чем определяется периодичность нк элементов бурильной колонны
Чем определяется периодичность нк элементов бурильной колонны
СПЕЦИАЛЬНОЕ ПРОЕКТНОЕ КОНСТРУКТОРСКО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЕ БЮРО НЕФТЯНОГО И ГАЗОВОГО МАШИНОСТРОЕНИЯ
МЕТОДИКА
ПРОВЕДЕНИЯ HEРАЗРУШАЮЩЕГО УЛЬТРАЗВУКОВОГО КОНТРОЛЯ БУРИЛЬНЫХ ТРУБ ЛБТ
Госгортехнадзор России письмо N 10-13/46 от 19.07.99 г.
Директор Т.Х.Галимов 28.08.98
Зам. директора Ф.А. Гирфанов
1 ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ
1.1 Характерным видом поломок бурильных труб являются поломки по высаженной части. Резьбозамковые легкосплавные бурильные трубы (далее ЛБТ) обычно ломаются по первому полному витку трубной резьбы, находящемуся в сопряжении с бурильным замком, в перпендикулярном направлении к оси трубы.
1.2 Разрушению данного элемента трубы способствуют максимальные нагрузки в сочетании с концентрацией напряжений во впадинах резьбы и в переходной части.
1.3 Настоящая «Методика проведения неразрушающего контроля бурильных труб ЛБТ» распространяется на контроль методом ультразвуковой дефектоскопии концов ЛБТ с внутренними концевыми утолщениями.
1.5 Дефектация концов ЛБТ, в том числе резьбовых участков, производится при очередном ремонте труб на трубной базе. В случае необходимости, например при авариях, связанных со сломом труб по высаженным концам, может быть проведена дефектоскопия концов ЛБТ на буровой при подъеме бурильной колонны.
1.6 Периодичность проведения дефектоскопии резьб и высаженных концов ЛБТ составляет:
при турбинном бурении через 6 месяцев;
при роторном бурении через 3 месяца.
2 АППАРАТУРА
2.2 Для контроля линейных размеров применяются:
2.3 Для НК акустическим (ультразвуковым) методом применяют в условиях лабораторий НК базы дефектоскопы УД2-12, УД-13П, УДИ-1-70; в условиях буровой контроль проводят с помощью передвижных дефектоскопических установок ПКДЛ или ПДУ-1М.
2.4 Сроки и объемы проверки аппаратуры, порядок работы с аппаратурой приводится в технических описаниях и инструкциях по эксплуатации приборов и комплектующих их устройств.
2.5 Для НК резьб и высаженной части концов ЛБТ ультразвуковым методом применяют прямой преобразователь на частоту 2,5 МГц, входящий в комплект дефектоскопов.
Сечение А-А выполнено по четвертой от торца впадине резьбы;
сечение Б-Б выполнено по второй от конца сбега впадине резьбы
2.7 Каждый испытательный образец должен иметь маркировку. Маркировка наносится ударным способом и содержит:
порядковый номер образца;
3 ПОДГОТОВКА К КОНТРОЛЮ
3.1 НК проводит специально обученный персонал, имеющий удостоверение установленного образца, имеющие лицензию Госгортехнадзора России.
3.2 Трубы, подвергаемые НК, должны быть очищены от грязи, масел, ржавчины, отслаивающейся окалины металлической щеткой, протерты ветошью.
3.3 Торцевые поверхности контролируемых ЛБТ должны быть гладкими, без заусенцев и задиров. Заусенцы и задиры необходимо удалить напильником. При зачистке упорного торца муфтового конца необходимо соблюдать особую осторожность, чтобы не повредить поверхность упорного торца и не нарушить тем самым герметичность замкового соединения.
3.4 Подготовку аппаратуры для ультразвукового контроля, развертывание передвижной установки при контроле на буровой, предварительную настройку дефектоскопов производят в соответствии с инструкциями по их эксплуатации.
3.5 Ультразвуковой контроль можно проводить при температуре окружающего воздуха от +5 до +40 °С, температура труб должна быть такой же, при несоблюдении этих условий снижается чувствительность метода.
3.6 Для обеспечения акустического контакта между искателем и трубой подготовленную поверхность перед контролем тщательно протирают ветошью, а затем на нее наносят слой контактной жидкости.
