This site uses cookies.
Some of these cookies are essential to the operation of the site,
while others help to improve your experience by providing insights into how the site is being used.
For more information, please see the ProZ.com privacy policy.
Freelance translator and/or interpreter, Verified site user
Data security
This person has a SecurePRO™ card. Because this person is not a ProZ.com Plus subscriber, to view his or her SecurePRO™ card you must be a ProZ.com Business member or Plus subscriber.
Affiliations
This person is not affiliated with any business or Blue Board record at ProZ.com.
Services
Translation, Interpreting, Training
Expertise
Specializes in:
Petroleum Eng/Sci
Geology
Also works in:
Metallurgy / Casting
Environment & Ecology
Nuclear Eng/Sci
Forestry / Wood / Timber
Agriculture
Construction / Civil Engineering
Engineering: Industrial
Linguistics
Economics
Business/Commerce (general)
Finance (general)
More
Less
Rates
English to Russian - Rates: 0.04 - 0.08 EUR per word / 15 - 30 EUR per hour Russian to English - Rates: 0.04 - 0.08 EUR per word / 15 - 30 EUR per hour
All accepted currencies
Euro (eur)
Payment methods accepted
MasterCard
Portfolio
Sample translations submitted: 41
English to Russian: Seismic/ Sequence Stratigraphy and Deepwater Plays Workshop General field: Tech/Engineering Detailed field: Geology
Source text - English SUBSURFACE MODELS
Synthesis of deepwater models and their features.
Seismic characteristics of deepwater elements and systems.
Wireline log characteristics and borehole image logs.
Sea-level, tectonic, sediment supply and other controls.
Sequence stratigraphy and depositional models.
DEEPWATER PLAYS WORKSHOP
Hands-on data packages from different turbidite plays around the world.
Lessons from established turbidite plays: North Sea, California, Bohai and others.
Lessons from current deepwater provinces: Gulf of Mexico, West Africa, NW UK Continental Margin, Brazil, North Slope Alaska, Nile Delta and others.
Translation - Russian МОДЕЛИ ГЕОЛОГИЧЕСКОЙ СРЕДЫ
Синтез геологических моделей и их особенности.
Сейсмические характеристики глубоководных элементов и систем.
Характеристики каротажных кривых и имиджей пластовых сканеров.
Уровень моря, тектоника, поступление осадочного материала и другие факторы.
Сиквенс-стратиграфия и модели осадконакопления.
СЕМИНАР ПО ГЛУБОКОВОДНЫМ АНАЛОГОВЫМ СИСТЕМАМ
Пакеты практических данных по различным турбидитным аналоговым системам по всему миру.
Опыт, накопленный в разведанных турбидитных аналоговых системах:Северное море, Калифорния, Бохайский залив и т.п.
Опыт, накопленный в современных глубоководных провинциях: Мексиканский залив, Западная Африка, континентальная окраина на северо-Западе Великобритании, Бразилия, северный склон Аляски, дельта Нила и др.
Russian to English: Technical Design Assignment "Horizontal Well Completion" General field: Tech/Engineering Detailed field: Petroleum Eng/Sci
Требуется подготовить коммерческое предложение по двум вариантам заканчивания горизонтальных скважин:
Вариант № 1 - в соответствии с требованиями группового рабочего проекта № 6ГНТ-2006.
Вариант № 2 - в соответствии с дополнительными требованиями указанными ниже.
Дополнительные требования к заканчиванию горизонтальных скважин:
1. оборудование для заканчивания должно обеспечивать повышение КИН за счёт выравнивания профиля притока флюида по длине горизонтального ствола и изоляции зон прорыва воды/газа в скважину;
2. предполагается выделить (путем разобщения заколонного пространства) не менее 5 участков длиной 80 - 120 м в горизонтальном, стволе с возможностью их изоляции (в любой последовательности) в процессе эксплуатации, скважины;
3. конструкция заканчивания должна исключить риски заколонных перетоков после изоляции проблемного участка ствола на поздних стадиях разработки.
4. окончательная конструкция хвостовика и границы участков будут определяться на скважине по данным каротажа;
5. конструкция фильтровой части хвостовика должна обеспечивать долговременную работу, устойчивость к коррозии и засорению, высокую прочность, приемлемую пропускную способность.
Примечания: в коммерческом предложении показать стоимость каждого элемента технологической оснастки, включая подвеску хвостовика, фильтры, пакеры, центрирующие элементы, а также стоимость инженерного сопровождения, сроки и стоимость доставки оборудования на место производства работ.
Translation - English Technical design assignment
Completing horizontal wells
at the ХХХ oil-gas condensate field.
It is required to produce a proposal for the following two variants of horizontal well completion:
Variant No. 1 - in accordance with the requirements of the group contractor design project # 6GNT-2006.
Variant No. 2 - in accordance with the additional requirements specified below.
Additional requirements to horizontal well completion:
1. The well completion equipment should ensure the increase of oil recovery factor through leveling fluid-movement profile along the horizontal wellbore length, as well as through isolating water/gas breakthrough areas in a well.
2. It is suggested to determine (by means of isolating casing string-borehole annulus) no less than 5 sections of 80 - 120 m long in the horizontal wellbore with the possibility of isolating them (in any order) in the process of production.
3. The completion design should exclude the risk of behind-the-casing flows after the problem wellbore section has been isolated at the late stages of development.
4. The final liner design and section boundaries will be determined at a well, issuing from the logging data.
5. The design of the screen section of the liner should ensure long-term operation, resistance to corrosion and clogging, high durability and acceptable deliverability.
Notes: The proposal should specify the cost of every tooling element, including a liner hanger, screens, packers and centralizing elements, as well as the cost of engineering support, equipment delivery period and cost of equipment delivery to the operation site.
English to Russian: Deepwater Sedimentary Systems: Exploration and Production General field: Tech/Engineering Detailed field: Geology
Source text - English Structure, Stratigraphy & Sedimentology
Sandstones deposited in deep marine environments form important hydrocarbon reservoirs in many basins around the world. Interbedded mudstones can be important as source rocks, as well as acting as barriers, baffles and seals. Deepwater reservoirs are currently the principal target for oil and gas exploration, with over 1600 existing turbidite fields and plays. Driven by technological advances and much improved scientific understanding, the pace of exploration and discovery in this realm is fast accelerating. Keeping pace with these developments and with the new knowledge base is essential for all those involved in deepwater systems. What began as the turbidite reservoir has matured into the more varies deepwater play of the 21st century that no company can afford to ignore.
This course is designed to give the participant a state-of-the-art review and update, thereby providing an overall understanding of the complexity of the deep marine system. It will outline the processes and facies and how they evolve on the slope and in the open ocean; discuss how these facies build into distinctive architectural elements and how they can be recognized in the subsurface. The course also covers analysis and interpretation of seismic records, sea floor images, well logs (including borehole image logs), core materials, and outcrop characteristics of the component elements of deepwater reservoirs, emphasizing internal architecture as related to reservoir performance. Hands-on data packages from different deepwater plays around the world will be used to further illustrate their exploration, appraisal, development and reservoir management.
Translation - Russian Изучение геологического строения, стратиграфия и седиментология
Песчаники, отложившиеся в глубоководной морской обстановке, образуют крупные нефтегазоносные коллектора во многих бассейнах по всему миру. Глинистые прослои могут играть важную роль как материнские породы, а также служить водоупорами, экранами и покрышками. Глубоководные коллектора являются в настоящее время основными объектами разведки на нефть и газ, количество разведанных турбидитных месторождений и аналоговых систем превышает 1600. Благодаря технологическому прогрессу и намного расширившемуся научному пониманию, темпы ГРР и открытий в этой области быстро ускоряется. Всем специалистам, участвующим в разработке глубоководных месторождений, необходимо идти в ногу с этими достижениями и овладевать новыми знаниями. Пласты, зародившиеся как турбидитные отложения, в XXI веке превратились в более разнообразные аналоговые модели, которые ни одна компания не может не учитывать.
Цель настоящего курса – представить участникам обзор современных представлений и дополнить их знания, дав им общее представление о сложности глубоководных отложений. В нем дается краткое описание процессов и фаций и их эволюции на склоне и в открытом океане; рассматривается, как эти фации образуют отдельные структурные элементы и как их можно распознать на разрезе. Этот курс содержит также разделы, посвященные обработке и интерпретации сейсмических данных, изображений морского дна, каротажных данных (в т.ч. имиджи пластового микроскаенра), кернового материала, а также характеристик подводных пластов, выходящих на поверхность, уделяя
особое внимание внутреннему строению, имеющему отношение к эффективности разработки пластов. Предусматривается рассмотрение данных по различным аналоговым моделям по всему миру.
English to Russian: ENVIROMUL Operating Guidelines General field: Tech/Engineering Detailed field: Petroleum Eng/Sci
Source text - English MUD TESTING
• Record mud density at both flowline temperature and a standard temperature, e.g. 70°F, on the daily mud report.
• Record at least one complete mud check, regardless of activity.
• Perform retort tests on mud cooled to a standard temperature, e.g. 70F. Use the cooled mud density for solids analysis calculations to establish consistency of analysis.
• It is essential to use an accurate thermometer and small thermocup for rheology measurements.
• For rheology tests at 150F, stable viscometer readings can be obtained more quickly by overheating the mud to approximately 190F, then allowing it to cool down to 150F.
• Ensure all essential equipment is calibrated with the procedures provided on a monthly basis and calibration records kept at the rigsite for inspection if required.
• Ensure that test reagents stock is maintained within its ‘use by’ date where marked. New reagents are to be ordered prior to expiry.
• Baroid mud engineering services are subject to audit throughout the life of this project.
• The mud can trap a little air. This will not affect pump pressures, but for accurate mud weight measurement, a Halliburton pressurised mud balance is preferable to a standard mud balance.
• The retort procedure is different from a conventional retort. For greatest accuracy, use a Baroid 50 ml retort.
Translation - Russian ИССЛЕДОВАНИЯ БУРОВОГО РАСТВОРА
• Следует регистрировать плотность бурового раствора, как при его температуре в промывочной системе, так и при стандартной температуре, напр. 70°F (21,1 °С), и вносить ее в ежедневный отчет по буровым растворам.
• Независимо от видов выполняемых работ, следует производить по-крайней мере одну полную проверку свойств бурового раствора с последующей ее записью.
• Произвести ретортный анализ бурового раствора, охлажденного до стандартной температуры, напр. 70F (21,1 °С). При расчетах для анализа механических примесей с целью установить достоверность проведенного анализа применять плотность охлажденного бурового раствора.
• При измерении реологических свойств бурового раствора важно использовать точный термометр и термостакан.
• В процессе определения реологических свойств раствора при 150F (65,6 °С), можно получить стабильные показания вискозиметра быстрее, перегревая раствор приблизительно до 190F (87,8 °С) и затем оставляя его остывать до 150F.
Следует убедиться, что все необходимое оборудование откалибровано в соответствии с ежемесячно предоставляемым порядком, а протоколы калибровки хранятся на буровой для предъявления к ознакомлению (при необходимости).
Следует следить, чтобы химические реагенты, применяемые при вышеупомянутых исследованиях, использовались исключительно в пределах указанного срока годности. Новые реагенты необходимо заказывать до истечения срока годности старых.
В течение всего срока действия данного проекта инженеры по буровым растворам компании "Бароид" имеют право контролировать проведение исследований бурового раствора.
• Буровой раствор может захватывать небольшое количество воздуха. Это не влияет на давление на выкиде насоса, однако для точного измерения плотности бурового раствора рекомендуется использовать рычажные весы производства компании "Халибертон".
• Порядок проведения ретортного анализа отличается от стандартного. Для увеличения точности необходимо использовать реторту на 50-мл производства компании "Бароид".
English to Russian: Cutting Re-Injection (CRI) Feasibility Study General field: Tech/Engineering Detailed field: Petroleum Eng/Sci
Source text - English 6.1 Geomechanical Considerations
The injection of solids slurries into a subsurface formation can only take place when volumetric space already exists, as in a highly porous and permeable lost circulation zone, or volumetric space is created or enhanced through the process of fracturing and/or dilating the matrix of a formation to create accessible space. In the first case, the formation is likely to be fractured and/or rubbleized carbonate with a high degree of interconnected porosity, or possibly highly permeable sand. These formations are usually isolated from surrounding formations and may exhibit a sub-pressured character relative to those adjacent formations, either through natural geologic progression or from depletion due to resource recovery. Such formations are, however, limited in presence throughout the world and also limited in their ability to accept significant volumes of waste solids.
Therefore, the bulk of drill cuttings injection for disposal has been through induced fractures in a specifically targeted. The waste slurry is injected a rates and pressures sufficient to exceed the ability of the formation matrix to accept them. This managed process then parts or fractures the formation to create an opening to allow the slurry to enter to dissipate pressure in the wellbore. This is the same initiation process utilized for fracture stimulation of producing formations.
Subsurface formations have compressive stresses acting upon them in three dimensions. At depths of less than 2000 feet, the overburden stress may be the least of the three dimensional stresses and a horizontal fracture may result. For fractures generated at greater depths, virtually all will be vertical and approximately perpendicular to the orientation of minimum stress. As long as injection is sustained at pressures in excess of the characteristic formation fracture pressure, the fracture will continue to extend vertically and/or laterally until a stress barrier of some sort retards its’ growth or until leak-off of the injected fluid through the planar walls of the generated fracture is such that the fracture pressure is no longer exceeded at the leading edges. This can occur due to the increasing surface area of the fracture walls as the fracture extends or because the fracture encounters a higher permeability zone that acts a s a pressure sink and dissipates the induced pressure. If a stress barrier to vertical extension is encountered, the fracture will characteristically extend laterally below that boundary until fluid leak-off through the fracture walls is sufficient to dissipate enough pressure to impede growth.
Закачка жидкого бурового шлама в толщу пород с целью утилизации его твердой фазы может выполняться только в тех случаях, когда в указанной толще пород уже имеется свободное замкнутое пространство, как, например, в случаях с высокопористым и высокопроницаемым поглощающим пластом, или в тех случаях, когда достижимое замкнутое пространство создается или расширяется посредством разрыва и/или расширения материнской породы пласта. В первом случае, пласт, скорее всего, будет трещиноватым и/или карбонатным, представленным разуплотненными породами с большим содержанием обломочного материала, с большим количеством взаимосвязанных пор или, возможно, сложенным высокопроницаемыми песками. Указанные пласты, как правило, изолированы от окружающих пластов и могут характеризоваться аномально низким пластовым давлением по сравнению с соседними пластами. Причиной этого могут являться либо естественные геологические процессы, либо истощение пласта в связи с добычей ресурсов. Однако, количество таких пластов во всем мире ограничено. Кроме этого, ограничена и возможность таких пластов принимать значительные объемы выбуренной твердой фазы.
По этой причине, закачивание большей части выбуренной породы в целях утилизации производится через искусственно вызываемые трещины в конкретном целевом пласте. Жидкий буровой шлам закачивается на таких скоростях и под такими давлениями, которые превышают способности материнской породы пласта принимать их. Под воздействием этого управляемого процесса пласт разделяется или разрывается, создавая пустоты в породе, принимая жидкий шлам и уменьшая давление в стволе скважины. Тот же самый процесс используется в продуктивных пластах для стимулирования притока в скважину.
На погребенные формации действуют сжимающие напряжения в трех направлениях. На глубинах менее 2 000 футов (609,6 м), давление покрывающего пласта может быть наименьшим из трех упомянутых пространственных напряжений, что может привести к возникновению горизонтальной трещины. Практически все трещины, искусственно образуемые на больших глубинах, являются вертикальными и относительно перпендикулярными направлению минимального напряжения. Пока закачка выполняется под давлениями, превышающими величину давления гидроразрыва пласта, трещина будет развиваться в вертикальном и/или боковом направлении, либо до тех пор, пока не возникнет какой-либо барьер, замедляющий развитие указанной трещины, либо до тех пор, пока фильтрация закачанной жидкости через плоские стенки образовавшейся трещины не достигнет такого уровня, что величина давления гидроразрыва больше не будет превышаться. Это может происходить по причине увеличения площади поверхности стенок трещины по мере ее развития или в связи с тем, что трещина встречает на своем пути зону с повышенными фильтрационно-емкостными свойствами, которая действует как депрессионная воронка и приводит к уменьшению прилагаемого давления. В случае если возникает барьер на пути вертикального развития разрыва, трещина будет характерным образом развиваться в горизонтальном направлении ниже указанного барьера до тех пор, пока фильтрация закачанной жидкости через стенки скважины не достигнет значения, достаточного для сброса давления, прекращающего рост трещины.
English to Russian: CARBON FIBER CENTRALIZER TECHNOLOGY General field: Tech/Engineering Detailed field: Petroleum Eng/Sci
Source text - English OUR PROCESS OF INSTALLATION
A THREE-STEP PROCEDURE
The following pages will outline the basic steps of blade installation, to better your understanding of our process.
STEP ONE
Each joint of casing is sand blasted in the area where the composite blade will be installed. Sand blasting creates an anchor profile that significantly improves the mechanical adhesion of the composite blade to the pipe.
The anchor profile is precision checked with a T-Tex Tape and Micrometer.
STEP TWO
A suitable mold, which depends on the selected size and shape, is attached to the pipe. A spacer aids technicians in the precise placement of molds on the pipe.
STEP THREE
The ProGuard CRB Composite material is then injected through the filler hole into the mold using the injection machine designed exclusively for this purpose.
The injection tip is inserted into the receiver hole on the plastic mold, and the CRB Material can be seen as it fills the slightly translucent mold. A small air bleed hole is located opposite the fill hole.
After the proper curing time has elapsed, the molds are removed, exposing the hardened composite centralizer blades.
In order to assure the quality of our finished product, each blade is tested using Shore D Hardness Inspection.
The casing is then ready for shipment to the rig site for installation into the well. Protech's product applications are usually done in the pipe yard where the customer's pipe is stored.
Translation - Russian ПРОЦЕСС УСТАНОВКИ
ТРЕХСТУПЕНЧАТЫЙ ПРОЦЕСС
Для того, чтобы процесс был более понятен, ниже описываются основные шаги по установке центрирующих планок.
ШАГ ОДИН
Каждая секция обсадной колонны подвергается пескоструйной обработке в том месте, куда устанавливается композитная центрирующая планка. В результате пескоструйной обработки образуется профиль шероховатости, который значительно улучшает механическое сцепление композитной планки с поверхностью трубы.
Полученный профиль шероховатости затем подвергается точному контролю с применением рулетки Testex Press-O-Film и микрометра.
ШАГ ДВА
Подходящая по форме и размеру отливочная форма закрепляется на трубе. Для точного размещения отливочных форм используется специальная распорка.
ШАГ ТРИ
После этого в форму через заливочное отверстие нагнетается композитная смесь смол для нанесения на обсадные колонны ProGuard CRB. Для этого используется специализированная литьевая машина.
В приемное отверстие на пластиковой форме вставляется наконечник, через которое нагнетается жидкая композитная смесь. При этом, через полупрозрачный пластик видно, как смесь смол для нанесения на обсадные колонны CRB заполняет форму. Напротив заливочного отверстия расположено небольшое отверстие для выпуска воздуха.
По истечении времени отверждения композита, заливочная форма удаляется, и композитные центрирующие планки готовы.
Для того, чтобы проверить качество конечного продукта, каждая планка подвергается испытанию по шкале твердости Shore D.
После этого обсадная колонна готова к отправке на буровую для установки в скважину. Нанесение продуктов Protech как правило выполняется на трубной базе, где хранятся трубы заказчика.
English to Russian: What's next for heavy oil General field: Tech/Engineering Detailed field: Petroleum Eng/Sci
Source text - English Reducing the Environmental Footprint is going to be essential for the industry to be able to continue to meet the demands of the market and of society.
The Environment will become of central importance.
Techniques which increase energy yield, use less net water and produce less waste water will be required
Areas most affected are:
Mining New technology to improve energy yield and eliminate tailing ponds
Steam Smart Operations: ESO, Monitor and Control
GHG footprint will need to be reduced.
CCS technology exists and continues to improve :
Storage reservoir characterization and simulation technology is ready
Special cements to preserve CO2 injection well integrity, exist and are being improved
Monitoring technologies to monitor CO2 in reservoir and on surface, exist and are being improved
Capture technology is available
CCS will not become routine until a price is placed on Carbon and/or emission reduction legislation is implemented and enforced by producing nations.
Translation - Russian Уменьшение воздействия на окружающую природную среду для соответствия требованиям рынка и общества приобретет особое значение для нефтегазовой отрасли.
Воздействие на окружающую среду приобретает первостепенное значение.
Потребуются новые технологии, которые позволят оптимизировать энергопотребление, использовать меньшие объемы нагнетаемой воды и снизить объемы отработанной воды.
Области наибольшего влияния:
Разработка месторождений шахтным способом - оптимизация выработки электроэнергии и ликвидация отстойников
Нагнетание в пласт пара - автоматизация процесса: ESO, мониторинг и контроль:
Следует добиться уменьшения воздействия газов, вызывающих парниковый эффект.
Следующие технологии CCS (улавливания и хранения углерода) уже существуют и продолжают улучшаться:
Технология изучения и моделирования поведения подземных хранилищ.
Повышение качества цементажа — поддержание соответствующего технического состояния скважин для нагнетания CO2.
Технологии мониторинга CO2 в подземных хранилищах и на поверхности.
Технология улавливания.
Применение технологии улавливания и хранения углерода не станет стандартной процедурой до тех пор, пока добывающими странами не установлены штрафы за выбросы углерода и/или не принято и не введено в действие соответствующее законодательство по уменьшению эмиссии углерода в атмосферу.
Russian to English: Свойства Неокома General field: Tech/Engineering Detailed field: Petroleum Eng/Sci
Source text - Russian 3.3 Свойства и состав пластовых флюидов
Газоконденсатнонефтяная залежь неокомских отложений. Физико-химические свойства нефти определялись по одной глубинной и трем поверхностным пробам, отобранным из скважины 2-Широтной, вскрывшей нефтяную оторочку залежи [11].
Пластовая нефть неокома по данным исследования глубинной пробы легкая (ρн=709 кг/м3), маловязкая (μн=0.72 мПа•с). Газосодержание нефти – 104.3 м3/т, объемный коэффициент – 1.258. Давление насыщения нефти газом равно 12.0 МПа (таблица 2.6.1).
На основе проведенных экспериментов построены графики зависимостей газосодержания, вязкости и объемного коэффициента нефти от давления, представленные на рисунке 3.3.1 и принятые для проектирования.
Translation - English 3.3 Properties and composition of reservoir fluids
Neocomian gas-oil-condensate reservoir. Physical and chemical oil properties have been determined issuing from one downhole sample and three surface samples obtained from Shirotnaya well No. 2, which penetrated oil rim of the reservoir [11].
According to the downhole sample examination performed, the Neocomian in-place oil is low-density (ρn=709 kg/m3) and low-viscosity (μn=0.72 MPa•s). Solution GOR – 104.3 m3/tonne, volume factor – 1.258. Bubble-point pressure is 12.0 MPa (See Table 2.6.1).
