Бурение скважин. 2

1.Экономическое  сровнение роторного и турбинного  способа бурения.

В последние годы роторный способ бурения скважин на воду получил  неоправданно большое распространение  и усиленно рекламируется как  прогрессивный, знаменующий собой  внедрение в производство новой  техники, и в то же время экономически очень выгодный. Однако роторный способ бурения противопоказан для сооружения разведочно-эксплуатационных скважин  на воду.

Роторный способ для бурения  скважин на воду был механически  заимствован из практики бурения  на нефть, т. е. из области, в которой  он уже почти полностью заменен  турбинным бурением. В свое время  роторное бурение получило распространение  в нефтяной промышленности вследствие большей механической скорости проходки в породах низких категорий по буримости и возможности более  быстрого, чем при ударном бурении, достижения относительно больших глубин (1500—2000—3000 м), на которых обычно залегают нефтяные пласты.

Другим фактором, обусловившим внедрение  роторного способа бурения на нефть, был значительно меньший, чем при ударном бурении, расход обсадных труб; при роторном бурении  выход колонны обсадных труб одного диаметра может достигать нескольких сотен метров. Благодаря этому  значительно снижается стоимость  глубоких скважин, пробуренных роторным способом в мягких породах, представляющих геологический разрез нефтяных месторождений  юга СССР. К тому же следует учесть, что проходка скважины глубиной 2000—3000 м ударно-канатным способом практически  просто неосуществима и поэтому  внедрение роторного и турбинного способов бурения в нефтяной промышленности было обусловлено технической необходимостью и экономической целесообразностью.

Из данных, приведенных в таблице, видно, что удельные дебиты скважин  ударного бурения намного больше, чем удельные дебита скважин, пробуренных  вращательным способом.

М. А. Хордикайнен также считает, что единственной причиной относительно меньших дебитов скважин в  районе Джезказгана является специфика  технологии вращательного бурения, способствующая почти необратимой  кольматации трещин и каверн в породах, прилегающих к водоприемной части.

Полную кольматацию водоносного  горизонта в результате промывки скважин глинистым раствором  при роторном бурении подтверждает и З. М. Вортман 1. Он описывает случай, когда на основании данных роторного  бурения было дано заключение о невозможности  получения необходимого дебита на участке  водозабора в районе Белгорода. Однако в результате контрольного бурения  ударно-канатным способом и опробования  скважины оказалось, что действительный дебит в 40 раз больше, чем ранее  установленный, и вполне обеспечивает потребителя.

Много аналогичных примеров приводит З. М. Вортман также в своей  книге «Практика ударно-канатного  бурения на воду» (1966).

При бурении одиночных разведочно-эксплуатационных скважин, выполняемом, как правило, без предварительной разведки, исследование, опробование и выбор для эксплуатации водоносного горизонта должны решаться в процессе сооружения скважин.

Требования же и условия технологии роторного бурения исключают  возможность технически правильного 'ведения гидрогеологических наблюдений и соответствующего опробования  проходимых горизонтов.

Серьезным техническим недостатком  роторного бурения является также  ограниченность начальных диаметров, не превышающих в настоящее время 406 мм. Бурение инструментом большего диаметра связано с техническими затруднениями, резко снижает механическую скорость проходки и вызывает преждевременный  износ станков.

Изложенное позволяет сделать  вывод, что роторный способ можно  применять для бурения глубоких одиночных разведочно-эксплуатационных скважин при недостаточной изученности  района только тогда, когда бурение  ударно-канатным способом технически неосуществимо или явно нерентабельно, или для бурения скважин на участках групповых водозаборов  после того, как эти участки  были ранее детально разведаны и  опробованы в гидрогеологическом отношении.

Для сравнительной оценки всех преимуществ  и недостатков того и другого  вида бурения на воду необходимо рассмотреть  еще два фактора: глубину скважин  и стоимость бурения. Известно, что  роторное бурение имеет решающее преимущество перед ударно-канатным, когда необходимо бурить скважины большой  глубины (1000—3000 м).

Подземные же воды, используемые для  водоснабжения, на территории СССР находятся  на сравнительно небольших глубинах. Исключение представляют или сравнительно малые районы (например, восточной  части Украины), или пока еще слабо  освоенные территории страны (отдельные  участки Западной Сибири, северо-восточного Казахстана, Прикаспийской низменности  и т. п.), где глубины скважин  достигают 700—800 м и более.

