Бурения скважин в осложненных условиях

При закачивании смеси в зону поглощения входящие в ее состав наполнители создают решетку в каналах поглощения, особенно в местах изгибов этих каналов и изменения их сечения, через которую происходит быстрое отфильтровывание воды из тампонажного раствора и образование плотного, прочного изолирующего слоя.

Благодаря высокому показателю фильтрации тампонажный раствор быстро обезвоживается. Хорошие закупоривающие свойства смеси обусловлены выпадением в поглощающих каналах ее твердой фазы, и прежде всего утяжелителя, инициирующего этот процесс. Вследствие этого закупоривающая способность ТРВВ пропорциональна объему наполнителя, введенного в смесь.

Закупоривающая способность тампонажного раствора повышается при закачке ТРВВ с изменением подачи насосов при непродолжительных остановках. Тампонажный раствор с высокими показателями фильтрации закачивают в скважину только при установленном пакере, что позволяет избежать аварий, связанных с прихватом инструмента.

Облегченные смеси [6]. Плотность смесей, приготовленных на основе тампонажных цементов, снижают вводом облегченных добавок, которые также повышают закупоривание свойства смесей. К ним относятся: глина, перлит, фильтроперлит, керамзит, молотые нефтебитумы, верникулит, опока, нефтяной кокс и др.

Гипсовые растворы [3]. Для изоляции пластов с температурой 25 - 30 ⁰С применяют смеси на основе высокопрочного строительного или водостойкого гипса с добавлением замедлителей схватывания. Т.к. свойства гипса заметно меняются во времени, необходимо перед проведением изоляционных работ сделать экспресс-анализ с целью корректировки сроков схватывания смесей. В качестве замедлителей схватывания применяют триполифосфат натрия (ТПФН), тринатрийфосфат, КМЦ, ССБ и др. В табл. 16 приведены показатели свойств гипсовых растворов при атмосферных условиях.

Особенность гипсовых растворов - высокая скорость структурообразования, причем они сохраняют это свойство при значительном содержании воды. Снижение скорости структурообразования и нарушение прочности структуры происходят только при содержании воды более 160 % от массы сухого гипса. Цементные растворы более восприимчивы к повышенному содержанию воды, поэтому разбавление их в процессе тампонирования отрицательно влияет на качество изоляционных работ. Хорошими физико-механическими свойствами обладают гипсовые растворы с добавками полимеров.

Таблица 16: Гипсовые растворы

Тип гипса	ВГ	Добавка ТПФН, %	Плотность, г/см3	Растекае-мость, см	Сроки схватывания, ч - мин	Прочность на сжатие через 4 ч, МПа
					начало	конец
Высоко-прочный	0,5 0,5 0,5 0,6 1	0,01 0,03 0,075 - -	1,72 1,72 1.72 1,66 1,46	19,5 20,5 20,5 24 25	0-15 0-25 0-35 0-17 0-26	0-20 0-30 0-45 0-20 0-30	4,2 4,5 4,5 3,9 1
Стро-ительный	0,7 0,6 0,6	0,1 0,5 1	1,68 1,68 1,67	20 18,5 19	0-10 0-40 1-50	0-20 1-00 2-10	3,9 3,7 1,1
Водостойкий	0,6 0,6 0,6 0,6	0,1 0,3 0,5 0,7	1,65 1,65 1,64 1,64	22 22 22 21	0-15 0-30 0-40 0-50	0-25 0-35 0-50 1-00	3,8 1,9 1,3 0,6

ВГ - водогипсовое отношение.

Гипсоцементные смеси [3]. Положительными качествами цементного и гипсового растворов обладают гипсоцементные смеси, имеющие короткие сроки схватывания и твердения и дающие высокопрочный камень через 3 - 4 часа после затворения смеси. Наличие минералов цементного клинкера способствует наращиванию прочности гипсоцементного камня при твердении в водных условиях, что выгодно отличает гипсоцементные смеси от гипсовых растворов. Проницаемость гипсоцементного камня через 4 ч после затворения не превышает (5-9)*10^-3 мкм², а через 24 ч - 0,5*10^-3 мкм².