Basing on the experiments conducted, the graphs demonstrating relations between solution GOR, oil viscosity, oil volume factor and pressure are plotted as shown in Figure 3.3.1 and adopted for engineering purposes.
English to Russian: NeXT Day 3-Pressure Transient Testing.ppt General field: Tech/Engineering Detailed field: Petroleum Eng/Sci
Source text - English Horizontal Well Flow Regimes
Horizontal well pressure transient tests have five possible flow regimes. We calculate different formation properties from the data in each period.
Any flow regime may be absent from a plot of test data because of geometry, wellbore storage or other factors.
The five periods are (1) early radial, (2) hemi-radial, (3) early linear, (4) late pseudoradial, and (5) late linear.
Translation - Russian Режимы потока в горизонтальной скважине
При проведении гидродинамических исследований горизонтальных скважин имеется пять возможных режимов потока. Мы рассчитываем различные коллекторские свойства пласта, исходя из данных для каждого временного периода.
Любой режим потока может отсутствовать на графике результатов испытаний в связи с влиянием геометрии скважины, эффекта ствола или иных факторов.
Эти пять периодов являются следующими: (1) радиальное течение раннего периода, (2) полурадиальное течение, (3) линейное течение раннего периода, (4) псевдорадиальное течение позднего периода и (5) линейное течение позднего периода.
English to Russian: Drilling Programme General field: Tech/Engineering Detailed field: Petroleum Eng/Sci
Source text - English 8.1 Pre-spud checklist
Ensure the following steps are addressed prior to spud.
• Fugro surveyors to be on the rig prior to arrival at ХХХ-1 location. They will initiate installation and checks of Fugro surveying equipment for positioning. Ensure that access is available to container of ХХХ equipment, which will be onboard.
• YYY Wellsite Leaders will perform a rig safety inspection prior to commencement of drilling operations.
• Ensure that third party service equipment is shipped with 5-1/2” handling subs respectively.
• The BOP stack should be stump tested to 10K psi
• DrilQuip engineer must inspect the wellhead running tools at X base and on the their arrival on the rig, paying particular attention to running clearances. He must also check the effective OD of the 18-3/4” wellhead housing centralizing ribs to ensure they will pass through the ID of the 30” Housing.
• Verify functionality of fire fighting and oil dispersant equipment on stand-by boats.
• Ensure mud tanks, bulk tanks, and base oil tanks are clean.
• Collect samples of all bulks loaded out. Rig cement, cement additives, and seawater samples should be sent to the Dowell X for use in cement Quality Control testing. A list of ‘lot’ numbers of all cement additives earmarked for the job should be sent in along with the cement samples.
• The data-logging portion of the mud logging equipment is to be operational while drilling 36” and drilling the 26” hole section.
• At some point during the well operations, ROV to conduct a water temperature survey.
• Perform a seabed survey with the ROV. Take mudline temperature readings and confirm WATER DEPTH with the ROV. Before deploying the ROV, discuss operations with the ROV crew and ensure they have all required tools aboard. Note particular attention to bottom conditions (soft vs. hard bottom) and current magnitude and direction throughout the water column (100m) intervals.
• On the DDR, note the Rig and Boat Inventories (Fuel, Lube, Helifuel, Drill Water, Potable Water, Cement, Bentonite, Barite, and Base Oil). Also note any ongoing rig repairs or problems that will affect critical path.
• Make advance preparations, drilling the 36” & 26” hole section, and running/cementing the conductor & 20” surface casing.
• Ensure that the rig has the required overshots and fishing grapples to allow for at least a first run fishing attempt for all the Contractors drillpipe and BHA items. Ensure the rig is equipped with basic fishing tools for recovery of small junk iron (reverse circulating junk basket, boot baskets etc)
• Ensure that the MWD Cabin is fully rigged up and operational prior to spud.
• Plan to pick-up 5-1/2” DP and DC’s off-line if possible.
• Hold derrick management and JSA meetings before any of the below listed operations commence.
• All tubulars to be drifted to 2-3/4”
• Take on as much bulk barite, bentonite, cement, drill water, and chemicals as practical to ensure enough is available for spud (see mud program in the Appendix).
• Prepare pre-hydrated bentonite mud for use in viscous sweeps.
• Mix equivalent to make /- 2000 bbls of displacement and kill mud at a density of 11.7 ppg Pad mud with ±10cc fluid loss to be pumped if shallow gas is encountered and/or at section TD.
• Confirm that all of the wellhead running tools are on the rig, confirm that they have been serviced, and confirm that they are functioning correctly.
• Make up 36” hole opening BHA and rack back in derrick. Prior to M/U, idntify BHA components and strap them to the nearest centimeter. Verify lengths and serial numbers with values documented in the yard
• Ensure the nominal wear bushing is installed in the 18-3/4” WHH
• Make-up the back-up 18-3/4” Dril-Quip running tool, for 5-1/2” landing string. M/U connections. Lay out same to pipe deck. Install into primary 18-3/4” wellhead housing joint per Dril-Quip procedure on pipe rack. Replace protectors and leave wellhead housing joint on pipe rack until ready to run in hole
• Time permitting, make up the following primary 18-3/4” Dril-Quip wellhead housing running tool assembly top to bottom and lay out on rack. Drift all to 2-3/4” ID.
• NOTE:The 20” cementing job should be performed using one stand 3-1/2” drill pipe crossed over to 5.5” drill pipe inner string.
• Paint the 36” housing extension with yellow rings spaced 1.0 meter apart from the top of the wellhead housing down to verify space out above the mud line.
• Coordinate emergency response drills as directed (Drive off/Drift off, Blackout Test, Medivac, Incident Response, etc.).
• Hold a pre-spud safety meeting with crews and review Job Safety Analysis (JSA) as required. Emphasize:
o Shallow gas procedures
o Gas detection at surface
o Kill procedures
o Bullheading procedures
o Emergency Rig Move or Evacuation
• All measurements for the entire well will be referenced to the rotary table (MSL /- 13m) unless otherwise noted.
• Any components that have passed through the rotary table on the previous well are to be DS1 inspected.
• Paint the 26” bit yellow for easy viewing by ROV during space out.
• Prepare the 30” casing:
• Visually inspect and tally 30” casing to the nearest centimeter.
• Number each joint with paint and mark “Primary” and “Backup” on the 36” wellhead housings.
• Clean and visually inspect connections and check O-rings for damage
• Ensure non-ported float is available for hole opening assy.
Objectives
Drill at 36” Hole with seawater, spot mud prior to running casing and cementing with returns to the mudline.
Maintain the wellbore inclination and wellhead inclination to
Translation - Russian 8.1. Перечень подготовительных мероприятий
До начала бурения следует провести следующие мероприятия.
• Специалисты компании "Фугро" (Fugro) должны находится на буровой установке до момента прибытия на месторасположение скважины "ХХХ-1". Они начнут установку геодезического оборудования компании "ХХХХ" и произведут его настройку и проверку для постановки бурового судна на заданную точку. Для этого следует обеспечить свободный доступ к находящемуся на борту контейнеру с указанным оборудованием.
• До начала проведения буровых работ, лица, руководящие бурением на судне от компании "YYY", выполняют проверку соблюдения требований техники безопасности.
• Убедиться в том, что сервисное оборудование, поставляемое третьими сторонами, укомплектовано соответствующими переводниками вертлюга диаметром 5-1/2” (139,7 мм).
• Следует произвести опрессовку блока превенторов на стенде, приложив к нему давление в 10 000 psi (фунтов на кв. дюйм) (680,4596 атм.)
• Специалист компании "ДрилКвип" (DrilQuip) по бурению обязан произвести инспекцию инструмента для спуска подводного устьевого оборудования в г. X, а также по прибытию на буровую установку. При проведении указанной инспекции особое внимание следует обращать на рабочий зазор. Кроме того, ему следует проверить эффективный НД ребер центратора обсадной колонны диаметром 18-3/4” (476,24 мм), чтобы убедиться в том, что они пройдут через ВД головки устьевого оборудования.
• Следует также проверить работоспособность противопожарного оборудования и оборудования для диспергирования нефти на вспомогательных судах.
• Убедиться в чистоте резервуаров для бурового раствора, наливных танков и танков для сырой нефти.
• Отобрать образцы всего отгруженного навалом цемента. Цемент для буровой установки, добавки для тампонажного раствора и образцы морской воды следует отослать в отделение компании "Доуэлл" (Dowell) в X для проведения технического контроля качества. Вместе с указанными образцами следует также переслать и список номеров партий для всех добавок для тампонажных растворов, предназначенных для проведения цементирования ствола скважины.
• Та часть оборудования для геохимических и геофизических исследования в скважинах по буровому раствору и шламу, которая предназначена для регистрации данных, должна находится в работоспособном состоянии при производстве бурения участков ствола скважины диаметром 36” (914,4 мм) и 26” (660,4 мм).
• В определенный момент эксплуатации скважины следует запустить дистанционно управляемый аппарат для исследования температуры воды.
• Произвести исследование морского дна с использованием дистанционно управляемого аппарата. Снять показания температур на границе илов и подтвердить ГЛУБИНУ МОРЯ с помощью дистанционно управляемого аппарата. Перед развертыванием дистанционного управляемого аппарата, следует обсудить проведение указанных работ с бригадой, управляющей аппаратом, и убедиться в наличии на борту всех необходимых снарядов и инструментов. Особое внимание следует уделить донным условиям (мягкий или твердый грунт), а также величине тока и его направлению на всем протяжении водяного столба (100 м).
• В суточной буровом отчете следует указать все товарно-материальные запасы буровой установки и судна (горюче-смазочные материалы, вертолетное топливо, буровая вода, пресная вода, цемент, бентонит, барит, и сырая нефть). Кроме того, следует внести в отчет любые ремонтные работы на буровой установке или любые другие осложнения, которые могут повлиять на установленный порядок разработки проекта.
• Произвести дальнейшие подготовительные работы, пробурив участки ствола, диаметром 36” (914,4 мм) и 26” (660,4 мм), а также спустив/зацементировав направляющую колонну и кондуктор диаметром 20” (508 мм).
• Следует убедиться в том, что на буровой установке имеются необходимые овершоты и ловители для производства по крайней мере первоначальных ловильных работ с целью извлечения всех бурильных труб Подрядчика и элементов КНБК. Следует убедиться в том, что на буровой установке имеются в наличии основные ловильные инструменты для подъема мелких металлических изделий с забоя скважины (металлоуловитель для мелких предметов (ловильный паук), ловушка для крупного шлама и т.п.)
• До начала забуривания следует убедиться в том, что помещение для ИПБ полностью смонтировано, установлено и находится в рабочем состоянии.
• При наличии возможности, следует запланировать подъем бурильных труб и УБТ диаметром 5-1/2” (139,7 мм) в автономном режиме.
• До начала производства любых работ, перечисленных ниже, провести собрания по организации работ на буровой вышке и по анализу безопасности работ.
• Все трубные изделия должны быть отшаблонированы по диаметру 2-3/4” (69,849 мм)
• На борт следует принять такое количество барита, бентонита, цемента, буровой воды, и химреагентов навалом, которое будет достаточным для производства буровых работ(см. технологическую карту свойств бурового раствора в Приложении).
• Подготовить прогидратированный бентонитовый раствор к использованию при вытеснении бурового раствора вязкой чистящей пачкой.
• Смешать эквивалент для получения /- 2000 баррелей продавочного бурового раствора и бурового раствора для глушения скважины при плотности в 11,7 фунтов на галлон (1,40 г/см3) В случае околоповерхностных газопроявлений, следует закачивать буферную пачку бурового раствора с показателем фильтрации ±10 см3.
• Убедиться в том, что все инструменты для спуска подводного устьевого оборудования находятся на вышке, убедиться в том, что их техобслуживание было проведено соответствующим образом, а также в том, что они работают корректно.
• Собрать КНБК с расширителем диаметром 36” (914,4 мм) и установить на подсвечник. До начала сборки, определить необходимые элементы КНБК и измерить их с точностью до сантиметра. Сверить длины и серийные номера с указанными в заводской документации
• Обеспечить установку стандартной защитной гильзы в колонную головку диаметром 18-3/4” (476,24 мм)
• Собрать резервный спускной инструмент производства компании "ДрилКвип" (DrilQuip) диаметром 18-3/4” (476,24 мм) для подвески колонны диаметром 5-1/2” (139,7 мм). Собрать соединения. Выложить указанное соединение на стеллаж для труб. Установить основной элемент колонной головки диаметром 18-3/4” (476,24 мм) на трубный стеллаж в соответствии с порядком установки, разработанным компанией "ДрилКвип" (DrilQuip). Заменить протекторы и оставить секцию колонной головки на трубном стеллаже, пока она не будет готова к спуску в скважину
• Если будет позволять время, следует собрать следующий инструмент для спуска подводного устьевого оборудования диаметром 18-3/4” (476,24 мм) от начала до конца и выложить на стеллаж. Шаблонировать все по внутреннему диаметру 2-3/4” (69,849 мм).
• ПРИМЕЧАНИЕ: Цементирование интервала скважины диаметром 20” (508 мм) следует производить через внутреннюю колонну с использованием одной секции бурильной трубы диаметром 3-1/2” (88,9 мм), соединенной посредством переводника с бурильной трубой диаметром 5,5” (139,7 мм).
• Нанести по всей длине удлинителя колонной головки диаметром 36” (914,4 мм) желтые кольца на расстоянии 1,0 метра друг от друга для контроля точности подгонки по длине над границей илов.
• Согласовать порядок ликвидации аварийных ситуаций в установленном порядке (отход/снос бурового судна с точки бурения, проверка на обесточивание, медицинская эвакуация, ликвидация аварийных ситуаций и т.п.).
• До начала забуривания скважины провести собрание по анализу производственной безопасности (АБР) в установленном порядке. Внимание:
• Порядок действий в случае околоповерхностных газопроявлений
• Обнаружение присутствия газа на поверхности
• Порядок глушения скважины
• Порядок глушения скважины “в лоб”
• Экстренная транспортировка или эвакуация бурового судна
• Если не указано иное, все измерения для всех интервалов скважины приводятся относительно стола бурового ротора (СУМ /- 13 м).
• Любые комплектующие, которые были спущены через стол бурового ротора на предыдущей скважине должны пройти инспекцию на запас прочности (1-го класса).
• Окрасить буровое долото диаметром 26” (660,4 мм) в желтый цвет для того, чтобы облегчить наблюдение за ним в процессе подгонки по длине при помощи дистанционно управляемого аппарата.
• Подготовить обсадную колонну диаметром 30” (762 мм):
• Произвести визуальный контроль и измерить обсадную колонну диаметром 30” (762 мм) с точностью до сантиметра.
• На каждом элементе колонной головки проставить краской номер и отметку "основной" или "резервный".
• Очистить и произвести визуальный контроль соединений, а также проверить кольцевое уплотнение на повреждение
• Обеспечить наличие обратного клапана для компоновки расширителя ствола скважины.
Цели
Бурить внутри ствола скважины диаметром 36” (914,4 мм) с морской водой, перед спуском обсадной колонны и цементирования закачать раствор с выносом до границы илов.
Угол наклона скважины и оборудования устья скважины должен составлять
English to Russian: DRILLING FLUIDS PROGRAMME General field: Tech/Engineering Detailed field: Petroleum Eng/Sci
Source text - English 1. Drill the shoe track with sea water, utilizing any remaining spud mud from the previous section prior to displacing to the HYDROGUARD mud system. Pump a 50 bbl HYDROGUARD pill viscosified with Barazan D Plus followed by the active HYDROGUARD mud system. Dump returns at the flow line until HYDROGUARD mud returns are seen at the surface.
2. Condition mud to a homogeneous weight of 9.5 ppg prior to any LOT. The system mud weight should be allowed to increase to 10.0 ppg through the incorporation of drilled solids within the system.
3. Further mud weight increases should be in response to open hole conditions and will be attained through the addition of salt up to saturation and Barite as required.
4. Do not start drilling operations until the circulating mud system has attained the recommend mud properties.
5. Maintain Chloride level at 100,000 to 130,000 mg/l using NaCl Brine water or 1 MT BB Salt. If seawater is used for dilution, add 45 ppb Salt to water and treat out hardness with Soda Ash.
6. Maintain CLAY SEAL in the system at 3% by volume for Shale Stabilization.
7. Add Bore-Hib at 1.5% by volume for added shale stabilization. Keep hardness below 400 mg/l while additions of Bore-Hib are being made.
8. Maintain GEM GP in the system at 3% for added lubricity, shale stabilization and hydrate suppression.
9. Maintain 4.0 ppb CLAY SYNC in the system for shale stabilization and inhibition. This is a dry product packaged in 25 kg sacks and can be added to the system through the mixing hopper.
10. Maintain 1.5 ppb CLAY GRABBER as a flocculant to stop shale dispersion and help stabilize the well bore. This product is packaged in 25 kg pails/cans and can be mixed through the mixing hopper directly to the active system as well as additions at the flow line. Prior to adding CLAY GRABBER to the system, ensure that the system hardness has been treated to less than 400 mg/l.
11. Maintain 1.5 ppb PAC-L, plus 3.0 ppb Dextrid LTE to lower the fluid loss to
Translation - Russian 1. До вытеснения буровым раствором "ГИДРОГАРД" (HYDROGUARD) произвести бурение башмачной зоны с использованием морской воды для промывки ствола, а также применяя любой раствор, оставшийся от проходки предыдущего интервала. Закачать 50 баррелей растворной пачки "ГИДРОГАРД" (HYDROGUARD), загущенного первичной диспергирующей стабилизирующей суспензией на основе ксантановой глины BARAZAN D Plus, после чего закачать активный раствор "ГИДРОГАРД" (HYDROGUARD). Сбрасывать промывочную жидкость с выбуренной породой на выкидную линию от скважины до тех пор, пока на устье скважины не покажется отработавший раствор "ГИДРОГАРД" (HYDROGUARD).
2. До проведения любых работ по опрессовке восстановить реологические свойства бурового раствора до однородного удельного веса 9,5 фунтов на галлон. Допускается увеличение удельного веса бурового раствора до 10,0 фунтов на галлон, вызванное включением в его состав частиц выбуренной породы.
3. Дальнейшее увеличение удельного веса бурового раствора должно быть связано с состоянием ствола необсаженной скважины и достигается добавлением соли до насыщения и барита по мере необходимости.
4. Запрещается начинать буровые работы до того, как промывочная жидкость достигла рекомендованных параметров.
5. Содержание хлоридов в растворе следует поддерживать на уровне от 100 000 до 130 000 мг/л, используя концентрированный водный раствор хлорида натрия или 1 метрическую тонну соли, упакованную в мягкий специализированный контейнер (МКР). Если для разбавления используется морская вода, следует в нее добавить соли плотностью 45 фунтов и довести ее жесткость до необходимой величины с помощью кальцинированной соды.
6. Содержание в буровом растворе амфотерного стабилизатора сланцев CLAY SEAL следует поддерживать на уровне 3% по объему.
7. Добавить жидкую неорганическую соляную смесь BORE HIB и довести ее содержание до 1,5% по объему для улучшения стабилизации глинистых сланцев. В процессе добавления жидкой неорганической соляной смеси BORE HIB жесткость следует поддерживать на уровне ниже 400 мг/л.
8. Содержание в буровом растворе полигликоля GEM GP следует поддерживать на уровне 3% для улучшения смазочных свойств, стабилизации глинистых сланцев и предотвращения гидратообразования.
9. Содержание в буровом растворе ингибитора глин CLAY SYNC следует поддерживать на уровне 4,0 фунтов на баррель для стабилизации глинистых сланцев и ингибирования. Ингибитор глин CLAY SYNC представляет собой сухой продукт, упакованный в мешки по 25 кг и добавляется в раствор при помощи смесительной воронки.
10. Содержание ингибитора глин CLAY GRABBER, который служит флоккулянтом для прекращения диспергирования глинистых сланцев и способствует стабилизации ствола скважины, следует поддерживать на уровне 1,5 фунтов на баррель. Ингибитор глин CLAY GRABBER расфасован в ведра/канистры по 25 кг и добавляется непосредственно в активный раствор при помощи смесительной воронки, так же как и добавки на нагнетательной линии. До добавления в раствор ингибитора глин CLAY GRABBER следует обеспечить доведение жесткости раствора до величины, меньшей чем 400 мг/л.
11. Содержание полианионной целлюлозы PAC-L следует довести до уровня 1,5 фунта на баррель, а также содержание модифицированного крахмала DEXTRID LTE довести до 3,0 фунтов на баррель для того, чтобы снизить поглощение бурового раствора до величины
English to Russian: Coriolis flowmeter General field: Tech/Engineering Detailed field: Petroleum Eng/Sci
Source text - English Emerson Process Management announces the new high capacity Micro Motion® ELITE® Coriolis flowmeter that is ideally suited to address the demands of fiscal custody transfer applications. Combined with its unmatched measurement and reliability performance, the new Micro Motion meter is the largest ELITE Coriolis ever introduced, perfect for challenging, high flow measurement.
Emerson’s Micro Motion Coriolis technology is well established for applications requiring precision measurement performance and reliability.
With the introduction of the new Micro Motion ELITE High Capacity Coriolis meter, Emerson delivers unmatched performance and reliability to measurement applications requiring 10” (DIN250) or 12” (DIN300) process connections. With a maximum flow capacity of 2250 tons/hr, this introduction dramatically expands the application range of Micro Motion ELITE meters.
Combining compliance to API, OIML and NMi standards with local custody transfer approvals from countries as far ranging as China, Canada, Brazil, Saudi Arabia and Japan, Emerson’s new Micro Motion Coriolis flowmeter has demonstrated its readiness to meet the needs of high capacity custody transfer of crude oil, gasoline, diesel and other liquid and gas hydrocarbons globally.
When transferring large volumes of crude oil or other hydrocarbons in a custody transfer application, system reliability is second only to flow measurement performance in importance to users. Modern custody transfer systems consist of automated measurement solutions used to control hydrocarbon loading or unloading. In the past these systems used turbine or positive displacement (PD) flow meters to make flow measurements. Recently, however, users have recognised that eliminating rotating components within measurement systems is a best practice leading to higher reliability.
Translation - Russian Компания "Эмерсон Процесс Менеджмент" (Emerson Process Management) на рынок нового высокопроизводительного кориолисового расходомера Micro Motion® семейства ELITE®, который идеально подходит для применения в коммерческих узлах учета. Совмещая в себе непревзойденную точность измерения и надежность, новый расходомер Micro Motion является самым крупным кориолисовым расходомером семейства ELITE, который когда-либо выпускался на рынок, и идеально подходит для сложных измерений при высоких скоростях потока текучих сред.
Технология кориолисовых расходомеров Micro Motion, разработанная в компании "Эмерсон", хорошо зарекомендовала себя в областях, где требуется высокоточное и высоконадежное измерение расхода текучих сред.
