебедки 16, талевого каната 12, талевого блока с крюком и элеватором 11, кронблока 13 на забой скважины опускается буровой снаряд, состоящий из коронки 1, колонковой трубы 3, переходника 4 и колонны бурильных труб 5. Ведущая труба, соединенная с сальником вертлюгом 10 и зажатая в патронах 9, соединяется с колонной бурильных труб 5 и приводится во вращение вращателем 8 (шпиндельного типа) станка 7. Вращение через колонну бурильных труб передается коронке, которая разрушает породу. Предварительно от насоса 18 по нагнетательному шлангу 17 через сальник - вертлюг 10 внутри колонны бурильных труб на забой скважины подается очистной агент, который охлаждает коронку, удаляет шлам с забоя и выносит его по стволу скважины на поверхность. Проходя через очистные желоба 20 и отстойник 21, очистной агент попадает в зумпф, откуда снова всасывается через нагнетательный шланг 23 насосом 18 и подается в скважину. Если породы устойчивы, то в качестве очистного агента используется техническая вода. При разбуривании неустойчивых пород в воду добавляются глина и различные реагенты.

Эти растворы, циркулируя по скважине, образуют на её стенах корку толщиною 3-6мм, которая удерживает стенки скважины от обрушения. После наполнения колонковой трубы 3 керном 2, буровой снаряд поднимают на поверхность для извлечения керна.

Через 50-100 м измеряют азимут и угол наклона скважины. При необходимости закрепляют опасные участки скважины обсадными трубами, после чего продолжают бурение.

Недостатками являются относительно небольшие диаметры бурения и необходимость остановки вращения (бурения) при перекреплении гидропатрона, с помощью которого создается осевая нагрузка на забой скважины.

Колонковое бурение применяется для бурения скважин преимущественно с отбором керна, т.е. преимущественно при разведке твердых ПИ и бурении некоторых разновидностей эксплуатационно-технических скважин, в т.ч. из подземных горных выработок (группы а, г), залегающих в пределах возможности (целесообразности) сооружения шахт и карьеров.

В зависимости от способа транспортировки, буровые установки колонкового и др. видов бурения могут быть стационарными (перевозятся в разобранном виде), самоходными (рис. 4.2.) и передвижными (смонтированные на прицепах, санях, баржах и т.п.).

Вопрос 2

В чем заключается достоинства и недостатки при использовании забойных двигателей?

Типы забойных двигателей, применяемых при вращательном способе

бурения – турбобуры, винтовые забойные двигатели и электробуры.

Принцип действия, схемы и конструкции забойных двигателей. Основные

требования к их эксплуатации.

Забойные двигатели

Винтовые забойные двигатели для ремонта и бурения скважин

Двигатели серии Д диаметром от 42 до 127 мм предназначены для капитального ремонта скважин и бурения прямолинейно-наклонных и горизонтальных участков вторых стволов скважин, проводимых из эксплуатационных колонн.

Двигатели серии ДК используются при капитальном ремонте скважин. Наличие трёх сменных винтовых пар позволяет изменять частоту вращения от 0,3с-1 до 4,0с-1.

Двигатели серии ДГ диаметром от 60 до 195 мм предназначены для ремонта, а также для бурения участков набора кривизны наклонно направленных и горизонтальных скважин. Двигатели диаметром 108, 127 и 155 мм могут выпускаться с регулируемым углом перекоса корпуса между шпиндельной секцией и рабочей парой. Двигатели диаметром 95, 106 и 108 мм выпускаются с различными рабочими органами, обеспечивающими рациональные режимы работы породоразрушающего инструмента (частоту вращения и вращающий момент).

Двигатели диаметром от 145 до 240 мм предназначены для бурения вертикальных, наклонно-направленных и горизонтальных скважин.

ДО – двигатель –отклонитель с увеличенным углом перекоса. Марка Диаметр, мм Общая длина, мм Диаметр долот, мм Частота вращения, с-1 Перепад давления, МПа Расход жидкости, л/с Масса, кг