Это положение может быть иллюстрировано данными о распределении разведочно-эксплуатационных скважин на воду по глубине (в %), пробуренных  одной из ведущих буровых организаций  на территории СССР с 1955 по 1960 г.

Роторный  способ

ТУРБИННОЕ БУРЕНИЕ (а. turbodrilling; н. Turbinenbohren, Turbohren; ф. forage а la turbine, turboforage; и. perforacion а turbina, sondeo а turbina, turboper-foracion) — способ вращательного бурения с применением  в качестве рабочего органа турбобура. Ведётся трёхшарошечными, алмазными  и безопорными долотами из композиционных сверхтвёрдых материалов на глубине  до 2500-3000 м с частотой вращения долота 300-400 об/мин, а в более глубоких скважинах — 200-250 об/мин. В зависимости  от условий бурения применяются  турбобуры с разными характеристиками и конструктивными особенностями. Например, при бурении с промывкой  скважин водой используют турбобуры  с повышенными расходами жидкости. В твёрдых и крепких породах  турбинное бурение осуществляется с применением устройств для  подавления вибрации долота, что увеличивает  его стойкость. В породах мягкой и средней крепости применяются  турбобуры с большим запасом  вращающего момента, чем при бурении  крепких пород.

Турбинное бурение по сравнению  с роторным характеризуется большей  механической скоростью, но меньшей  проходкой на рейс долота. Для увеличения проходки на рейс снижают обороты  долота, что существенно улучшает их отработку. Турбинное бурение используется для бурения эксплуатационных (75-76% общего объёма проходки в CCCP), разведочных и других исследовательских скважин (в т.ч. Кольской сверхглубокой скважины) в породах любой крепости. Создание способа наклонно-направленного турбинного бурения позволило проходить наклонные скважины практически с теми же скоростями, что и вертикальные. Большое экономическое значение имело применение наклонно-направленного турбинного бурения при Кустовом бурении в Западной Сибири и с морских платформ на Каспийском море. За рубежом турбинное бурение распространено значительно меньше, чем в CCCP, и используется главным образом с алмазными долотами и при проходке наклонных скважин.

Дальнейшее развитие турбинное  бурение связано с улучшением характеристик турбин, повышением их кпд, понижением частот вращения на разгонных  режимах, понижением перепада давлений в турбобурах, повышением стойкости, надёжности и межремонтных сроков работы турбобуров, приспособлением их для  работы с высоконапорными долотами, тахометрированием частот вращения вала турбобура и автоматизацией подачи инструмента в процессе бурения.

2. Выбор способа  и средств контроля технологических  процесов бурения.

Для контроля технологических процессов  бурения сушествуют такие приборы  как: ГИВ (Гидровлический Индикатор  Веса), он измеряет вес на крюке;    Монометр – это прибор для измерения  давления таких как давление на устье  и забое и т.д.;    Термометр  это прибор для измерения температуры  в стволе скважины и т.д.;    Ариометр – это прибор для измерения  плотности жидкостей и твёрдых  тел. На практике применяют ариометр двух видов постояного веса и ариометр постояного объёма.

2.1 Выбор способа контроля технических  процессов бурения (ГТИ).

Геолого-технологические  исследования (ГТИ) являются составной  частью геофизических исследований нефтяных и газовых скважин и  предназначены для осуществления  контроля за состоянием скважины на всех этапах ее строительства и ввода  в эксплуатацию с целью изучения геологического разреза, достижения высоких  технико-экономических показателей, а также обеспечения выполнения природоохранных требований.

ГТИ проводятся непосредственно в процессе бурения  скважины, без простоя в работе буровой бригады и бурового оборудования; решают комплекс геологических и  технологических задач, направленных на оперативное выделение в разрезе  бурящейся скважины перспективных  на нефть и газ пластов-коллекторов, изучение их фильтрационно-емкостных  свойств и характера насыщения, оптимизацию отбора керна, экспрессное  опробование и изучение методами ГИС выделенных объектов, обеспечение  безаварийной проводки скважин и  оптимизацию режима бурения.

ГТИ в бурящихся  нефтяных и газовых скважинах  проводятся в соответствии с "Правилами  геофизических исследований и работ  в нефтяных и газовых скважинах" и с учетом требований "Правил безопасности в нефтяной и газовой  промышленности", "Типовых инструкций по безопасности геофизических работ", "Правил эксплуатации электроустановок" и других действующих нормативных  документов.

