Ряд исполнений нагревателей нэси имеет модульную компоновку что дополнительно позволяет размещать их

Оборудование для воздействия на пласт

Для увеличения и восстановления производительности и приемистости скважин применяют оборудование, позволяющее воздействовать на пласт тепловыми, механическими и химическими методами.

Тепловое воздействие на призабойную зону предотвращает образование парафинистых и смолистых отложений в поровом пространстве пласта и способствует увеличению текущей и суммарной добычи нефти. Прогрев зоны удлиняет межремонтный период эксплуатации скважины, так как повышается температура нефти и снижается ее вязкость, уменьшается количество парафина, отлагающегося на стенках подъёмных труб и в выкидных линиях.

Парогенераторные установки УПГ-60/16М, УПГ-50/6М (рис. 44) предназначены для паротеплового воздействия на пласт с целью увеличения коэффициента нефтеотдачи.

Рис. 44. Принципиальная схема парогенераторной установки УПГ-50/6М:

1 – дроссельное устройство; 2 – парогенератор; 3 – подогреватель топлива; 4 – дутьевой вентилятор; 5 – подогреватель воздуха; 6 – топливный насос; 7 – деаэратор; 8 – охладитель деаэрированной воды; 9 – электронасосный агрегат; 10 – сульфоугольный фильтр; 11 – насос химочищенной воды; 12 – бак химочищенной воды; 13 – насос исходной воды; 14 ‑ подогреватель исходной воды; 15 – фильтр химводоочистки

Техническая характеристика УПГ-60/16М УПГ-50/6М

Рекомендуемые файлы

Производительность по пару, т/ч 60 50

Теплопроизводительность, Гкал/ч 34,4 25,4

Номинальное давление, МПа 16,0 6,0

Установленная электрическая мощность, кВт 1528,0 1294,0

Температура обработанных газов, °С 320 343

КПД установки, % 80,0 83,9

Вид топлива газ газ, нефть

Производительность по пару, т/ч 16

Давление пара, МПа 9,81

Температура пара, °C 310

Теплопроизводительность, Гкал/ч 0,94

Масса установки без заправки водой и топливом, кг 15350

Вместимость цистерны, м 3 5,2

Рис. 45. Парогенераторная установка ППУА-1600/100

Устьевая арматура АП-65/210, АП-65/50´16У1 (рис. 46) предназначена для герметизации устья скважин при паротепловом воздействии на пласт.

Рис. 46. Устьевая арматура АП-65/210, АП-65/50´16У1:

1 – устьевой сальник; 2 – задвижка; 3 – устьевое шарнирное устройство; 4 – специальная труба

Арматура (рис. 46) состоит из устьевого сальника 1, предназначенного для компенсации теплового расширения 4 (удлинения) колонны НКТ, задвижки 2 и устьевого шарнирного устройства 3. Шарнирное устройство обеспечивает компенсацию термических удлинений эксплуатационной колонны и паропровода от парогенератора к скважине.

Тип арматуры АП-65/210 АП-65/50´16У1

Рабочее давление, МПа 15 16

Максимальная температура, °С 320 345

Условный проход, мм 65 65

Рис. 47. Термостойкий пакер:

Термостойкие пакеры ПВ-ЯГМ-Г-122-140, ПВ-ЯГМ-7-140-140, предназначены для герметизации ствола скважины при нагнетании теплоносителя, в том числе для разобщения затрубного пространства в скважине от закачиваемого пара в пласт. Последнее исключает необходимость в спуске дополнительной изолирующей колонны.

Тип пакеров ПВ-ЯГМ-Г-122-140 ПВ-ЯГМ-Г-140-140

Диаметр обсадных труб, мм 146 146

Максимальный перепад давлений, МПа 14,0 14,0

Максимальная температура, °С 325 325

Условный диаметр обсадных труб, мм 146 168

Давление при посадке пакера, МПа 20 20

Диаметр пакера, мм 122 140

Длина пакера, мм 1690 2370

Электротепловая обработка. Этот способ проще и дешевле, чем предыдущий. Температуру в призабойной зоне обычно повышают глубинными электронагревателями (рис. 48). Для прогрева больших зон пласта в пласт закачивают пар с тепературой до 300°С или горячую воду с температурой около 200°С. Для поддержания пластового давления используют горячую воду с температурой, близкой к пластовой (60¸100°С).