3.7 Контактная жидкость для ультразвуковой дефектоскопии
3.7.1 Для получения надежного акустического контакта преобразователь-контролируемое изделие следует применять различные по вязкости масла.
3.7.2 Выбор масла по вязкости зависит от чистоты контролируемой поверхности и температуры окружающей среды. Чем грубее поверхность и выше температура, тем более вязкие масла следует применять в качестве контактной жидкости.
3.7.3 Наиболее подходящей контактной жидкостью в летний период для труб являются масла типа МС-20 ГОСТ 21743-76, АК-15 ГОСТ 10541-78, солидол ГОСТ 1033-79.
3.7.4 В качестве контактной жидкости рекомендуется также использовать жидкость следующего состава (А.С. 1298652):
Методика проведения неразрушающего контроля бурильных труб УБТ (4296/755-00.025 МУ)
Оглавление
Методика проведения неразрушающего контроля бурильных труб УБТ (4296/755-00.025 МУ)
Вид документа:
МУ (Методические указания)
Принявший орган: ООО «СПКТБ Нефтегазмаш»
Тип документа: Нормативно-технический документ
Дата начала действия: 28 августа 1998 г.
Опубликован:
СПЕЦИАЛЬНОЕ ПРОЕКТНОЕ КОНСТРУКТОРСКО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЕ БЮРО
НЕФТЯНОГО И ГАЗОВОГО МАШИНОСТРОЕНИЯ
СПКТБ «НЕФТЕГАЗМАШ»
МЕТОДИКА ПРОВЕДЕНИЯ НЕРАЗРУШАЮЩЕГО КОНТРОЛЯ БУРИЛЬНЫХ ТРУБ УБТ
4296/755-00.025 МУ
Госгортехнадзор России письмо N 10-13/46 от 19.07.99 г.
Директор Т.Х.Галимов 28.08.98
Зам. Директора Ф.А.Гирфанов
1 ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ
1.1 Утяжеленные бурильные трубы (далее УБТ) подвержены усталостному разрушению в условиях значительных знакопеременных нагрузок. В связи с тем, что тело УБТ является более жестким, чем резьбовое соединение, большая часть поломок труб выражается в виде выкрашивания отдельных витков замковой резьбы или поломок ниппельных и муфтовых концов.
1.2 В настоящей «Методике проведения неразрушающего контроля бурильных труб УБТ» излагается технология визуального и ультразвукового методов контроля.
1.3 Настоящая методика распространяется на контроль методом ультразвуковой дефектоскопии участков замковых резьб УБТ 
178-229 мм. Резьбовые соединения при контроле УБТ должны быть развинчены.
1.4 При контроле выявляются поперечно ориентированные дефекты, преимущественно усталостные трещины во впадинах замковой резьбы.
1.5 Настоящая методика предназначена для ультразвукового контроля резьб УБТ как в условиях трубной базы, так и на буровой.
2 АППАРАТУРА
2.1 Для визуального контроля применяются оптические приборы с увеличением до 10, например, ЛИП-3-10 
, ЛТ-1-4 ГОСТ 25706-83.
2.2 Для контроля линейных размеров применяются:
2.3 Для НК акустическим (ультразвуковым) методом применяют в условиях лабораторий НК базы дефектоскопы УД2-12, УД-13П, УДИ-1-70, толщиномеры УТ-93П, УТ-81М, «Кварц-15»; в условиях буровой контроль проводят с помощью передвижных дефектоскопических установок ПКДЛ или ПДУ-1М.
2.4 Сроки и объемы проверки аппаратуры, порядок работы с аппаратурой приводится в технических описаниях и инструкциях по эксплуатации приборов и комплектующих их устройств.
2.5 Для НК резьб УБТ ультразвуковым методом применяют прямой преобразователь на частоту 2,5 МГц, входящий в комплект дефектоскопов.
Сечение А-А выполнено по четвертой от торца впадине резьбы;
сечение Б-Б выполнено по второй от конца сбега впадине резьбы
Сечение А-А выполнено по четвертой от торца впадине резьбы;
сечение Б-Б выполнено по второй от конца сбега впадине резьбы
2.7 Каждый испытательный образец должен иметь маркировку. Маркировка наносится ударным способом и содержит:
порядковый номер образца;
3 ПОДГОТОВКА К КОНТРОЛЮ
3.1 НК проводит специально обученный персонал, имеющий удостоверение установленного образца, имеющие лицензию Госгортехнадзора России.