Настоящая Инструкция определяет цели и задачи службы ГТИ, область применения, организационную  структуру, технические требования на подготовку скважин, рекомендуемые  к применению комплексы исследования, вопросы техники безопасности при  производстве работ.

В Инструкции приводятся основные условия производства работ, критерии оценки качества исследований, требования к оформлению результатов  исследований и порядок передачи их Заказчику. Непосредственным Заказчиком у Производителя работ по ГТИ  являются недропользователи или  операторы, которым недропользователи  передают работы по использованию недр (разведочные, добывающие предприятия, имеющие выданную в установленном  порядке лицензию на осуществление  соответствующих видов деятельности).

При провидении ГТИ газового каротажа иследуют и анализируют геологическую  информацию получаемую из выбуренной породы и промывочной  жидкости для  того чтобы выявить следы содержания газа и нефти в процессе бурения  скважин.

ГТИ служит так-же важным инструментом обеспечивающим безопасность работ  в процессе строительства скважин  путём контроля и расчёта давлений, контроля притоков и поглощений флюидов, а так-же провидение качественого а в последнее время и каличественого анализов газа, экстрагированых и промывочных жидкостей ГТИ и газовый каротаж используется при бурении большинства иследовательских и эксплуационых скважин.

2.2 Выбор средств контроля технологических  процессов (ГИВ, монометров, термометров,  ариометров, расхономер).

     Гидровлический индикатор веса (ГИВ) состоит из трансформатора довления и монометров – показываюшего и смопишушего. По показываюшим приборам бурильшик контролирует текуший процесс бурения. По запеси диограммы самопишушего монометра изучаются процесс бурения скважини работы связоные с её проводкой.

    Монометор – это пребор  дл измирения довления житкостей  и газов. На буровой он преднозначен  для того чтобы измерять различные  давления такие как довление  на устье скважины, давление пластов,  и т.д.

    Ариометр – это прибор для измерения плотности жидкостей и твёрдых тел. На практике применяют ариометр двух видов постояного веса и ариометр постояного объёма.

    Термометр – это прибор  для измирения темпиратуры, влаги,  почвы, воздуха и т.д.     

3. Технические задачи по предотвращению  и ликвидации осложнений и  аварийных ситуаций.

    ПОГЛАЩЕНИЕ  БУРОВОГО РАСТВОРА

Поглащение бурового раствора и  их интенсивности определяется двумя  факторами: характером поглащения и перепадом давления в системе скважина пласт. Поглащающими объектами могут быть продуктивные водоностные пласты с большой пористостью, проницаемостью и невысоким пластовым давлением. Дренированные пласты в которых в результате длительной эксплуатации снизилось давление и образовались каналы по которым может перемещаться буровой раствор. Трещиноватые и кавернозные породы с низким пластовым давлением, а так же породы перемятые и нарушенные тектоническими сдвигами, коверны, карсты  и другие. Привышение гидростотического давления столба бурового раствора над пластовым происходит по ряду причин: горные породы скрывают с применением раствора из лишней высокой плотности. При прокачивании такого раствора создаются значительные гидрастатические давления добавляющиеся к величине. В результате поглащения уменьшается гидрастатическое давление на стенке скважин и если в скважине скрыты газонефтяные пласты это может вызвать газонефтеводопроявление, которые могут перейти на фантанирование. Если при вскрытии из за поглащения нарушается возможность создания противодавления, то начинается осыпи и обвалы.

Величина гидрастатического давления зависит от длины бурильной калонны, размера кольцевого пространства, СНС, структурной вязкости и возрастает в следствии образования садников на долоте, УБТ и замковых соединениях. Для предупреждения садников образования  в них добавляют смазачные  добавки: нефть, газ, смат.

При подходе к поглащающему горизонту  необходимо снизить плотность бурового раствора до минимального. Для изоляции поглащающих зон применяют быстросхватывающиеся смеси и закачивают различные  наполнители.

Прихваты

Основными причинами  прихватов являются следующие: липкость( отезия ) фильтроционная корка бурового раствора, недостаточная промывка скважины приводящая к образованию садников и сужению ствола в результате образования толстых фильтрационных корок на стенках коллекторов при больших значениях показателей бурового раствора.

Сужение ствола скважины вследствии набухания высокодисперных  глин.Потеря гирмитизации в бурильных  трубах. Заклинивание бурильного инструмента  крупными обломками или садниками  а так же твёрдыми долотами при  уменьшении диаметра долота.