С введением нового высокопроизводительного кориолисова расходомера Micro Motion семейства ELITE, компания "Эмерсон" получила возможность обеспечивать непревзойденную точность и надежность измерений в технологических соединениях диаметром 10” (стандарт DIN250) или 12” (стандарт DIN300) (254 или 304.8 мм). При максимальной пропускной способности в 2 250 т/ч, введение этого прибора позволяет значительно увеличить сферу применения расходомеров Micro Motion семейства ELITE.
Соответствуя требованиям стандартов Американского нефтяного института (API), Международной организации законодательной метрологии (OIML) и Национального метрологического института (NMi) и будучи разрешенным для использования в коммерческих узлах учета такими странами как Китай, Канада, Бразилия, Саудовская Аравия и Япония, новый кориолисов расходомер Micro Motion производства компании "Эмерсон" продемонстрировал свою способность отвечать требованиям, предъявляемым к измерению потока сырой нефти, газолина, дизельного топлива и прочих жидких углеводородов на коммерческих узлах учета по всему миру.
По своей важности для потребителя при коммерческом учете поставки больших объемов сырой нефти или иных углеводородов, надежность системы уступает только точности измерения данной системы. Современные системы коммерческого учета включают в себя автоматизированные коммерческие решения, применяемые для контроля погрузки или разгрузки углеводородов. Ранее в подобных системах измерения производились при помощи турбинных или объемных расходомеров. Тем не менее, недавно пользователи пришли к выводу, что устранение подвижных деталей из систем измерения является оптимальным способом повышения надежности подобных систем.
English to Russian: DRILLING RIG & ASSOCIATED SERVICES CONTRACT General field: Law/Patents Detailed field: Petroleum Eng/Sci
Source text - English 1.3. DRILLING OPERATIONS.
Upon arrival of the Drilling Unit at the well location, Contractor shall promptly commence performing the Contract Services. All operations shall be performed, insofar as is reasonably possible, twenty-four (24) hours a day, seven (7) days a week and without shutdown for holidays, unless Company specifies otherwise.
1.4. COMPLETION OR ABANDONMENT OF WELL.
Company may elect to have any well drilled pursuant to this Agreement completed as a producing well or, alternatively, to have it suspended or abandoned. If Company elects to have a well completed, or suspended Contractor shall complete or suspend the well in the manner and to the extent desired by Company, including the running of casing, liner and tubing, and installing permanent or temporary wellheads. If Company elects to have a well abandoned, Contractor shall, at Company's request, promptly remove from the hole and lay down all recoverable casing and tubing, and plug and abandon the hole in a manner satisfactory to Company and in compliance with all applicable government regulations.
1.5. PERFORMANCE OF TESTS AND SERVICES.
Contractor, with the assistance of any necessary third party equipment and services provided by Company, shall, at any time and from time to time prior to completion or abandonment of a well, conduct and perform for Company's account any and all tests, measurements, and special services requested by Company, including but not limited to those referred to hereinafter.
1.6. CORES.
Contractor shall assist in taking either rathole or fullhole conventional, diamond, or wireline cores between such depths as Company specifies and in the manner requested by Company, and in conjunction with Company selected coring specialists, and will deliver all recovered cores to Company.
1.7. DEVIATION AND DIRECTIONAL SURVEYS.
Contractor shall assist in determining the amount and direction of a hole's deviation from vertical from the surface to total depth as requested by Company. Contractor shall straighten a hole as requested by Company and at Company's expense unless Subsection 5.1(e) is applicable.
1.8. DETERMINING PRODUCTIVITY OF FORMATION.
Contractor, with the assistance of any necessary third party equipment and services provided by Company, shall, as directed by Company, perform or assist in performing tests and services to determine the productivity of any formation encountered. Such tests and services may include, but are not limited to, electric logging, drill stem testing, perforating casing, acidizing, swabbing, bailing and pumping.
1.9. DEPTH MEASUREMENTS.
Contractor shall at all times be responsible for keeping an accurate record of the depth of a hole as determined by steel tape measurements of the drilling string, and shall record such depths on Company's daily drilling report. Company may at any time require Contractor to check measurements of the depth of a hole in any manner Company may specify.
1.10. DEFLECTION OF HOLE.
Upon being requested to do so by Company, Contractor, with the assistance of any necessary third party equipment and services provided by Company, shall use reasonable efforts to deflect a hole as specified by Company.
1.11. PLUGGING BACK AND SIDETRACKING.
Upon being requested to do so by Company, Contractor, with the assistance of any necessary third party equipment and services provided by Company, shall cease drilling and shall plug back and sidetrack a hole.
1.12. CASING AND CEMENTING.
As requested by Company, Contractor, with the assistance of any necessary third party equipment and services provided by Company, shall properly run, land and cement casing of the size, weights, grades and at depths as instructed by Company. Contractor shall allow cement to set for a length of time as specified by Company. After cement has set, the casing and cement job will be tested in a manner satisfactory to Company. Such testing shall continue until results satisfactory to Company are secured, any recementing or repairs to casing to be at Company's option.
Translation - Russian 1.3. БУРОВЫЕ РАБОТЫ.
После прибытия Буровой установки на точку закладки скважины, Подрядчик без промедления приступает к началу исполнения Услуг, осуществляемых по настоящему договору. Все работы производятся, насколько это возможно, круглосуточно (24 часа в день), семь (7) дней в неделю. Работы в праздничные дни не прекращаются, если только иное не указано Компанией.
1.4. ЗАКАНЧИВАНИЕ ИЛИ ЛИКВИДАЦИЯ СКВАЖИНЫ.
Согласно настоящему Соглашению, любую пробуренную скважину Компания может либо выбрать для заканчивания под действующую эксплуатационную скважину, либо законсервировать указанную скважину или ликвидировать ее. В случае, если Компания решит заканчивать скважину или консервировать ее, Подрядчик заканчивает или консервирует указанную скважину в соответствии со способом и степенью проведения упомянутых операций, указанных Компанией, что включает в себя спуск в скважину обсадной колонны, хвостовика и насосно-компрессорных труб, а также установку постоянного или временного оборудования устья скважины. В случае, если Компания решит ликвидировать скважину, Подрядчик, по требованию Компании, незамедлительно поднимает из скважины и укладывает все извлекаемые обсадные колонны и насосно-компрессорные трубы, после чего глушит скважину и проводит ее ликвидацию способом, который удовлетворяет Компанию и соответствует всем действующим государственным нормативным документам.
1.5. ПРОИЗВЕДЕНИЕ ИСПЫТАНИЙ И ОКАЗАНИЕ УСЛУГ.
До заканчивания и ликвидации скважины, Подрядчик, в любое время и время от времени, а также при помощи стороннего оборудования и услуг, предоставляемых Компанией, производит и осуществляет за счет Компании любые и все испытания, измерения и оказывает специализированные услуги, заказанные Компанией, включая, но не ограничиваясь услугами, приведенными ниже.
1.6. БУРЕНИЕ С ОТБОРОМ КЕРНА.
Подрядчик оказывает помощь при сплошном или поинтервальном отборе керна колонковым бурением общепринятыми методами, при отборе керна алмазным бурением или при отборе керна съемным керноприемником на глубинах, указанных Компанией, способами, заказанными Компанией, а также при участии назначенных Компанией специалистов по бурению с отбором керна. Все полученные керны Подрядчик доставляет Компании.
1.7. ИСКРИВЛЕНИЕ СТВОЛА СКВАЖИНЫ И ИНКЛИНОМЕТРИЯ.
Подрядчик оказывает помощь при определении величины и направления отклонения ствола скважины от вертикали на интервале от поверхности до конечной глубины скважины, как заказано Компанией. Подрядчик обязуется выпрямлять искривленный ствол скважины по требованию Компании и за счет Компании, если только в данном случае не применимы положения Подраздела 5.1.
1.8. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПРОДУКТИВНОСТИ НЕФТЕНОСНОГО ПЛАСТА.
Подрядчик, при помощи стороннего оборудования и услуг, предоставляемых Компанией, обязуется, по указанию Компании, производить или оказывать помощь в производстве испытаний и оказании услуг для определения продуктивности обнаруженного нефтеносного пласта. Указанные испытания и услуги могут включать, но не ограничиваются электрокаротажем, исследованием скважины испытателем пласта, спущенным на бурильной колонне, перфорационными работами с обсадной колонной, кислотной обработкой пласта, свабированием, очисткой скважины желонкой и насосной эксплуатацией.
1.9. ИЗМЕРЕНИЯ ГЛУБИН.
Подрядчик в любое время несет ответственность за ведение точного учета пройденной глубины ствола скважины, определяемой при помощи измерения бурильной колонны стальной мерной лентой. Подрядчик регистрирует указанные глубины в суточном рапорте Компании с объекта бурения. Компания может в любое время потребовать от Подрядчика проверить измерение глубины ствола скважины любым указанным Компанией способом.
1.10. ИСКУССТВЕННОЕ ИСКРИВЛЕНИЕ СТВОЛА СКВАЖИНЫ.
По запросу Компании, Подрядчик, при помощи стороннего оборудования и услуг, предоставляемых Компанией, прилагает разумные усилия для искусственного искривления ствола скважины в соответствии с требованиями Компании.
1.11. УСТАНОВКА ЦЕМЕНТНОГО МОСТА И ЗАБУРИВАНИЕ БОКОВЫХ СТВОЛОВ.
По запросу Компании, Подрядчик, при помощи стороннего оборудования и услуг, предоставляемых Компанией, прекращает выполнение буровых работ, устанавливает цементный мост и забуривает новый ствол из указанной скважины.
1.12. ОБСАДКА И ЦЕМЕНТИРОВАНИЕ СКВАЖИН.
По запросу Компании, Подрядчик, при помощи стороннего оборудования и услуг, предоставляемых Компанией, соответствующим образом спускает колонну обсадных труб на определенную глубину и производит цементирование указанной колонны, размеры, вес и сортамент которой, а также глубина выполнения указанных работ, соответствует требованиям Компании. Подрядчик позволяет цементу застывать в течение времени, указанного Компанией. После застывания цемента, цементный камень и обсадная колонна подвергаются испытаниям способом, который удовлетворит Компанию. Указанные испытания продолжаются до тех пор, пока не будут достигнуты результаты, признанные удовлетворительными Компанией. Повторное цементирование или ремонт обсадной колонны производится по усмотрению Компании.
English to Russian: Offshore application of isostatically pressed components General field: Tech/Engineering Detailed field: Metallurgy / Casting
Source text - English During the last twenty years offshore applications have become an important area for hot isostatically pressed (HIP) powder metallurgical (PM) components. Metso Powdermet, a member of Finnish Metso Corporation, has delivered near net shaped (NNS) PM HIP components for offshore applications since 1985.
The PM HIP process is a fabrication method where the production process from the melt to the finished product takes place in three stages (Figure 1.).
Powder is first produced by inert gas atomisation and then filled in sheet metal capsules, giving the product the desired NNS form. The capsules are consolidated into full density under high pressure and temperature inside an autoclave.
As Figure 2 illustrates, HIPed material has very homogeneous microstructure with small grain size. Unlike conventional forged materials, there is no transverse direction with poor material properties and, furthermore, ultrasonic inspection can be carried out easier. Uniform fine microstructure minimizes the risk for hydrogen induced stress cracking (HISC) in sub sea installations.
Other advantages of the PM HIP manufacturing route are short lead time, design flexibility, improved quality and an advantageous cost for the final component. Especially flanges, fittings, tees, valve bodies, manifolds, piping and pump components, which are often components with irregular shape and small series, are suitable to be manufactured using PM HIP.
Manifold system is a good example of the benefits PM HIP can offer. Manifolds are subjected to sour service and high pressure, and therefore high mechanical strength and corrosion resistance are required. PM HIP process replaces forging and conventional machining and the need for welding is considerably reduced.
Another example marks a further penetration into complex large components for subsea developments, a multi-phase swivel (Figure 4.) weighing typically 5-15 tonnes in duplex stainless steel with complex internal passages for oil/gas/water lines. Because internal passages can be incorporated into the HIP design, machining is needed only in the connection areas. This gives substantial savings in costs and manufacturing lead time.
Translation - Russian За последние двадцать лет металлокерамические детали, изготовленные методом горячего изостатического прессования, получили широкое распространение при добыче нефти на морских месторождениях. С 1985 года компания Metso Powdermet, которая является частью Finnish Metso Corporation, производит металлокерамические детали, близкие к окончательной форме и изготовленные методом горячего изостатического прессования для применения на морских нефтепромыслах.
Процесс изготовления металлокерамических деталей методом горячего изостатического прессования представляет собой технологию, при которой производство от плавки до готовой продукции проходит три стадии (Рисунок 1).
Сначала при помощи атомизации инертного газа производится порошок, после чего он помещается в капсулы из тонколистового металла для придания детали требуемой формы, близкой к окончательной. В автоклаве под воздействием высокой температуры и давления происходит затвердевание до достижения полной плотности.
Как видно из рисунка 2, материал, полученный методом горячего изостатического прессования, отличается исключительно однородной микроструктурой и малым размером зерна. В отличие от обычных штампованных материалов, при ухудшении свойств материала отсутствует поперечное направление и, кроме того, облегчается проведение ультразвукового обследования. Однородная тонкая микроструктура снижает опасность трещинообразования от напряжения, которое вызывается водородом (HISC) в подводном оборудовании.
Среди других преимуществ изготовления металлокерамических деталей методом горячего изостатического прессования - сокращение периода освоения, гибкость конструкции, улучшение качества и снижение затрат на получение конечной продукции. Особенно подходят для изготовления металлокерамических деталей методом горячего изостатического прессования фланцы, фитинги, тройники, корпуса клапанов, манифольды, детали трубной обвязки и насосов, которые зачастую имеют неправильную форму и выпускаются мелкими партиями.
Прекрасной иллюстрацией того, какие преимущества дает изготовление металлокерамических деталей методом горячего изостатического прессования, является система манифольда. В процессе эксплуатации манифольды подвергаются воздействию кислот и высокого давления, вследствие чего от них требуется высокая механическая прочность и коррозионная стойкость. Процесс изготовления металлокерамических деталей методом горячего изостатического прессования заменяет штамповку и стандартную механическую обработку, а также значительно сокращает необходимость сварочных работ.
Другим примером использования указанного метода при изготовлении крупногабаритных и сложных деталей для подводного оборудования является многофазный вертлюг (рисунок 4), который, как правило, весит 5-15 тонн, изготавливается из двухфазной нержавеющей стали и имеет сложные внутренние проходы для нефти/газа/воды. Так как указанные проходы могут быть внесены в конструкцию при применении метода горячего изостатического прессования, механическая обработка потребуется только в местах присоединения вертлюга. Это позволяет значительно сократить затраты по производству и период освоения новой продукции.
English to Russian: HSE General field: Tech/Engineering Detailed field: Petroleum Eng/Sci
Source text - English H-01.01
CRUDE OIL UNDER PRESSURE
I. GENERAL DESCRIPTION
Crude oil is imported from offshore and is pumped by the main pumping station directly to the OET via an export pipeline. The piping inventory from the Oil Receiver (V-0903) to suction side of pumps is around 20 tonne and the normal operating pressure (upstream of booster pumps) is 8 barg with a temperature of 110C. Normal operating discharge pressure is approximately 80 barg at 22oC. At the metering skids for export crude and gas the normal operating pressure is approximately 96 bar and temperature of 400C maximum. Isolation of the discharge line to this will result in an inventory in the order of 5-6 tonne.
II. HAZARD SUMMARY
Loss of containment from the crude oil facilities will result in a spill of crude oil with the potential for ignition and fire. Loss of containment may also result in harm to the built or natural environment. The prime threat from crude oil events though is the consequent loss of production and throughput.
The OPF Incident Scenario Worksheets include the following specific incidents that are adjudged to have a likely or possible effect on crude oil systems:
• Oil Inlet Pipeline to Booster Pump House
• Crude Oil Booster Pump House
• From Sales Gas Metering Skid
III. AREAS AFFECTED
Receiver and launcher area, crude oil booster pumping building and the metering skid.
IV. BOW TIE DIAGRAMS
The bow tie has been developed based on information taken from the Hazard and Effects Register. See the attached bow tie diagrams sheets 2 through 6 of the accompanying package.
V. HAZARD MANAGEMENT CONTROLS
The main controls associated with this hazard are defined within the HSE Critical Elements and Task Sheets as identified below. Performance Standards for the various tasks and elements have also been defined as a means of verifying the appropriateness of each.
HSE Critical Elements
HSECE-05 – Fire Detection and Control System
HSECE-06 – Gas Detection and Control System
HSECE-08 – Non-Vehicle Based Lifting Equipment
HSECE-10 – Fire Fighting Equipment
HSECE-12 – Hot Oil System
HSE Critical Tasks
HSECT-01- Inspection and Maintenance of Equipment
HSECT-02 – Provide Competent Personnel for Tasks
HSECT-03 – Provide Emergency Response Facilities
HSECT-04 – Design and Provide Facilities
HSECT-05 – Manage Site Traffic
Translation - Russian 1. H-01.01
2. СЫРАЯ НЕФТЬ ПОД ДАВЛЕНИЕМ
3. I. Общее описание
4. Сырая нефть транспортируется с шельфа и, при помощи главной насосной станции, перекачивается напрямую на ТОН по отгрузочному трубопроводу. Переходящий запас нефтепродуктов от нефтеприемника (V-0903) до стороны всасывания насосов составляет около 20 тонн, а нормальное рабочее давление (выше по потоку от дожимных насосов) - 8 бар(м) с температурой в 110С. Нормальное рабочее давление на выкиде приблизительно составляет 80 бар(м) при 22oС. На блоках учета отгрузки сырой нефти и газа нормальное рабочее давление составляет около 96 бар(м), и температура - максимум 400C. Вышеуказанное ограничение на выкидной линии приведет к образованию складского запаса нефтепродуктов объемом в 5-6 тонн.
5. II. КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ОПАСНЫХ ФАКТОРОВ
6. Нарушение герметичности оборудования для транспортировки сырой нефти приведет к ее разливу с последующим возгоранием и пожаром. Нарушение герметичности может привести и к повреждению как искусственной, так и естественной среды обитания. Тем не менее, основная угроза при чрезвычайных ситуациях, связанных с разливом нефти, состоит в потере добытого продукта и снижении производительности.
7. Рабочие листы сценариев чрезвычайных ситуаций на ОБТК включают в себя следующие конкретные примеры аварийных ситуаций, которые, предположительно, окажут вероятное или возможное воздействие на системы переработки и транспортировки сырой нефти:
8. • Приёмный нефтепровод, ведущий к дожимной насосной станции
9. • Дожимная насосная станция для сырой нефти
10. • От блока учета продажи газа
11. III. ЗОНЫ ПОРАЖЕНИЯ
12. Зоны приема/запуска СОД, здание дожимных насосов для сырой нефти и блок учета.
13. IV. ДИАГРАММЫ ТИПА "BOW TIE "
14. Были построены так называемые диаграммы типа "bow tie" на основе информации из перечня опасных факторов и их последствий. См. прилагаемые листы диаграмм "bow tie" со 2-го по 6-й в пакете сопутствующей документации .
15. V. СРЕДСТВА УПРАВЛЕНИЯ ОПАСНЫМИ ФАКТОРАМИ
16. Определяются основные средства управления, связанные с конкретным опасным фактором, - в пределах основных элементов ОТОСБ и листов заданий, как описывается ниже. В качестве способа определения уместности каждого задания и элемента были определены и стандарты производительности.
17. Основные элементы ОТОСБ
18. HSECE-05 – Система обнаружения пожара с управляющей системой
19. HSECE-06 – Система газоопределения с управляющей системой
20. HSECE-08 – Непередвижное грузоподъёмное оборудование
21. HSECE-10 – Противопожарное оборудование
22. HSECE-12 – Система горячих нефтепродуктов
23. Основные задачи ОТОСБ
24. HSECT-01- Техосмотр и техобслуживание оборудования
25. HSECT-02 – Подбор компетентного персонала для выполнения поставленных задач
26. HSECT-03 – Подбор оборудования для ликвидации аварийных ситуаций
27. HSECT-04 – Конструирование и подбор оборудования
28. HSECT-05 – Управление перевозками на территории
English to Russian: Pipe joint testing General field: Tech/Engineering Detailed field: Petroleum Eng/Sci
Source text - English The connection was designed for tubing and casing well service and consists of a threaded pin that is machined on the plain end of the pipe and a separate threaded coupling (Threaded and coupled T&C). An internal 15° torque shoulder provides final makeup tightness.
The internal and external pressure containment seal system consists of a two position metal to metal seal. The seal is located at the end of the pin nib and is a combination radial and axial interference seal.
Performance Properties Data
Pipe OD = 4.5"
Pipe nominal ID = 3.826"
Coupling OD = 5.148"
Tensile efficiency for 15.1# coupling = 126%
Coupling make up loss = 4.430"
Thread height (pin) = 0.060"
Pitch = 5 TPI
Stab flank angle = 25°
Load flank angle = -5°
Radial thread interference is included
Pin anti-galling treatment = bead peening
Box anti-galling treatment = copper plating
Thread lubricant used in test = Bestolife API modified compound
API Yield Pressure = 14420 psi
API Collapse Pressure = 14340 psi
Tensile load to yield = 485 kips
Compression rating = 80% PBYS (388 kips)
Static bending 87°/100' (80% of pipe body)
Recommended make up torque range = 5760 to 7040 ft.lb
All make and break testing was performed vertically on Franks International field tongs with Computer Aided Make-up and Integrated Control System (ICS) at a make up speed of 3rpm reducing at the onset of ICS.
Apart from light dressing of an imperfect run-out thread burr, Specimen 8 sustained a slight circumferential scratch on the pin seal surface. This was nibbed with Scotchbrite and the trials completed. Thread lubricant was Bestolife API modified.
Translation - Russian Трубное соединение было разработано для обслуживания НКТ и обсадных колонн скважин и состоит из ниппеля, нарезаемого на невысаженном конце трубы и отдельного резьбового соединения (с резьбой и муфтой). Внутреннее плечо крутящего момента в 15° обеспечивает окончательное докрепление затяжки.
Система защиты от разгерметизации при внутреннем и внешнем давлении состоит из плотного соединения "металл - металл" на два положения. Соединение находится на конце выступа ниппеля и представляет собой комбинацию радиального и осевого контактного уплотнителя.
Эксплуатационные характеристики
Наружный диаметр трубы = 4,5 дюйма
Номинальный внутренний диаметр трубы = 3,826 дюйма
Наружный диаметр сочленения = 5,148 дюйма
Прочность на разрыв при сочленении удельным весом 15,1фунтов на фут длины = 126%
Потери сочленения на докрепление = 4,430 дюйма
Высота профиля резьбы (ниппель) = 0,060 дюйма
Шаг резьбы = 5 ниток резьбы на дюйм
Угол посадки ниппеля в муфту = 25°
Угол торцевой нагрузки = -5°
Радиальное заедание резьбы включено.
