Найчастіше трапляються такі порушення і несправності:

• надмірний знос гальмівних колодок;

• розрив гальмівної стрічки і гальмівного шківа;

• відключення гідродинамічного гальма;

• зношення шарнірних з'єднань гальмівної системи;

• заклинювання гальмівного важеля;

• несправність запобіжного пристосування гальмівного важеля;

• порушення різьбового з'єднання натяжних болтів гальмівної стрічки;

• невідповідність вантажопідйомності елеватора вазі колони і наявність тріщин у верхньо­му вушку елеватора;

• наявність зношення понад норму стропів, елеватора, канатних шківів;

• слабке кріплення клямки елеватора, через що у разі відходу від муфти клямка відкри­вається і колона падає в свердловину;

• недосконалість конструкції клямки гака;

• поломка бічних серг і стовбура гака;

• обрив талевого каната;

• падіння талевої системи.

Порушення трудової і технологічної дисципліни, недостатня автоматизація СПО, а саме: відсутність автоматичних бурових ключів (АКБ), клинів, умонтованих у ротор, конструктивні недоліки елеваторів і клямок гака, а також відсутність достатнього досвіду членів бурової бригади — головні причини, що призводять до падіння колон у свердловину.

Отже, можна зазначити, що аварії відбуваються внаслідок не лише недоліків конструкції бурильних труб, а також в результаті недостатнього технічного нагляду і невисокої кваліфікації працівників.

3.2. Попередження аварій з колонами бурильних труб

• Попередження аварій з елементами колони бурильних труб — ведучою трубою, ОБТ, перехідни­ками, бурильними замками, з'єднувальними муфтами, центраторами, калібраторами, розширювачами і амортизаторами — починається з приймання їх від заводів-виготовлювачів, підготовки їх до експлуатації і транспортування на бурові.

► Підготовка бурильних труб до експлуатації

Трубна база відповідно з проектом на спорудження свердловини поставляє на бурову бурильну колону, підібрану та укомплектовану із обважнених, бурильних і ведучих труб.

Завезення бурильних труб, ОБТ і перехідників на бурові здійснюють:

• тільки після перевірки їх на трубній базі або на закінченій бурінням свердловині представники трубної бази. Не дозволяється використовувати труби, які не забезпечують установленого коефіцієнта запасу міцності;

• труби перевозять на спеціально обладнаних транспортних засобах. Кінці труб не повинні виступати за габарити транспортних засобів більше ніж на 1 м. Не допускається волочіння труб по землі;

• ведучі труби можна перевозити тільки (вкладають) в обсадних трубах відповідного діаметра.

Для розвантажування, навантажування і укладання труб слід застосовувати вантажопіднімальні механізми (або безпечні накати), виключаючи їх згин.

На доставлені на бурову обважнені, бурильні, ведучі труби, перехідники, опорно-центрувальні і інші елементи бурильної колони буровому майстру повинні бути вручені паспорта (або виписки з нього), який у паспорт регулярно заносить всі дані про встановлення труб і інших елементів у компоновку бурильної колони, їх напрацювання та проведення дефектоскопії і опресування.

► Комплектування бурильних колон

До експлуатації допускаються:

• ОБТ, бурильні труби, перехідники та ОЦЕ із заводськими сертифікатами, маркуванням та відповідністю до вимог чинних стандартів і технічних умов;

• ОБТ, які мають позарізьбові розвантажувальні канавки або замкові різьби, зміцнені термомеханічним способом, обкаткою та іншими методами,

• ОБТ із бурильними замками, привареними до них чи накрученими в гарячому стані, з утворенням упору в стабілізаційному пояску (як виняток до першого ремонту дозволяється застосовувати нові ОБТ із незміцненою різьбою, виконаною на заводі-виготовлювачі труб);

• наддолотний комплект, який складається з труб, виготовлених із сталі групи міцності Д з найбільшою товщиною стінок (використовувати групи міцності Е, К, Л, М та Р забо­роняється);

• комплекти бурильних труб, підібрані відповідно до розрахунку на міцність (на кожний комплект труб виготовляють паспорт);

• перехідники, виготовлені відповідно до стандартів;

• ведучі труби із замковою різьбою, виконані на заводі-виготовлювачі або в механічних майстернях підприємств після електродугового наплавлення.