Рис. 48. Глубинный электронагреватель:

1 – крепление кабель-троса; 2 – проволочный бандаж; 3 – кабель-трос КТГН-10; 4 – головка электронагревателя; 5 – асбестовый шнур; 6 – свинцовая заливка; 7 – нажимная гайка; 8 ‑ клеммная полость; 9 – нагревательный элемент

Для прогрева призабойной зоны выпускается самоходная установка электропрогрева сквашен (СУЭПС). Установки СУЭПС рассчитаны на глубину спуска нагревателя до 1200 и 1500 м. Мощность нагревателей 10,5; 21 и 25 кВт. Установка состоит из нагревателя, спускаемого в скважину на кабель-тросе. На устье кабель закрепляется зажимом. На поверхности имеется автотрансформатор для повышения напряжения и станция управления для включения и отключения нагревателя, защиты оборудования при номинальных или аварийных режимах (коротком замыкании, работе на двух или одной фазах, работе без нагрузки и т.д.) и для регистрации величины напряжения, силы тока и температуры нагрева полости скважины у нагревателя.

Нагреватель состоит из трех трубчатых электронагревательных элементов (ТЭН). ТЭН представляет собой стальную трубку, внутри которой спираль из нихромовои проволоки расположена в кварцевом песке или плавленной окиси магния. Последняя служит изоляцией спирали и являются хорошим теплопередатчиком. Три такие трубки расположены в кожухе и составляют нагреватель.

Автотрансформатор и станция управления взяты от установок глубинных центробежных насосов (ЭЦН). Это оборудование размещается на прицепе автомашины.

Оба нагревателя предназначены для работы в скважинах с высоковязкой нефтью, оборудованных скважинными штанговыми насосами.

Нагреватель НЭСИ 50-122М (рис. 49) состоит из сердечника, катушек индуктивности, головки токовода, переводника кожуха, диафрагмы и корпуса.

Рис. 49. Нагреватель электрический скважинный индукционный НЭСИ50-122М:

1 – кабель; 2 – патрубок; 3 – головка токовода; 4 – катушка; 5 – сердечник; 6 – центральная труба; 7 ‑ переводник; 8 – кожух; 9 – диафрагма; 10 – втулка; 11, 14 – крышка; 12, 17 – центратор; 13 ‑ гайка; 15 – термореле; 16 – корпус

Сердечник выполнен из трубы углеродистой стали и присоединяется резьбой к головке токовода. На сердечнике размещены три катушки индуктивности, фазы которых соединены в звезду и имеют три ввода, к которым через выводной кабель и втулку присоединяется вилка силового кабеля.

Нагреватель начинает работать при подаче напряжения по кабелю, при этом на катушке индуктивности в сердечнике и кожухе возникают вихревые токи, которые нагревают кожух и сердечник, а, следовательно, и жидкость протекающую внутри сердечника и омывающую нагреватель снаружи. Трансформаторное масло, находящееся в полости нагревателя, выполняет функцию гидрозащиты, а также является переносчиком тепла от более к менее нагретым частям нагревателя, предотвращая местные перегревы. Диафрагма предназначена для компенсации расширения трансформаторного масла и создания избыточного давления в полости нагревателя.

Нагреватель НЭСИ50-122Т также как НЭСИ50-122М устанавливается ниже скважинного штангового насоса в зоне продуктивного пласта.

Отличительной особенностью нагревателя НЭСИ50-122М является то, что его сердечник изготавливается из немагнитного материала.

Тип НЭСИ50-122Т НЭСИ50-122М

Давление окружающей среды в месте

подвески нагревателя, МПа 30 30

Минимальный внутренний диаметр

обсадной колонны, мм 128 128

Температура нагрева жидкости, °С 90 90

Максимальная мощность, кВт 50 50

Напряжение питания при максимальной

мощности, В 1023 549

Частота тока, Гц 50 50

Габаритные размеры, мм

Забойные электронагревательные системы ЕВНН фирмы «Петротерм» (рис. 50) обеспечивают электронагрев продуктивной зоны для снижения вязкости пластовой нефти или предупреждения отложений парафина, благодаря этому производительность скважины увеличивается в 2¸8 раз и более. Стандартные системы пригодны для скважин с начальным дебитом 1¸50 баррел/сут. Сборка нагревателей закрепляется непосредственно на колонне НКТ. Электроэнергия подается по стальному бронированному кабелю или сплошному стальному проводнику, системы переменного тока напряжением 480 В, мощностью 44 кВт являются стандартными для скважин глубиной до 4000 фут. Модели с более высоким напряжением или мощностью рекомендуются для более глубоких скважин. Оборудование, рассчитанное на меньшую мощность, может работать при напряжении 240 В. В течение всего срока обработки скважина остается в насосной эксплуатации. Выбор конкретной модели зависит исключительно от характеристик продуктивного пласта и скважины.