Нефти газо водо проявления (НГВП)

НГВП это  процесс вырожающийся в проявлении скважины. НГВП бывает управляемый  и не управляемый. Упровляемый НГВП позваляют своевремено перекрыть  ствол скважины с помощью превентатора и начать работы по ликвидации НГВП.

Неупровляемый НГВП видут к авариям пожарам  выбросам связаных с человеческими  жертвами и экологическими катострофами.

Для предупреждения НГВП кроме утежеления глинистого раствора и гермитизации устья скважины необходимо соблюдать следующие основные рекомендации:

1.Цемент  за кондуктором поднимать до  устья скважины при борьбе  с НГВП и водопроявлениями.При  снижении плотности бурового  раствора более чем 20 кг на 1 кубический метр, необходимо принимать  немедленые меры по его востановлению.

2.Следует  избегать конпоновок нижней части  колоны с малыми зазорами, так-как  колебание давления при СПО  зависят от зазора между бурильной  колоной и стенкой скважины.

3.Колону  бурильных труб ниобходимо поднимать  только после тсчательной промывки  скважины при параметрах установки  ГТН.Промыть скважину следует  при условии создания максимально  плотного бурового раствора

.

3.1      Контроль технического  состояния ствола скважины       (стандартный коротаж (КС и  ПС),инклинометрия, профилемитрия,  кавернометрия).

      Инклинометрия. Оборудование для инклинометрии, инклинометр

Инклинометрия — это методика определения  угла отклонения оси скважины (он образуется пересечением оси скважины и абсолютной вертикали) и азимута ее искривления  по отношению к устью. Для проведения данного рода измерений необходимо использование специального прибора — инклинометра и дополнительного оборудования каротажной станции.

Различают несколько типов инклинометров:

- электрические

- гироскопические

Использование электрических инклинометров  целесообразно при  обследовании необсаженных скважин. Основа такого прибора  — подвешенная в корпусе рамка, расположенная горизонтально по отвесу.  По реохордам азимутов и  углов наклона сокользят стрелка  буссоли и указатель наклона, расположенные на рамке. Стрелка  буссоли и указатель наклона  поочередно подключаются к источнику  тока и обеспечивают передачу напряжения с реохордов.

Гироскопические инклинометры применяют  при исследовании скважин, обсаженных металлическими трубами. Инклинометр  такого типа работает, основываясь  на свойстве гироскопа — сохранении оси вращения неизменной в пространстве (маховик устройства вращается от электромотора).  Один из двух гироскопов инклинометра служит для измерения  азимутов, другой — для измерения  углов наклона. Угол наклона измеряется совмещением оси вращения гороскопов и вектора направления скважины через составление специальных  электрических схем.

Значимость практического применения инклинометрии очевидна: точность измерения  углов инклинометром достигает  30, при том что ось глубокой скважины на определенном уровне может  отклоняться от вертикали на сотни  метров; а точность измерения азимутов прибором достигает нескольких градусов (на практике скважина может превышать  по азимуту 360). Применение инклинометрии  особенно целесообразно относительно скважин наклонного бурения.

Во время  бурения вертикальных скважин инклинометрия  должна определять азимут наклона оси  начиная с угла в 0,3 градуса. Особую важность имеет точность наведения  на продуктивный пласт и возможность  длительной работы. Преимуществом современных  видов оборудования, которым осуществляется инклинометрия, является их приспособляемость  и интегрируемость в другие типы техники. Так, гироскопический инклинометр  можно использовать в составе любых каротажных станций, что позволяет проводить исследования вертикальных, наклонных, обсаженных и других.

                                         Кавернометрия.

 Заключается  в измерении среднего диаметра  скважины. Отклонение фактического  размера диаметра скважины от  номинального вызвано главным  образом физико-химическим воздействием  на стенки скважины промывочной  жидкости, а также механическим  влиянием бурильного инструмента.  Изменение диаметра скважины, при  прочих равных условиях, зависит  от литологии пород, вскрываемых  скважиной. Кавернограмма способствует  уточнению литологического состава  пород, построению литологической  колонки и разделению разреза  на проницаемые и непроницаемые.  Кавернограмма используется для  определения объема затрубного  пространства при подсчете количества  цемента, необходимого для цементажа  колонны. Результаты измерения  диаметра скважины могут быть  использованы в качестве дополнительной  информации при истолковании  диаграмм радиология бурения,  число спуско-активного каротажа, бокового каротажного зондирования, термограмм и других геофизических  материалов.