Бурильна колона має складатися з:

- ОБТ, вага яких у повітрі має перевищувати на 25% проектне осьове навантаження на долото;

- наддолотного комплекту бурильних труб (групи міцності Д з товщиною стінки 10-11мм) довжиною 250—300 м, який встановлюють над ОБТ;

- опорно-центрувальних елементів (ОЦЕ) низу бурильної колони, місця розташування яких вибирають за спеціальними методиками;

- бурильних труб.

● Комплектування бурильної колони проводити за умови забезпечення коефіцієнта запасу міцності на витривалість при дії на неї статичного осьового розтягувального навантаження з врахуванням крутного моменту та згинаючого навантаження у всіх її перерізах не менше ніж:

• при роторному бурінні - 1,50;

• при турбінному бурінні вибійними двигунами - 1,40;

• при бурінні похило-спрямованих свердловин і свердловин з горизонтальною ділянкою стовбура - 1,50.

● Запас міцності бурильної колони (на зминання) при застосуванні клинового захоплювача і при впливі на трубу надлишкового зовнішнього і внутрішнього тиску повинен бути не менше ніж 1,15.

Коефіцієнти запасу міцності регламентуються нормативними документами.

На бурильних трубах, які розміщені в обсадженій частині стовбура, рекомендується встановлювати запобіжне кільце (протектор, рисунок 3.5), а під ведучою трубою — перехідник із протектором. Допустиме зношення кілець — до розміру діаметра бурильного замка.

Рисунок 3.5 – Протекторне кільце

В інтервалах різких змін кривизни стовбура (зенітного кута чи азимута), а також в інтервалах набору кривизни в похило-скерованих свердловинах бурильну колону комплектувати з труб підвищеної міцності і проводити більш частий контроль дефектоскопією, опресовуванням, візуальним оглядом і обміром, а також заміну труб в інтервалах різких перегинів стовбура.

► Експлуатацію бурильної колони треба проводити:

- при горизонтальному положенні ротора;

- при відцентрованому ліхтарі вишки;

- при справних пневматичних клинах роторних (ПКР), АКБ-ЗМ, пневматичних бурових ключах (ПБК) та інших механізмах і інструментах для СПО.

Експлуатація труб і елементів бурильної колони без маркування забороняється.

► Згвинчування труб та спуск бурильної колони

Перед збиранням труб у свічі їх слід переглянути і прошаблонувати, а також перевіри­ти їх відповідність до паспорта (або виписки з паспорта). Свічки повинні збиратись тільки з труб однакової товщини стінки і групи міцності. Різниця в довжині свічок повинна бути не більше 0,75м.

Перед опусканням в свердловину любого перехідника, ОБТ, калібратора чи ловильного інструмента провести їх інструментальний вимір геометричних розмірів з обов’язковою вказівкою внутрішнього та зовнішнього діаметрів,довжини та зробити ескізи;

При затягування труб у бурову не можна допускати перегину їх через ворота вишки, а також ударів об ротор чи інші металеві предмети.

Перед згвинчуванням труб замкову різьбу треба очистити і змастити спеціальним мастилом.

Під час згвинчування труб і свіч не можна зіштовхувати конус замка в муфту, а під час розгвинчування — утворювати натяг, який перевищує вагу відгвинчуваної частини колони (вага труби, свічі).

Усі замкові з'єднання труб і різьбові з'єднання ОБТ під час опускання необхідно кріпити ключами АКБ, при потребі - докріплювати машинними ключами з певними крутними моментами.

Після збирання нових ОБТ через 2-3 довбання провести дозакріплення всіх різьб комплекту ОБТ машинними ключами.

Під час кріплення або розкріплення замкового різьбового з'єднання бурильних труб забороняється встановлювати машинний ключ або щелепи ПБК, АКБ-ЗМ на тіло труб для запобігання їх руйнуванню.

Розкріплення різьбових з’єднань бурильних труб і ОБТ проводити АКБ або машинними ключами з допомогою пневморозкріплювача. При докріпленні і розкріпленні різьбових з’єднань доліт, бурильних, ведучих заборонено застосовувати зворотний хід ротора.

Якщо при закріпленні замкової різьби торці з'єднувальних деталей сходяться нещільно, то такі елементи бурильної колони бракують.

Під час опускання труб у свердловину не можна допускати різкого гальмування бурильної колони і удару елеватора об ротор, а також різкої посадки на клини ПКР, розмір яких повинен відповідати діаметру бурильної труби.