Рис. 50. Забойная электронагревательная система ЕВНН

Характеристики забойных электронагревательных систем ЕВНН

Мощность Дебит скважины до Сила переменного тока

нагревателей термообработки, при напряжении 480 В, Число фаз

кВт/тыс. ВтV/ч баррел/сут А

5/17 1¸5 В/D 11 Amp 1ф

3.2. Оборудование механического и химического воздействия на пласт

Воздействие на призабойную зону пласта позволяет интенсифицировать добычу нефти и газа за счет увеличения проницаемости призабойной зоны. Выделяют основные методы воздействия: механические, химические и комплексные.

3.2.1. Оборудование для гидроразрыва пласта

В комплекс оборудования для гидроразрыва пласта входят: насосные установки, пескосместительные установки, автоцистерны для транспортирования жидкостей разрыва, арматура устья скважины, пакеры, якори и другое вспомогательное оборудование.

Для гидроразрыва в частности, может быть использовано следующее оборудование.

Пакеры с опорой на забой: ПМ; ОПМ.

Пакеры плашечные (без опоры на забой): ПШ; ПС; ПГ.

Насосные установки (агрегаты): УН1-630-700А; НА-105-1; 2АН-500; 3АН-500 и 4АН-700.

Пескосместительные установки: 4ПА; УСП-50 (до 9т. песка).

Блок манифольда: 1БМ-700; 1БМ-700С.

Арматура устья: 2АУ-700; 2АУ-700СУ.

Насосные установки (агрегаты) 2АН-500, 3АН-500 и 4АН-700 предназначены для закачки рабочих жидкостей: жидкости разрыва, песконосителя и продавочной жидкости.

Насосная установка (агрегат) 4АН-700 монтируется на шасси грузового трехосного автомобиля КрАЗ-275Б1А и состоит из силовой установки 9УС-800, коробки передач ЗКПМ, трехплунжерного насоса 4Р-700, манифольда и системы управления.

Характеристика установок 2АН-500, 3АН-500 и 4АН-700 приведена в табл. 14.

Источник

ОБОРУДОВАНИЕ ДЛЯ ТЕПЛОВОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ПЛАСТ

ОБОРУДОВАНИЕ ДЛЯ ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ПЛАСТ

Для увеличения и восстановления производительности и приемистости скважин применяют оборудование, позволяющее воздействовать на пласт тепловыми, механическими и химическими методами.

Тепловое воздействие на призабойную зону предотвращает образование парафинистых и смолистых отложений в поровом пространстве пласта и способствует увеличению текущей и суммарной добычи нефти. Прогрев зоны удлиняет межремонтный период эксплуатации скважины, так как повышается температура нефти и снижается ее вязкость, уменьшается количество парафина, отлагающегося на стенках подъёмных труб и в выкидных линиях.

Призабойную зону скважины прогревают следующими способами: нагнетанием в пласт на некоторую глубину теплоносителя — насыщенного или перегретого пара, растворителя, горячей воды или нефти; спуском на забой (в фильтровую зону) нагревателя-электропечи или погружной газовой горелки.

Обработка паром. При этом способе теплоноситель — пар получают от полустационарных котельных и передвижных котельных установок ППГУ-4/120 М, «Такума» КSК, а также парогенераторных установок типа УПГ и ППУА. Если давление нагнетания до 4 МПа, то используют паровые котельные общего типа ДКВР-10/39 и скважинное оборудование (устьевое и внутрискважинное). Устье оборудуют арматурой типа АП, лубрикатором типа ЛП 50-150 и колонной головкой ГКС.

Парогенераторные установки УПГ-60/16М, УПГ-50/6М (рисунок 85) предназначены для паротеплового воздействия на пласт с целью увеличения коэффициента нефтеотдачи.

Рисунок 85 — Принципиальная схема парогенераторной установки УПГ-50/6М

1 — дроссельное устройство; 2 — парогенератор; 3 — подогреватель топлива; 4 — дутьевой вентилятор; 5 — подогреватель воздуха; 6 — топливный насос; 7 — деаэратор; 8 — охладитель деаэрированной воды; 9 — электронасосный агрегат; 10 — сульфоугольный фильтр; 11 — насос химочищенной воды; 12 — бак химочищенной воды; 13 — насос исходной воды; 14 — подогреватель исходной воды; 15 — фильтр химводоочистки.