Гипсоцементные растворы приготавливают смешением гипса и тампонажного цемента в сухом виде с последующим затворением полученной смеси на растворе замедлителя или смешением раствора гипса, затворенного на растворе замедлителя, и раствора тампонажного цемента. В таблице 21 представлены свойства гипсоцементных смесей, полученных смешением сухого гипса и цемента в соотношении 1:1, а в таблице 22 - смешением раствора цемента и гипса в соотношении 1:1 (цемент Вольского завода, В/Ц = 0,5, гипс строительный, В/Ц = 0,7).

Таблица 17: Свойства гипсоцементных смесей

В/С	Замедлитель	Плот-ность, г/см3	Расте-каемость, см	Сроки схватывания, ч-мин	Прочность на сжатие через 4 ч, МПа
	наименование	содержание			начало	конец
0,6 0,6 0,6 0,6 0,6 0,5 0,5	- ТПФН ТПФН ТПФН ТПФН ССБ ГМФН	- 0,2 0,3 0,4 0,5 1 0,7	1,72 1,72 1,72 1,72 1,72 1,76 1,89	24 24 24 24 25 25 21	0-10 0-20 0-25 0-40 0-40 0-40 0-30	0-15 0-30 0-35 0-50 0-50 0-55 0-40	1,4 1,1 1 0,8 0,7 1,1 0,8

В/С - водосмесевое отношение.

Для предотвращения схватывания гипсоцементного раствора в бурильных трубах необходимо вначале закачать 1 м³ водного раствора замедлителя, на котором затворили гипс. Стойкость гипсоцементных растворов к разбавлению водой значительно выше, чем у цементных растворов. Резюмируя сказанное, отметим:

· кривые загустевания гипсоцементных смесей, так же как и кривые платсической прочности, показывают, что переход от коагуляционного периода структурообразования к кристаллизационному происходит за небольшой период;

· изменение температуры в пределах 10 - 50 ⁰С оказывает существенное влияние на процесс;

· увеличение содержания воды отодвигает начало загустевания смесей, причем формирующаяся структура в процессе перемешивания разрушается только при В/Ц = 0,8 и выше;

· быстрое загустевание смеси даже при значительном содержании воды (В/Ц = 0,8-0,9) свидетельствует о высоких тампонирующих свойствах гипсоцементных смесей и выгодно отличает их от цементных растворов, которые весьма чувствительны к разбавлению водой.

Так как гипсоцементные растворы обладают короткими периодами перехода от тиксотропной коагуляционной структуры к прочной конденсационно-кристаллизационной структуре, они могут быть рекомендованы для перекрытия крупнокавернозных и сильнотрещиноватых поглощающих участков ствола скважины.

Перемешивание гипсоцементных смесей приводит к их загуствеванию за время, несколько меньшее начала схватывания в статических условиях.

Глиноцементные растворы [3]. Глиноцементные растворы готовят из тампонажного цемента, бентонита и ускорителей схватывания смешением сухих компонентов с последующим их затворением или добавлением бентонита в цементный раствор. Наличие в смеси глинистых частиц способствует более быстрому росту структуры. Глиноцементные растворы менее чувствительны к воздействию бурового раствора. Бентонит снижает проницаемость тампонажного камня, уплотняет его структуру.

Добавка к глиноцементной смеси 0,5 - 1 % сернокислого глинозема усиливает начальную подвижность смеси, повышающуюся также с увеличением содержания бентонитовой глины.

Глиноземистые смеси с сернокислым глиноземом сохраняют стабильные вязкостные свойства в течение времени, достаточного для их доставки в зону поглощения. Затем происходит интенсивный рост вязкости и смесь при заданном избыточном давлении продавливают в пласт.

Время прокачивания таких смесей составляет 80 - 100 мин, т.е. сернокислый глинозем оказывает стабилизирующее действие на раствор в период его прокачивания.

Для приготовления раствора цемент и глинопорошок засыпают в бункер цементосмесительной машины, а сернокислый глинозем растворяют в воде затворения.

Цементно-полимерные растворы [3] получают при введении в цементные растворы полимерных добавок, что позволяет улучшить свойства как растворов, так и тампонажного камня. Высокая термостойкость, непроницаемость полимеров улучшают соответствующие свойства цементных композиций, их структурные свойства и изолирующую способность. Важное качество таких растворов то, что их фильтрат обладает крепящими свойствами. Это способствует отверждению глинистой корки и сцеплению тампонажного камня со стенками скважины.