Спуск бурильної колони, вага якої перевищує 300 кН, проводити тільки з використанням гідрогальма або електромеханічного гальма (ЕМТ – 4500).

ПКР перевіряють:

• 1 раз на місяць у разі глибини свердловин до 4000 м;

• 2 рази за місяць — у разі більшої глибини.

Бурильний інструмент, який відрізняється від попереднього, наприклад, з чотиришарошковим долотом після тришарошкового, 178-мм ОБТ після 146-мм ОБТ, тришарошковим долотом після алмазного тощо, потрібно опускати у свердловину на понижених швидкостях.

У разі виникнення посадок необхідно призупинити спуск колони, припідняти її на довжину 15—20 м, проробити небезпечний інтервал і тільки тоді продовжувати її опускання.

► При бурінні свердловини потрібно:

• постійно вести облік роботи бурильних труб і елементів компоновки бурильної колони в паспортах і спеціальному журналі;

• інтервал затягування інструменту, появи осипань, жолобів, обвалювань необхідно зафіксу­вати в буровому журналі.

► Під час СПО:

• для запобігання пошкодженням ніпелів замкових з'єднань (при вертикальному розташуванні труб-свічок на підсвічнику), металевий свічник рекомендується обшивати амортизуючим матеріалом (гума, дошки і ін.);

• для оберігання різьб від пошкодження і зносу розгвинчування слід проводити з швидкістю не вище 25 об/хв. Обертання слід припинити, як тільки різьба ніпеля вийде із зачеплення;

• систематично здійснювати контроль за зношенням елементів бурильної колони і стану їх поверхні в наступні терміни:

• проводити візуальний огляд (наявність вибоїн, ум’ятин, надрізів та інше) - при кожному підйомі і спуску бурильної колони;

• регулярно здійснювати візуальний огляд торцевого зазору „ніпель-муфта” (відстань між упорним виступом ніпеля і муфти в момент посадки в ненагвинченому стані, рисунок 3.6), який рекомендують наступним:

при глибині свердловини ≤ 3000м зазор ≥18мм;

при глибині свердловини > 3000м зазор ≥23мм.

Рисунок 3.6 – Торцевий зазор „ніпель-муфта”

Бурильні труби опресовують на тиск, який в 1,5 раза перевищує робочий, але не менше ніж на ЗО МПа в таких випадках:

• перед уведенням в експлуатацію;

• через 800 год механічного буріння;

• перед проведенням відповідальних робіт у свердловині (буріння алмазними долотами, випробування в процесі буріння, розкриття продуктивних горизонтів, спуск обсадних ко­лон секціями тощо);

• після глушіння відкритих фонтанів, інтенсивних нафтогазопроявів, проведення робіт з ліквідації прихоплень та інших аварій;

• перед розбурюванням цементних стаканів і технологічної оснастки в обсадних проміжних і експлуатаційних колонах.

У процесі експлуатації має бути організований контроль за станом елементів бурильної колони неруйнівними методами.

Перевірці підлягають:

• трубна різьба алюмінієвих, сталевих і ведучих бурильних труб;

• зварювальний шов труб ПВ, ПН та ПК;

• замкова різьба перехідників, ОБТ і ведучих труб;

• тіло труби в зоні роботи ПКР;

• товщина стінок алюмінієвих і сталевих бурильних труб.

Секції бурильних труб, які знаходяться в дуже ускладнених інтервалах стовбура сверд­ловини (наявність каверн, осипань, жолобів, великого викривлення тощо), на розсуд тех­нологічної служби бурової організації можна піддавати дефектоскопії і товщинометрії з періодичністю до 1 разу на 10 діб (незалежно від глибини свердловини).

Шарошкові розширювачі і калібратори перевіряють дефектоскопом через кожні 100 год. роботи.

Після падіння інструменту в свердловину, роботи ясом, проведення вибухових робіт треба перевіряти ОБТ дефектоскопією з розгвинчуванням різьби.

У випадку проведення вибухових робіт в бурильній колоні, бурильні труби, в яких проводились вибухові роботи, відбраковуються і для буріння не використовуються, обважнені бурильні труби підлягають ремонту – перенарізанню різьб.

Товщину стінок сталевих бурильних труб, бурильних замків і ОБТ перевіряють 1 раз на місяць, а алюмінієвих труб — через 200—250 год механічного буріння.

Крім того, товщину стінок алюмінієвих бурильних труб перевіряють додатково приладом «Кварц» або таким, що замі­нює його.

