Выбор бурового инструмента: долот, бурильных труб, УБТ

3.5.1 Расчет потребной плотности бурового раствора в зависимости от интервала бурения

Интервалы бурения под направление (0-160 м), кондуктор (160-1100 м), эксплуатационную колонну (1110-3282) являются интервалами, несовместимыми по условиям бурения. В интервале бурения 160 – 3282 будет использован пресный раствор КCL – полимерный компании Schlumberger, потому что в данном интервале содержится большое количество стабильных глин, а также на его приготовление можно использовать запасы бентонитполимерного раствора, который был использован при бурении под направление.

Рекомендуемый тип раствора: KCL-полимерный Рекомендуемый состав раствора:

Дополнительные реагенты / запас: DRIL-FREE 1456 л

Перед вскрытием продуктивного пласта за 40-60 метров необходимо снизить МБТ раствора до 2025 кг/м3 методом разбавления. Реологические и фильтрационные свойства промывочной жидкости регулировать вводом полимеров. Плавно увеличивать концентрацию смазывающих добавок по мере набора угла.

Расчет плотности бурового раствора при бурении под направление:

На интервале 0 – 160 применяется глинистый раствор:

При бурении под направление (0-160 м) коэффициент аномальности пластового давления в этих интервалах равен 1,0 (k_а=1,0).

При бурении этих интервалов пластовое давление будет на глубине спуска направления:

Рпл = 10^-5.kа∙ρв^.Н =10^-5.1,0^.1000^.160 = 1,6 МПа

Гидростатическое давление, создаваемое столбом бурового раствора, должно превышать пластовое на величину не менее 10 %

Гидростатическое давление, создаваемое столбом бурового раствора, должно превышать пластовое на величину не менее 10 % (п. 2.7.3.3. ПБ 08-624-03)

Рг.ст. = 1,1^.Рпл = 1,1^.1,6 = 1,76 МПа

Необходимая плотность бурового раствора для бурения этого интервала:

Следовательно, плотность бурового раствора в рассматриваемом интервале должна быть не менее 1100 кг/м³.

При этом согласно п. 2.7.3.3. ПБ 08-624-03, допускается превышение гидростатического давления столба бурового раствора над пластовым давлением на 1,5 МПа.

С целью обеспечения устойчивости стенок скважины проектом предусмотрена плотность бурового раствора при бурении под направление1160 - 1180 кг/м³, при этом гидростатическое давление на глубине 100 м составит:

Рг.ст. = 10^-5.ρб.р^.Н = 10^-5.1180^.160= 1,88 МПа

Определяем превышение гидростатического давления над пластовым:

∆ Р = Рг.ст.- Рпл = 1,18 – 1,6 = 0,28 МПа,

Величина превышения гидростатического давления над пластовым не превышает допустимого (п. 2.7.3.3. ПБ 08-624-03) и отвечает требованиям ПБ 08-624-03.

Расчет плотности бурового раствора при бурении под эксплуатационную колонну:

При бурении под эксплуатационную колонну (1110-3282 м) коэффициент аномальности пластового давления равен 1,0 (k_а=1,01).

Максимальное пластовое давление будет при вскрытии нефтенасыщенного пласта 1БП₉ и БП₈

Рпл = 10^-5∙kа∙ρв∙Н =10^-5∙1000∙3282 = 33,1 Мпа

Гидростатическое давление, создаваемое столбом бурового раствора, должно превышать пластовое на величину не менее 5 %

Рг.ст. = 1,05∙Рпл = 1,05∙33,1 = 34,7 Мпа

Необходимая плотность бурового раствора для бурения этого интервала:

Следовательно, плотность бурового раствора в интервале бурения под эксплуатационную колонну должна быть не менее 1050,0/1048,0кг/м³

При этом, допускается превышение гидростатического давления столба бурового раствора над пластовым давлением на 2,5-3,0 МПа. Проектом предусмотрена плотность бурового раствора при бурении под эксплуатационную колонну 1110 кг/м³, при этом гидростатическое давление на глубине 3282 м составит:

Рг.ст. = 10^-5∙ρб.р.∙Н = 10^-5∙1110∙3282 = 36,4 МПа

Определяем превышение гидростатического давления над пластовым:

∆ Р = Рг.ст.- Рпл = 36,4 – 34,7 = 1,7 МПа,

Величина превышения гидростатического давления над пластовым не превышает допустимого и отвечает требованиям.