Разработана цементно-смоляная композиция ЦСК-1, состоящая из тампонажного цемента с добавкой алифатической эпоксидной смолы ТЭГ-1 и отвердителя полиэтиленполиамина (ПЭПА).

Для приготовления ЦСК-1 в воду затворения последовательно вводят смолу ТЭГ и отвердитель ПЭПА, а затем на этой жидкости затворяют цемент.

Растворы на углеводородной основе [6]. Растворы, приготовленные на углеводородной жидкости (чаще всего на дизельном топливе), приобретают высокую пластическую прочность после замещения в них дизельного топлива водой. Инертность вяжущего вещества к дизельному топливу позволяет безопасно транспортировать растворы по бурильным трубам на значительные глубины. При контакте с водой происходит замещение дизельного топлива и раствор превращается в высоковязкую пасту. Прочность получаемого тампонажа зависит от концентрации вяжущего вещества. Для получения подвижного, легко прокачиваемого раствора при высоком содержании твердой фазы рекомендуется вводить в него креозол, кубовые остатки этилового эфира ортокремневой кислоты и другие ПАВ, которые способствуют также отделению дизельного топлива после закачивания смеси в пласт.

Наиболее часто в практике применяются соляроцементные, соляробентонитовые и соляроцеметно-бентонитовые смеси.

Соляроцементные смеси содержат 30 - 40 % дизельного топлива, 0,5 - 1 % креозола и 6% ускорителя (кальцинированной соды) от массы цемента. Для большей прочности цементного камня в состав смеси вводят до 30-50 % кварцевого песка.

Соляроцементно-бентонитовые смеси (СЦБС) имеют следующий состав: 1000-1200 кг бентонитового глинопорошка, 300-500 кг цемента и 0,5 - 1 % ПАВ от массы смеси на 1 м³ дизельного топлива. При смешивании с водой или буровым (глинистым) раствором образуется нерастекаемая тампонажная паста с высокой пластической прочностью и вязкостью. Для снижения отрицательного воздействия на смесь пластовых вод до начала схватывания и повышения прочности тампонажного камня в СЦБС вводят 3 - 10 % жидкого стекла (от массы цемента).

Растворы на углеводородной жидкости приготавливают в следующем порядке. В мерные емкости цементировочных агрегатов заливают расчетное количество дизельного топлива, в котором растворяют ПАВ. На этой жидкости затворяют бентонит, цемент или их смесь. При прокачивании через бурильные трубы смесь должна быть изолирована от бурового раствора верхней и нижней порциями дизельного топлива - по 0,5 м³, объем смеси не должен превышать 5 м³. После вытеснения смеси из бурильных труб в затрубное пространство прокачивают 0,5 - 1 % бурового раствора. Образование плотного геля при соединении смеси с водой происходит благодаря тому, что она очень быстро абсорбирует воду. Образующийся в течение нескольких секунд гель вначале напоминает «замазку». Через несколько минут «замазка» превращается в густую, малоподвижную резинообразную массу, устойчивую к деформациям и перемещениям под действием сил, возникающих при перепаде давлений.

Содержащиеся в буровом растворе механические частицы (обломки выбуренной породы и т.п.) способствуют некоторому упрочнению образующейся массы. Через два часа, особенно при высокой минерализации находящейся в зоне поглощения жидкости, загустевший материал напоминает по своим механическим свойствам обычный ластик из искусственной резины и обладает упругими свойствами, близкими к свойствам обычной корковой пробки. Для получения максимального количества геля необходимо, чтобы соотношение объемов исходной смеси и воды не выходило за пределы 8:1 - 1:1.

Способ ликвидации поглощения с помощью тампонажных смесей сводится к следующему:

· готовую смесь закачивают в скважину через бурильные или насосно-компрессорные трубы;

· закачку смеси обычно производят одним буровым насосом. Вторым насосом закачивают в затрубное пространство воду или буровой раствор.

Наиболее эффективное использование тампонажных смесей предусматривает соблюдение следующих условий:

1. Точное определение местоположения поглощающего пласта.

2. Если вся зона поглощения находятся на глубине забоя скважины, следует попытаться пройти ее всю.

3. Перед закачкой смеси в скважину желательно спустить бурильные трубы, без долота с открытым концом или оборудованные перфорированными смесительными ниппелем.