Замкові різьби ведучих труб, ОБТ і перехідників перевіряють калібрами 1 раз на квартал, а за частотою обертів після посадки ніпеля в муфту — 1 раз на місяць, а зовнішнім оглядом через 5 довбань при роторному бурінні і 10 довбань при бурінні вибійними двигунами. У випадку зношення різьби проводити заміну ОБТ і перехідників.

Для досягнення рівномірного зношування замкових різьб і контролю неробочих з’єднань рекомендується проводити зміну положення труб у свічах (робоче з'єднання на неробоче) в умовах нормальної роботи бурової:

• для бурильних труб через 1 місяць роботи;

• для ОБТ — через 100 год механічного буріння за глибини свердловин до 3000 м і більше.

При профілактичних перевірках на бурових і на трубних базах потрібно бракувати труби, якщо у них виявлені:

- тріщини, промиті отвори, розшарування, ум’ятини і інші дефекти;

- спрацювання замків вище допусків (таблиця 3.1).

Таблиця 3.1 – Класифікація бурильних труб згідно зношення замків

Типорозмір бурильних труб	Тип і розмір замка	Тип замкової різьби	Зовнішній діаметр замка при рівномірному зношенні за класом, не менше, мм			Зовнішній діаметр замка при нерівномірному зношенні за класом, не менше, мм			Мінімальна ширина герметизуючих торців різьби, мм
			І	ІІ	ІІІ	І	ІІ	ІІІ
ТБПВ 73	ЗПВ-92	З-73	92 -90,5	90,5-89	89-87	92-91	91-90,5	90,5-89,5	6,2
ТБВВК 73	ЗН-95	З-76	95 -93,5	93,5-92	92-89	95-94	94-93,5	93,5-92	5,2
ТБПН 73	ЗПН-105	З-86	105-103,5	103,5-102	102-100	105-104	104-103,5	103,5-102,5	6,15
ТБВВК 89	ЗН-108	З-88	108-106,5	106,5-104,7	104,7-102	108-107	107-106,4	106,4-105	5,35
ТБПН 89	ЗПН 127	З-102	127-124,5	124,5-122	122-117	127-126	126-124,5	124,5-122	6,2
ТБПВ 102	ЗПВ-133	З-108	133-131,5	131,5-130	130-125	133-132	132-131	131-129	7,35
ТБПН 114	ЗПН-155	З-133	155-152,5	152,5-150,3	150,3-148	155-154	154-152,6	152,6-151,5	6,05
ТБПК 114	ЗПК -159	З-122	159-154	154-149	149-140	159-156	156-150	150-143,5	7,2
ТБПК 127	ЗПК -162	З-133	162-159	159-155	155-148	162-160	160-156	156-151,5	6,05
ТБПК 127	ЗПК -165	З-133	165-159	159-155	155-148	165-160	160-156	156-151,5	6,05
ТБПК 127	ЗПК -168	З-133	168-159	159-155	155-148	168-160	160-156	156-151,5	6,05
ТБВК 127	ЗУК -162	З-133	162-159	159-155	155-148	162-160	160-156	156-151,5	6,05
ТБВК 140	ЗШК-178	З-147	178-175	175-172,6	172,6-167	178-177	177-175,3	175,3-172,5	8,25
ТБПК 140	ЗПК-190	З-147	190,5- 175	175-172,6	172,6-167	190,5-177	177-175,3	175,3-172,5	8,25

Допускається експлуатація бурильних труб із рівномірним зношенням замків більше допустимого для труб ІІІ класу при бурінні свердловин глибиною до 2500 м в неускладнених умовах. При цьому зношення не може перевищувати гранично допустиме для труб ІІІ класу більше ніж на 3 мм.