Типы и параметры буровых растворов:

3.5.2 Причины возникновения прихватов

В процессе бурения скважины на нефть и газ возникают различного рода аварии. Под аварией в бурении понимают нарушение технологического процесса строительства скважины, вызываемое потерей подвижности колонны труб или ее поломкой с оставлением в скважине элементов колонны труб, а также различных предметов и инструментов, для извлечения которых требуются специальные работы.

Прихват колонны труб – это самый многочисленный и тяжелый вид аварий. С ростом глубин скважин и давлений как гидростатических, так и пластовых во вскрываемых горизонтах, возросли и увеличились потенциальные опасности при бурении скважин. При бурении глубоких скважин приходится почти 50-60 % аварий, связанных с прихватом бурильной колонны.

Одним из наиболее эффективных методов предупреждения прихватов является разработка смазочных добавок, ввод которых в раствор уменьшает трение между стенкой скважины и бурильной колонной. Эффект от этого достигается за счет уменьшения затрат денег и времени на ликвидацию прихватов

На возникновение прихватов значительно влияет наличие в раз­резе мощных хемогенных толщ, комплекса переслаивающихся аргиллито-алевролитовых и глини­стых пород, склонных к текуче­сти, растворению, осыпанию и об­валам; наличие зон с аномально высокими пластовыми давления­ми и температурами; тектониче­ская нарушенность, большие углы падения пород и другие факторы геологического характера. Влияние этих факторов особенно ощу­щается при бурении первых сква­жин на площади. С накоплением опыта в проводке скважин их зна­чение утрачивается, но практиче­ски не всегда и не везде. Нередки случаи, когда работы, проведен­ные для предотвращения одной группы прихватов, приводят к возникновению других осложне­ний. Например, переход на буре­ние с растворами меньшей плотно­стью для предупреждения прили­пания колонн привел к возникно­вению осыпей и т.д.

Решающий фактор в возникно­вении прихватов — вид промывоч­ной жидкости. Основное число прихватов происходит в районах, где бурение ведется с применени­ем глинистых растворов. Раство­ры на нефтяной основе исключают почти все виды прихватов, вы­званных перепадом давления, и образованием сальников, а также резко снижают случаи нарушения устойчивости ствола. Переход на бурение с применением воды в ка­честве промывочной жидкости вместо глинистого раствора в со­ответствующих благоприятныхусловиях Башкирии, Татарии, Вос­точной и Западной Сибири и в дру­гих районах также привел к рез­кому сокращению числа прихва­тов. Однако во многих местах участились случаи нарушения устойчивости стенок скважин и роста прихватов, вызванных обва­лами и осыпями. Введение в водуразличных добавок, хорошо раст­воримых в воде и придающих не­обходимые свойства, расширили область применения растворов с малым содержанием глинистых частиц и твердой фазы.

В нашей стране лучшими буро­выми мастерами накоплен значи­тельный опыт бурения скважин без прихватов. Достижения науки и практики, обеспечивающие без­аварийное бурение скважин, отра­жаются в технических и техноло­гических проектах на их строи­тельство. Однако при бурении скважин допускаются отступле­ния от проектов, а технико-техно­логические упущения при их со­ставлении могут быть причинами прихватов.

Прихваты бурильной колонны подразделяют на следующие группы.

1) Прилипание бурильной ко­лонны к стенке скважины. Этот вид прихвата происходит под действием перепада давления, в результате которого избыточное давление прижимает бурильную колонну к стенке скважины. При наличии на стенке глинистой кор­ки трубы вдавливаются в нее. Тру­бы прилипают на участке залега­ния проницаемых пород и тогда, когда возникающие в стволе сква­жины силы трения превышают действующие на бурильную колонну нормальные силы и тем са­мым исключают перемещение ко­лонны в любую сторону.

Признаками прилипания в на­чальной стадии его возникновения служат увеличение крутящего мо­мента бурильной колонны и силы сопротивления ее осевым переме­щениям, поэтому указанные пара­метры необходимо регистриро­вать и постоянно наблюдать за их изменениями. Прилипание отлича­ется от других групп прихватов неизменяющимся характером цир­куляции бурового раствора и от­сутствием признаков перемеще­ния и вращения прихваченной ча­сти колонны. Прилипает, как пра­вило, бурильная колонна, находя­щаяся в неподвижном состоянии.