Защита ниппеля от коррозионного истирания поверхности = ударная чеканка
Защита муфты от коррозионного истирания поверхности = медное покрытие
Применяемый при испытаниях смазочный материал для резьбы - многокомпонентная смазка Bestolife, модифицированная в соответствии со стандартами Американского нефтяного института (API)
Давление удлинения по стандарту Американского нефтяного института (API)= 14420psi (фунтов на кв. дюйм)
Давление смятия труб по стандарту Американского нефтяного института (API)= 14340psi
Растягивающая нагрузка до удлинения = 485 кип
Коэффициент сжатия = 80% от предела текучести материала (388 кип)
Статический изгиб 87°/100' (80% тела трубы)
Рекомендованный диапазон докрепления = от 5760 до 7040 фунтов на фут
Испытание на свинчивание/развинчивание образца
Все испытания на свинчивание/развинчивание производились вертикально, с применением промысловых трубных ключей компании Franks International, системы автоматического докрепления, а также системы интегрированного контроля (ICS) при скорости соединения в 3 об./мин, сокращавшейся при задействовании системы ICS.
Кроме небольших задиров, вызванных неточным ходом резьбы, на образце 8 зафиксирована небольшая круговая царапина на поверхности уплотнения ниппеля. Указанное повреждение было зашлифовано пастой Scotchbrite и испытания доведены до конца. Смазочный материал для резьбы -Bestolife, модифицированный в соответствии со стандартами Американского нефтяного института (API).
English to Russian: Cementing the casing General field: Tech/Engineering Detailed field: Petroleum Eng/Sci
Source text - English 11.3. Cementing the 13-3/8” Casing
The TOC for the 13-3/8” cementing job will be based upon the depth of any hydrocarbon bearing sands in the 17-1/2” hole section. If no hydrocarbons are detected by the LWD, top of cement will be placed 400m above the 13-3/8 casing shoe with 50% open hole excess.
Finalized cementing recipe, slurry properties and pumping times will be provided by the onshore team.
• ХХХ’s Senior Drilling Engineer will review the volumes and additive of the cement recipe/program with the SNG Drilling Representative and Baroid cementer..
• ХХХ Drilling Representative will witness the mixing of the chemicals/mix water.
• Calculate the maximum recommended pumping rates based off annular velocities while drilling the hole section. Compare these values with the AVs associated with pumping /-10 bpm around the casing. Keep in mind there is a potential of lost circulation.
• Hold a pre-job safety/operational meeting prior to commencing cementing operations, reviewing safety and operational items.
Lead Slurry:
Interval: 100m above any hydrocarbon bearing zone, If no hydrocarbons present, 400m above the 13-3/8” casing shoe.
Type of cement: 13.2 ppg class G slurry with additives
Excess: 50% of OH excess in Lead Slurry.
Tail Slurry:
Interval: From 13-3/8” casing shoe to 150 m above 13-3/8” shoe.
Type of cement: 15.8 ppg class G slurry with additives
Excess: 50% in OH.
• Ensure that cement, cementing chemicals, and water samples are sent in from the rig in advance of the cement job for final testing.
• Dependants upon mud losses, pump a minimum of 1-1/2 casing volumes prior to beginning the cement job. Final circulation time/volume will be at the discretion of the wellsite team. Boost the riser.
• If mud losses are severe, begin the cement job immediately.
• Displace cement with mud
• After bumping plugs, check that floats are holding. If floats do not hold, hold pressure on the casingg until the cement sets.
• Remove cement lines.
• Testing BOP
• Set seal assembly-wellhead lock ring and test as per Dril-Quip’s instructions.
• Test BOPE against the running tool.
• Test the pipe rams to 250 psi/5000 psi for 5/5 min against the test tool.
• Test the annular to 250 psi/5000 psi for 5/5min.
• Test choke and kill lines to 250 psi/5000 psi for 5/5min.
• Test IBOP, Kelly Hose, Wash Pipe, and Swivel to 250 psi/5000 psi for 5/5min.
• POOH with CHSART.
• Run the wear bushing if not installed when the 20” casing was run.
• Lay down 17-1/2” BHA and prepare to pick up 12-1/4” BHA (offline if possible).
Translation - Russian 11.3. Цементирование обсадной колонны диаметром 13-3/8” (339,72 мм)
Высота подъема цементного раствора при цементировании обсадной колонны диаметром 13-3/8” (339,72 мм) определяется исходя из глубины залегания нефтегазоносных песков в интервале ствола диаметром 17-1/2” (444,5 мм). Если при проведении КПБ не было обнаружено углеводородов, высота подъема цементного раствора устанавливается на уровне 400 м выше башмака обсадной колонны с учетом потерь 50% цементного раствора в необсаженной части ствола.
Окончательная рецептура цементной смеси, параметры цементного раствора и время сохранения прокачиваемости цементного раствора определяется специалистами на берегу.
Старший инженер по бурению компании "ХХХ" анализирует объемы и добавки к рецептуре тампонажной смеси, а также программу цеметирования и согласовывает их с представителем компании "ХХХ" по бурению и со специалистом по цементированию компании "Бароид" (Baroid).
Представитель компании "ХХХ" по буровым работам присутствует при приготовлении химреагентов и воды для цементного раствора.
При бурении интервала ствола скважины определенного диаметра следует рассчитывать максимальную рекомендованную скорость подачи насоса, исходя из скорости восходящего потока в затрубном пространстве. Эти величины следует сравнить с данными по скорости восходящего потока за обсадной колонной при закачке /-10 баррелей в минуту. Следует иметь в виду возможное поглощение цементного раствора.
До начала цементировочных работ следует провести инструктаж по технике безопасности и производственное совещание, на которых проанализировать вопросы безопасности и рассмотреть производственные моменты.
Первая порция цементного раствора:
Интервал: 100 м выше глубины залегания нефтегазоносного слоя, при отсутствии углеводородов - 400 м выше уровня башмака обсадной колонны диаметром 13-3/8” (339,72 мм).
Тип цемента Плотность 13,2 фунта на галлон, класс G, с добавками
С учетом потерь: 50% для необсаженного участка скважины при подаче первой порции цементного раствора.
Последняя порция цементного раствора:
Интервал: От колонного башмака диаметром 13-3/8” (339,72 мм) до уровня 150 м выше башмака диаметром 13-3/8” (339,72 мм).
Тип цемента 15,8 Плотность 15,8 фунта на галлон, класс G, с добавками
С учетом потерь: 50% при необсаженной скважине.
До начала цементных работ, обеспечить направление цемента, химреагентов и образцов воды с бурового судна на окончательный анализ.
В зависимости от количества поглощенного бурового раствора, до начала цементирования закачать минимум 1-1/2 объема цемента в обсадной колонне. Окончательная скорость циркуляции и объем подаваемого в скважину раствора определяются группой бурения непосредственно на скважине. Увеличить давление в водоотделяющей колонне.
При больших потерях бурового раствора следует немедленно начать цементирование.
Выполнить продавливание цементного раствора буровым раствором
После спуска цементной пробки проверить, держат ли обратные клапаны. Если обратные клапаны не держат, поддерживать установленное давление в обсадной трубе до застывания цемента.
Отсоединить цементировочные линии.
Испытания противовыбросового превентора
Установить кольцевой замок для уплотнительного узла-оборудования устья скважины и провести его испытания в порядке, установленном компанией "Дрил-Квип" (Dril-Quip).
Выполнить опрессовку противовыбросового оборудования по спускному инструменту.
Провести испытания трубных плашек по опрессовочному инструменту, приложив к ним давление в интервале 250 psi (фунтов на кв. дюйм)/5 000 psi (фунтов на кв. дюйм) в течение 5/5 мин.
Провести опрессовку пакеров, приложив к ним давление в диапазоне 250 psi (фунтов на кв. дюйм)/5000 psi (фунтов на кв. дюйм) в течение 5/5 мин.
Произвести опрессовку линий штуцирования и глушения скважины, приложив давление в диапазоне от 250 psi (фунтов на кв. дюйм) до 5000 psi (фунтов на кв. дюйм) в течение 5/5 минут.
Провести опрессовку вставных противовыбросовых превенторов, шланга ведущей бурильной трубы, промывочной трубы и вертлюга приложив к ним давление в диапазоне 250 psi (фунтов на кв. дюйм)/5000 psi (фунтов на кв. дюйм) в течение 5/5 мин.
Поднять из скважины при помощи инструмента для спуска уплотнительного узла.
Спустить защитную гильзу, если она не была установлена после спуска обсадной колонны диаметром 20” (508 мм).
Уложить на стеллаж КНБК диаметром 17-1/2” (444,5 мм) подготовить КНБК диаметром 12-1/4” (311,14 мм) к подвеске (по возможности в автономном режиме).
English to Russian: OPERATING INSTRUCTIONS FOR ELEVATING THE JACK-UP TO DRILLING POSITION General field: Tech/Engineering Detailed field: Petroleum Eng/Sci
Source text - English 1.3.1.8 OPERATING INSTRUCTIONS FOR ELEVATING THE JACK-UP TO DRILLING POSITION
1. Ease of the mooring lines completely and release tug.
2. 2. Continue to raise the Jack-up until the desired airgap is reached. Level the Jack-Up; switch off power supply to the elevating systems. Jack-up is ready for drilling operations.
3. Switch on the 24 Volt supply to the central control panel. Perform alarm test and silence alarm buzzer (inclination alarm) with the reset button. Adjust inclination alarm to the allowed deviations. If these deviations are exceeded, alarm will be given in the jacking control room and in the engine control room. (Individual reset at both locations).
4. Perform complete inspection on rack and pinions. Check and/or readjust loadsharing system. Lubricate all greasing points in elevating system. Check oil level in gear boxes and, if necessary, top up.
5. Ascertain that during drilling operations the load is distributed over the three legs within the limits. Load sheets, showing weights and disposition of items of variable load to be made every 24 hours during drilling operations.
6. Bottom conditions and scour precautions. When available, divers are to inspect the area around the spud cans and verify penetration, as soon as possible after preloading and again from time to time thereafter, to check for signs of scour or mud wash. An inspection should also be made after every storm or period of disturbed sea conditions. Scour precautions to be taken, if necessary, by placing gravel bags at the affected area.
7. Recover anchors and buoys. Lubricate all greasing points of winches and fairleads.
1.3.1.9 PREPARATION FOR OCEAN TOW
Prior to an ocean move, insurance company and towage consultants shall prepare written instructions for preparations of the Jack-up for ocean tow and submit an approved certificate after inspection on board.
The Jack-up master has to ensure that all required certificates and documentation is on board.
The Jack-up master and tug master will review the most recent Jack-up move reports with additional correspondence.
Translation - Russian 1.3.1.8 ИНСТРУКЦИЯ ПО ПОДНЯТИЮ САМОПОДЪЕМНОГО ОСНОВАНИЯ В ПОЛОЖЕНИЕ ДЛЯ БУРЕНИЯ
1. Полностью отдать якорные оттяжки и буксирный трос.
2. 2. Продолжать подъем самоподъемного основания до достижения требуемого просвета. Выровнять самоподъемное основание; отключить подачу питания к системам подъема. Самоподъемное основание готово к проведению буровых работ.
3. Подать напряжение в 24 вольта на центральный пульт управления. Произвести контроль механизма автоматической сигнализации и отключить сигнал тревоги (опасный угол наклона) при помощи кнопки "reset" (сброс). Отрегулировать сигнализацию опасного угла наклона для разрешенных отклонений. В случае превышения указанных отклонений, сигнал тревоги будет подаваться в помещении управления домкратами, а также в помещении управления двигателями. (Отдельная кнопка сброса для каждого помещения).
4. Произвести полный осмотр стоек и шестеренный валов. Проверить и/или подрегулировать систему распределения нагрузки. Смазать все точки смазывания в системе подъема. Проверить уровень масла в коробках передач и, при необходимости, - долить.
5. Убедиться, что в процессе производства буровых работ нагрузка распределяется между тремя опорами в установленных пределах. Во время буровых работ следует составлять графики нагрузки, с указанием весов и распределения предметов переменной нагрузки каждые 24 часа.
6. Донные условия и предотвращение размывания. По окончании предварительного нагружения и при наличии водолазов, следует как можно скорее использовать их для осмотра зоны вокруг башмаков опор и контроля заглубления, и время от времени повторять указанные мероприятия для проверки на размывание или вымывание ила. Осмотр также должен производиться и после каждого шторма или сильного волнения. Меры предосторожности для предотвращения размывания включают в себя, при необходимости, размещение мешков с гравием в зонах повышенной опасности.
7. Поднять якоря и буи. Смазать все точки смазывания лебедок и канатоукладчиков.
1.3.1.9 ПОДГОТОВКА К БУКСИРОВКЕ ПО ОКЕАНУ
Перед выходом в океан, страховая компания и консультанты по буксировке должны подготовить письменные инструкции по подготовке самоподъемного основания к океанской буксировке и, после проведения инспекции на борту, выдать соответствующее стандарту свидетельство.
Капитан самоподъемного основания должен убедиться в наличии на борту всех необходимых сертификатов и документации.
Капитан самоподъемного основания и шкипер буксира обязаны рассмотреть самые последние отчеты по передвижению основания, а также сопутствующую корреспонденцию.
English to Russian: Compressors General field: Tech/Engineering Detailed field: Engineering: Industrial
Source text - English Atlas Copco
Oil-injected Rotary Screw Compressors
GA30 -90/GA 37-90 VSD®
30-90 kW/40-125 hp
Total capability, total responsibility
1. MAINTENANCE FREE DRIVE SYSTEM
- The GA drive system is 100% maintenance free - eliminating the risks inherent to the greasing of conventional motor bearings.
- Patented technology allows the drive system to run in ambient temperatures up to 55°C/131°F*.
2. OIL FILTER
- A high efficiency oil filter removes 300% smaller particles than a conventional filter, providing clean oil to extend the lifetime of all lubricated parts in the compressor.
- The oil filter rating of ß12=75 sets a new industrial compressor standard that is fully compliant with ISO 16889.
3. AFTERCOOLER WITH INTEGRATED WATER SEPARATOR
- The GA's aftercooler with integrated water separator immediately removes 100% of condensate - avoiding the risk of corrosion in downstream equipment and improving air quality compared to conventional cyclone separators.
4. ELECTRONIC WATER DRAINS
- The GA's no loss drains eliminate the waste of compressed air that conventional drains create.
- The drains communicate with the compressor controller to ensure the constant removal of condensate.
- A large diameter drain port removes the potential for clogging, providing trouble free operation.
5. ELECTRICAL CUBICLE COOLING BOOSTER
- The main cooling fan cools the electrical cubicle, ensuring operating temperatures are strictly regulated even in ambient temperatures up to 55°C/131°F*.
6. OIL SEPARATOR
- Innovative filter material removes oil particles from the compressed air while minimizing pressure drop. This results in optimal air quality at the highest efficiency.
7. INLET VALVE
- The inlet valve is sized for maximum flow to eliminate any inefficient pressure drops.
- The valve is operated through vacuum and air pressure to offer superior reliability compared to spring operated inlet valves.
8. INLET FILTER
- A heavy duty air intake filter protects the compressor components by removing 99.9% of dirt particles down to 3 microns.
* Standard up to 46°C/115°F, optional high ambient version up to 55°C/131°F.
GA 30 -37-45
Both the aftercooler with integrated water separator (3) and the electrical cubicle cooling booster (5) are located at the back of the compressor.
Translation - Russian Атлас Копко
Маслозаполненные ротационные винтовые компрессоры
GA30 -90/GA 37-90 VSD®
30-90 кВт/40-125 л.с.
Наивысшая производительность, полная ответственность
1. НЕОБСЛУЖИВАЕМАЯ СИСТЕМА ПРИВОДОВ
- Приводная система компрессора GA является полностью необслуживаемой, устраняя, таким образом, риски повреждений, связанные со смазкой стандартных подшипников электродвигателя.
- Запатентованная технология позволяет приводной системе работать при температуре окружающей среды до 55°C/131°F*.
2. МАСЛЯНЫЙ ФИЛЬТР
- Высокоэффективный масляный фильтр позволяет удалять на 300% более мелкие частицы по сравнению с обычным фильтром, что обеспечивает подачу чистого масла на все смазываемые части компрессора и приводит к увеличению его срока службы.
- Пропускная способность масляного фильтра ß12=75 устанавливает новый стандарт для промышленных компрессоров, который полностью соответствует требованиям международного стандарта ISO 16889.
3. ДОБАВОЧНЫЙ ОХЛАДИТЕЛЬ С ВСТРОЕННЫМ ВОДЯНЫМ СЕПАРАТОРОМ
- Добавочный охладитель с встроенным водяным сепаратором компрессора GA позволяет удалять 100% конденсата, устраняя, таким образом, опасность коррозии оборудования для транспортировки и сбыта углеводородов, а также повышая качество сжатого воздуха по сравнению со стандартными циклонными уловителями.
4. ЭЛЕКТРОННЫЙ СЛИВ ВОДЫ
- В компрессоре GA система слива без потерь устраняет утечку сжатого воздуха, создаваемую стандартными водоотводами.
- Со сливных патрубков передается информация на блок управления компрессора для постоянного удаления конденсата.
- Использование дренажного канала большого диаметра позволяет избежать возможного засорения и обеспечить бесперебойную эксплуатацию компрессора.
5. ЭЛЕКТРИЧЕСКИЙ БЛОК УСИЛИТЕЛЯ ОХЛАЖДЕНИЯ
- Для снижения температуры электрического блока используется основной охлаждающий вентилятор, который позволяет осуществлять поддержание требуемой температуры даже при температуре окружающей среды достигающей 55°C/131°F*.
6. МАСЛООТДЕЛИТЕЛЬ
- Применение передового фильтрующего материала позволяет удалять частицы масла из сжатого воздуха, минимизируя тем самым потери давления. В результате достигается оптимальное качество воздуха при максимальной эффективности.
7. ВПУСКНОЙ КЛАПАН
- Размер впускного клапана подбирается таким образом, чтобы обеспечить максимальную подачу воздуха и устранить любые нерациональные потери давления.
- Для значительного повышения надежности по сравнению с пружинными впускными клапанами, данный клапан управляется при помощи вакуума и давления воздуха.
8. ВПУСКНОЙ ФИЛЬТР
- Всасывающий фильтр грубой очистки воздуха защищает детали компрессора посредством удаления 99,9% загрязняющих частиц размером до 3 микрон.
* Штатным режимом предусмотрена работа при температуре до 46°C/115°F. По специальному заказу поставляется модификация для работы в условиях повышенной температуры окружающей среды, до 55°C/131°F.
GA 30 -37-45
Как добавочный охладитель с встроенным водяным сепаратором (3), так и электрический блок усилителя охлаждения (5) расположены в задней части компрессорной установки.
English to Russian: Construction General field: Tech/Engineering Detailed field: Construction / Civil Engineering
Source text - English 3.1.2. Foundations of industrial building and technical premises
- Foundation will be preferably done by block, rafts with anchorage for the metal building-frame or reserved space for concrete prefabricated frame and including anchor bolt sealing.
- The foundation bases shall be adapted to accept a future extension of the building, on the total rear side of the factory without any rework.
- Reinforced concrete sill, including fair-faced interior/exterior formwork and between-block reinforcement
- Sills shall be designed to bear rolling loads on the extension sides.
- A low wall of solid concrete blocks shall be used on the 4 sides of the factory, 0,40 m high minimum.
- Specific foundation shall be erected, according the enclosed foundation drawings for the following equipment:
• Blowing machines (1 per line),
- Except otherwise accepted solution, and when applicable, these specific foundations will be erected according to the following minimum requirement:
• Raft: Slope laid concrete with a minimum of 350 kg of binder per cubic meter of concrete with H.A. steel welded mesh reinforcement.
• Walls: With basic-faced formwork outside and fair-faced formwork on the inside made of concrete as per Raft.
• Tank sealing: By waterproof lining using water repellent mortar, support and waterproofing preparation of SIKA TOP 111 SOE SIKA TOP 121 type surfacing.
The CONTRACTOR shall pay particular attention to avoid bottom water forces to raise the pits.
3.1.3. Structural work on industrial building and technical premises
- Outside/inside and partition walls for the offices and social premises, made in reinforced concrete or bricks of cement.
- The partition between the technical gallery (Raw material gallery) and the production area shall be built using cement blocks.
- Inside walls made of 2 hour fire-arrestor precast blocks for technical premises and administration building when these areas are not protected with sprinkler network
- Reinforced concrete solid slab over technical premises, overload 500 kg/ m2.
3.1.4. Sub bases and paving slabs of industrial building and technical premises
- Paving slab shall be designed according the following technical requirements:
Blow molding workshop: ground load 6 ton/m2
Other workshops and stores : ground load 3 ton/m2
Ground load for the fork lift and trucks traffic 15 ton/ wheel axe on all the workshop area
Translation - Russian 3.1.2. Фундаменты промышленного здания и технических помещений
При наличии возможности, фундаменты выполняются из блоков, опорных фундаментных плит с анкерными устройствами для металлического каркаса здания или выемками под сборный бетонный каркас, в которых находятся вмонтированные в бетон анкерные болты.
Подошва фундамента приспосабливается для будущего расширения здания с заднего фасада без доработки конструкции.
Нижний железобетонный опорный брус, включая внутреннюю/внешнюю декоративную заливку опалубки и междублочное армирование
Со стороны расширения здания нижние опорные брусья конструируются таким образом, чтобы они могли выдерживать нагрузку от колесных транспортных средств.
По периметру завода возводится низкая стена минимальной высотой 0,40 м, изготовленная из сплошных бетонных блоков.
Для перечисленного ниже оборудования устраивается специальный фундамент в соответствии с прилагаемыми чертежами фундамента:
Воздуходувные машины (1 на линию),
Если не указан другой вариант и там, где имеется такая возможность, указанные специальные фундаменты возводятся в соответствии со следующими минимальными требованиями:
Опорная фундаментная плита: Уложенный наклонно бетон минимум с 350 кг вяжущего материала на кубометр бетона, армированного сварной сеткой из стали H.A.
Стены: Снаружи поверхность обычной отделки, а внутри - выполнена из декоративного бетона как указано выше об опорной фундаментной плите.
Герметизация резервуаров: Осуществляется посредством применения водонепроницаемой внутренней облицовки, использования водоотталкивающего строительного раствора, гидроизоляции поверхности типа SIKA TOP 111 SOE SIKA TOP 121.
ПОДРЯДЧИК обращает особое внимание на предотвращение проникновения в шахты грунтовых вод под действием гидростатических сил.
3.1.3. Строительные работы по промышленному зданию и техническим помещениям
Внешние/внутренние несущие стены и перегородки кабинетов и общественных помещений изготавливаются из бетона или бетонных кирпичей.
Перегородка между технической галереей (галереей исходного материала) и производственной зоной выполняется из бетонных блоков.
Внутренние стены технических помещений и административного здания изготавливаются из сборных железобетонных блоков, способных противостоять огню в течении как минимум 2 часов, в случае, когда указанные площади не защищены спринклерной системой
Над техническими помещениями располагается сплошная железобетонная плита, выдерживающая перегрузки в 500 кг/ м2.