Винтовые забойные двигатели для ремонта скважин

Д-42 42 700 58 4,0-6,7 2,0-4,0 0,3-0,5 9

Д-48 48 1850 55-93 4,1-6,7 4,0-5,0 ,5-1,5 18

Д1-54 57 1890 76-93 5,8-8,3 4,5-5,5 2,0-3,0 27

ДГ-60 60 2300 76-98,4 3,0-6,0 4,5-5,5 1,0-2,0 34

ДГ-75 76 3820 83 3,0-5,5 5,0-9,0 3,0-5,5 104

Д-85 88 3230 98,4-120,6 2,2 5,5 4,8 110

Д1-88 88 3225 112,0-120,6 3,0-5,0 5,8-7,0 5,0-7,0 85

Д-95 95 3035 120,6-139,7 2,0-3,3 4,5-6,0 6,0-10,0 106

ДГ-95 95 2640 120,6-139,7 2,0-3,3 4,5-6,0 6,0-10,0 100

Д-105 106 3740 120,6-151,0 2,6-3,8 5,0-8,0 6,0-10,0 180

ДГ-105 106 2355 120,6-139,7 2,8-4,0 5,0-8,0 6,0-10,0 120

Д-106 106 4240 120,6-151,0 1,1-3,2 5,0-9,0 4,0-12,0 220

ДО-106 106 5265 120,6-151,0 1,1-3,2 5,0-9,0 4,0-12,0 270

Д-108 108 2900 120,6-151,0 1,3-2,5 3,5-5,5 6,0-12,0 150

ДК-108-1 108 5000 120,6-151,0 0,3-0,7 5,5-7,5 3,0-6,0 250

ДК-108-2 108 3000 120,6-151,0 1,3-2,5 3,5-5,5 6,0-12,0 150

ДК-108-3 108 3000 120,6-151,0 2,0-4,0 3,0-5,0 6,0-12,0 150

ДГ-108 108 2565 120,6-139,7 1,3-2,5 5,0-7,5 6,0-12,0 130

Д1-127 127 5800 139,7-158,7 3,3-4,3 5,5-8,5 15,0-20,0 402

ДГ-127 127(136) 4780 139,7-158,7 3,3-4,3 5,5-8,5 15,0-20,0 350

Винтовые забойные двигатели для бурения скважин

Д1-145 145 4670 158,7-190,5 2,0-3,0 7,0-9,0 15-20 418

Д-155 155 4870 190,5-215,9 2,1-2,7 6,5-7,5 24-30 500

ДГ-155 155 4330 190,5-215,9 2,1-2,7 6,5-7,5 24-30 475

Д5-172 172 5660 190,5-215,9 1,3-1,8 4,5-6,0 25-35 710

ДВ-172 172 4860 190,5-215,9 3,0-3,7 5,0-6,5 24-35 590

ДГ1-172 172 3870 190,5-215,9 2,5-3,2 3,5-4,0 24-35 455

ДГ-176 176 5325 190,5-215,9 1,5-2,0 7,4-9,8 25-35 750

Д2-195 195 5960 215,9-244,5 1,5-1,9 5,2-7,0 25-35 1020

Д5-195 195 6000 215,9-244,5 1,3-1,8 9,5-11 25-35 1080

Д4-195 195 6400 215,9-244,5 2,0-2,7 8,0-10,5 25-35 1190

Д3-195 195 6600 215,9-244,5 1,3-2,2 10,5-13,7 25-35 1100

ДГ-195 195 6870 215,9-244,5 1,3-1,8 9,5-11,0 25-35 1300

Д1-240 240 6930 269,9-295,3 1,2-2,2 10,0-14,0 30-50 1660

ДО-240 240 7280 269,9-295,3 1,2-2,2 10,0-14,0 30-50 1860

Турбинно-винтовые забойные двигатели

Двигатели ТНВ выполняются с наружным диаметром 172, 195 и 240 мм.

С помощью этих двигателей производится проходка сплошным забоем прямолинейных и искривленных участков скважин. Кроме того, ими можно осуществлять привод керноотборных устройств. Применение двигателей ТНВ рекомендуется при температуре промывочной жидкости до 110° С, плотности до 1700 кг/м3 и содержании углеводородных соединений до 5 %.

Конструктивно двигатели ТНВ выполнены на базе трех узлов: шпинделя, турбинной секции и винтового модуля. Конструкцией предусмотрены различные варианты агрегатирования указанных узлов. В зависимости от ситуации могут быть собраны следующие компоновки: шпиндель + винтовой модуль; шпиндель + турбинная секция; шпиндель + турбинная секция + винтовой модуль. Диаметр, мм Общая длина, мм Диаметр долота, мм Частота вращения, об/мин Перепад давления, МПа Расход жидк., л/с Масса, кг

172 13500 190,5-215,9 80-120150-180220-270 6,9-9,1 18-24 2010

20800 3100

195 13500 215,9-241,3 80-120150-180220-270 6,5-8,2 20-28 2580

20800 3980

240 13500 269,9-374,6 80-120150-180220-270 6,2-7,8 30-40 3910

20800 603

Вариант 6

1. Преимущества и недостатки муфтово-замкового и ниппельного соединения бурильных труб.

Бурильные трубы ниппельного соединения рекомендуется применять при бурении скважин алмазным породоразрушающим инструментом и при необходимости иметь небольшой зазор между стенкой скважины и бурильной колонной. Это позволяет осуществлять бурение с достаточно большой частотой вращения снаряда.

Бурильные трубы с муфтово-замковым соединениями рекомендуется применять при бурении скважин большого диаметра и значительной глубины в сложных геологических условиях при необходимости передачи крутящего момента значительной величины и при большом расходе промывочной жидкости.

Основным недостатком является существенная разница между наружными диаметрами соединений и самих труб, что приводит к образованию значительного зазора между трубами и стенками скважины и, следовательно, к их изгибу при действии нагрузок превышающих критическую величину. Это в свою очередь приводит к интенсивному усталостному и абразивному износу труб под действием знакопеременных нагрузок и силы трения о стенки скважины, что накладывает определенные ограничения на частоту вращения снаряда при бурении скважин.

2. Труборазвороты - механизмы, устанавливаемые на устье скважины, с помощью

которых осуществляется свинчивание и зазвинчиваниесвечи в процессе спуска

и подъема бурильных труб.

Труборазворот применяется при бурении геологоразведочных скважин на

твердые полезные ископаемые буровыми установками и станками 4-7 классов, а

также буровыми станками типа ЗИФ-650М и ЗИФ-1200МР.

Составными частями труборазворота являются электродвигатель, редуктор,

водило.

Марки: РТ-1200, РТ-1200-М,РТ-1200-2М, РЕ-1200, РТ-300

Элеватор- спуско-подъемный инструмент применяется для выполнения операций

по наращиванию бурильной колонны, ее спуску и подъему, а также операций с

обсадной колонной.

Марки: полуавтоматические: :ЭН-12,5;ЭН2-20; ЭНЗ-32; Э-18/50; 15МЗ-50;

БИ249-251.000; 5МЗ-63,5; 7,5МЗ-63,5; 10МЗ-63,5; 15МЗ-63,5; БИ-249-252.000;

ЭК-32-50;ЭК-32-63,5

Вариант 7