Парогенераторная установка ППУА-1600/100 (рисунок 86) состоит из цистерны для воды 1, емкости для топлива 2, парогенератора 3, питательного насоса 4, вентилятора высокого давления 5, топливного насоса 7, привода установки 8, приборов 6 и трубопроводов 9.

Рисунок 86 — Парогенераторная установка ППУА-1600/100

Устьевая арматура АП-65/210, АП-65/50´16У1 (рисунок 87) предназначена для герметизации устья скважин при паротепловом воздействии на пласт.

Арматура состоит из устьевого сальника 1, предназначенного для компенсации теплового расширения 4 (удлинения) колонны НКТ, задвижки 2 и устьевого шарнирного устройства 3. Шарнирное устройство обеспечивает компенсацию термических удлинений эксплуатационной колонны и паропровода от парогенератора к скважине.

Рисунок 87 — Устьевая арматура АП-65/210, АП-65/50´16У1

1 — устьевой сальник; 2 — задвижка; 3 — устьевое шарнирное устройство; 4 — специальная труба.

Рисунок 88 — Термостойкий пакер

1 — переводник; 2 — верхний шлипсовый узел; 3 — уплотитель; 4 — нижний шлипсовый узел; 5 — гидроцилиндр; 6 — клапанный узел; 7 — фильтр.

Термостойкие пакеры ПВ-ЯГМ-Г-122-140, ПВ-ЯГМ-7-140-140, предназначены для герметизации ствола скважины при нагнетании теплоносителя, в том числе для разобщения затрубного пространства в скважине от закачиваемого пара в пласт. Последнее исключает необходимость в спуске дополнительной изолирующей колонны.

Электротепловая обработка. Этот способ проще и дешевле, чем предыдущий. Температуру в призабойной зоне обычно повышают глубинными электронагревателями (рисунок 89). Для прогрева больших зон пласта в пласт закачивают пар с тепературой до 300 °С или горячую воду с температурой около 200 °С. Для поддержания пластового давления используют горячую воду с температурой, близкой к пластовой (60 ¸ 100 °С).

Рисунок 89 — Глубинный электронагреватель

1 — крепление кабель-троса; 2 — проволочный бандаж; 3 — кабель-трос КТГН-10; 4 — головка электронагревателя; 5 — асбестовый шнур; 6 — свинцовая заливка; 7 — нажимная гайка; 8 — клеммная полость;

9 — нагревательный элемент.

Для прогрева призабойной зоны выпускается самоходная установка электропрогрева скважен (СУЭПС). Установки СУЭПС рассчитаны на глубину спуска нагревателя до 1200 и 1500 м. Мощность нагревателей 10.5; 21 и 25 кВт. Установка состоит из нагревателя, спускаемого в скважину на кабель-тросе. На устье кабель закрепляется зажимом. На поверхности имеется автотрансформатор для повышения напряжения и станция управления для включения и отключения нагревателя, защиты оборудования при номинальных или аварийных режимах (коротком замыкании, работе на двух или одной фазах, работе без нагрузки и т.д.) и для регистрации величины напряжения, силы тока и температуры нагрева полости скважины у нагревателя.

Нагреватель состоит из трех трубчатых электронагревательных элементов (ТЭН). ТЭН представляет собой стальную трубку, внутри которой спираль из нихромовои проволоки расположена в кварцевом песке или плавленной окиси магния. Последняя служит изоляцией спирали и являются хорошим теплопередатчиком. Три такие трубки расположены в кожухе и составляют нагреватель.

Автотрансформатор и станция управления взяты от установок глубинных центробежных насосов (ЭЦН). Это оборудование размещается на прицепе автомашины.

Нагреватели электрические скважинные индукционные типа НЭСИ 50-122 выпускаются двух модификаций; НЭСИ 50-122Т и НЭСИ 50-122М. Первый предназначен для тепловой обработки призабойной зоны скважины, а второй — для магнитной обработки скважинной жидкости с целью борьбы с отложениями парафина.

Оба нагревателя предназначены для работы в скважинах с высоковязкой нефтью, оборудованных скважинными штанговыми насосами.