3.1.4. Дополнительный слой основания дорожной одежды и плиты дорожного покрытия промышленного здания и технических помещений
Плиты дорожного покрытия разрабатываются в соответствии со следующими техническими требованиями:
Цех пневмоформования: нагрузка на покрытие 6 тонн/м2
Прочие цеха и мастерские: нагрузка на покрытие 3 тонн/м2
3. Нагрузка на покрытие при применении вилочных погрузчиков и грузовых автомобилей 15 тонн/ ось колеса на территории всех цехов
English to Russian: Tong manual General field: Tech/Engineering Detailed field: Petroleum Eng/Sci
Source text - English 5. TONG DESCRIPTION
1. Suspension to crane hook
2. Rotating device
3. Signal lamps
4. Arms opening/closing motor
5. Limit switch to avaid tong opening during the lifting of the coils
6. Photoelectric cells to detect coil bore
5.1 Tong features
- Tong. Mod. 726 for the lifting of coils with horizontal bore
- Capacity 36 ton
- Rotating head 360°
- F.E.M. class: A7/M8
- Fabrication year: 2007
- Work order: XXXX
- Tong weight: XXXX Kg.
- Serial number: 726/36/904 726/36/905
- Max. Opening: 2230 mm
- Min. Opening: 170 mm
- Max. Clamping: 1900 mm
- Min. Clamping: 650 mm
- Arms height 900 mm
- Photoelectric cells to detect coil bore
- Limit switch to avaid tong opening during the lifting of the coils
6. TONG DIMENSIONS
See attached drawing 726-001-MZ
7. COILS FEATURES
- Internal diameter: 750 X30 mm
- External diameter 2300 mm
- Width: 650 - 1900 mm
- Max. weight: 36 Ton.
- Temperature: -30°C / 35°C
8. TONG LIFE
The removable lifting equipments are planned and designed on precise calculation sheets and technical reports that determine their safe duty.
Our tong is in class A7 and that corresponds to:
Max. 1.000.000 lifting cycles and to the load spectrum Q3
Translation - Russian 5. ОПИСАНИЕ КЛЕЩЕВОГО ЗАХВАТА
1. Подвеска к крюку крана.
2. Поворотное устройство.
3. Сигнальные лампы.
4. Электромотор для смыкания/размыкания рычагов.
5. Концевой выключатель для предотвращения раскрывания клещевого захвата в процессе подъема объекта.
6. Фотоэлемент для определения размера отверстия в захватываемом объекте.
5.1 Технические характеристики клещевого захвата
- Клещевой захват. Мод. 726. Предназначен для захвата и подъема рулонов листового материала, бухт или бунтов с горизонтальным отверстием.
- Грузоподъемность 36 тонн.
- Поворот на 360°.
- Класс F.E.M.: A7/M8.
- Год изготовления: 2007 год.
- Рабочее задание: XXXX.
- Вес клещевого захвата: XXXX кг.
- Серийный номер: 726/36/904 726/36/905
- Макс. раскрыв: 2 230 мм.
- Мин. раскрыв: 170 мм.
- Макс. зажим: 1 900 мм.
- Мин. зажим: 650 мм.
- Высота рычагов 900 мм.
- Фотоэлемент для определения размера отверстия в захватываемом объекте.
- Концевой выключатель для предотвращения раскрывания клещевого захвата при подъеме объекта.
6. ГАБАРИТЫ КЛЕЩЕВОГО ЗАХВАТА
См. прилагаемый чертеж 726-001-MZ
7. ТЕХНИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ РУЛОНОВ/БУНТОВ
- Внутренний диаметр: 750 x30 мм
- Внешний диаметр: 2 300 мм
- Ширина: 650 - 1 900 мм
- Макс. вес: 36 тонн
- Температура: -30°C / 35°C
8. СРОК СЛУЖБЫ КЛЕЩЕВОГО ЗАХВАТА
Съемное грузоподъемное оборудование разработано и сконструировано, исходя из точных расчетных листов и технических отчетов, которые определяют его безопасный режим.
Настоящий клещевой захват принадлежит к классу A7, что соответствует нижеследующему:
Макс. 1 000 000 циклам подъема и типам груза Q3
English to Russian: Flaw detection General field: Tech/Engineering Detailed field: Mechanics / Mech Engineering
Source text - English A disadvantage of the traditional mechanical caliper tool design, where the mechanical movement of the caliper is transformed into a position signal, is the dynamic behavior of the arms under run conditions. This typically leads to inspection speed restrictions. Above a critical tool speed, the caliper arm starts to lose continuous contact with the internal surface of the pipeline. But also at low speeds abrupt changes at the internal pipe surface may not be monitored correctly.
Pure mechanical designs which try to overcome these problems have to be lightweight and hence are quite fragile. Therefore, these systems do not extend the operational range of this inspection task.
A solution for this problem is provided by a touchless measurement technology. To achieve a high measurement accuracy and a satisfying circumferential resolution a mechanic caliper arm system equipped with a sensor to transform the mechanical movement into an electric signal and an electronic distance measurement were combined to a mechatronic solution (ref. Figure 6). The picture shows the concept of having a touchless electronic sensor integrated inside the sensor head and a position sensor attached at the bottom monitoring the mechanical position of the sensor arm. The touchless electronic sensor is used to compensate data obtained from the dynamic behavior of the caliper arm. The unwanted inertia of the caliper arm is fully assimilated by the touchless measurement. Sharp transitions at the internal surface, such as a pipe misalignment at a girth weld, are monitored very well. Another example explains how the contour of a dent is monitored by the compensation method. Figure 7 shows the result simulated at 6.72mph (3 m/s).
Translation - Russian Недостаток конструкции традиционного механического каверномера, в котором его механическое движение преобразуется в позиционный сигнал, заключается в динамическом перемещении рычагов каверномера в процессе пропуска снаряда-дефектоскопа. Как правило, это приводит к снижению скорости диагностики. При превышении определенной критической скорости инструмента, рычаг каверномера начинает терять постоянный контакт с внутренней поверхностью трубопровода. Но и на низких скоростях резкие изменения во внутренней структуре поверхности трубы могут корректно не отслеживаться.
Чисто механическая конструкция инструмента, в которой делается попытка решить указанные проблемы, должна быть легковесной и, следовательно, достаточно хрупкой. По этой причине, подобные системы не увеличивают рабочий интервал диагностики.
Решением этой проблемы является бесконтактная технология контроля механической целостности. Для того, чтобы достичь высокой точности измерений и удовлетворительного кругового разрешения, механическая система рычажного каверномера, с датчиком для преобразования механического движения в электрический сигнал, и система электронного дистанционного контроля были объединены в едином мехатронном решении (см. Рисунок 6). На данном рисунке изображена конструкция с бесконтактным электронным датчиком, встроенным в ее головную часть, и позиционным датчиком, закрепленным в ее нижней части для наблюдения за механическим положением рычага датчика. Для компенсации данных, полученных в результате динамического перемещения рычага каверномера, используется бесконтактный электронный датчик. Нежелательная инерция рычага каверномера полностью устраняется бесконтактным измерением. Это позволяет очень хорошо отслеживать резкие перепады уровня внутренней поверхности, такие, как, например, смещенный стык кольцевого сварного шва. Следующий пример объясняет, каким образом осуществляется наблюдение за контуром вмятины при помощи метода компенсации. На Рисунке 7 показан результат моделирования движения снаряда при скорости 3 м/с.
English to Russian: Fittings General field: Tech/Engineering Detailed field: Petroleum Eng/Sci
Source text - English Swagelok® medium-pressure gaugeable tube fittings and adapter fittings provide a leak-tight gas seal and vibration resistance in applications up to 15,000 psig (1034 bar). Available in 1/4, 3/8, and 1/2 inch sizes, the all-316 stainless steel fittings come in a diverse range of fitting styles, including elbows, unions, bulkhead unions, reducing unions, tees, crosses, caps, and plugs.
The fittings’ four precision components—a male nut, female body, front ferrule, and back ferrule—combine to apply a patented hinging-colleting action to grip and seal the tubing securely with no special tube preparation required. The fittings offer low weight and a compact profile to help save space in installations.
Additional highlights of the medium pressure gaugeable fittings include:
• Easy connection to heavy-wall annealed or cold-drawn 1/8-hard stainless steel tubing
• Simple installation, no special tools required
• Fitting assembly is by one turn or torque, allowing manual or automated assembly
• Preassembled disposable cartridges ensure correct ferrule orientation
• Patented low-temperature case hardening processing of the ferrules and nut provides enhanced performance and corrosion resistance over a wide range of applications
• Third-party test reports and extensive Swagelok product test reports validate performance claims.
Medium-pressure 316/316L stainless steel tubing for use in applications up to 15,000 psig (1034) bar is available in heavy wall annealed or cold-drawn 1/8-hard condition. Available tubing sizes are 1/4, 3/8, and 1/2 in. outside diameter, in 20 ft and 2, 4, and 6 m lengths. Medium-pressure tubing:
• Is a perfect complement to Swagelok medium-pressure fittings
• Can be bent with the Swagelok bench-top bender
• Is marked with size, material, condition, and heat number.
Translation - Russian Измерительная трубопроводная и соединительная арматура среднего давления компании Swagelok® обеспечивает герметичное газонепроницаемое уплотнение и стойкость к вибрации при применении под давлением 15 000 psig (1034 бар). Поставляются следующие размеры: 1/4, 3/8, и 1/2 дюйма. Соединительная арматура из нержавеющей стали 316 имеется в широком ассортименте, включая крутоизогнутые отводы, муфты, прямые промежуточные переходы, прямые переходы, тройники, кресты, заглушки, и пробки.
Комбинация четырех деталей трубопроводной арматуры - гайки с наружной резьбой, трубы с внутренней резьбой, передней и задней уплотнительной втулки - обеспечивает патентованное шарнирно-зажимное действие для надежного захвата и герметизации труб без их предварительной специальной подготовки. Трубопроводная арматура обладает малым весом и компактным профилем, что позволяет экономить место при установке.
Дополнительные характеристики измерительной трубопроводной арматуры среднего давления:
• легкое соединение с отожженными толстостенными или холоднотянутыми трубами диаметром 1/8 из закаленной нержавеющей стали;
• простая установка без использования специальных инструментов;
• сборка трубопроводной арматуры одним поворотом или затягом, как вручную, так и с использованием автоматизированной сборки;
• верное положение уплотнительной втулки обеспечивается при помощи одноразовых вставок, поставляемых в собранном виде;
• при различных способах использования трубопроводной арматуры повышенная производительность и коррозионная стойкость обеспечивается патентованным способом цементации стали, из которой изготавливаются уплотнительные втулки и гайки;
• как данные независимых исследований, так и длительное тестирование изделий внутри компании подтверждают заявленную производительность продукции Swagelok.
Трубы среднего давления из нержавеющей стали 316/316L для применения под давлением до 15 000 psig (1034 бар) поставляются в двух вариантах: отожженные толстостенные или холоднотянутые из закаленной стали диаметром 1/8. Имеются в наличии трубы следующих размеров: наружным диаметром 1/4, 3/8, и 1/2 дюйма, длиной 20 футов (6,1 м.), а также 2, 4, и 6 м. Трубы среднего давления:
• служат прекрасным дополнением для трубопроводной арматуры среднего давления производства Swagelok;
• гнутся при помощи настольного трубогибочного станка производства Swagelok;
• имеют нанесенную числовую маркировку для обозначения размера, материала, условий и температурного режима.
English to Russian: Supplitime 1989 General field: Law/Patents Detailed field: Law: Contract(s)
Source text - English 21. General Average and New Jason Clause
General Average shall be adjusted and settled in London unless otherwise stated in Box 31, according to York/Antwerp Rules, 1974, as may be amended. Hire shall not contribute to General Average. Should adjustment be made in accordance with the law and practice of the United States of America, the following provision shall apply:
"In the event of accident, danger, damage or disaster before or after the commencement of the voyage, resulting from any cause whatsoever, whether due to negligence or not, for which, or for the consequence of which, the Owners are not responsible, by statute, contract or otherwise, the cargo, shippers, consignees or owners of the cargo shall contribute with the Owners in General Average to the payment of any sacrifices, loss or expenses of a General Average nature that may be made or incurred and shall pay salvage and special charges incurred in respect of the cargo. If a salving vessel is owned or operated by the Owners, salvage shall be paid for as fully as if the said salving vessel or vessels belonged to strangers. Such deposit as the Owners, or their agents, may deem sufficient to cover the estimated contribution of the cargo and any salvage and special charges thereon shall, if required, be made by the cargo, shippers, consignees or owners of the cargo to the Owners before delivery".
22. Both-to-Blame Collision Clause
If the Vessel comes into collision with another ship as a result of the negligence of the other ship and any act, neglect or default of the Master, mariner, pilot or the servants of the Owners in the navigation or the management of the Vessel, the Charterers will indemnify the Owners against all loss or liability to the other or non-carrying ship or her owners insofar as such loss or liability represent loss of or damage to, or any claim whatsoever of the owners of any goods carried under this Charter Party paid or payable by the other or non-carrying ship or her owners to the owners of the said goods and set-off, recouped or recovered by the other or non-carrying ship or her owners as part of their claim against the Vessel or the Owners. The foregoing provisions shall also apply where the owners, operators or those in charge of any ship or ships or objects other than or in addition to the colliding ships or objects are at fault in respect of a collision or contact.
Translation - Russian 21. Общая авария и «Новая оговорка Джесона».
Общая авария корректируется и регулируется в Лондоне, если иное не указано в Боксе 31, в соответствии с Йорк-Антверпенскими правилами 1974 года или их последующими модификациями, действующими в момент возникновения аварии. Арендная плата не принимается в расчет при распределении расходов по Общей аварии. Если общая авария регулируется в соответствии с правом и судебной практикой Соединенных Штатов Америки, то применяется следующая оговорка:
"В случае аварии, опасности, повреждения или бедствия, имеющих место до или после начала рейса, и являющихся следствием любой причины, независимо от того, являются ли они следствием небрежности, за которую или за последствия которой Судовладельцы не несут ответственности по закону, контракту или в силу иных оснований, грузоотправители, грузополучатели или грузовладельцы должны нести совместно с Судовладельцами свою долю по Общей аварии в оплату любых произведенных или понесенных пожертвований, убытков или расходов, носящих характер Общей аварии, и оплатить вознаграждение за спасание и особые расходы, понесенные по грузу. Если спасавшее судно принадлежит Судовладельцам или эксплуатируется ими, вознаграждение за спасание выплачивается в столь же полной мере, как если бы спасавшее судно или суда принадлежали третьим лицам. Депозит, достаточный, по мнению Судовладельцев или их агентов, для покрытия предполагаемой доли грузов в общей аварии, любого вознаграждения за спасание и особых расходов по грузам, должен быть, если потребуется, внесен грузом, грузоотправителями, грузополучателями или грузовладельцами Судовладельцам до выдачи груза".
22. Оговорка о взаимной ответственности при столкновении.
Если судно столкнется с другим судном в результате небрежности со стороны этого другого судна и любом действия, небрежности или ошибки Капитана, члена экипажа, лоцмана или служащих Судовладельцев в судовождении или в управлении судном, то владельцы перевозимом по настоящему Тайм-чартеру груза отказываются от каких-либо претензий к Судовладельцам по всем убыткам и освобождают их от всякой ответственности перед другим, не перевозящим данный груз судном или его владельцами в той мере, в какой таковые убытки или ответственность представляют убытки или ущерб или какой-либо иск владельцев упомянутого груза, оплаченные или подлежащие оплате другим, не перевозящим данный груз судном или его владельцами владельцам указанного груза и предъявленные, удержанные или полученные в порядке возмещения другим, не перевозящим груз судном или его владельцами как часть их претензий к перевозящему груз Судну или к Судовладельцам. Приведенные условия применяются также и в том случае, если Судовладельцы, управляющие или лица, в ведении которых находится любое судно или суда, или другие объекты, не участвовавшие или участвовавшие в столкновении судов или объектов, виновны в обстоятельствах столкновения или касания.
English to Russian: Live production proposal General field: Other Detailed field: Agriculture
Source text - English Live production proposal
This proposal is intended to clarify the key points of the consulting agreement between ХХХ and YYY.
Production proposal (general)
Set expectations of a World Class pork production system
Provide 3 managers (1 general manger and 2 production) for 2 to 3 years to train local managers for succession
System design (buildings, location, logistics)
Recommend equipment to match the design requirements
Develop bio-security system
Recommend and establish production recording system
Training of employees by XXX specialists
Breeding
Farrowing
Wean to Finish
Establish Best Management Practices appropriate for YYY
Develop and audit transportation systems for animals and feed including truck wash
Establish system for work/people performance management
Utilize EAS (Environmental Appraisal System) for pig performance
On-going operational improvement consulting
Translation - Russian Предложение по выращиванию свиней
Данное предложение имеет целью прояснить основные положения консалтингового соглашения между компанией "XXX" и компанией "YYY".
Предложение услуг (общая информация)
Целью является создание производственной системы мирового уровня в сфере свиноводства.
Предоставляются 3 менеджера (1 генеральный директора и 2 начальника производства) на срок от 2 до 3 лет в целях подготовки местных руководящих кадров для их замещения по истечении срока обучения.
Осуществляется проектирование систем (зданий, месторасположения, материально-технического обеспечения).
Рекомендуется оборудование, отвечающее заданным требованиям.
Разрабатывается система биобезопасности.
Рекомендуется и устанавливается система производственного учета.
Обучается персонал силами специалистов компании "XXX"
Предлагаются консультации по разведению;
Предлагаются консультации по опоросу;
Предлагаются консультации по отлучению от матери до забоя.
Устанавливаются наилучшие методы организации производственных работ, подходящих для компании "YYY".
Разрабатывается и проводится аудит системы транспортировки и кормления животных, включая мытье грузовиков.
Устанавливается система контроля производительности для выполняемых работ и персонала.
Используется СООС (систему оценки окружающей среды) для улучшения набора веса у свиней.
Обеспечиваются постоянные консультации по улучшению производства.
English to Russian: Sunflower growing General field: Other Detailed field: Agriculture
Source text - English Always grow CLEARFIELD sunflower in rotation with other crops, i.e. wheat/corn/sunflower.
– Promotes good agronomics by reducing disease and insect pressure in sun-flower
– Breaks the cycle of continuous sunflower production and allows use of alter-nate mode-of-action herbicides and tillage
– Use alternate (non-ALS) mode-of-action herbicides with activity on sunflower in the rotational crop, i.e. growth regulator or photosynthesis inhibitor.
– Reduces the selection pressure from continuous dependence on the ALS -inhibiting herbicide
– Provides alternate mode-of-action to control volunteer CLEARFIELD sun-flower and other ALS resistant weeds present
Do not plant CLEARFIELD sunflower on land with a history of a heavy infestation of wild (common or prairie) sunflower.
– Reduces the threat of out crossing of CLEARFIELD sunflower with wild sun-flower
Control wild sunflower in adjacent areas to CLEARFIELD sunflower fields (road ditches, field borders, fence rows) through the use of non-ALS herbicides and/or mowing prior to seed set.
– Minimizes the potential of cross-pollination of wild-type sunflowers with CLEARFIELD sunflowers
– Promotes good sanitation practices by eliminating vectors for insects and dis-ease
Control emerged wild sunflower prior to planting CLEARFIELD sunflowers with non-ALS burndown herbicides (no-till/min-till) or tillage (conventional-till).
– Reduces reliance on ALS herbicide in controlling wild sunflower
– Eliminates any emerged naturally occurring biotype that may be resistant to ALS-inhibiting herbicides
Limit the sole reliance on ALS herbicides to no more than 2 out of 4 years in the same field.
– Where applicable, use sequential or tank mix partner herbicides with multiple modes-of-action on target weed species in the sunflower crop and in rota-tional crops
Translation - Russian Указанный подсолнечник следует всегда выращивать с применением чередования с другими культурами, такими как, например, пшеница/кукуруза/подсолнечник.
– Позволяет улучшить агрономию путем сокращения воздействия болезней и насекомых-вредителей на подсолнечник.
– Разрушает цикл непрерывного выращивания подсолнечника и позволяет использовать гербициды и вспашку альтернативного действия.
В процессе чередования подсолнечника с другими культурами следует также применять гербициды альтернативного (не воздействующего на АЛС) действия, напр., регулятор роста или ингибитор фотосинтеза.
– Уменьшает давление отбора, возникающее в результате постоянной зависимости от ингибирующих гербицидов.
– Обеспечивает альтернативное действие при контроле над самосевными особями подсолнечника "XXX" и других АЛС-резистентных сорных растений.
Подсолнечник "XXX" не следует высаживать на землях, которые подвергались сильному засорению дикорастущими видами подсолнечника (подсолнечник однолетний (Helianthus annuus) или подсолнечник черешчатый (Helianthus petiolaris)).
– Сокращает опасность перекрестного опыления подсолнечника "XXX" дикорастущим подсолнечником.
Необходимо контролировать территории, заросшие дикорастущим подсолнечником и непосредственно прилегающие к посевам подсолнечника "XXX" (придорожные канавы, границы полей и ограждения) посредством применения гербицидов, не воздействующих на АЛС, и/или скашивания перед высаживанием семян.
– Сокращает возможность перекрестного опыления дикого подсолнечника подсолнечником "XXX".
– Облегчает успешное проведение профилактических мероприятий по уничтожению насекомых-переносчиков болезней.
Необходимо контролировать появление дикорастущих видов подсолнечника при помощи гербицидов, не воздействующих на АЛС (с нулевой/минимальной или стандартной обработкой).
– Сокращает зависимость от гербицида, воздействующего на АЛС при контролировании поросли дикорастущего подсолнечника.
– Уничтожает любой появившийся естественным образом биотип, который может обладать устойчивостью к АЛС-ингибирующим гербицидам.
Следует ограничивать применение только гербицидов, воздействующих на АЛС до не более чем 2 из 4 лет на одном и том же поле.
– При обработке посевов подсолнечника и севооборотных культур там, где возможно следует применять последовательные или смешиваемые в одной емкости сопутствующие гербициды с широким действием по целевым видам сорняков.
English to Russian: Weeds General field: Other Detailed field: Agriculture
Source text - English Orobanche ramosa
Description: A parasitic plant that branches from near the base into several nearly leafless light brown to yellow stalks of tubular white to pale purple or blue flowers.
Flowers: tube-shaped, with corolla forming a hood above and a lobed, flared lower lip below.
Leaves: tiny, yellow, clasping the stem.
Height: 4-12" (10-30 cm)
Branched Broomrape's small seed capsules contain about 2,000 miniscule seeds apiece. The seeds spread easily when farm machinery and tools inadvertently transplant soil.
Orobanche is a genus of wholly parasitic plants, attached to the roots of their hosts. They lack chlorophyll and hence any green colouration, and their leaves are vestigial. Aboveground stems are produced only for the purpose of flowering and setting seed; in perennial species the plant may persist below ground, unseen for a number of years.
Most species are highly host specific, sometimes restricted to a single host species or genus. Others are capable of parasitizing a number of unrelated plants, but usually still show strong regional preferences. The seeds germinate when in contact with host roots, triggered by chemical recognition. The fine root of the broomrape grows into the host root, reaching and entering the vascular tissue. An underground tuber develops, from which, eventually, the flowering stems may develop.