На степень прилипания влияют: время нахождения бурильной ко­лонны в скважине без движения; перепад между пластовым и гид­ростатическим давлением; состоя­ние глинистой корки (толщина, прочность и т.д.); площадь сопри­косновения бурильной колонны со стенкой скважины; проницае­мость пород; сила трения между элементами бурильной колонны и стенкой скважины; температура в зоне прихвата.

К прилипаниям бурильной ко­лонны под действием перепада давления приводит бурение на бу­ровом растворе, параметры кото­рого не отвечают требованиям проекта (завышена вязкость, плотность, фильтрация, малое со­держание противоприхватных до­бавок — нефти, ПАВ и т.д.). Остав­ление без движения бурильной ко­лонны против проницаемых пла­стов, например для устранения не­исправности воздухопроводов, ре­монта лебедки, сшивки цепной передачи или ликвидации неисправ­ностей другого оборудования, как правило, приводило к прихвату. Особенно быстро прихваты проис­ходят при оставлении колонны труб против только что вскрытых проницаемых горизонтов.

2) Прихват бурильной колонны обвалившимися неустойчивыми породами.Ствол скважины теряетустой­чивость в результате изменения напряженного состояния пород, которое может зависеть от геоло­гических факторов и технологии проводки скважины.

Геологическими факторами, способствующими обвалообразованию, являются большие углы падения пластов, трещиноватость и перемятость пород, литологиче­ский состав, структура и механи­ческие свойства породы и др. Наи­большее число обвалов происхо­дит в глинистых породах вследст­вие их способности быстро набу­хать под действием фильтрата про­мывочной жидкости или разру­шаться под влиянием расклини­вающего и смазывающего дейст­вия фильтрата. Первое характерно для пластичных гидрофильных глин, а второе — для метаморфизованных малогидрофильных глин.

Технологические факторы, спо­собствующие обвалам– низкое гидростатическое давление на вскрываемые пласты ввиду малой плотности промывочной жидкости или водо-, нефте- и газопроявле­ний; низкое качество промывоч­ной жидкости, особенно наличие большой фильтрации; резкие ко­лебания давления промывочнойжидкости в стволе скважины; большое время воздействия про­мывочной жидкости на породы, склонные к обвалам.

Предупреждение прихватов колонны труб

Общие технологические мероприя­тия по предупреждению прихватов. Для предупреждения прихватов необходимо придерживаться тре­бований Инструкции по борьбе с прихватами колонн труб при буре­нии скважин. При этом должны соблюдаться следующие основные требования.

1) Правильно выбирать вид про­мывочной жидкости для данной площади с учетом новейших до­стижений в этой области. Необхо­димо по возможности переходить на промывочные жидкости с ма­лым содержанием глинистых фракций и твердых частиц, обра­ботанные химическими реагента­ми и поверхностно-активными ве­ществами, которые создают усло­вия для предупреждения прихва­тов и лучшие возможности для ка­чественного вскрытия продуктивных пластов. Промывочная жидкость должна способствовать уплотнению фильтратов в пласте, а не создавать корки на стенках скважины. Этому соответствуют коллоидные растворы с мини­мальной твердой фазой.

2) Плотность бурового раствора должна исключать превышение из­быточного давления на пласт не более чем это установлено норма­ми, для чего геологическая служ­ба должна прогнозировать пласто­вые давления с наибольшей точ­ностью.

3) Параметры бурового раство­ра надо поддерживать в строгом соответствии с геолого-техниче­ским нарядом.

4) Нельзя допускать отклоне­ний от установленной плотности промывочной жидкости более чем на ±0,02 г/см³ при фактической плотности ее до 1,45 г/см³ и более чем на ±0,03 г/см³ для растворов более высокой плотности.

5) Для повышения противоприхватной способности необходимо в течение всего цикла бурения скважины поддерживать в промы­вочной жидкости определенное со­держание смазочных веществ. Определять количество смазываю­щих веществ в буровом растворе следует по коэффициенту трения корки (КТК), величина которого не должна превышать 0,3.

6) В утяжеленные буровые растворы следует вводить неионогенные ПАВ типа дисолван, превоцелл, ОП-7 и ОП-10. Для исключе­ния гидрофобизации и предупреж­дения осаждения частиц утяжели­теля надо добавлять гидролизирующие реагенты (УЩР, гипан, КМЦ). Ввод в утяжеленные буро­вые растворы таких ПАВ, как СМАД, сульфонол, особенно в со­четании с нефтью, не рекомендует­ся, так как это вызывает их гидрофобизацию.