3.2 Трубы, подвергаемые НК, должны быть очищены от грязи, масел, ржавчины, отслаивающейся окалины металлической щеткой, протерты ветошью.
3.3 Торцевые поверхности контролируемых УБТ должны быть гладкими, без заусенцев и задиров. Заусенцы и задиры необходимо удалить напильником. При зачистке упорного торца муфтового конца необходимо соблюдать особую осторожность, чтобы не повредить поверхность упорного торца и не нарушить тем самым герметичность замкового соединения.
3.4 Подготовку аппаратуры для ультразвукового контроля, развертывание передвижной установки при контроле на буровой, предварительную настройку дефектоскопов производят в соответствии с инструкциями по их эксплуатации.
3.5 Ультразвуковой контроль можно проводить при температуре окружающего воздуха от +5 до +40 °С, температура труб должна быть такой же, при несоблюдении этих условий снижается чувствительность метода.
3.6 Для обеспечения акустического контакта между искателем и трубой подготовленную поверхность перед контролем тщательно протирают ветошью, а затем на нее наносят слой контактной жидкости.
3.7 Контактная жидкость для ультразвуковой дефектоскопии
3.7.1 Для получения надежного акустического контакта преобразователь-контролируемое изделие следует применять различные по вязкости масла.
3.7.2 Выбор масла по вязкости зависит от чистоты контролируемой поверхности и температуры окружающей среды. Чем грубее поверхность и выше температура, тем более вязкие масла следует применять в качестве контактной жидкости.
3.7.3 Наиболее подходящей контактной жидкостью в летний период для труб являются масла типа МС-20 ГОСТ 21743-76, солидол ГОСТ 1033-79.
3.7.4 В качестве контактной жидкости рекомендуется также использовать жидкость следующего состава (А.С. 1298652):
3.7.4.1 Состав жидкости:
моющее средство МЛ-72 или МЛ-80
3.7.4.2 Приготовление жидкости:
В 5 л воды растворить 30 г МЛ-80, затем добавить 100 г КМЦ и оставить все для набухания КМЦ в течение 5-6 ч. Затем все перемешать до получения однородной массы. Для ускорения растворения КМЦ воду необходимо подогреть до 60-80 °С.
3.7.5 Увеличение вязкости контактной жидкости снижает чувствительность к выявлению дефектов. Поэтому в каждом случае следует выбирать контактную жидкость с минимальной вязкостью, обеспечивающей надежный акустический контакт преобразователь-контролируемая деталь.
3.8 Настройку дефектоскопа на заданную чувствительность производят по образцам, которые входят в комплект дефектоскопа, а затем по испытательным образцам, для чего на поверхность контролируемого образца наносят контактную среду и устанавливают прямой преобразователь.
3.9 На месте проведения НК должны иметься:
1) подводка от сети переменного тока напряжением 127/220 В. Колебания напряжения не должны превышать ±5%. В том случае, если колебания напряжения выше, применять стабилизатор;
2) подводка шины «земля»;
3) обезжиривающие смеси и вода для промывки;
4) обтирочный материал;
5) набор средств для визуального контроля и измерения линейных размеров;
6) аппаратура с комплектом приспособлений;
7) компоненты, необходимые для приготовления контактной среды;
8) набор средств для разметки и маркировки.
4 ПОРЯДОК КОНТРОЛЯ
4.1 Во время подготовки УБТ к контролю их подвергают визуальному контролю невооруженным глазом и с помощью оптических средств, указанных в п.2.1. При этом выявляют крупные трещины, задиры, подрезы.
4.2 Рабочую настройку ультразвукового дефектоскопа производят по испытательным образцам (см. п.2.6). Прямой ультразвуковой преобразователь прижимают к торцу испытательного образца и, перемещая его зигзагообразно по окружности торца, находят положение преобразователя, при котором амплитуды эхо-импульсов от ближнего (2) и дальнего (2 
) искусственных дефектов будут максимальными. Регулировкой ручек ВРЧ и «Ослабление» выравнивают амплитуды от дальнего и ближнего дефектов, устанавливая их в пределах 2/3 высоты экрана дефектоскопа (рисунки 3, 4).