Коверномер состоит из метолической гильзы ствола которой располагаются  ромбовидные рычаги шупы, прижимаемые  к стенкам скважины мощными пружинами.                                                                                                                                               При изминнии диаметра скважины изменяется и угол раскрытия рычагов и  следом за рычагами начинают двигаться  закреплёные на ней шток, связаный с ползунком растатом.С изменением положения штока миняется сопротивление  реостата и напряжение, подоваемое на ригестратор.Ни трудно в процессе градиирование установить зависимость  между напряжением и радиусом раскрытия рычагов и перевести  график изменения напряжения в кривую изменяемое диаметра скважины кавернограму.

                      Профилеметрия.

Проводится в целях построения сечения скважины в плоскости, перпендикулярной к ее оси.

Основное назначение профилеметрии  — выделение желобов 1 на стенках  бурящейся скважины. На процессе желобообразования  сказываются различные факторы: литологический состав пород, угол наклона  ис интенсивность искривления скважины, свойства промывочной жидкости, технология бурения, число спуско-подъемных операций и др.Интерпретация профилеграмм сводится к оценке формы и размеров поперечного сечения скважины. Точное решение этой задачи затрудняется из-за недостаточ-ности четырех точек, измеренных с помощью рычагов, для установления конфигурации сечения скважины и вследствие неопределенности положения в пространстве взаимно перпендикулярных большой и малой осей желоба dc. б и dc. м.При интерпретации профилеграмм важное значение имеет их воспроизводимость при повторных замерах. Воспроизводимость может быть достигнута при относительно одинаковом взаимном положении рычагов профилемера в скважине. Экспериментально доказано, что при произвольном вращении прибора в скважине в большинстве случаев одна из пар измерительных рычагов занимает положение, соответствующее максимально возможному их раскрытию. Это способствует однозначности замера.

Таким образом, профилеграмма служит в основном качественным индикатором  желобов, которые влекут за собой  прихваты бурильных инструментов и  вызывают тяжелые формы аварий при  бурении. Кроме того, профилеграмму  используют при решении и других задач: предупреждении осложнений при  спуске обсадных колонн, выборе интервалов пакеровки при работе пластоиспытателями на бурильных трубах и т. п.

На интенсивность желобообразования  значительное влияние оказывает  литологический состав пород. Под интенсивностью процесса желобообразования в скважине понимают отношение суммарной длины  ∑lж фактически выделенных в рассматриваемом  интервале желобов к мощности исследуемого интервала ∑h, выраженное в процентах. Установлено, что в  большинстве случаев желоба приурочены к глинистым породам: глинам, глинистым  алевролитам, мергелям; интенсивность  достигает здесь 30—40%. Значительно  реже желобообразование наблюдается  в песчаниках и известняках, где  интенсивность составляет 3—10%. В  геохимических отложениях (ангидриты, гипс, соль) желоба не образуются.

                      Стандартный каротаж   КС и  ПС

Метод естественного электрического поля. Физические основы метода, записываемые кривые и их интерпритация.

При электрическом каротаже изучают  электрическое поле, созданное электрическим  током, проходящим через точечные электроды  в окружающей проводящей среде. Ток  через электроды (А и В) обычно поддерживается источником, находящимся  в питающей цепи.

Электродная установка или каротажный зонд, сохраняя расстояние между электродами  во время измерения, движется по стволу скважины. Каротажный зонд характеризуется  коэффициентом зонда.

Для получения кривой изменения  ρп по стволу скважины при постоянном значении I достаточно регистрировать изменение только ΔU по стволу скважины.

В природе мы встречаемся с многослойной и неоднородной средой (ствол скважины, зона проникновения промывочной  жидкости в пласт, неоднородность и  ограниченность толщины пластов  и др.) и получаем некоторое условное, результирующее значение от всех влияющих на измеряемое удельное сопротивление  исследуемого интервала различных  факторов, которое носит название кажущегося удельного сопротивления (ρн или КС). Для определения ρн (КС) обычно исползуют флрмулу, справедливую для однородной среды:

ρк = К · ΔU / I

Результаты измерений кажущегося удельного сопротивления, как и  ρп, представляют в виде кривой, показывающей изменение ρк по стволу скважины с  глубиной (кривая КС).

