2. Ликвидация аварий с турбобурами и турбодолотами

О возникновении аварии с турбобуром свидетельствует резкое падение дав­ления промывочной жидкости почти без потери веса колонны. При срыве замко­вой резьбы верхнего переводника турбобура в скважину спускают ловитель или труболовку. Если резьба замковой муфты находится в хорошем состоянии, спус­кают метчик-калибр или новый замковый ниппель, которым соединяются с остав­ленным турбобуром. Работы производятся согласно правилам эксплуатации вы­бранного ловильного инструмента. При срыве резьбы, соединяющей переводник с корпусом турбобура или секций между собой, спускается резьбовой калибр или новый переводник. Последний используется в том случае, когда резьба корпуса турбобура не нарушена и доступ к ней не закрыт.

При поломке корпуса, когда часть статоров оказывается открытой или когда отвинтился ниппель, т.е. открыты все статоры, для извлечения узлов турбобура применяется трубная ловушка с вмятинами по телу для заклинивания в них турбобура. Чтобы убедиться в том, что турбобур находится в ловушке, колонна при­поднимается на 1-5 м над забоем, и медленно восстанавливается циркуляция про­мывочной жидкости. Увеличение давления свидетельствует о соединении ловуш­ки с турбобуром.

Другой способ извлечения турбобура - захват его укороченным ловителем или турбиноловкой за выступающую часть вала с гайкой и контргайкой.

При поломке вала турбобура или турбодолота, а также при отвинчивании гайки и контргайки в скважине остаётся вал турбобура, который извлекается ло­вителем или колоколом.

Для ликвидации заклинивания турбобура используют кислотную ванну, а для ликвидации прихвата из-за сальникообразования - нефтяную или водяную ванны.

Если корпус турбобура заклинило над забоем и расхаживание и ванны не дают результатов, то перед торпедированием бурильной колонны пытаются сбить турбобур на забой. Для этого разгружают колонну на 100-150 кН, опускают в неё шаблон, чтобы выяснить возможность последующего прохождения инструмента до вала турбобура. После подъёма шаблона в колонну бросают два жёстко соеди­нённых вала турбобура с головкой в верхней части для захвата шлипсом грунто-носки.

2. Ликвидация аварий с долотами

Признаками аварий с долотами при роторном бурении являются неравно­мерное вращение, вертикальные колебания бурильной колонны, а также прекра­щение проходки; при электробурении - снижение показателей амперметра и от­сутствие проходки, а при турбинном бурении - остановки турбобура и также от­сутствие проходки. Выбор метода зависит от конкретных условий и наличия раз­рушающих инструментов. Установлено, что долото диаметром 295,3 или 264,9 мм может разрушиться при двух-трёх спусках фрезера. Последующими спусками паука или магнитного фрезера с забоя извлекаются куски металла разрушенных элементов долота.

Долото, оставленное выше забоя, сначала опускают вниз, до забоя, потом определяют печатью его положение и выбирают нужный метод ликвидации ава­рии. Категорически запрещается извлекать бескорпусное долото метчиком, так как это приводит к расколу долота по сварочному шву.

Шарошки долот и лапы с шарошками, а также лопасти лопастных долот из­влекаются пауком или магнитным фрезером в комплекте с металлоуловителем, поставленным над ним.

При отсутствии паука или магнитного фрезера шарошки долота или лапы с шарошками разрушаются забойным или башмачным фрезером. Для извлечения лап с шарошками от долот большого диаметра в мягких породах зарезают второй ствол (турбобуром с отклонителем), в который затем пикообразным долотом сталкивают лапы с шарошками, и цементируют новый ствол. Забой нового ствола должен быть на 15-20 м ниже старого забоя.