Broomrapes are thermophilic (warmth-loving) and often highly demanding in their habitat preferences.
Some of the Orobanche species are destructive arable weeds, especially in semi-arid parts of the world. Host plants like sunflower are usually severely affected by the parasite, making poor growth and often not flowering. Crop yields are substantially reduced, causing major problems in areas where agriculture is already marginal or subject to drought. With a single plant being capable of producing hundreds of thousands of seeds, heavy infestations can quickly develop, which may destroy entire crops in subsequent years. Their underground existence and intimate attachment to their hosts makes their control extremely difficult, beyond hand-removal of flowering stems to prevent further seed production
Translation - Russian Заразиха ветвистая, или конопляная (Orobanche ramosa)
Описание: Растение-паразит, разветвляющееся у основания на несколько стеблей, цветом от светло-коричневого до желтого, практически лишенных листьев. Цветы трубчатые, цветом от белого, до бледно фиолетового или синего.
Цветы: трубчатые, с венчиком, образующим клобучок сверху и дольчатую, расширяющуюся губу внизу.
Листья: мелкие, желтые, охватывающие стебель.
Высота: 10-30 см
Семенная коробочка заразихи ветвистой содержит около 2 000 семян каждая. Семена легко разносятся ветром, водой, с почвой, приставшей к ногам, почвообрабатывающим орудиям, органам растений и т.д.
Заразиха является родом облигатных растений-паразитов и внедряется в корни растения-хозяина. У ее недостаточно хлорофилла и поэтому она имеет бледно-зеленую окраску и рудиментарные листья. Надземный стебель развивается только для цветения и завязывания семян; многолетние виды могут незаметно развиваться под землей в течение нескольких лет.
Большинство видов заразихи связано со строго определённой группой или видом растений-хозяев. Другие ее виды способны паразитировать на нескольких неродственных растениях, но, тем не менее, обычно характеризуются строгой географической избирательностью. Семена прорастают при вступлении в контакт с корнями растения-хозяина, в результате химического распознавания. Тонкий корень заразихи врастает в корень растения-хозяина, достигая сосудистой ткани и проникая в нее. После этого развивается подземный клубень, из которого, в конце концов, может развиться цветущий стебель.
Заразиха термофильна (теплолюбива) и нередко предъявляет повышенные требования к местам своего распространения.
Некоторые из видов заразихи являются злостными и трудноискоренимыми полевыми сорняками, особенно в полузасушливых странах. Как правило, растения-хозяева, такие как подсолнечник, сильно страдают от этого паразита, в результате чего замедляется их рост и часто прекращается цветение. Значительно сокращается и урожайность, представляя собой серьезную проблему для регионов с низкодоходным сельским хозяйством, а также для засушливых регионов. Учитывая, что одно растение способно произвести сотни тысяч семян, существует опасность возникновения сильной засоренности посевов заразихой, что впоследствии может привести к полной потере высаженных культурных растений. Огромные трудности, связанные с контролированием заразихи, вызваны ее подземным произрастанием и тесной привязанностью к растению-хозяину, вследствие чего даже ручное пропалывание посевов не приводит к предотвращению дальнейшего развития семян
English to Russian: Plant protection General field: Other Detailed field: Agriculture
Source text - English Pulsar®40
Pulsar®40 provides:
Broad spectrum control of broadleaf and grassy weeds
Contact and residual control
Effective postemergence control
Even under the conditions where sunflowers are typically grown!
Excellent crop safety with CLEARFIELD* Sunflower hybrids
Requires a Production System approach
6.1) Product description
Imazamox is the active ingredient in Pulsar®40 herbicide and is the newest member of the Imidazolinone herbicide family. First registration was granted in 1997 for the use in Soybeans in the US.
Since then Imazamox became the cornerstone Imidazolinone herbicide for the sunflower production system in Europe due to the favourable and versatile characteristics.
A postemergence application of Pulsar®40 herbicide provides broad -spectrum, foliar-applied control of grass and broadleaf weeds with the benefit of soil activity for later germinating weeds. Residual herbicidal activity is dependant on environmental and sol conditions, root uptake and weed susceptibility.
Pulsar®40 herbicide controls many major grass and broadleaf weeds in sunflower crops. In addition Pulsar®40 is used successfully in many legume crops. Major broadleaf weeds include Abutilon spp., Xanthium spp., Ambrosia spp., Chenopodium spp. and Solanum spp.. Major grass weeds include Echinochloa crus-galli, Setaria spp., Panicum spp., and Digitaria spp.
Pulsar®40 crop rotation restrictions are shorter than most other imidazolinone prod-ucts. This is due to lower application rate (active ingredient), more rapid soil degrada-tion and lessened root uptake.
6.2.) Physical and chemical properties
Scientific Name:
2-[4,5-dihydro-4—methyl-4-(1-methylethyl)-5-oxo-1H-imidazol-2-yl]-5-(methoxymethyl)-3-pyridinecarboxylic acid
Translation - Russian Pulsar®40
Гербицид Pulsar®40 обеспечивает:
широкий спектр контроля над широколистными и травянистыми сорными растениями;
контактный и остаточный контроль;
эффективный послевсходовый контроль (даже в таких условиях, при которых, как правило, выращивается подсолнечник!);
отличную безопасность посевов при применении гибридов подсолнечника "CLEARFIELD"*;
требует системного подхода при выращивании.
6.1) Описание продукта
Активным ингредиентом гербицида Pulsar®40 является имазамокс, самый новый член семейства имидазолиноновых гербицидов. Впервые регистрация была выдана в США в 1997 году для применения на посевах соевых бобов.
С тех пор, благодаря своей эффективности и широкому диапазону действия, имазамокс стал основным имидазолиноновым гербицидом для выращивания подсолнечника в Европе.
Послевсходовое применение листового гербицида Pulsar®40 обеспечивает контроль широкого спектра действия над травянистыми и широколистными сорными растениями, при наличии эффекта почвенного действия для сорняков, прорастающих позднее. Остаточное гербицидное действие зависит от погодных и зольных условий, степени корневого поглощения, а также от уровня восприимчивости сорняка.
Гербицид Pulsar®40 контролирует большое количество основных травянистых и широколистных сорных растений в посевах подсолнечника. Кроме этого, Pulsar®40 успешно используется и в посевах многих бобовых культур. Основные широколистные сорные растения включают в себя канатник (Abutilon spp.), дурнишник (Xanthium spp.), амброзию (Ambrosia spp.), марь (Chenopodium spp.) и паслен (Solanum spp.). Основные сорные травы включают в себя просо куриное (Echinochloa crusgalli), щетинник (Setaria spp.), просо (Panicum spp.), и росичку (Digitaria spp.).
Pulsar®40 отличается меньшими ограничениями по севообороту по сравнению с другими имидазолиноновыми продуктами. Это вызвано более низкой нормой внесения (активного ингредиента), ускоренным расщеплением в почве и пониженной степенью корневого поглощения.
6.2.) Физико-химические свойства
Научное название:
2-[4,5-дигидро-4—метил-4-(1-метилэтил)-5-оксо-1H-имидазол-2-ил]-5-(метоксиметил)-3-пиридинекарбоксилицевая кислота
Коммерческое название: имазамокс
Эмпирическая формула:
C15H19O4N3
Температура плавления:
166,0-166,7°C (техн.)
Давление испарения:
English to Russian: Agricultural machinery General field: Other Detailed field: Agriculture
Source text - English 1450 CWS & 1550 CWS Combines
A new generation of proven technology
Proven Cylinder Walker Separation Technology, outstanding comfort and convenience.
Now, get legendary quality and reliability and a long list of “big-combine” features in two new CWS (Cylinder Walker Separation) Models.
The 1450 CWS combine is a compact powerhouse; the 1550 CWS combine is the economical, high capacity model you’ve requested. Both are equipped with the features you need to stay productive…and to harvest with more comfort and lower cost.
Step inside the cab and you’ll believe you’re in a much larger more powerful machine. That’s because everything about this cab is designed to enhance visibility and comfort, and provide you with outstanding control.
For instance, the new ultra-comfortable operator’s seat; master
control lever; cornerpost display monitors; air-conditioning system; and panoramic visibility.
The cab is an integrated part of the overall design. This improves the ride and lowers the levels of sound and vibration.
HEADERTRAK controls
Harvest more grain at faster speeds in any terrain. That’s the beauty of HEADERTRAK automatic header control (optional with 600R Series Platforms). It’s an excellent system for working on slopes, uneven ground, at night or in laid, weed infested fields.
Touch the stubble height button for a smooth, consistent stubble height control. Four sensors under the header monitor and correct header height and lateral tilt for perfect ground following. And a dial adjustment lets you select a perfect stubble height.
Engage the ground float control to achieve a really close cut, ideal for laid cereals or crops like peas. Ground pressure is adjustable to match varying soil and crop conditions.
Adjustable table length. Set the three position cutting table from 545 to 715-mm to maximise performance in all conditions, from short, dry straw to tall and wet crop.
A positive, epicyclic gearcase knife drive provides in-line knife motion for virtually vibration-free operation. The counter-balanced drive provides smoother cutting, less shatterloss. Non-clog knife guards fully enclose the knives for cleaner cutting; Higher knife speed and longer knife stroke enhance cutting capacity. Knife sections are self cleaning and bolted for easy replacement in the field.
Straw walker design delivers excellent separation. Both the 1450 CWS and 1550 CWS feature a long throw and 150 rpm speed for terrific straw fluffing and grain separation. Bolt-on walker grids let you adjust quickly to specialty crops.
A 600 mm concave provides a long wrap and quick separation. It handles all crops, eliminating the need for changeover to “special” concaves. What’s more, the front of the grain pan can be easily removed. Real time and money saving features!
Translation - Russian Комбайны 1450 CWS и 1550 CWS
Новое поколение проверенной технологии
Проверенная технология зерноотделения при помощи цилиндрического соломотряса, выдающийся комфорт и удобство.
Получите легендарное качество и надежность, а также длинный список характеристик “большого комбайна” в двух новых моделях CWS (Cylinder Walker Separation - отделение при помощи цилиндрического соломотряса).
Комбайн 1450 CWS - компактен и мощен; комбайн 1550 CWS экономичен и высокопроизводителен. Обе модели оборудованы всеми необходимыми приспособлениями для поддержания производительности и сбора урожая с большим комфортом и меньшими затратами.
Кабина управления наводит на мысль о более крупной и гораздо более мощной машине. Все в этой кабине разработано чтобы увеличить обзор и комфорт и обеспечить выдающимся управлением.
Например, новое сверх-удобное место оператора; мастер рычаг управления; мониторы на угловых стойках; система кондиционирования воздуха; и панорамный обзор .
Кабина управления - неотъемлемая часть общего дизайна. Она улучшает поездку и снижает уровень звука и вибрации.
Система автоматического управления жаткой НEADERTRAK
Больше зерна на более высоких скоростях при любом рельефе. В этом - суть системы автоматического управления жаткой HEADERTRAK (поставляется по выбору заказчика с платформенными жатками серии 600R). Это - превосходная система для работы на склонах, неровном грунте, ночью или в полях с полеглыми хлебами и порослью.
Кнопка регулирования высоты стерни для установки ровной постоянной высоты стерни. Четыре сенсора под жаткой контролируют и корректируют ее высоту и поперечный наклон для совершенного копирования рельефа почвы . Круговая шкала позволяет устанавливать требуемую высоту стерни.
Механизм копирования рельефа почвы для достижения максимально низкого среза, идеального для полеглых хлебов или таких культур, как горох. Давление на грунт регулируется в зависимости от типа почвы и состояния убираемой культуры.
Регулируемая длина платформенной жатки. Жатка устанавливается в трех положениях, от 545 до 715 мм, для повышения производительности при всех состояниях убираемой культуры - от низкого и сухого стеблестоя до высоких и влажных хлебов.
Положительная планетарная передача ножевого привода обеспечивает продольное движение ножа, фактически устраняя вибрацию. Уравновешенный привод обеспечивает более ровный срез, уменьшает потери зерна от осыпания. Незасоряющиеся кожухи ножей полностью закрывают ножи, обеспечивая более чистый срез; Более высокая скорость и более длинный ход ножа увеличивают режущую способность. Ножевые сегменты являются самоочищающимися и крепятся на болтах для облегчения замены в поле.
Конструкция соломотряса обеспечивает превосходное качество отделения. Как модель 1450 CWS, так и модель 1550 CWS характеризуются большой высотой броска и скоростью в 150 оборотов в минуту для потрясающего разрыхления соломы и отделения зерна. Сменные сетки соломотряса позволяют быстро переходить к специальным зерновым культурам.
600-мм подбарабанье обеспечивает больший охват и быстрое отделение. Оно позволяет обрабатывать все зерновые культуры, устраняя необходимость в установке “специальных” дек сепарирующего барабана. Более того, передняя часть ступенчатой стрясной доски легко снимается. Характеристики, экономящие время и деньги!
Russian to English: Alternative pipe-joining methods General field: Tech/Engineering Detailed field: Petroleum Eng/Sci
Source text - Russian Принцип технологии заключается в том, что трубы, предварительно подготовленные в заводских условиях (конус – раструб), впрессовываются одна в другую. Перед соединением края труб обрабатываются эпоксидным герметиком. Герметик не связан с прочностью стыка, а служит гарантией полной герметичности и создает коррозийно-устойчивую среду внутри стыка, что особенно важно в случае соединения труб с внутренним покрытием. В результате получается качественный стык, исключающий необходимость проверки ультразвуковым и рентгеновским контролем. Механические конусно-раструбные стыки труб, выполненные по методу Батлер, подвергаются пооперационному 100 % контролю технологических параметров режимов подготовки труб и сборки стыков, 100 % внешнему визуальному осмотру и разрушающему методу контроля через каждые 200 стыков.
За время работы метода механические соединения многократно испытывались как независимыми лабораториями, так и не¬посредственно пользователями оборудования. По опыту компании «Butler Tech International, LLC», брак на стыках составляет 0,0001%.
При использовании данного метода применяются стальные трубы с внутренней и наружной изоляцией, при этом покрытие, имеющееся в трубе сохраняется, что особенно важно для предотвращения процесса коррозии. Все это позволяет получить в эксплуатацию высокоэффективный и надежный трубопровод.
Translation - English The principle of this technology is that pre-fabricated pipes (taper – bell) are pressed into one another. Prior to joining, BUTLER epoxy is placed on the taper zone on the outside of the tapered pipe end and inside the bell. Epoxy plays no factor in joint strength. Epoxy is used exclusively for the purposes of providing a 100% corrosive resistant joint seal. It also establishes corrosion-resistant environment inside the joint, which is of paramount importance when joining pipes with internal coating. At the ends of steel loops aluminum protectors can be installed to protect a pipe against electrochemical corrosion.
As a result a quality joint is produced rendering the necessity for ultrasonic and X-ray inspections unnecessary. Mechanical taper-and-bell pipe joints performed as per Butler method are exposed to 100 % functional inspection of technological parameters for pipe preparation and joining, to 100 % visual inspection and destructive control after every 200 joints.
Since the method is introduced, the mechanical joints have been repeatedly tested both by independent laboratories and directly by users of the equipment. As per the experience of "Butler Tech International, LLC", the probability for a joint flaw is 0.0001%.
When using this method steel pipes with inside and outside insulation are employed, the pipe coating remains intact, which is of special importance for preventing corrosion. All this produces a highly effective and dependable pipeline for operation.
Russian to English: New technologies employed in the course of manufacturing drill bits with PDC inserts General field: Tech/Engineering Detailed field: Petroleum Eng/Sci
Source text - Russian На сегодняшний день «XXX» имеет мощную и самую современную техническую и технологическую базу для внедрения инноваций в изготовление долот с резцами PDC.
В проектировании долот и бурильных головок применяется программный комплекс Unigraphics, который позволяет максимально точно выполнить 3-D модель с учетом минимизации дисбаланса сил (для снижения вибрации долота на забое), тем самым улучшая управляемость и повышая стойкость долота в целом, а также для разработки управляющих программ на обрабатывающие центры, которые в свою очередь, позволяют точно выполнять все необходимые геометрические параметры долота и бурголовки.
Производство алмазных долот на «XXX» оснащено современным высокоточным оборудованием. В изготовлении алмазного бурового инструмента применяются зарубежные и лучшие станки с ЧПУ (Masturn, SPU), новейшие обрабатывающие центры повышенной точности.
В долотах и бурильных головках применяются новые типы резцов PDC с увеличенной толщиной алмазного слоя, а с недавнего времени для защиты поверхностей долота и бурильной головки, наиболее подверженных износу, применяется новый высокоэффективный продукт, разработанный для защиты от износа, содержащий смесь карбидов и порошка на основе никеля.
Для более надежной защиты, методом газопламенного напыления (с проплавлением поверхностей долота (бурильной головки)) дополнительно наносится гетерогенная смесь металлических порошков из пылеобразных матричных компонентов и карбидов вольфрама.
Translation - English As of today XXX owns high-capacity and most up-to-date technical and technological base for implementing innovations into manufacturing drill bits with PDC inserts.
In the process of designing drill bits and cutter heads Unigraphics bundled software has been used, which allows for the most precise production of a 3-D model, taking into account imbalance of forces (to decrease downhole bit vibration), thus improving controllability and increasing general bit durability. The said bundles software has also been employed for developing control programs for multipurpose machining units, which in its turn allows for complying with all the required geometrical parameters of a drill bit and a cutter head.
Manufacturing diamond bits at XXX is performed with the help of up-to-date high-precision equipment. To manufacture diamond drilling equipment the best foreign-produced numerically controlled machine tools (Masturn, SPU) are employed, as well as high-precision multipurpose machining units.
New types of PDC inserts are used in drill bits and cutter heads, which have increased diamond layer thickness. Since recently, a new and highly effective product has been used to protect drill bit surfaces exposed to the most wear-and-tear, which contains a mixture of carbides and nickel-based powder.
For more reliable protection a heterogeneous mixture of metal powders of dust-like matrix components and tungsten-carbide is additionally applied by flame plating (penetrating drill bit (cutter head) surfaces).
Russian to English: CLAYLESS DRILLING MUDS WITH REDUCED DENSITY AND LOW FLUID-LOSS RATES General field: Tech/Engineering Detailed field: Petroleum Eng/Sci
Source text - Russian В настоящее время часто буровым подрядчикам приходится бурить скважины на участках месторождений ранее считавшимся малоперспективными. Требования, предъявляемые, к вскрытию таких коллекторов должны обеспечивать сохранность фильтрационно-ёмкостных свойств от действия репрессии, фильтрата промывочных жидкостей и твёрдой фазы. Но при вскрытии продуктивных пластов таких скважин встречаются высокие поровые давления и так называемые суперколлектора, что осложняет условия проводки ствола скважины.
Решением проблемы может быть применение облегчённых буровых растворов с низкими показателями фильтрации для строительства наклонно-направленных, вертикальных и скважин с горизонтальным окончанием при бурении на сеноманские отложения под фильтр-хвостовик при первичном вскрытии продуктивных коллекторов высокой, средней проницаемости и субколлекторов.
В результате опытно-промысловых испытаний на участках Уренгойского и Ямбургского месторождений получен положительный эффект, заключающиеся в сокращении сроков освоения скважин, стабильных дебитов.
Облегчённый, безглинистый пресный и минерализованный буровой раствор на основе формиата натрия имеют составы и характеристик:
Состав №1- пресный, облегчённый, безглинистый буровой раствор предназначен для вскрытия коллекторов с АНПД, высокой проницаемостью и малой глинистостью. Компоненты: КМЦ-700 до 1%; омыленный талловый пек 0,3 - 0,6 %; мраморная крошка (мелкодисперсная) 2-3 %; триполифосфат натрия (ТПФН) 0,01 - 0,015 %; пеногаситель 0,2%. Пресный, облегчённый, безглинистый буровой раствор включает КМЦ-700 как регулятор реологических и фильтрационных свойств и мраморный порошок как наполнитель, для создания тонкой фильтрационной корки, пеногаситель, ОТП как регулятор поверхностного натяжения для эмульгирования раствора, смазочная добавка, ТПФН для снижения вязкости бурового раствора, нейтрализация ионов кальция.
Состав №2 - облегчённый минерализованный буровой раствор предназначен для вскрытия коллекторов с АНПД, средней и низкой проницаемостью и высокой глинистостью. Компоненты: формиат натрия 1 – 5%; карбоксилметилкрахмал до 3%; омыленный талловый пек 0,3 - 0,6 %; мраморный порошок до 3 %; пеногаситель 0,2%; смазывающие добавки до 0,3%. Облегчённый, минерализованный буровой раствор, содержащий в качестве гидратации ингибитора глинистых сланцев формиат натрия, включает карбоксилметилкрахмал - как регулятор реологических и фильтрационных свойств, ОТП, смазочная добавка и мраморный порошок, а также имеет в своём составе пеногаситель.
Предлагаемые промывочные жидкости обеспечивают максимально возможное сохранение первоначальных коллекторских свойств, продуктивных пластов коллекторов, сохранение от разуплотнения массива горных пород, как песчаника, так и глинистых сланцев.
Достижение технического результата, заключается в обеспечении высоких флокулирующих свойств раствора для удаления шлама при очистке, обеспечении высоких скоростей бурения, обеспечении высокой термостойкости бурового раствора при низкой химической агрессии к окружающей среде при вскрытии продуктивных пластов.
При средней и низкой проницаемости, а также высокой глинистости коллектора, с целью сохранения фильтрационно-ёмкостных свойств коллектора, для предотвращения набухания цементирующего материала применяется минерализованный раствор.
Для обеспечения качественного вскрытия продуктивных горизонтов технологические параметры бурового раствора должны соответствовать следующим значениям:
- плотность, кг/м3 ………………………………700-1000*
- условная вязкость, с……………………………30 – 45
- показатель фильтрации, см3/30мин……………2 – 3
- статическое напряжение сдвига, дПа/дПа 1мин/10мин…0-5/10-20
- толщина фильтрационной корки, мм…………..0,5-1,0
- коэффициент трения корки по ФСК-2…………0,1-0,15
- пластическая вязкость, мПа*с…………………..12 – 15
- динамическое напряжение сдвига, дПа………...50-80
- водородный показатель………………………….8-9
*примечание – плотность раствора корректируется с учётом фактических пластово-барических условий в соответствии с требованиями ПБвНГП (п.2.7.3.5).
Перед проведением ГИС для обеспечения качества раствора производится обработка пеногасителем. При проводке скважин с субгоризонтальным и горизонтальным окончанием для снижения трения бурильной колонны со стенкой скважины вводятся смазывающие добавки.
Translation - English At present drilling contractors often have to drill wells at the oilfield areas, which have previously shown very little promise. The requirements to development of such reservoirs should provide for protection of the original reservoir parameters against the influence of overbalance, drilling fluid filtrates and solids. But during drilling-in operations performed on such wells, high pore pressures and the so-called super reservoirs can occur, which complicates borehole making conditions.