Прохождение электрического тока в  веществах, в том числе и в  горных породах, обусловлено наличием двух видов проводимостей (электронной  и ионной) в твердых телах и  водных растворах солей.

Горная порода представляет собой  сложный агрегат, состоящий из твердого скелета, поровое пространство которого заполнено водными растворами, нефтью и газом. Электрическая проводимость породы в большинстве случаев  обусловлена наличием электропроводящих  жидкостей в порах и каналах  между твердыми частицами горных пород. Различные горные породы, пересеченные стволом скважины, имеют различный  химический состав, различную минерализацию заполняющих поры и трещины водных растворов, и поэтому отличаются друг от друга значениями удельного электрического сопротивления. Его значение во многом характеризует насыщенность коллекторов (вода, нефть, газ), относительный объем пор, заполненных водным раствором солей (пористость), в связи с чем метод сопротивлений обязательно включается в стандартный комплекс исследований геологического разреза скважины.

Удельное сопротивление горных пород измеряется в ом-метрах и  относится при измерениях к 1 м3 породы. Удельное сопротивление горных пород  изменяется в широких пределах –  от долей до нескольких тысяч ом-метров, в зависимости от наличия минерализации  пластовой воды, заполняющей их поры и трещины. Повышение минерализации  водных растворов ведет к уменьшению их удельного сопротивления за счет увеличения общего числа ионов в  растворах.

Но, несмотря на это обстоятельство, в пределах одного района однотипные породы имеют близкие значения удельных сопротивлений. Поэтому, определив  по электрическому каротажу удельное сопротивление пройденных скважиной  пород, можно судить, какие литологические разности были пройдены скважиной, и  выделить во вскрытом геологическом  разрезе нефтегазонасыщенные и  водонасыщенные интервалы.

Удельное сопротивление водонасыщенного  пласта находится в прямой зависимости  от сопротивления пластовой воды, насыщающей поры, ее количества и формы  распределения в породе.

Неоднородность пластов, их частое чередование – тонкослоистость  разреза, сложная структура порового пространства, искажающее влияние скважины создают определенные трудности  при решении задач нефтепромысловой геологии методом сопротивлений.

В результате электрохимической активности горных пород, находящихся в условиях естественного залегания, при пересечении  их скважиной в стволе последней  возникает естественное самопроизвольное электрическое поле. Измерение в  скважине потенциала самопроизвольно  возникающего электрического поля дает важную информацию о породах. Возникновение  электрического поля обусловлено следующими факторами: диффузией ионов солей  из пластовых вод в ствол скважины и наоборот, адсорбцией ионов частицами породы и промывочной жидкости, фильтрацией пластовых вод и промывочной жидкости в простой среде, окислительными процессами минералов, составляющих горные породы.

                   3.2 Ликвидация осложнений и аварий.

Для проведения аварийных работ  используются лавильные инструменты. Конструкция ловильного инструмента  висьма многообразна. Однако по принципу захвата их можно подрозделить на 3 основные группы:                Плашечные ловильные инструменты  работающие на принципе заклинивание придмета с наружи или с нутри  ловителя.

Нарезные ловильные инструменты  работающие на принципе нарезания ризьбы на предмете с одновременным наворачиванием на него ловителя.

Универсальный привентор работает по принципу сжатия трубы в любом  его участке.

         Расмотрим  некоторые разновидности ловильного  инструмента.   Наружнняя труболовка  предназначена для захвата труб, штанг или других предметов  в скважине за тело или за  муфту.Представляет собой разрезной  гребенчатый захват помещённый  в корпус и укреплённый на  трубах. Ловимый предмет накрывается  захватом который при входе  в верх увеличивает диаметр  отверстия пропуская предмет  в ловитель. При натяжке шлипс   идёт вниз и его и зубья  врезаются в тело предмета  заклинивая его в ловителе.      

                       Ликвидация аварий с бурильными трубами и долотами

Успешная ликвидация аварий с бурильными трубами в большой  степени зависит от того, как скоро  замечен момент слома труб. При  обнаружении аварий с бурильными трубами бурильщик поднимает  их с максимальной скоростью. Поднятый конец сломанной части бурильной  колонны на поверхности очищают, промывают и осматривают для  выяснения характера слома. Затем  подсчитывают количество свечей, оставшихся в скважине, определяют глубину, на которой находится верхний конец  поломанной колонны труб, и намечают мероприятия по ликвидации аварии.