4. К моменту установки конца бурильной колонны на заданной глубине (обычно несколько выше кровли поглощающего пласта) смесь должна быть заготовлена, чтобы начать закачку ее в скважину между двумя порциями буферной жидкости. В качестве буферной жидкости обычно используется дизельное топливо, каждая порция которого равняется 3 - 8 м³.

5. Скорость закачки смеси выдерживается в пределах 1,6 - 3,2 м³/мин.

6. При достижении смесью нижнего конца бурильных труб необходимо начать закачку в кольцевое пространство бурового раствора со скоростью, обеспечивающей заданное соотношение между ним тампонажной смесью.. На практике в некоторых случаях это соотношение непрерывно изменялось циклами, оставаясь в указанных выше пределах, в зависимости от достигавшихся при задавке тампонажных смесей давлений.

7. В процессе выхода смеси производится расхаживание бурильной колонны, что способствует лучшему перемешиванию смеси с водой или раствором и ускоряет гелеобразование. Кроме того, расхаживание колонны уменьшает опасность ее прихвата в случае ошибок при измерении длины бурильных труб или определении местоположения поглощающего пласта.

8. Продавка тампонажной смеси должна продолжаться до тех пор, пока вся приготовленная порция не вытеснится из бурильных труб, чтобы произвести задавку геля в поглощающий пласт.

9. Максимальное давление, достигнутое в процессе продавки, следует поддерживать в течение 5 мин для определения эффективности закупорки поглощающего пласта.

10. По истечении 1 - 2 ч необходимо увеличить испытательное давление до такого значения, чтобы оно превышало нормальное в процессе циркуляции, но не было бы больше пластового.

11. Перед тем как поднять бурильные трубы для навертывания долота, их можно приподнять для того, чтобы, включив насосы, убедиться, что циркуляция восстановлена.

12. В большинстве случаев при наиболее сильных поглощениях, особенно когда поглощение происходит в кавернозные пласты, полученную с помощью тампонажной смеси изоляцию затем усиливают, создавая цементную пробку, обеспечивающую большую надежность и долговечность изоляции при дальнейшем бурении скважины с буровым раствором высокой плотности.

2.1.20 Тампонажные растворы на основе полимеров

Полимерные тампонажные растворы имеют следующие преимущества перед растворами минеральных вяжущих веществ: малую плотность, удобство регулирования сроков схватывания, хорошую фильтруемость, отсутствие проницаемости тампонажного камня, высокую прочность и стойкость камня к агрессии. Из большого количества полимеров, выпускаемых отечественной промышленностью, наиболее широкое применение для разработки тампонажных смесей получили водорастворимые смолы. Однако наиболее перспективны водонерастворимые смолы, способные противостоять перетокам жидкости по стволу скважины в самом пласте и не вступать с ней во взаимодействие, сохраняя исходный компонентный состав и соответствующие ему свойства раствора.

Тампонажная смесь СКМ-19 разработана на основе мочевиноформальдегидной (карбамидной) смолы М-19-62, отверждаемой 30%-ным водным раствором хлорного железа. При перемешивании смолы с отвердителем через определенное время происходит потеря текучести, а затем интенсивное отверждение смолы и быстрое нарастание прочности тампонажного камня (таблица 23).

Для улучшения изолирующей способности в смесь рекомендуется вводить наполнители - опилки, кордное волокно, резиновую крошку и др. При разбавлении смеси минерализованной водой в соотношении 1:1 и 1:2 сроки схватывания увеличиваются соответственно на 10 и 40 %. При этом прочность тампонажного камня значительно снижается, однако остается удовлетворительной для перекрытия поглощающих каналов.

Таблица 18: Свойства смеси СКМ-19

Температура, 0С	Добавка хлорного железа, % (от массы смолы)	Сроки схватывания, ч-мин	Прочность через 6 ч, МПа
		начало	конец	на изгиб	на сжатие
24 50 70 90	2 1 0,5 0,3 0,2 0,1 0,25 0,13 0,08 0,08 0,03 0,01	0-90 0-50 2-00 0-30 0-50 3-30 0-25 1-25 2-00 0-50 2-20 3-25	0-17 1-10 3-00 1-40 1-00 4-35 0-40 1-35 2-30 1-05 3-20 4-30	15* 15 15 14 12,7 2,4 5,6 1,8 0,3 1,6 1,1 -	30 30 30 26 24,2 3,8 12,7 2,5 0,3 4,2 0,5 0,4