- приховані дефекти, виявлені дефектоскопією;

- протерті канавки на тілі труби, глибина яких перевищує 1 мм для труб з товщиною стінки до 9,2 мм і 1,5 мм для труб з товщиною стінки більше 9,2 мм;

- промиті і протерті канавки під муфтою замка на висадженій частині труби, глибина яких перевищує 3 мм;

- спрацювання зовнішньої поверхні бурильної труби по діаметру на 2 мм для всіх високоміцних труб і для труб групи міцності Д з товщиною стінки до 9,2 мм і на 3 мм для труб групи міцності Д з товщиною стінки більше 9,2 мм. При односторонньому спрацюванні вказані допуски зменшуються вдвічі;

- кривизна труб, яка перевищує 1/2000 довжини всієї труби (стріла прогину 0,5 мм на 1 м), а на кінцях труби (1/3 довжини труби) - 1/3000 (стріла прогину 0,3 мм на 1 м) і також кривизна у вигляді спіралі або кривизна в декількох площинах;

- заокруглення трубного торця замкової муфти внаслідок зношення до такого стану, при якому ширина опорної площини буде менше 7 мм для труб діаметром 73 мм та 89 мм і менше 9 мм - для труб більшого діаметра;

- замкова різь зірвана, вищерблена, спрацьована або промита;

- упорні торці різьбових з’єднань при скручуванні не замикаються;

Перед розходжуванням бурильної колони у разі прихвату треба уточнити міцнісні мож­ливості елементів, що її складають. Максимально допустимі розтяжні навантаження при розходжуванні не повинні перевищувати 80% навантаження, за якого напруження в самому слабкому елементі бурильної колони досягають межі текучості.

Після прихватів із застосуванням інтенсивних розходжувань, незалежно від часу роботи, в обов'язковому порядку проводять дефектоскопію бурильних труб, її треба здійснювати також перед спуском проміжних і експлуатаційних колон секціями.

Щоб уникнути утомленого руйнування труб від дії знакозмінних навантажень необхідно проводити заміну елементів бурильної колони якщо термін їх роботи в свердловині (механічне буріння, проробка, розширювання) перевищить час.

► При перших ознаках аварії з бурильною колоною (зміни показань на індикаторі ваги, різке зміщення бурильної колони, збільшення частоти обертів ротора, різке падіння тиску і температури бурового розчину) потрібно негайно приступити до її піднімання з одночасним оглядом тіла всіх труб і перевіркою стану замкових з'єднань.

На всіх свердловинах, які мають глибину понад 3000 м, треба обов'язково через кожну годину промивання вимірювати і реєструвати температуру бурового розчину. Зниження цієї температури свідчить про негерметичність бурильної колони.

► Особливості експлуатації алюмінієвих бурильних труб (АБТ)

► Загальні рекомендації:

• при застосуванні бурильних колон з алюмінієвих бурильних труб, які можуть виготовлятися з різних сплавів, слід дотримувати наступні максимальні температурні межі експлуатації:

─ для сплаву Д16Т – не вище 160 ⁰С;

─ для сплаву 1953Т1 – не вище 120 ⁰С;

─ для сплаву АК4-1Т1 – не вище 220 ⁰С;

• для забезпечення плавного переходу від КНБК до бурильної колони (згідно жорсткості), рекомендується над ОБТ встановлювати 2-3 сталеві труби, або потовщені алюмінієві труби (АОБТ);

• забороняється захоплення основного тіла АБТ клинами спайдера, роторним клиновим захопленням і машинними ключами;

• розміри плашок спайдера і клинового захоплення, а також вкладишів машинних ключів повинні строго відповідати зовнішньому діаметру потовщеної частини бурильної труби і бурильного замка;

• в процесі буріння необхідно контролювати значення рН промивальної рідини. Воно повинне бути в межах від 6,5 до 9,5, оскільки при значеннях за межами цього обмеження різко швидшає загальна корозія алюмінієвих сплавів;

• при роботі бурильної колони з АБТ в корозійно-активних, високомінералізованих промивальних рідинах рекомендується вводити відповідні інгібітори;

• АБТ володіють високою корозійною стійкістю при роботі в свердловинах з підвищеним вмістом сірководню і вуглекислого газу;

• місце розташування комплектів АБТ у бурильній колоні міняють через 150—200 год роботи (буріння, проробка і розширення).

► При бурінні свердловин роторним способом:

• компоновку бурильної колони підбирають в строгій відповідності з розрахунком на міцність при розтягуванні і крученні під час обертання колони з урахуванням очікуваних сил опору. Мінімальний запас міцності на розтягнення повинен бути 1,5, а на кручення – 2;

• компоновка низу колони вибирається залежно від геолого-технічних умов прохідного розрізу;

• довжина ОБТ і вагові параметри КНБК визначаються планованим осьовим навантаженням на долото. Навантаження на долото не повинне перевищувати 0,75-0,8 вага ОБТ з урахуванням полегшення в буровому розчині. Категорично забороняється створювати осьове навантаження на долото за рахунок передачі частини ваги бурильних труб.