2,2 — эхо-импульсы от искусственных дефектов;
2,2 — искусственные дефекты; а
4.3 Зону автоматического сигнализатора дефектов (АСД) устанавливают таким образом, чтобы начало зоны находилось на 2-3 мм левее эхо-импульса от ближнего дефекта, а конец на 5-8 мм правее эхо-импульса от дальнего дефекта. Зондирующий импульс должен находиться за пределами зоны АСД.
По шумам в начале развертки судят о наличии акустического контакта.
4.4 Повторив поиск дефектов на образце 2-3 раза переходят к контролю резьб УБТ.
4.5 Перед контролем с помощью переключателя «Ослабление» повышают чувствительность дефектоскопа по сравнению с чувствительностью оценки на образце на 3-5 дб и ведут поиск дефектов.
4.6 Контроль участков резьбы на поисковой чувствительности производят, перемещая преобразователь по предварительно смазанным контактной жидкостью торцам контролируемых УБТ.
4.7 При срабатывании АСД дефектоскопа:
1) измеряют максимальную амплитуду эхо-импульса дефекта;
2) определяют местоположение дефекта;
3) определяют условную протяженность дефекта (длину пути пройденного преобразователем при включенном АСД).
4.8 Через 0,5 ч после начала контроля, а затем через каждые 1,5-2 ч работы проверяют настройку дефектоскопа по испытательному образцу, согласно п.п.4.2-4.3.
4.9 Оценка результатов контроля
4.9.1 Резьбы УБТ должны быть отбракованы по результатам ультразвукового контроля в следующих случаях:
1) если амплитуда эхо-импульса дефекта равна по высоте амплитуде эхо-импульса от искусственного дефекта или превышает ее;
2) если обнаруженный на «поисковой» чувствительности дефект является протяженным, т.е. если расстояние перемещения преобразователя-искателя по окружности торца между точками, соответствующими моментам исчезновения сигнала от дефекта, составляет более 20 мм.
4.9.2 Особенно тщательно необходимо исследовать те участки торца, при контроле которых появляется эхо-импульс, расположенный на правом краю зоны АСД. Такое положение импульса соответствует опасным виткам резьбы муфты и ниппеля, где наиболее вероятно возникновение усталостной трещины.
4.9.3 Если при контроле замковой резьбы ультразвуковым методом на экране дефектоскопа не появится никаких импульсов в зоне контроля или импульсы появляются на поисковой чувствительности и исчезают при незначительном смещении искателя, УБТ считается бездефектной.
4.10 Периодичность контроля УБТ
4.10.1 При каждом случае восстановления (ремонта) на трубной базе.
4.10.2 На буровой перед началом бурения каждой новой скважины, через каждые 450±50 ч чистого времени бурения после ввода комплекта УБТ в эксплуатацию. В дальнейшем периодичность проверки замковых резьб УБТ устанавливается руководством объединения или УБР в зависимости от типоразмера УБТ, геологических условий, способа бурения. При этом необходимо по возможности совмещать проведение проверок с окончанием бурения скважины, а также с переходом с одного типоразмера УБТ на другой.
Чем определяется периодичность нк элементов бурильной колонны
ГОСТ 33006.2-2014
(ISO 10407-2:2008)
Нефтяная и газовая промышленность
ОБОРУДОВАНИЕ ДЛЯ РОТОРНОГО БУРЕНИЯ
Контроль и классификация применяемых элементов бурового инструмента. Общие технические требования и методы контроля
Petroleum and natural gas industries. Rotary drilling equipment. Part 2. Inspection and classification of used drill stem elements. General technical requirements and control methods
Дата введения 2016-01-01
Предисловие
Цели, основные принципы и основной порядок проведения работ по межгосударственной стандартизации установлены ГОСТ 1.0-92 «Межгосударственная система стандартизации. Основные положения» и ГОСТ 1.2-2009 «Межгосударственная система стандартизации. Стандарты межгосударственные, правила и рекомендации по межгосударственной стандартизации. Правила разработки, принятия, применения, обновления и отмены»
Сведения о стандарте
1 ПОДГОТОВЛЕН Обществом с ограниченной ответственностью «ТЕХНОНЕФТЕГАЗ» (ООО «ТЕХНОНЕФТЕГАЗ») на основе собственного аутентичного перевода на русский язык стандарта, указанного в пункте 5
2 ВНЕСЕН Межгосударственным техническим комитетом по стандартизации МТК 523 «Нефтяная и газовая промышленность»
3 ПРИНЯТ Межгосударственным советом по стандартизации, метрологии и сертификации (протокол от 5 декабря 2014 г. N 46)
За принятие проголосовали:
Краткое наименование страны по МК (ИСО 3166) 004-97
Сокращенное наименование национального органа по стандартизации
4 Приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 12 августа 2015 г. N 1138-ст межгосударственный стандарт ГОСТ 33006.2-2014 (ISO 10407-2:2008) введен в действие в качестве национального стандарта Российской Федерации с 1 января 2016 г.