Тампонажную смесь ТС-ФА приготавливают на основе водонерастворимого фурфуролацетонового мономера (мономер ФА), отверждаемого 30%-ным водным раствором хлорного железа. Термостойкость мономера ФА превышает 200 ⁰С, плотность 1,09-1,17 г/см³. При хранении до одного года он почти не изменяет свои свойства и не теряет способности к отверждению. При температуре свыше 140 ⁰С следует учитывать влияние избыточного давления на сроки схватывания смеси. Вследствие низкой вязкости тампонажного состава целесообразно вводить в него до 10 % наполнителей (кордного волокна). При этом следует корректировать сроки схватывания до заданных значений, т.к. некоторые наполнители оказывают замедляющие действие на отверждение смеси ТС-ФА и поэтому при вводе в смесь наполнителей количества отвердителя увеличивают.

Смесь на основе латексов. Разработаны тампонажные смеси на основе малоконцентрированных латексов (СКМС-30АРК, ДВХБ-70, ДВМП-10Х и СПС-30ИКПХ) с содержанием 25-30 % сухого вещества. Эти латексы коагулируют в водном растворе хлорида кальция, образуя плотную резиноподобную массу. Малоконцентрированные латексы (МКЛ) перед использованием структурируют введением в них 0,5-1 % к массе порошкообразного КМЦ при круговой циркуляции латекса. Если КМЦ в виде раствора, то следует вводить 10% от объема латекса 5-7%-ного раствора КМЦ. Структурирование латексов способствует более равномерному распределению в них налолнителей (опилки, кордное волокно, резиновая крошка и др.) оптимальная добавка которых составляет 100-120 кг на 1 м³ латекса.

В промысловых условиях применяют две технологические схемы закачивания МКЛ в скважину. По первой латекс коагулируют на поверхности в специальном устройстве, состоящем из центральной трубы, бокового патрубка и камеры смешения. Латекс подается по центральной трубе, а хлорид кальция с наполнителем - через боковой патрубок. При отсутствии устройства используют тройник тампонажной линии. Максимальная концентрация хлорида кальция в водном растворе коагулюма 3 %. МКЛ смешивают с раствором хлорида кальция в соотношении 1:1 по объему. Эту схему применяют при полной потере циркуляции, когда поглощающий пласт представлен крупными карстами и трещинами.

По второй схеме латекс закачивают порциями (не менее трех), разделенными 3%-ным водным раствором хлорида кальция в объеме не менее порции латекса. Между МКЛ и водным раствором хлорида кальция закачивают буферную жидкость - пресную воду в объеме 300-500 л. Объем одной порции латекса 1-2 м³.

Для надежной коагуляции МКЛ перед ним и после него следует закачать по 2-3 м³ водного раствора хлорида кальция. Чтобы закрепить коагулюм латекса, в поглощающий пласт закачивают БСС.

Для временной изоляции зон поглощений в трещиноватых и кавернозных породах разработана смесь на основе латекса марки СКС-50 ГКП и глинистого раствора. В табл. 19 приведены свойства смеси, приготовленной с использованием альметьевского глинопорошка.



Таблица 19: Свойства смеси, приготовленной с использованием альметьевского глинопрошка

Соотношение латекса и 40%-ного глинистого раствора	Массовая доля компонентов, %	Плотность, кг/м3	Густота по ГОСТ 310.3-76, мм	Давление, МПа
	латекс	глинопорошок	вода
1:1,5 1:1 1,5:1	34,7 44,4 54,5	26,1 22,3 18,2	39,2 33.3 27,3	- 1120 -	10 29 30	1,6 3,2 5

2.1.21 Тампонажные пасты

Тампонажные пасты приготавливают на глинистой основе или на основе неорганических вяжущих веществ. Пасты на глинистой основе представляют собой высоковязкие тампоны, которые применяют для проведения тампонажных работ по снижению интенсивности поглощения с последующим закачиванием БСС или как самостоятельные изолирующие смеси при низкой интенсивности поглощения. Пасты на основе неорганических вяжущих веществ являются твердеющими и со временем превращаются в тампонажный камень достаточной прочности. Ниже описаны пасты, наиболее широко используемые при изоляционных работах.