Нагреватель НЭСИ 50-122М (рисунок 90) состоит из сердечника, катушек индуктивности, головки токовода, переводника кожуха, диафрагмы и корпуса.

Рисунок 90 — Нагреватель электрический скважинный индукционный НЭСИ50-122М

1 — кабель; 2 — патрубок; 3 — головка токовода; 4 — катушка; 5 — сердечник; 6 — центральная труба; 7 — переводник; 8 — кожух; 9 — диафрагма; 10 — втулка; 11, 14 — крышка; 12, 17 — центратор; 13 — гайка;

15 — термореле; 16 — корпус.

Сердечник выполнен из трубы углеродистой стали и присоединяется резьбой к головке токовода. На сердечнике размещены три катушки индуктивности, фазы которых соединены в звезду и имеют три ввода, к которым через выводной кабель и втулку присоединяется вилка силового кабеля.

Нагреватель начинает работать при подаче напряжения по кабелю, при этом на катушке индуктивности в сердечнике и кожухе возникают вихревые токи, которые нагревают кожух и сердечник, а, следовательно, и жидкость протекающую внутри сердечника и омывающую нагреватель снаружи. Трансформаторное масло, находящееся в полости нагревателя, выполняет функцию гидрозащиты, а также является переносчиком тепла от более к менее нагретым частям нагревателя, предотвращая местные перегревы. Диафрагма предназначена для компенсации расширения трансформаторного масла и создания избыточного давления в полости нагревателя.

Нагреватель НЭСИ50-122Т также как НЭСИ50-122М устанавливается ниже скважинного штангового насоса в зоне продуктивного пласта.

Отличительной особенностью нагревателя НЭСИ50-122М является то, что его сердечник изготавливается из немагнитного материала.

Забойные электронагревательные системы ЕВНН фирмы «Петротерм» (рисунок 91) обеспечивают электронагрев продуктивной зоны для снижения вязкости пластовой нефти или предупреждения отложений парафина, благодаря этому производительность скважины увеличивается в 2 ¸ 8 раз и более. Стандартные системы пригодны для скважин с начальным дебитом 1 ¸ 50 баррел/сут. Сборка нагревателей закрепляется непосредственно на колонне НКТ. Электроэнергия подается по стальному бронированному кабелю или сплошному стальному проводнику, системы переменного тока напряжением 480 В, мощностью 44 кВт являются стандартными для скважин глубиной до 4000 фут. Модели с более высоким напряжением или мощностью рекомендуются для более глубоких скважин. Оборудование, рассчитанное на меньшую мощность, может работать при напряжении 240 В. В течение всего срока обработки скважина остается в насосной эксплуатации. Выбор конкретной модели зависит исключительно от характеристик продуктивного пласта и скважины.

Характеристики забойных электронагревательных систем ЕВНН (стандартные модели):

Рисунок 91 — Забойная электронагревательная система ЕВНН

Источник

Неэлектрические системы инициирования

Главная > Реферат >Геология

Техническое обслуживание фирмы ВСИ 4

Применяемая ударная трубка 4

Неэлектрический детонатор 5

Неэлектрическая система инициирования 5

Изделия неэлектрической системы инициирования 6

1. Примадет ® серии MS 7

2. Примадет ® серии LP 7

3. Примадет ® серии EZ Det ® 9

4. Примадет ® серии EZ TL™ 10

Инициирование неэлектрической системы 11

Типовые схемы коммутации взрывной сети 11

Неэлектрические системы инициирования предста­вляют собой простые в использовании системы, предназначенные для ведения взрывных работ на земной поверхности, в подземных рудниках и шахтах, не опасных по газу и пыли.

Они допускают создание неограниченного количества комбинаций и могут применяться со всеми типами взрывчатых веществ.

Основой неэлектрической системы инициирования является ударная трубка (волновод), которая служит для передачи инициирующего импульса на неэлектри­ческий детонатор. Конструкция ударной трубки обес­печивает безопасность и надежность системы в любых сложных условиях в процессе заряжания.

Основанная в 1872 году MaxamCorp, S.A.U. производит полный спектр взрывчатых веществ от динамитов до высокотехнологичных эмульсионных взрывчатых веществ нового поколения, которые поставляются на международные рынки через местные дочерние фирмы, расположенные по всему миру.