* Доступ к международным и зарубежным документам, упомянутым в тексте, можно получить, обратившись в Службу поддержки пользователей.
Международный стандарт разработан техническим комитетом по стандартизации ISO/TC 67 «Материалы, оборудование и морские сооружения для нефтяной, нефтехимической и газовой промышленности», подкомитетом SC 4 «Буровое и добывающее оборудование».
Перевод с английского языка (en).
Официальные экземпляры европейского регионального стандарта, на основе которого подготовлен настоящий межгосударственный стандарт, имеются в ФГУП «Стандартинформ».
Наименование настоящего стандарта изменено относительно наименования европейского регионального стандарта в связи с неточностью перевода.
Сведения о соответствии межгосударственных стандартов ссылочным международным стандартам приведены в дополнительном приложении ДА.
1 Область применения
Настоящий стандарт устанавливает требования по контролю для каждого уровня проверок (таблицы В.1-В.15) и процедуры для контроля и испытаний элементов бурильной колонны, бывших в эксплуатации. В соответствии с настоящим стандартом бурильная колонна включает следующие элементы: тело бурильной трубы, резьбовое упорное соединение, утяжеленную и толстостенную бурильные трубы, переводники бурильной колонны. Кроме приведенных выше элементов в компоновку низа бурильной колонны (КНБК) могут включаться калибраторы, центраторы, стабилизаторы, расширители, промежуточные опоры для УБТ, обратные клапаны, фильтры, шламометаллоуловители, амортизаторы, протекторные кольца, средства наклонно-направленного бурения, керноприемные устройства и другое специальное оборудование.
Настоящий стандарт содержит рекомендации для практических процедур и стандартных технологий, применяемых при проверках.
Практические процедуры, содержащиеся в настоящем стандарте, являются рекомендованными для проверок и/или диагностических испытаний, и их не следует трактовать как обязательные к применению со стороны организаций или владельцев, или они могут являться дополнением к другим методикам, расширяя существующие методы.
Настоящий стандарт содержит требования к квалификации персонала, проводящего проверки, методам для проведения проверок и калибровке оборудования, а также методики поверок. В проекте также приведена процедура для оценки дефектов и маркировки проверенных элементов колонны бурильных труб.
Настоящий стандарт содержит требования к изготовителям оригинального оборудования с минимально необходимой информацией для проверок оборудования, перечисленного в приложении А.
2 Нормативные ссылки
В настоящем стандарте использована нормативная ссылка на следующий межгосударственный стандарт:
ГОСТ ISO 9000-2011 Системы менеджмента качества. Основные положения и словарь
3 Термины и определения
Для целей настоящего стандарта применяются термины и определения, приведенные в ГОСТ ISO 9000 (для терминов по системе контроля качества, не приведенных ниже).
В настоящем стандарте применены следующие термины с соответствующими определениями:
3.1 армирование/наплавка твердым сплавом (hard-banding/hard-facing): Нанесение твердосплавного материала на наружную поверхность замка для уменьшения его износа.
3.2 безмуфтовый резьбовой конец (pin end): Элемент резьбового упорного соединения элемента бурильной колонны с наружной резьбой.
3.3 бесшовная труба (seamless pipe): Трубное изделие из деформируемой стали, изготовленное без сварного шва.