► Рекомендації для основних технологічних операцій:

• опрацьовування (проробка) стовбура свердловини. За відсутності посадок при спуску і необхідності розширення частини інтервалу стовбура, пробуреного в попередньому рейсі, опрацьовування стовбура починається за 2-3м до вибою. Опрацьовування здійснюється з осьовим навантаженням 20-30 кН при частоті обертання ротора 60-90 об/хв. Частота обертання ротора при опрацьовуванні повинна бути аналогічній частоті при бурінні.

• буріння. Процес буріння починається плавним переходом з процесу опрацьовування привибійної зони свердловини. Досягши вибою плавно збільшується осьове навантаження на долото з доведенням її до оптимального значення. З практики буріння роторним способом в міцних, твердих і монолітних породах кристалічного фундаменту оптимальної є осьове навантаження 120 кН при частоті обертання ротора 60 об/хв і – 100 кН при частоті обертання 90,0 об/хв.

Основними технологічними параметрами в процесі буріння, по зміні яких судять про вибійну ситуацію, є обертовий момент на столі ротора, осьове навантаження на долото і механічна швидкість буріння;

• нарощування. Нарощування інструменту здійснюють сталевими бурильними трубами різної довжини, підбираючи міру інструменту так, щоб досягнення вибою відповідало не менше 5-6 м заходу квадрата. Ця умова необхідна для зниження динамічних дій на підйомну частину бурової установки при обертанні ротором;

• підйом інструменту. При підйомі інструменту всі сталеві труби, які використовувались при нарощуванні, підлягають заміні на АБТ, тобто довжина верхнього сталевого комплекту повинна залишатися незмінною 150-200м.

► При бурінні похилих і горизонтальних свердловин:

• основним обмеженням при бурінні похилих і горизонтальних свердловин з великим відхиленням від вертикалі є подолання сил тертя (опори) при проштовхуванні інструменту при спуску по похилій (горизонтальному) ділянці стовбура і доведення проектного осьового навантаження на долото;

• створення проектного осьового навантаження на долото здійснюється за рахунок маси сталевих ОБТ, розташованих у верхній частині вертикального стовбура свердловини. При цьому необхідно порівнювати довжину ОБТ, довжину вертикальної ділянки стовбура і очікувану проходку за рейс так, щоб в процесі поглиблення стовбура ОБТ не потрапило на похилу ділянку стовбура, що різко обмежить можливість доведення навантаження на долото;

• враховуючи, що при технологічних операціях буріння і спуску інструменту бурильна колона (окрім її верхньої частини) знаходиться в стислому стані, необхідно окрім загальноприйнятого розрахунку колони на розтягування і кручення, періодично виконувати розрахунки на її подовжню стійкість при стисненні з оцінкою сил опору і моменту сил опору. При цьому необхідне дотримання умови, щоб діюче стискаюче навантаження в різних перетинах колони було менше критичних навантажень, при якій колона втрачає стійкість і приймає форму спіралі, що обов'язково веде до заклинення труб в стовбурі свердловини;

• при компоновці бурильної колони необхідно враховувати, що при кутах нахилу стовбура 65-70 градусів сила тертя на ділянках бурильної колон, яка виникає в результаті дії власної ваги при коефіцієнті тертя 0,27-0,30, практично зрівнюється з складовою власної ваги за напрямом вниз по осі свердловини і переміщення колони вниз в цьому випадку, можливе тільки за рахунок складової ваги верхніх секцій.

► Експлуатація труб в процесі ліквідації аварій і ускладнень:

• перед розходжуванням бурильної колони при ліквідації аварії, необхідно уточнити міцнісні можливості її елементів і не допускати максимального розтягуючого навантаження понад 85 % від навантаження, при якій напруга в найслабкішому елементі колони досягає межі текучості матеріалу;

• труби, які при ліквідації аварії видержали навантаження перевищуючі допустиме значення, піддаються ретельній перевірці неруйнівними методами контролю. Перевірці підлягають тіло труби, бурильний замок і різьбове з'єднання;

• після ліквідації ускладнень і аварій при прикладанні до бурильної колони підвищеного обертового моменту необхідно перевірити стан трубних і замкових різьбових з'єднань. У трубній різьбі перевіряється відсутність зазорів по стабілізуючому поясочку і торцевому упору, а в замковій – профіль самої різьби.