ВСИ производит неэлектрические детонаторы Примадет ® по лицензии компании UEB

Фирма ВСИ привлекает к работе высококвалифицированных специалистов, целью которых является предложить к услугам наших потребителей продукцию, выполненную с учетом последних технологических новшеств, благодаря постоянно ведущимся исследованиям в этой области, что позволяет повысить эффективность взрывных работ и гарантировать успешное проведение горных работ.

Постоянная работа ВСИ над разработкой новых видов продукции и производственных процессов, которые бы не оказывали отрицательного воздействия на окружающую среду. Фирма ВСИ располагает техническим опытом и самыми передовыми средствами для минимализации отрицательного влияния взрывных работ на экологию.

Техническое обслуживание фирмы ВСИ

Фирма ВСИ предоставляет в распоряжение своих потребителей свой опыт и самые современные системы проектирования взрывных работ, позволяющие достигнуть лучших результатов. Ниже приводятся некоторые из оказываемых видов услуг:

— проектирование взрывных работ с помощью компьютера;

— экономический анализ горных работ;

— специальное проектирование взрывных работ;

— организация специализированных учебных курсов для технического персонала и непосредственных пользователей;

Применяемая ударная трубка

Ударная трубка представляет собой пластиковую трубку малого диаметра, с нане­сенным на внутреннюю поверхность канала трубки тонкого слоя реагирующего материала (около 15 миллиграмм на 1 п/м).

При инициировании ударная трубка надежно передает низкоэнергетический ини­циирующий импульс со скоростью 2000 м/с от точки инициирования к противо­положному концу. Ударная волна такого типа подобна взрыву пыли, которая распространяется по трубке, расположенной под любым углом и содержащей различного рода узлы и петли. Детонация поддерживается таким малым количеством реагирующего материала, что наружная поверхность ударной трубки не претерпевает никаких изменений после прохождения инициирующего импуль­са. На способности ударной трубки передавать инициирующий импульс не отра­жается направление инициирования взрывчатого вещества. Более того, сопри­косновение ударных трубок и их пересечение не приводит к передаче импульса от одной трубки к другой.

Ударная трубка, как неэлектрическая система, не передает инициирующего импульса при воздействии высокочастотного радиоизлучения, статического электричества и блуждающих токов, открытого огня, при трении и ударе в нормальных условиях горнодобывающего предприятия.

(1) заряд на основе бризантного ВВ, детонатор Примадет ® по инициализирующей способности соответствует детонатору № 8;

(2) инициирующий заряд, который получает инициирующий импульс от замед­ляющего состава и передает его к заряду из бризантного ВВ;

(4) Буфер замедления инициирования выполняет три основных функции:

а) Равномерно распределяет энергию от ударной трубки по всей поверхности зажигательной композиции и, таким образом, повысить точность времени замедления детонатора.

б) Предотвращает отказы в линии замедления.

(5) Полупроводящая резиновая пробка выполняет две основные функции:

а) Обеспечивает герметичность детонатора.

б) Обеспечивает снятие зарядов статического электричества с корпуса детонатора (проверяется на напряжении 20 kV).

Рис. 1 – детонатор неэлектрической системы Примадет ®

Неэлектрическая система инициирования

К каждому детонатору прикреплен соединитель J-hook, который обеспечивает быстрое и надежное соединение трубки с детонирующим шнуром. Конец ударной трубки герметично заварен с помощью ультразвуковой сварки для предотвращения проникновения воды и увлажнения канала трубки. Каждое изделие имеет водо- и износостойкую бумажную бирку с указанием серии и номинала замедления.

У дарная трубка формируется в бухты с помощью кольца из водостойкой ламинированной бумаги. Кольцо легко снимается и содержит информацию о длине каждого изделия и серии замедления. Изделия с небольшими длинами ударных трубок скомплектованы в пакеты по 5 штук. Все остальные укладываются от­дельно.

Изделия неэлектрической системы инициирования

ВСИ производит четыре основных изделия неэлектрической системы инициирования:

1. Примадет ® серии MS

2. Примадет ® серии LP

3. Примадет ® серии EZ Det ®

4. Примадет ® серии EZ TL™

Рис. 3 – Семейство изделий Примадет ®

1. Примадет ® серии MS

Миллисекундная серия (MS) может быть использована в большинстве случаев взрывных работ на земной поверхности. Она имеет периоды замедления с шагом 25 и 50 миллисекунд и может иметь ударные трубки любой желаемой длины.

Изделия Примадет ® серии MS идентифицируются по оранжевой окраске ударной трубки и биркой белого цвета с надписями красного цвета.

Источник