3.4 бурильная колонна (drill stem): Все составляющие элементы между вертлюгом или верхним силовым приводом и корпусом долота, включая буровую штангу. Бурильная колонна состоит из ведущей трубы, тонкостенных стальных бурильных труб и утяжеленных бурильных труб, к нижней части которых присоединяется буровое долото. В зависимости от условий бурения вблизи долота устанавливаются центрирующие, калибрующие, стабилизирующие и расширяющие устройства. Верхняя труба бурильной колонны соединена с вертлюгом, который с помощью крюка, талевого блока и каната подвешен на кронблоке, установленном в верхней части буровой вышки.
3.5 бурильная труба (drill pipe): Тело бурильной трубы с замками, приваренными методом сварки трением (рисунок 1).
3.6 виток резьбы (lead): Часть выступа резьбы, соответствующая одному полному обороту точек винтовой поверхности резьбы относительно оси резьбы.
3.7 ведущая, или рабочая труба (kelly): Толстостенная стальная труба, имеющая в сечении квадратную или шестигранную форму.
3.8 верхний шаровой клапан ведущей штанги (upper kelly cock): Клапан, находящийся непосредственно на ведущей трубе, который может быть закрыт для герметизации трубного пространства колонны бурильных труб.
3.9 владелец (owner): Физическое лицо, юридическое лицо или организация, обладающие правом собственности на оборудование.
3.10 вмятина (gall): Дефект поверхности в виде произвольно расположенных углублений различной формы, образовавшихся вследствие повреждения и ударов поверхности при транспортировке, правке, складировании и других операциях.
3.11 внутренняя резьба (box thread): Внутренняя резьба резьбового упорного соединения.
3.12 высаженный конец трубы (upset): Кованый конец бурильной трубы, используемый для повышения толщины стенки.
3.13 гибкая лента (pi tape): Гибкая стальная лента для измерения наружного диаметра трубы.
3.14 диаметр фаски замка (bevel diameter): Наружный диаметр упорных уплотнительных поверхностей (торца муфты и уступа ниппеля) резьбового упорного соединения замка.
3.15 допуск (tolerance): Поле, ограниченное наибольшим и наименьшим предельными размерами и определяемое величиной допуска и его положением относительно номинального размера.
3.16 заводская маркировка на трубе (mill slot): Отшлифованная поверхность на наружном диаметре замка бурильной трубы для обозначения марки материала, массы и серийного номер*.
3.17 зажимаемый роторными клиньями участок трубы (slip area): Часть тела трубы, на которой видно, что при подъеме и спуске бурильного инструмента клиновой захват неоднократно зажимается в одном и том же месте (рисунок 4).
3.18 зазубрина (dent): Изменение контура поверхности, вызванное механическим воздействием, не сопровождающееся сильными дефектами металла.
3.19 заточка (grind, noun): Место, где металл был снят с помощью точильного колеса в процессе оценки или устранения дефекта.
3.20 измерение (measure): Определение величины размера и указание ее в рабочем журнале.
3.22 калибровка (calibration): Совокупность операций, устанавливающих соотношение между значением величины, полученным с помощью данного средства измерений, и соответствующим значением величины, определенным с помощью эталона, с целью определения действительных метрологических характеристик этого средства измерений.
3.23 класс 2 (class 2): Второй класс в иерархии классификации эксплуатации бурильных труб, бывших в употреблении, не соответствующих требованиям премиум-класса.
3.24 класс 3 (class 3): Третий класс в иерархии классификации эксплуатации бурильных труб, бывших в употреблении, не соответствующих требованиям класса 2.
3.25 код массы трубы на единицу длины (weight code): Безразмерное условное обозначение массы единицы длины тел бурильных труб. Код массы используют при оформлении заказов на бурильные трубы, а также при их маркировке.
3.26 колонна бурильных труб (drill string): Соединение нескольких секций или звеньев бурильной трубы с бурильными замками.
3.27 контроль/осмотр (inspection): Процесс замера, осмотра, шаблонирования, проверки или другие способы подтверждения соответствия изделия установленным требованиям.
3.28 коррозия (corrosion): Изменения или разрушения материала под влиянием среды.
3.29 коэффициент прочности на изгиб (КПИ) [bending-strength ratio (BSR)]: Отношение момента сопротивления внутренней резьбы и наружной резьбы на последнем витке.
3.30 критическая область (critical area): Зона от основания упорного заплечика бурильного замка до поверхности, удаленной на 660 мм (26 дюймов), или у окончания вмятин от клиньев, в зависимости от того, что находится на большем расстоянии (рисунок 4).