Under initial drilling-in of Cenomanian sediment reservoirs of high and low permeability, as well as sub-reservoirs with tail filter, the above problem can be solved through employing lightened drilling muds with low fluid-loss rates for constructing directionally drilled wells and vertical wells, as well as wells with horizontal completion.
As a consequence of field testing at the Urengoy and Yamburg oilfield areas, a positive effect has been received, which was manifested in reduced period of well completion and stable flow rates.
Lightened, clayless, fresh and mineralized drilling mud based upon sodium formate has the following composition and parameters:
Formulation No. 1- fresh, lightened, clayless drilling mud developed for striking reservoirs with abnormal low pressure, high permeability and low clay content. Components: CMC-700 up to 1%; saponated tall pitch 0.3 - 0.6 %; marble aggregate (fine-dispersated) 2-3 %; sodium tripolyphosphate (STPP) 0.01 - 0.015 %; antifoam agent 0.2%. Fresh, lightened, clayless drilling mud includes: CMC-700 as a rheological and fluid loss properties controller with marble powder as a filling agent to establish thin cake; an antifoam agent, saponated tall pitch, as a surface tension controller to emulsify the drilling mud; a lubricant additive, sodium tripolyphosphate, to reduce drilling mud viscosity through calcium ion neutralization.
Formulation No. 2 - lightened, mineralized drilling mud developed for striking medium, low permeability and low clay content reservoirs with abnormal low pressure. Components: sodium formate 1 – 5%; carboxymethyl starch up to 3%; saponated tall pitch 0.3 - 0.6 %; marble powder up to 3 %; antifoam agent 0.2%; lubrication additives up to 0.3%. Lightened, mineralized drilling mud, which contains sodium formate as clay shale hydration protective agent, includes carboxymethyl starch as a rheological and fluid-loss properties controller, saponated tall pitch, a lubrication additive and marble powder. There is also an antifoam agent in its formulation.
The offered drilling fluids ensure the greatest possible retention of initial reservoir parameters and reservoir production intervals, as well as prevention of rock softening, including both sandstone and clay shales.
A technical result is considered to be obtained when the following is provided: highly flocculating properties of drilling mud to dispose drilling cuttings during cleanout, high drill penetration rate and high heat-resistance of drilling mud with low chemical aggression towards the environment during production interval drill-in operation.
Under medium and low permeability and high reservoir clay content, mineralized drilling mud is used to preserve reservoir parameters, as well as to prevent swelling of jointing material.
To provide quality production interval drill-in the drilling mud technological parameters should comply with the following values:
- density, kg/m3 ………………………………700-1000*
- relative viscosity, s……………………………30 – 45
- fluid loss rate, cm/30min……………2 – 3
- gel strength, dPa/dPa 1min/10мin…0-5/10-20
- cake thickness, mm…………..0.5-1.0
- cake friction factor as per FSK-2 device readout…………0.1-0.15
- plastic viscosity, mPa*s…………………..12 – 15
- yield point, dPa………...50-80
- hydrogen index………………………….8-9
*Note – drilling mud density is to be corrected taking into account actual reservoir pressure conditions in accordance with Oil and Gas Industry Safety Rules and Regulations (Article 2.7.3.5).
Before running geophysical well logging, an antifoam agent treatment is performed to provide drilling mud quality. During borehole making with sub-horizontal and horizontal completion lubrication additives are introduced to reduce drillstring friction on the well wall.
1.
Russian to English: 2D/3D surface seismic survey. General field: Tech/Engineering Detailed field: Petroleum Eng/Sci
Source text - Russian Сейсморазведка на поверхности 2D/3D (СП). Высококачественные съемки СП обеспечивают отчетливые изображения субгоризонтальных сред с разрешенностью в 15-30 м (частотный диапазон – до ~100 Гц) в зависимости от скоростных характеристик разреза. Причем, воссоздается объемный непрерывный образ изучаемой среды. По таким изображениям, используя эталонные оценки по данным определения керна, испытаний и ГИС производятся полезные оценки физических и геолого-промысловых параметров относительно толстых продуктивных пластов. Недостатком СП в комплексе ГРР является ее принципиально ограниченная разрешенность, обусловленная и связанная с невозможностью восстановления деталей объемной модели среды с использованием двумерных систем наблюдений.
Вертикальное сейсмическое профилирование (ВСП). Скважинный метод, с некоторыми ограничениями обладающий свойствами как ГИС, так и СП. ВСП обеспечивает детальную разрешенность при изучении разреза на небольших удалениях скважины. Разрешенность ВСП-ГИС составляет первые единицы метров. Однако принципиальным и неустранимым недостатком ВСП является несимметричность систем наблюдения, приводящая к некомпенсируемым эффектам в волновом поле, что имеет следствием некомпенсированное нарастание погрешностей при удалении изучаемого объекта от скважины.
Трехмерная система наблюдений (2D/3D ВСП) возникает при одновременной регистрации всех наблюдений наземной съемки 3D в одной или нескольких скважинах. Такая система позволяет скорректировать такие недостатки метода СП, как отсутствие точной информации о форме сигнала и распределении истинных скоростей продольных и поперечных волн и перейти к модель-базированной обработке.
Регистрация полной формы падающей волны группой приемников вблизи забоя скважины позволяет внести поправки за неоднородность условий возбуждения, а регистрация времен позволяет уточнить скоростную модель и рассчитать статические поправки (в том числе и их низкочастотную компоненту).
Использование массивных многоточечных зондов, заполняющих значительную часть скважины, позволяет оценить распределение истинных скоростей продольных и поперечных волн в среде.
На основании первых результатов опробования систем наблюдений 2D/3D ВСП совместно с модель-базированной обработкой можно ожидать двукратного увеличения разрешенности информативности сейсморазведки.
Translation - English 2D/3D surface seismic survey. High-resolution surface seismic survey provides a distinct image of sub-horizontal structures with the resolution of 15-30 m (the frequency range of up to ~100 Hz) depending on velocity characteristics of the section. During that a three-dimensional and continuous image of the structure under examination is reconstructed. Issuing from the above images and applying the standard assessment values from the data of core analysis, well testing and geophysical well logging, actual assessment of physical and production parameters of the thick reservoirs. A flaw of surface seismic survey in the exploration work complex is its fundamentally limited resolution, which is determined by and connected with the impossibility to reconstruct the details of three-dimensional structure model using two-dimensional surveying systems.
Vertical Seismic Profile (VSP). This is a downhole technique, possessing the same parameters as geophysical well logging and surface seismic survey, but with certain limitations. VSP provides detailed resolution when examining a section at short distances from the well. The resolution of VSP well logging is the first few meters. However, a fundamental and non-removable flaw of VSP is the surveying system dissymmetry, which leads to uncompensated effects in the wavefield, resulting in uncompensated inaccuracy build-up as the object under examination recedes from the well.
The three-dimensional surveying system (2D/3D VSP) emerges when all the 3D surface survey data are registered simultaneously in one or several wells. Such system allows for adjusting such flaws of the seismic survey technique, as absence of precise information on the waveform as well as distribution of true S- and P-wave velocities. It also allows for coming to model-based processing.
Registering complete incident wave form by a group of receivers in the vicinity to a bottom hole allows for introducing shot environment irregularity correction, while registering time allows for amending velocity model and calculating static correction (including their low-frequency constituent).
The use of solid multiprobes, filling considerable part of a well provides an opportunity to assess the true velocity of S- and P-wave distribution in the structure.
Judging from the first results of testing the 2D/3D VSP surveying systems together with the model-based processing a double increase in seismic resolution information value can be expected.
Russian to English: Pipeline insulations General field: Tech/Engineering Detailed field: Petroleum Eng/Sci
Source text - Russian Устройство предназначено для переизоляции действующих трубопроводов в трассовых условиях и обеспечивает спиральную намотку двухслойных полимерных лент на поверхность трубы, предварительно очищенную от старой изоляции. «ИМ-1» работает в составе изолировочно-очистной колонны при проведении капитального ремонта.
В качестве материала покрытия применены термоусаживающиеся радиационно-модифицированные ленты низкотемпературного нанесения «НРЛ-СТ60» 2.0 х 225мм, производимые ООО Мост-1 (ТУ2293-001-29200582-02 - ВНИИСТ, АКХ им. Памфилова, ВНИПИэнергопром, ТУ2245-002-29200582-05 - ВНИИГАЗ), широко используемые в настоящее время для изоляции сварных стыков трубопроводов, а также базовой изоляции труб. Основное отличие указанных лент от аналогичных, предлагаемых на рынке термоусаживающихся изоляционных материалов, заключается в наличии на полиэтиленовой ленте-основе слоя низкотемпературного адгезива (температура нанесения 40-600С), состоящего из сополимера этилена и винилацетата, обеспечивающего получение покрытия с требуемыми свойствами при температурах на 30-50°С более низких по сравнению с аналогами. Указанное преимущество существенно упрощает технологию нанесения манжет на сварные стыки трубопроводов и, как показали результаты предварительных экспериментов, позволяет использовать ленты для ремонта протяженных линейных участков действующих трубопроводов. Целесообразность применения лент с низкотемпературным адгезивом для переизоляции обусловлена с одной стороны сокращением общего количества тепла, подводимого к системе труба-изоляционная машина, а с другой стороны - возможностью получения пластичного слоя разогретого адгезива на радиационно-модифицированной термоусаживающейся ленте-основе, температура которой составляет от 50 до 80°С и сохраняет механическую прочность, достаточную для обеспечения воздействия на адгезив со стороны полиэтиленовой ленты-основы.
С учетом того, что очищенная поверхность ремонтируемого трубопровода, как правило, имеет значительное количество раковин, неровностей, перепадов высот в области продольных и стыковых сварных швов, которые должны быть гарантировано заполнены адгезивом с вытеснением воздуха, в качестве базового варианта технологии принят процесс, в ходе которого адгезив 3 (рис.1) в момент контакта с покрываемой поверхностью 1 находится в вязкотекучем состоянии и может быть перераспределен между неровностями под слоем полиэтиленовой пленки-основы 2.
Очевидно, для реализации предлагаемого процесса схема, ранее используемая для базовой изоляции труб – разогрев трубы, намотка ленты с натягом, разогрев адгезива от трубы с последующей термоусадкой основы – оказывается неприемлемой как ввиду невозможности соответствующего нагрева трубы в полевых условиях, так и невозможностью удаления воздуха из впадин. При наличии под пленкой изолированных объемов воздуха, расширяющихся при нагреве, термическое воздействие с наружной стороны покрытия для обеспечения термоусадки приводит к появлению обширных расслоений.
С учетом вышеуказанного в изготовленном опытном образце «ИМ-1» реализован непосредственный нагрев ленты со стороны адгезива. Проведенный анализ различных схем и режимов нагрева с учетом реологических свойств адгезива и термоусаживающейся ленты-основы выявил ряд требований, которые были реализованы в устройстве «ИМ-1»:
1. время воздействия теплового потока на адгезив от 10 до 20 секунд,
2. натяжение в тракте подачи ленты не более 300 Н/м,
3. неравномерность нагрева слоя адгезива по ширине ленты не более 15°С,
4. температура наружного слоя ленты в момент схода прижимающего инструмента не менее 60°С (обеспечивается прижатие к рельефной поверхности атмосферным давлением).
Translation - English The device is designed for re-insulating functioning pipelines under the route conditions and provides spiral winding of double-layer polymer tape onto the pipe surface, which has been previously cleaned of old insulation. IM-1 operates as a part of insulating and cleaning motorcade during major overhaul operations.
As coating material, they used the NRL-ST60 heat-shrinkage radiation-modified tapes of low-temperature application and dimensions of 2.0 х 225mm. These tapes are manufactured by Most-1 (2293-001-29200582-02 is VNIIST, Pamfilov Municipal Engineering Academy and VNIPIenergoprom standard, 2245-002-29200582-05 is VNIIGAZ standard) and at present are widely used for insulating pipeline welded joints, as well as for basic pipe insulation. A principal difference of the above tapes from their counterparts currently in the heat-shrinkage insulation market is the availability of a low-temperature adhesive layer on the polyethylene base tape (with application temperature of 40-600C). These layers consist of ethylene and vinyl acetate copolymers, which ensures receiving a coating with required parameters under the temperatures 30-50°C lower as compared to the counterparts. The specified advantage considerably simplifies the technology for applying collars to pipeline welded joints. The preliminary testing demonstrated that this advantage also allows for using the tapes to overhaul lengthy linear sections of the functioning pipelines. On the one hand, the advisability of applying low-temperature adhesive tapes for re-insulation purposes is determined by the reduction of gross amount of heat applied to the pipe-coating machine system, and on the other hand - by the potentialities of receiving a plastic layer of heated adhesive on radiation-modified heat-shrinkage base tape, the temperature of which is from 50 to 80°C. It maintains mechanical strength, which is enough to provide an impact to the adhesive from the polyethylene base tape.
The cleaned surface of the pipeline under overhaul, usually has a considerable amount of voids, unevenness and sharp surface transitions in the area of longitudinal and butt welds to be securely filled with the adhesive through air displacement. For that reason, the following process was adopted as a basic technological variant. In the course of this process, adhesive 3 (Fig.1) is in plastic state at the moment of contact with coated surface 1 and can be distributed over the surface anomalies under the layer of polyethylene base tape 2.
Earlier, to implement the proposed process pattern of basic pipe insulation, the following scheme was employed: initial pipe heating, tight tape winding, adhesive heating by the pipe with subsequent heat-shrinkage of the base. Obviously, the earlier scheme is unacceptable both due to impossibility of appropriate in-the-field pipe heating and to impossibility of complete removing air from the dents. Should there be some isolated air volumes expanding when heated under the film, thermal exposure from outside of the coating to provide heat-shrinkage will result in vast delaminations.
Considering all the above-mentioned, a direct tape heating by adhesive is implemented in the IM-1 pilot model. The conducted analysis of various heating schemes and modes (taking into account rheological properties of the adhesive, as well as of the heat-shrinkage base tape) revealed a number of requirements, which have been satisfied in IM-1:
1. time of adhesive exposure to heat flow of 10 up to 20 seconds,
2. tape feed tension of no more than 300 N/m,
3. adhesive layer heating irregularity across the tape width of no more than 15°С,
4. the outer tape layer temperature at the moment of hold-down tool release of no less than 60°С (pressing against the projection is provided by atmospheric pressure),
Russian to English: Welding General field: Tech/Engineering Detailed field: Engineering: Industrial
Source text - Russian По сравнению с электродами LB-52u при аналогичных сварочно-технологических свойствах – мягкости горения и эластичности дуги, формированию швов, в том числе и в потолочном положении, формированию обратного валика – обеспечивают несколько лучшую отделимость шлака, особенно из разделки.
По сравнению с электродами ОК53.70 электроды ЛЭЗЛБгп могут обеспечивать высокие сварочно-технологические свойства и на меньших токах. Это позволяет обеспечивать качественно формирование швов при сварке стыков с повышенным зазором и депланацией.
Указанные электроды прошли комплекс испытаний, в ведущих научных учреждениях России – ВНИИГАЗе и ВНИСТе и получили допуск НАКС на сварку стыков газонефтепродуктопроводов.
АК «Транснефть» внесла электроды ЛЭЗЛБгп в реестр материалов, которые могут применяться на предприятиях компании.
Механические свойства металла, швы и его химсостав приведены в таблице 1 и 2.
Содержание диффузного водорода по данным ВНИИГАЗ составляет менее 5,0 мл/100г.
Translation - English As compared to LB-52u electrodes having similar welding processing parameters – combustion softness and arc elasticity, seam formation, including the ceiling position, back bead formation – the above electrodes provide better clinker separation, especially from cutting.
As compared to ОК53.70 electrodes, the LEZLBgp-s can provide high welding processing parameters even under lower currents. This allows for forming quality seams when welding joints with increased gaps and deplanation.
The specified electrodes have undergone a set of tests in the leading research institutions of Russia – VNIIGAZ and VNIST – and received NAKS permit for welding conduit joints.
АК Transneft has introduced the LEZLBgp electrodes into the register of materials approved to be used at the company's enterprises.
The metal mechanical properties, its chemistry and joints are shown in Tables 1 and 2.
Diffusive hydrogen content, according to the VNIIGAZ data, amounts to less than 5.0 ml/100g.
Russian to English: Oil-field development contract General field: Law/Patents Detailed field: Law: Contract(s)
Source text - Russian ТОО «ХХХ». именуемое в дальнейшем Заказчик в лице Генерального директора г-на Y., действующего на основании Устава, с одной стороны и АО «ХХХХ». именуемое в дальнейшем Исполнитель в лице Генерального директора г-на: Х, действующего на основании Устава, с другой стороны, далее совместно именуемые «Стороны», заключили настоящий контракт (далее по тексту Контракт) о нижеследующем:
1. Предмет Контракта.
1.1. Заказчик поручает и оплачивает, а Исполнитель принимает на себя обязательство разработать проект по объекту «XXX нефтегазоконденсатное месторождение. Терминал ТОО «XXX», с учетом выполнения инженерных изысканий (далее по тексту Проект).
2. Объем работ.
2.1. Объем работ и основные требования изложены в Техническом задании Заказчика - Приложение № 1 к настоящему Контракту.
3. Срок выполнении, порядок сдачи и приема работ.
3.1. Срок разработки Проекта и сдачи его Заказчику, не включая время на согласование в контролирующих
органах, в соответствии с Приложением № 2. составляет 68 (шестьдесят восемь) календарных дней с момента
подписания Контракта, получения аванса., подписанного Технического задания и исходных данных от
Заказчика.
3.2. Передача оформленной в установленном порядке документации осуществляется сопроводительными
документами Исполнители. При завершении работ Исполнитель предоставляет Заказчику оформленный в
установленном порядке Проект на русском языке в четырех экземплярах на бумажном носителе и одну
электронную версию на СО диске в формате pdf, а также акт сдачи-приемки научно-технической продукции.
3.3. Заказчик в течение 20 (двадцати) календарных дней обязуется подписать акт сдачи- приемки выполненных
работ и отправить его в адрес Исполнителя, либо вынести решение о необходимости доработок. В случае
мотивированного отказа Заказчика Сторонами составляется двухсторонний акт с перечнем необходимых
доработок и сроков их выполнения. Исполнитель после доработки Проекта вновь предоставляет её Заказчику в
соответствии с п. 3.2. настоящего Контракта. В случае, если в указанный в настоящем пункте срок Заказчик не
сообщил Исполнителю свои замечания по выполненной работе, работа считается принятой Заказчиком, и
обязательства Исполнителя в части и объеме сданных работ по настоящему Контракту считаются
выполненными и подлежат оплате.
Translation - English TOO "ХХХ", hereinafter referred to as "the Customer", represented by Mr. Y, General Director, acting on the basis of the Charter, on the one hand, and AO "ХХХХ", hereinafter referred to as "the Service Provider", represented by Mr. Х, General Director, acting on the basis of the Charter, on the other hand, hereinafter referred together as "the Parties" have concluded the present contract (hereinafter referred to as "the Contract") whereby it is agreed as follows:
1. Subject of the contract.
1.1. The Customer shall commission and pay for, and the Service Provider shall assume an obligation to develop the project for the facility of "XXX oil-gas condensate field. ТОО "XXX" Terminal", including the execution of engineering surveys (hereinafter referred to as the Project).
2. Scope of the design operations.
2.1. The scope of the design operations and principal requirements shall be set forth in the Customer's Technical Design Assignment - Annex 1 to the present Contract.
3. The deadline and the procedure for accepting and delivering the design operations.
3.1. The deadline for developing the Project and for delivering it to the Customer, excluding the time required for the agreement with the regulatory bodies, in accordance with Annex 2 shall amount to 68 (sixty eight) calendar days starting from the moment of signing the present Contract and receiving the advance, signed Technical Design Assignment, as well as the input data from the Customer.
3.2. Delivering the documentation formalized in accordance with the established procedure shall be performed by means of the Service Provider's covering documents. Upon the completion of the design operations, the Service Provider shall submit to the Customer the Project formalized in accordance with the established procedure, set forth in Russian and manifolded in four hard-copy counterparts and one electronic version on a CD disc in PDF format. The Delivery and Acceptance Act for the research and engineering production shall be submitted as well.
3.3. Within 20 (twenty) calendar days the Customer undertakes to sign the Delivery and Acceptance Act of Operations Completion and to forward it to the Service Provider's address or to deliver a judgment on the redesign required. In case of the Customer's reasoned decline, the Parties shall conclude a bilateral statement specifying the list of the required modifications and the deadlines to perform the said modifications. After the Project has been modified, the Service Provider shall submit it to the Customer again in conformity with Clause 3.2. of the present Contract. Should the Customer fail to inform the Service Provider of the Customer's remarks on the executed design operations within the period stated in the present Clause, the said operations shall be considered accepted by the Customer, and
the obligations of the Service Provider as to the scope of the delivered operations under the present Contract shall be considered fulfilled and be paid for.
Russian to English: Computer-assisted design General field: Tech/Engineering Detailed field: IT (Information Technology)
Source text - Russian При определении границ использования той или иной САПР необходимо учитывать особенности объектов проектирования и ведения проектных работ на предприятии. Потребителями могут быть как проектные организации, так и ПКО (ПКБ) заводов. Проектные организации чаще заняты проектированием объектов «с нуля» и крупных промышленных объектов целиком, тогда как в рамках заводов ведутся, в основном, работы по реконструкции существующих систем или проектирование отдельных установок. Поэтому целевыми нишами продуктов высшего уровня PDMS, PDS и SmartPlant 3D в большей степени являются проектные институты.
Что касается выбора по техническим особенностям продуктов, удобству интерфейса, соответствию конкретным задачам предприятия и т.д., то такие вопросы решают технические специалисты организации после знакомства с работой продуктов. Предоставляемые возможности описаны в таблице 2.
Немаловажным критерием является стоимость программного продукта. Наиболее доступными являются модули семейства CADWorx, а наиболее дорогостоящими - системы компаний AVEVA и Intergraph, что компенсируется наибольшими функциональными возможностями.
Помимо стоимости самого продукта, необходимо учитывать также стоимость необходимого программного обеспечения – графической платформы, СУБД, а также затраты, входящие в стоимость владения продуктом – обучение, обновление лицензий, техническая поддержка и т.д. Если продукт не имеет собственной графической платформы и встроенной СУБД, на их приобретение потребуются дополнительные затраты.
Все системы среднего уровня - Bentley Plant, CADWorx и Plant-4D используют стандартные СУБД – Oracle, MS SQL Server, MS Access. Кроме того, в Bentley Plant может использоваться MSDE (ядро системы MS SQL Server), что не требует оплаты дополнительных лицензий для СУБД.
PDS и SmartPlant 3D используют СУБД Oracle или MS SQL Server.
А вот компания AVEVA пошла по пути разработки и использования собственной объектно-ориентированной базы данных DABACON.
Одной из важнейших характеристик программных продуктов является, также, возможность обмена данными с другими САПР.