1. При бурении скважин глуби­ной более 3000 м необходимо сле­дить за температурой выходящей промывочной жидкости, замерять ее через 30 мин циркуляции. В случае падения температуры надо немедленно приподнять буриль­ную колонну на 13-15 м и произвести два-три замера через 10-15 мин. Если снижение температу­ры подтвердится, то бурильную колонну нужно поднять и опрессовать.

2. Необходимо непрерывно контролировать циркуляцию промывочной жидкости, по возмож­ности устанавливать автоматиче­ские сигнализаторы ее прекраще­нии, а также не допускать резкихколебаний гидравлического давле­ния при спускоподъемных опера­циях.

3.Нельзя оставлять бурильную колонну без движения в открытой части ствола, особенно при вскры­тых неустойчивых пластах, в про­дуктивных горизонтах, сильнопо­ристых и проницаемых породах, а также напротив пород, склонных к образованию осыпей и обвалов.

В случае вынужденного остав­ления бурильной колонны в от­крытом стволе скважины буриль­щику запрещается оставлять тор­моз лебедки и вменяется в обя­занность принять меры к подъему колонны и обеспечению постоян­ной промывки забоя по возмож­ности с вращением колонны рото­ром или ключами.

3. При кратковременном (до 0,5 ч) прекращении циркуляции бурового раствора надо поднять колонну бурильных труб от забоя не менее чем на 15 м и через 2-5 мин расхаживать и проворачи­вать ротором. При прекращении циркуляции или неисправности оборудования, на устранение непо­ладок которых потребуется более 30 мин, бурильную колонну надо поднять в обсадную.

4. Следует осторожно спус­кать в скважину колонну с доло­тами, имеющими форму, отлич­ную от предыдущей – четырехшарошечное долото после трехшарошечного, 178-мм УБТ после 146-мм, турбобур с 235-мм корпу­сом, после работы с 215-мм и т.д.

5. При возникновении поса­док надо приостановить спуск ко­лонны, поднять ее на длину 15-20 м, проработать опасный интер­вал и только тогда продолжить спуск колонны.

6. Интервал затяжек, уступов, желобов обвалов необходимо за­фиксировать в буровом журнале.

7. Надо следить за исправной работой насосов и механизмов очистки промывочной жидкости (гидроциклоны, вибросита и т.д.).

8. После длительных переры­вов в бурении ствол скважины следует проработать.

9.Бурильные колонны необ­ходимо опрессовывать в сроки, установленные проектом или ру­ководством предприятия.

Предупреждения прилипания бурильной колонны

Применяемые буровые растворы должны иметь низкую водоотдачу с целью уменьшения толщины глинистой корки. Прилипание исклю­чается при использовании буро­вых растворов на углеводородной основе.

Компоновка низа бурильной колонны должна включать узлы, снижающие площадь их наружной поверхности, входящую в контакт со стенкой скважины. Таковыми являются противоприхватные опоры УБТ – квадрат­ные, шестигранные, трехгранные и со спиральными канавками.

Противоприхватные опоры ре­комендуется размещать не только в нижней части колонны, между свечами УБТ и над ними, но и на участках колонны, находящихся в прихватоопасных местах, напри­мер, напротив проницаемых пород.

В качестве противоприхватных опор используют стабилизаторы и центраторы, диаметр которых на 5—10 мм меньше диаметра долота.

Нельзя допускать зависания ко­лонны труб в стволе скважины. После очередного страгивания ин­дикатор веса должен показывать полный вес колонны. Не следует также оставлять бурильную ко­лонну без движения в открытом стволе скважины.

Промывку скважины перед подъемом после бурения, а также утяжеление промывочной жидко­сти необходимо проводить с расхаживанием бурильной колонны в пределах длины ведущей трубы, когда долото находится на рас­стоянии не менее чем 15 м от забоя.

Перед входом в прихватоопасную зону бурильную колонну в обсадной колонне останавливают и проверяют роторную цепь, воз­духопроводы, лебедку и насосы.

Элементы низа бурильной колонны не должны иметь свароч­ных поясков и острых кромок, приводящих к разрушению глини­стой корки на стенках скважины.

При бурении в продуктивном горизонте нельзя оставлять бу­рильную колонну без движения даже на короткое время; разбури­вать этот горизонт лучше ротор­ным способом.

В случае применения забойного двигателя необходимо обязатель­но вращать бурильную колонну.

Буровой раствор должен очи­щаться механизмами от твердой фазы качественно.

Механическая скорость проход­ки при бурении стволов диамет­ром 295 мм и более должна регу­лироваться с изменением плотно­сти бурового раствора. При увели­чении плотности за счет насыще­ния раствора шламом механиче­скую скорость необходимо сни­зить.

Для ускорения ликвидации воз­никшей аварии и предупреждения осложнения в интервалах, склон­ных к прихватам, рекомендуется включать в компоновку буриль­ной колонныясс.

Предупреждение прихватов, возникающих в результате нарушения устойчивости стенок скважины

Для предупреждения прихватов в интервалах, где породынеустойчивы (камен­ная соль, бишофиты, глины, аргиллиты), выпучи­ваясь и осыпаясь прихватываютнаходящуюся в скважине колонну труб, необходимо осуществлять следующие работы.

Создать условия для бурения неустойчивых интервалов с макси­мально возможными скоростями, не допуская остановок из-за от­сутствия труб, материалов и т.д.

Применяемый буровой раствор должен поддерживать ствол в хо­рошем состоянии, исключать за­тяжки, посадки, прихваты и обра­зование больших каверн. Коэффи­циент трения глинистой корки (КТК) для предупреждения осы­пей должен быть не более 0,15.

Идеальный вид раствора при бурении в неустойчивых поро­дах — безводные растворы на уг­леводородной основе. Для предупреждения обвалов и образования каверн при бурении бишофитов лучшими являются известково-битумные растворы.

Почти исключает осыпи и обра­зование каверн при бурении глин, аргиллитов и засолоненных глин, применение хлоркалиевых буро­вых растворов.

Для предупреждения вибраци­онного воздействия колонны бу­рильных труб на стенки скважины в компоновку ее низа рекоменду­ется включать наддолотные амор­тизаторы.

При непрекращающихся явле­ниях сужения ствола выпучивае­мыми породами необходимо утя­желить буровой раствор на 10-15 % по сравнению с требуемым ГТН или пересмотреть соответст­вие типа промывочной жидкости геолого-техническим условиям бурения.

При турбинном способе буре­ния в случае появления признаков обвала пород перейти на роторный способ.

Спускать бурильные трубы сле­дует с промежуточными промыв­ками для снижения давления при продавке бурового раствора, осо­бенно при больших значениях СНС.

Следует предусматривать пе­риодическую промывку ствола скважины порциями вязкого бу­рового раствора.

Ликвидация прихватовс помощью жидкостных ванн

Наиболее простой и распростра­ненный метод ликвидации прихва­та – установка ванн, благодаря которой извлекается вся буриль­ная колонна. Непременное усло­вие для осуществления этого метода — сохранение циркуляции бу­рового раствора. В зависимости от причины прихвата применяют неф­тяную, водяную или кислотную ванну. Для ликвидации прихватов колонн из алюминиевых труб ван­ны из плавиковой кислоты и из смеси плавиковой и соляной кис­лот использовать запрещается. Для ликвидации прихватов этих труб в карбонатных породах реко­мендуется применять ванны из 15—20%-ного раствора сульфаминовой кислоты.

Перед установкой ванны (лю­бой) определяют гидростатичекое давление на продуктивные пласты. Если это давление не пре­вышает пластовое давление более чем на 15 %, то необходимо утяже­лить буровой раствор. Кроме то­го, следует принимать во внима­ние допустимые нагрузки на сня­тие спущенных промежуточных колонн с учетом их износа.

При выборе технологии уста­новки ванны надо иметь в виду следующее.

1) Плотность жидкости для ван­ны желательно иметь равной или немного больше (для ликвидации прихвата в призабойной зоне) плотности бурового раствора. При использовании в качестве жидко­сти для ванны известково-битумных или других растворов на угле­водородной основе их необходи­мо обработать таким образом, чтобы исключить выпадение утя­желителя и образование пробок внутри труб и в кольцевом про­странстве.

2) Плотность, вязкость и СНС бурового раствора, находящегося в скважине, должны быть мини­мальными.