Translation - English When defining the application scope for this or that CAD, one should consider peculiarities of the objects under design as well as of project work conduction at an enterprise. The end-users could be both design companies and planning & design offices of plants. Design companies are generally engaged in designing objects "from scratch" and large industrial objects as a whole, whereas in the framework of a plant, operations of reconstructing existing systems or designing separate units are carried out. Therefore, the target markets for the high level products PDMS, PDS and SmartPlant 3D are to a greater extent design institutes.
As to choosing by technical features of a product, , interface convenience, correspondence to specific tasks of an enterprise, etc., such questions are solved by the organization’s technical staff after getting acquainted with the product's functionality. The provided features are described in Table 2.
A criterion of no small importance is a software price. The most affordable ones are modules of CADWorx line, whereas the most expensive ones are the systems by AVEVA and Intergraph, which is compensated by their widest functionality possible.
Apart from the price of the product itself, it is also necessary to take into consideration the price of the software required– graphic platform, DBMS, as well as the expenses included into the cost of product holding – training, license renewal, technical support, etc. If a product does not have a native graphic platform and a built-in DBMS, some extra cost for their acquisition will be needed.
All the middle level systems - Bentley Plant, CADWorx and Plant-4D use standard DBMS – Oracle, MS SQL Server, and MS Access. What is more, Bentley Plant can employ MSDE (system kernel of MS SQL Server), which does not require payment for additional DBMS license.
PDS and SmartPlant 3D use DBMS Oracle or MS SQL Server.
As to AVEVA, it followed the track of developing and using its native OO database DABACON.
One of the major software parameters is also an ability to exchange data with other CAD.
Russian to English: Aliminium remelting General field: Tech/Engineering Detailed field: Metallurgy / Casting
Source text - Russian 1.Исходное сырье — лом алюминиевых сплавов и чистого алюминия условно разделяемый на три группы:
1.1. Электротехнический лом (в основном провода и кабели, очищенные от изоляции и сбрикетированные в «кубики» размером 40х40х30 см).
1.2. Моторный лом. Это литые детали и заготовки, отслужившие свой срок в производстве. В основном это детали (блоки, головки, корпуса электродвигателей, насосов, крышки), имеющие замасленную поверхность, изготовленные из сплавов Ал-32, Ак5М2, Ал-4, Ал-9 и др. по ГОСТ 1583-93). Детали могут быть «засорены» стальными шпильками. Максимальный габарит 800х600х500 мм.
1.3. Отходы деформируемых алюминиевых сплавов (уголок, труба, профиль, лист чистого алюминия, посуда штампованная). Сплавы по ГОСТ 4784-74. Изделия могут содержать Zn — до 6-7%, Mg — до 3%, Cu — до 5%. Перед плавкой брикетируются (в основном в «кубики» 40х40х30 см).
2.Производственная мощность цеха должна быть 12000 тн/год.
3.Оборудование и технологический процесс должны позволять изготовление чушек сплавов с обеспечением всех требований по DIN 1725 (имеются в виду сплавы 226, 231). В производственной схеме процесса предусмотреть: плавильную печь с возможностью обработки металла после расплавления солями. Источник тепла — газ природный. Для доведения сплавов до требуемого химического состава — предусмотреть газовые миксеры с возможностью продувки металла в них нейтральным газом. В миксерах металла проходит контроль, при необходимости корректируется химический состав и далее металл попадает на автоматизированную линию разливки в чушки (еврочушка весом 6 или 12 кг). Чушки с линии сбрасываются в тару и далее краном (погрузчиком) передаются на участок складывания чушек в пакеты, их перевязку, клеймение, контроль.
Мнение «Заказчика» - установить газовую вращающуюся печь барабанного типа, производительностью 2-2,5 тн/час, предусмотреть газовый миксер емкостью 5-6 тн и разливочную линию с воздушным охлаждением со сменными изложницами.
4.Предусмотреть поставку комплектной лаборатории контроля химического состава.
5.Цех будет размещен в капитальном отапливаемом помещении. Электрические параметры сети — 380В, 50 Гц. В наличии — техническая вода (4-6 атм.), температура 5-180С. Возможно устройство оборотного водоснабжения и градирни. Площадь цеха — 1800 кв.м, высота — 14 м.
6.В предложении просим предусмотреть шеф-монтаж оборудования, запуск его в эксплуатацию, сдачу процесса в производство, а также обучение нашего производственного персонала на аналогичном оборудовании.
7.В контракте просим предусмотреть ответственность «Поставщика» за внедрение, освоение и сдачу технологического процессе и оборудования у «Заказчика» в процессе длительных испытаний (48 часов непрерывной работы).
Translation - English 1. Feed stock is scrap of aluminium alloys and pure aluminium. It can be considered under the following three main groups:
1.1. Electrical scrap (mainly wires and cables, cleaned out of insulation and pressed into the "cubes" with the dimensions of 40х40х30 cm).
1.2. Engine scrap. These are overage components and stock materials, which were employed for production. Basically, these are components with the greased surfaces (blocks, heads, caps, covers, cases of electric motors and pumps), manufactured of the following alloys Al-32, Аk5М2, Аl-4, Аl-9, etc. as per GOST 1583-93). The components can be "littered" with double-end steel bolts. Maximum dimensions are 800х600х500 mm.
1.3. Scraps of wrought aluminium alloys (angle bars, pipes, shapes, pure aluminium sheets and pressed tableware). The alloys are as per GOST 4784-74. The above articles can contain up to 6-7% of Zn, up to 3% of Mg and up to 5% of Cu. Before melting, these are pressed into briquettes (basically in the form of "cubes" of 40х40х30 cm).
2. The annual production capacity of a remelting workshop has to be 12,000 tonnes.
3. The equipment and operating procedure should allow for manufacturing alloy pigs (alloys 226 and 231) complying with all the requirements as per DIN 1725. The production process flow should include the following: a melting furnace with an option of metal working after salt melting. Heat source is natural gas. Gas receivers with an option of neutral-gas flushing should be provided for to obtain the required chemical composition of the alloys. The metal should pass inspection in the receivers and its chemical composition should be corrected as the need may be. After that, the metal should be forwarded to an automated pig casting line (to produce a European-standard pig with the weight of 6 or 12 kg). From the casting line, the pigs should arrive to containers, after which they should be transferred by a crane (or by a loader) to a storage section for packaging, bundling, stamping and inspecting.
The Customer's opinion - to install a gas rotary furnace with the production rate of 2-2.5 tonnes per hour; to provide for a gas receiver with the capacity of 5-6 tonnes, as well as for an air-cooled casting line with replaceable moulds.
4. A delivery of a complete laboratory for chemical composition control should also be provided for.
5. The workshop will be located on permanent heated industrial premises. Electric mains parameters are 380V and 50 Hz. Service water is available (pressure of 4-6 atm., temperature of 5-180 С). Arranging reverse water supply and water-cooling towers is possible. Workshop area is 1,800 square meters; height is 14 meters.
6. We would like you to include the following into your offer: providing contract supervision of the equipment, commissioning, launching production and training our production personnel to operate the similar equipment.
7. In the contract, we would also like you to stipulate the responsibility of the Supplier for implementing, launching and delivering to the Customer the operating procedure and the equipment in the course of long-term testing (48 hours of non-stop operation).
Russian to English: In-situ uranium leaching report General field: Tech/Engineering Detailed field: Nuclear Eng/Sci
Source text - Russian Результаты проведения полномасштабного натурного опыта по подземному скважинному выщелачиванию урана на участке ОПВ месторождения ХХХ, выполненного ТОО «YYY», позволяют сделать следующие выводы:
1. Применённая система разработки и схема обвязки геотехнологического поля, а также масштабность проведения опытных работ обеспечивают достоверность геотехнологических показателей, указанных в таблице № 11.1., полученных в ходе опыта по состоянию на 01.11.2007 г.
2. Полученные геотехнологические показатели позволяют с большой степенью вероятности прогнозировать дальнейшую отработку участка с определением таких важных величин, как степень извлечения урана из недр и отношение Ж:Т по состоянию на 01.01.2008 г.
3. Прогнозирование имеющихся данных позволяет достоверно определить и ожидаемое время окончания отработки участка при достижении планового коэффициента извлечения – 90 %, а также отношение Ж:Т на этот момент.
4. Сравнение работы гексагональных ячеек с радиусом 45 и 50 м показывает – более эффективны ячейки с радиусом 45 м, что связано с более интенсивной динамикой процессов закисления и выщелачивания в них.
5. Характерными особенностями опытного участка и месторождения в целом являются:
приуроченность основных запасов урана к проницаемым породам с высокой площадной продуктивностью руд и хорошими фильтрационными свойствами;
наличие напорных вод;
низкая карбонатность руд и вмещающих пород;
достаточно равномерное распределение уранового оруденения при однородном литологическом строении рудовмещающего горизонта.
6. Основными осложняющими факторами для отработки месторождения является:
расположение рудных тел в нескольких подгоризонтах;
наличие так называемых «висячих руд», частично разделённых между собой водоупором;
положение статического уровня напорных вод, достигающего напора над землей 20 м и выше, что обуславливает поддерживание давления на закачке на уровне 6 Мпа и выше.
7. При выборе схемы вскрытия участков и блоков на этапе отработки месторождения должны учитываться:
морфология рудных тел в плане и разрезе;
сложность литологического строения рудовмещающего горизонта, который определяет фильтрационные характеристики пород горизонта;
гидродинамический режим откачки-закачки технологических растворов.
8. Перед запуском новых участков (блоков) в режим закисления скважинная система должна поработать в замкнутом контуре на пластовой воде не менее 710 дней для создания благоприятных гидродинамических условий и стабилизации режима работы скважин и балансировки растворов.
9. Стадия закисления должна проводиться в активном режиме при полном исключении или, в крайнем случае, минимальных простоях скважинной системы.
10. Основным условием для поддержания содержаний урана в продуктивных растворах на стабильном уровне является соблюдение режима работы откачных и закачных скважин, обеспечивающее равномерную проработку всей площади участка (блока).
11. Максимальные содержания урана в продуктивных растворах отмечены при значениях pH, равных 1,92,0 ед.
12. Скорость движения кислотного фронта при проведении опыта составила 0,70,8 м/сутки. Извлечение урана происходит без существенного изменения гидродинамического режима работы ячеек.
13. Промышленные испытания сильноосновного анионита марки Ambersep 920 Cl показали хорошие сорбционные свойства смолы и высокую кинетику нитратной десорбции, что позволяет ещё более эффективно использовать колонны СДК-1500 за счёт повышения их производительности до уровня 500 тонн урана в год в виде товарного десорбата с содержанием урана порядка 7090 г/л на одну колонну.
14. Применение расходомеров на всех технологических скважинах позволяет постоянно контролировать гидродинамический режим пласта в процессе эксплуатации, что является основой полного и равномерного извлечения урана, поддержания высоких концентраций урана в продуктивных растворах, обеспечить минимальное разубоживание растворов, изменять, при необходимости, направление движения выщелачивающих растворов с целью наиболее полного извлечения полезного компонента. Особенно актуальным это является при использовании ячеистой системы отработки.
15. Внедрение системы АСУ ТП «Добыча и переработка» позволило в режиме реального времени контролировать практически все технологические операции и оперативно управлять ими, что, естественно оказало положительное на стабилизацию параметров процессов, повысило качество работ и выпускаемой продукции.
Таким образом, результаты полномасштабного натурного опыта по подземному скважинному выщелачиванию урана на участке № 2 месторождения XXX подтвердили экономическую рентабельность отработки его методом сернокислотного выщелачивания, что существенно расширяет сырьевую базу отрасли, доказали возможность включения в эксплуатацию «висячих» руд и возможность автоматического управления процессом ПСВ.
Translation - English The results of performing a full-scale field experiment of in-situ uranium leaching at the pilot production leaching site of the XXX deposit, which was executed by YYY, LLP, allow for the following conclusions to be made:
1. The used system of developing and pipe hookup of geotechnical field, and the large scale of testing operations performed ensure reliability of the geotechnical indicators, provided in Table 11.1., and obtained in the course of the experiment as of November 1, 2007.
2. The obtained geotechnical indicators allow for high probability forecasting further development of the site, determining such critical parameters as uranium subsurface recovery factor and L:S ratio as of January 1, 2008.
3. Also, forecasting issuing from the available information allows to determine with assurance the expected time of completing site development upon reaching the scheduled recovery ratio – 90 %, as well as the L:S ratio for that moment.
4. Comparing the operation of hexes with the radius of 45 and 50 proved that the hexes with the radius of 45 m are more effective, which is connected with the more intensive dynamics of acidification and leaching processes in them.
5. The distinctive characteristics of the testing site and of the deposit as a whole are as follows:
confinement of major uranium reserves to permeable rocks with high areal ore productivity and good filtration characteristics;
availability of pressure water;
low carbonate content of ores and hosting rocks;
rather uniform distribution of uranium mineralization with relatively homogeneous lithological composition of ore-hosting horizons.
6. The principal complicating factors for developing the deposit are as follows:
orebody location in different sub-horizons;
availability of the so-called "hanging ores", separated by confining layers;
location of the static level of pressure water with the subsurface pressure of 20 m and above, which ensures injection pressure maintaining at the level of 6 MPa and above.
7. In the course of selecting penetration pattern for the sites and blocks at the stage of deposit development, the following should be taken into consideration:
orebody morphology in plan and in section;
complicated character of the lithological composition of ore-hosting horizons, which determines permeability of the horizon rocks;
hydrodynamic schedule of extraction-injection of process solutions.
8. Before starting acidification at the new sites (blocks), the well system has to operate in a closed path with formation water for the period no less than of 710 days to establish favorable hydrodynamic conditions, as well as to stabilize well operation and balancing solution mode.
9. Acidification stage is to be performed in an active mode, completely excluding or reducing to minimum the well system standby time.
10. The principal condition for maintaining uranium content in production solutions at the stable level is compliance with the operational schedule for extraction and injection wells, which provides for uniform treatment of the whole site (block) area.
11. Maximum uranium content in production solutions was registered at the pH value of 1.92.0 mg/l.
12. During the experiment, acid front movement rate amounted to 0,70.8 m/day. Uranium extraction is performed with no significant change in hydrodynamic mode of the hex operation.
13. Commercial testing of the Ambersep 920 Cl strongly basic anionite revealed good sorption properties of the resin and high kinetics of nitrate desorption, which allows to use SDK-1500 columns much more effectively due to increasing their performance up to the level of 500 tonnes of uranium a year in the form of marketable strippant with the uranium content being in the order of 7090 g/l per single column.
14. The use of flow meters at all the test wells allows for constant monitoring hydrodynamic schedule of the formation in the course of operation (which is the basics for complete and uniform uranium extraction), maintaining high uranium concentrations in production solutions, ensuring minimum impoverishment of the solutions, as well as changing, as may be required, the direction of leaching solutions flow to ensure most complete extraction of the effective component. The above is especially topical when using cellular development system.
15. Introducing the "Production and Processing" automatic process control system allowed to supervise online practically every technological operation and to promptly control it, which, naturally, produced a positive effect on stabilizing process parameters, improved the quality of operations, as well as that of the output produced.
Consequently, the results of performing a full-scale field experiment of in-situ uranium leaching at the pilot production leaching site No. 2 of the XXX deposit proved cost efficiency of developing it by means of sulfuric acid leaching (which greatly increases raw material resources base of the industry), proved the possibility of including "hanging ores" into operation, as well the possibility of automatic in-situ uranium leaching control.
Russian to English: Ecology General field: Other Detailed field: Environment & Ecology
Source text - Russian Район транспортировки дизельного топлива располагается в непосредственной близости от участков побережий заливов Набиль, Старый Набиль, Лунский, являющихся местами расположения гнездовых колоний и местами концентрации околоводных птиц во время кочевок и миграции.
Лагуны северо-восточного побережья Сахалина являются важным миграционным коридором, где, как во время весеннего пролета, так и летних кочевок и осенней миграции, концентрируются околоводные и водоплавающие птицы. В особенности, район побережья является важным участком на путях пролета лебедей. Здесь также располагаются места массовых концентраций стай морских уток (свыше 10 тыс. особей). Вдоль береговой линии пролегают пути кочевок алеутской крачки.
В целом район, названный «Лагуны Северо - Восточного побережья острова Сахалин (заливы Пильтун, Чайво, Ныйский (Даги), Набильский, Лунский)», включен в список водно-болотных угодий России, рекомендованных для внесения в список водно-болотных угодий, охраняемых Рамсарской Конвенцией (так называемый «теневой» список водно-болотных угодий, имеющих международное значение).
В этой связи, следует учитывать, что потенциально, после дополнительного сбора информации по статусу и состоянию околоводных и водоплавающих птиц, этот район может быть отнесен к списку водно-болотных угодий международного значения, охраняемых Рамсарской Конвенцией.
Translation - English The area of diesel fuel transportation is in immediate proximity to the shore sections of Nabil Bay, Old Nabil and Lunsky Bay, which are the locations of nesting colonies and concentration points for shore birds during movements and migration.
The lagoons of the north-east Sakhalin shore are important migration corridors, where shore birds and water birds concentrate during spring fly-overs, summer movements and fall migrations. The shore area is especially important for swans' fly-overs. There are also the locations for mass concentration of sea duck flocks (over 10 thousand specimens). There are the movement routes of Aleutian tern going along the shore line.
On the whole, the area called "Lagoons of North-East Sakhalin (bays of Piltun, Chaivo, Nyisky (Dagi), Nabilsky, Lunsky)" is included into the list of water-and-marsh lands of Russia, recommended for protection through Ramsar Convention (the so-called "shadow" list of internationally significant water-and-marsh lands).
In this connection one should take into account the fact that the above area might be included into the list of internationally significant water-and-marsh lands protected through Ramsar Convention (after additional information gathering on the status and condition of shore birds and water birds).
Russian to English: Old Russian icons General field: Art/Literary Detailed field: Art, Arts & Crafts, Painting
Source text - Russian Борис и Глеб с житием
Вторая половина XIV века
Москва
Дерево, темпера. 134 х 89
Эта икона – один из наиболее древних дошедших до нашего времени памятников с житием братьев-страстотерпцев. В ней нашла отражение наиважнейшая идея эпохи собирания русских земель вокруг Москвы о необходимости прекращения братоубийственной распри и об объединении.
Самые ранние жития о мученической кончине Бориса и Глеба – «Чтение о житии и погублении... Бориса и Глеба» летописца Нестора и «Сказание о Борисе и Глебе» неизвестного автора – датируются концом XI – началом XII века. Сюжетный состав клейм иконы из собрания Третьяковской галереи полностью не соответствует ни одному из известных житийных циклов, порядок клейм отступает от обычно принятой схемы:
1. Владимир Святославович вручает Борису меч и отправляет его на войну с печенегами; 2. Погребение князя Владимира, умершего в отсутствие сына; 3. Борис возвращается из похода; 4. Борис, оставленный дружиной, делится с Георгием предчувствием смерти; 5. Святополк одаривает убийц; 6. Святополк посылает убийц к Борису; 7. Борис со слугой Георгием Угриным молятся в шатре; 8. Борис видит сон о грядущей смерти; 9. Убийство Бориса и Георгия Угрина в шатре; 10. Погребение Бориса в Вышгороде; 11. Убийство Глеба в ладье; 12. Тело Глеба, брошенное в пустыне между двумя колодами; 13. Перенесение мощей Бориса и Глеба в Вышгороде; 14. Ярослав сражается со Святополком; 15. Расслабление Святополка; 16. Святополк проваливается в разверзшуюся землю «меж чехи и ляхи».
Икона, являющаяся одним из ранних памятников московской иконописи, была храмовым образом церкви Бориса и Глеба «в Запрудах» в Коломне.
О святых князьях см. № 31.
Translation - English Boris and Gleb with Hagiography
The second half of 15th century
Moscow
Egg tempera on wood. 134 х 89
This icon is one of the oldest ones remained with the Hagiography of passion bearer brothers. In it the paramount idea of the age of uniting Russian land under Moscow was reflected - the one of ceasing fratricidal conflicts and of unification.
The earliest Hagiographies on martyr demise of Boris and Gleb - "Reading on Life and Bane ... of Boris and Gleb" by Nestor the Chronicler and "The tale of Boris and Gleb" by the unknown author - are dated by the late 11th – early 12th century. The subject composition of the vita icon from the Tretyakov Gallery collection does not completely correspond with any of the known hagiographic cycles, as the scene order deviates from the generally accepted arrangement:
1. Vladimir Svyatoslavovitch hands over a sword to Boris and sends him to fight the Pechenegs; 2. Sepulture of Prince Vladimir, who died in his son's absence; 3. Boris returns from the campaign; 4. Boris, abandoned by his host, shares the premonition of death with George; 5. Svyatopolk endows the assassins; 6. Svyatopolk sends on the assassins to Boris; 7. Boris and his servant George the Ugrin pray in the marquee; 8. Boris has a dream on his approaching death; 9. Assassinating Boris and George Ugrin in the marquee; 10. Sepulturing Boris in Vyshgorod; 11. Assassinating Gleb in the boat; 12. Gleb's body, abandoned in the wildland between the two logs; 13. Translating the relics of Boris and Gleb to Vyshgorod; 14. Yaroslav fights Svyatopolk; 15. Svyatopolk in paralysis; 16. Svyatopolk is swallowed by the earth opened wide "between the Czechs and the Poles".
The icon, being one of the earliest sample of Moscow icon painting, used to be the holy image in the Church of Boris and Gleb "at the Dam" in Kolomenskoye.
St. Princes: see No.31.
More
Less
Translation education
PhD - Bashkir State University
Experience
Years of experience: 11. Registered at ProZ.com: Sep 2006.
English to Russian (Bashkir State University) Russian to English (Bashkir State University)
Memberships
N/A
Software
Adobe Acrobat, Adobe Illustrator, Adobe Photoshop, DejaVu, Dreamweaver, FrameMaker, Frontpage, memoQ, Microsoft Excel, Microsoft Word, Powerpoint, Trados Studio
I am a native Russian speaker and have eleven-year freelance technical translation experience, specializing in oil and gas production.
I translated from and into English for such major oil projects as Sakhalin-II and Karachaganak (Phase III).
Also, I hold a PhD in linguistics and spent one year living in the USA.
I have extensive translation database and use CAT in my work. Alongside with the recommendations from this site, my other references can be viewed at http://www.linkedin.com/profile/edit?trk=tab_pro#profile-recommendations
Keywords: English, Russian, oil, petroleum, drill, oil production, geology, petrology, drilling mud, heavy oil. See more.English, Russian, oil, petroleum, drill, oil production, geology, petrology, drilling mud, heavy oil, translation, interpretation, oil well, well testing, drill bit, drill pipe, well workover, hydrofracturing, frac, safety, contract, Schlumberger, Halliburton, logging, log, pressure, sounding, cementing, casing, abandoning, suspending, well bore, well completion, killing a well, tool, rock, oil pool, oil field, Jurassic, Cretaceous, Paleogene, Quaternary, Mesozoic, Neozoic, Turonian, Oligocene, Neocomian, Paleocene, flow, oil lifting, gas, NLG, natural gas, associated gas, condensate, flaring, reservoir, clay, shale, refinery, FCC, fluid catalytic cracking, cracking, refining. See less.
Expertise