3) Объем жидкости для ванны должен быть равен объему сква­жины от долота до верхней грани­цы прихвата плюс 50 %. Сле­дует подчеркнуть, что там, где жидкость ванны заполняла весь открытый ствол, установка ванны давала лучшие результаты. При возможности жидкость ванны должна перекрывать все пласты с проницаемыми породами. Амери­канские исследователи показали, что минимальный объем жидкости для ванны должен быть не менее 24 м³, даже если по расчету его требуется меньше.

Перед установкой ванны обяза­тельно проверяются:противоприхватное оборудование, насосы, циркуляционная система, оборудование и буровая вышка, количество и качество запасного бурового раствора, наличие и ис­правность предохранительных клапанов и манометров, заливоч­ная головка с трехходовыми кра­нами высокого давления и двумя отводами к нагнетательной линии от цементировочных агрегатов. Обратный клапан опрессовывается на полуторакратное давление, возникающее к моменту начала выхода жидкости ванны из труб в затрубное пространство. Проверя­ются площадки под вышечными и дизельными блоками с целью ис­ключения возможного загорания, а также наличие и состояние про­тивопожарных средств.

Технология установки ванны предусматривает следующее.Подвешивание бурильной колон­ны на талевой системе, установку на верхней трубе обратного клапа­на или шарового крана и заливочной головки для подсоединения кцементировочным агрегатам: вос­становление циркуляции бурового раствора и закачку его в объеме 2-3 м³, закачку (если предусмот­рено планом) расчетных объемов буферной жидкости, жидкости ванны, второго объема буферной жидкости и продавочной жидко­сти.

В процессе продавки при пре­вышении давления против расчет­ного скорость закачки промывоч­ной жидкости необходимо умень­шить, не допуская превышения внутреннего давления для данного размера труб.

Жидкость для ванны подается в зону прихвата не вся сразу:по­следние 3-5 м³ жидкости, находя­щейся в трубах, закачиваются пор­циями по 1 м³ через 1 ч стояния под ванной.

Нагрузка на крюке в момент закачивания и нахождения буриль­ной колонны под ванной должна быть равной нагрузке до прихвата. Резкие изменения (нагрузки и разгрузки) в пределах норм до­пускаются только при расхаживании.

По окончании закачки расчет­ного объема продавочной жидко­сти краны на заливочной головке закрываются.

Время нахождения колонны под ванной не должно превышать 24 ч. Действие ванны продолжает­ся в среднем 12 ч.

Перед расхаживанием буриль­ной колонны уточняются проч­ностные возможности составляю­щих ее элементов. Максимально допустимые растягивающие на­грузки не должны превышать 80% предела текучести для соот­ветствующего класса труб.

При наличии каверн над верх­ней границей прихвата бурильную колонну расхаживать не рекомен­дуется с целью исключения полом­ки труб в этой зоне. В таких слу­чаях проводится максимально до­пустимое натяжение колонны и плавная разгрузка на 200-300 кН.При безрезультатности расхаживания снижается натяжка до веса ко­лонны перед прихватом, закачива­ется 0,5-1 м³продавочной жидко­сти и колонна оставляется на 1 ч до очередного расхаживания. При расхаживании делаются 2-3 по­пытки провернуть колонну труб.

Если ванна не дала положитель­ного результата, то ее повторяют или переходят на другие способы ликвидации прихвата. При осво­бождении колонну осторожно рас­хаживают с интенсивной промыв­кой, удаляют жидкость ванны и поднимают колонну.

Другие методы ликвидации:

а) Гидроимпульсный способ ликвидации прихвата.

Гидроимпульсный способ предна­значен для ликвидации следую­щих групп прихватов колонн труб, находящихся в скважине: прилипания колонн под действием перепада давления; прихвата бу­рильной колонны сальником; заклинивания колонны труб в желобных выработках и посторонни­ми предметами.

Способ основан на возбужде­нии волны разгрузки путем резко­го снятия предварительно создан­ных напряжений в материале ко­лонны труб и напряжения сжатия жидкости, заполняющей полость труб.

При нагнетании жидкости через наголовник в трубах создаются растягивающие нагрузка и напря­жение. Во время уменьшения дав­ления колонна сжимается, а буро­вой раствор с большой скоростью перемещается из затрубного про­странства в трубы и размывает фильтрационную корку или саль­ник. Давление в зоне прихвата при этом снижается и вследствие паде­ния уровня жидкости в за