Вязкая тампонажная паста (ВТП) обладает повышенной пластической прочностью и приготавливается с помощью цементировочного агрегата по рецептурам, приведенным в таблице 22.

Таблица 20: Рекомендуемые рецепты вязкой тампонажной пасты

Состав, %	Плотность, г/см3	Условная вязкость, с	СНС1/10, Па	Показатель фильтрации, см3/30мин	Толщина глинистой корки, мм
бентонит	вода	добавка, % от Vр-ра
13* 60** 60**	87 40 40	CaCl2-0,5 CaCl2-1,5 Цемент-0,5	1,08 1,28 1,28	40 46 125	6/7,5 7,5/9 6,9/6,9	30 39 44	4 7 10

Примечание:

* - Иджеванский бетонит;

** - Биклянская комовая глина или альметьевский глинопорошок.

Паста применяется для изоляции мелких поглощающих каналов, оценки поглощающей способности скважины и выбора последующего направления ведения изоляционных работ, а также для определения возможности перехода па промывку скважин глинистым раствором.

Гипаноглинистая паста (ГГП) получается смешением глинистого раствора, приготовленного на 15-20%-ном растворе хлорида кальция, с раствором гипана 8-10%-ной концентрации. В раствор добавляют наполнитель из расчета 20-30 кг на 1 м³ раствора. Полиакриламидглинистая паста (ПГП) образуется смешением 1%-ного раствора полиакриламида с минерализованным глинистым раствором в соотношении 1:3. Вязкость глинистого раствора должна быть не более 45 с по ПВ-5. Компоненты смеси с помощью двух ЦА подают в тройник, а затем по колонне бурильных труб нагнетают в зону поглощения.

Соляроцементная паста (ПТЦ) получается смешением в тройнике-смесителе цементного раствора на водной основе плотностью 1,8 г/см³ с соляроцементным раствором плотностью 1,2-1,45 г/см³. При смешении указанных растворов в соотношении 0,6:1,3 получают пасты с пластической прочностью 1,8-2 кПа, а в соотношении 0,5:0,9 пластическая прочность достигает 5 кПа. Сроки схватывания смеси регулируют добавками хлорида кальция. Соотношение объемов исходных растворов контролируют по их одновременному расходу.

2.1.22 Способы доставки изоляционных смесей в зону поглощения

Доставки изоляционных смесей в зону поглощения может производиться:

· по стволу скважины;

· по колонне бурильных труб, открытый конец которых находится выше кровли поглощающего горизонта;

· по колонне бурильных труб с перфорированным хвостовиком из разбуриваемого материала (алюминий, пластик), который размещается непосредственно в поглощающем горизонте;

· по колонне бурильных труб с пакером;

· по колонне бурильных труб с герметизацией кольцевого пространства с помощью противовыбросного оборудования;

· путем раздельной доставки специальных компонентов БСС до поглощающего горизонта в специальных контейнерах.

Для сохранения свойств тампонажных растворов и паст разработаны методы изоляции его со смешением компонентов смеси непосредственно в зоне поглощающего горизонта. Также широко применяются так называемые оболочные устройства, позволяющие закачивать и удерживать тампонажную смесь в интервале поглощающего горизонта.

Закачивание тампонажной смеси по стволу скважины. Этот метод доставки тампонажной смеси в зону поглощения рекомендуется применять в тех случаях, когда интенсивность поглощения не менее 30 м³/час, зона поглощения расположена на глубине не более 2000 метров, необсаженнй ствол скважины сложен устойчивыми породами, в зоне поглощения отсутствует шламовый стакан.

Тампонажную смесь подают в скважину через бурильную трубу или стволу превентора. Для предотвращения разбавления тампонажной смеси промывочной жидкостью перед смесью и после нее закачивают буферную пачку. Буферная пачка - это вязкоупругий разделитель, высоковязкий глинистый раствор на основе бентонитового глинопорошка и полиакриламида. Объем буферной пачки принимается равным объему 50-100 метров ствола скважины.

Указанный метод в настоящее время практически не применяется, т.к. имеет следующие существенные недостатки:

1. Даже при наличии буферной пачки происходит существенное ухудшение свойств тампонажной смеси за счет длительного контакта со стенками скважины.

2. При отсутствии противовыбросного оборудования на устье нет возможности продавить смесь по стволу скважины, ускоряя ее движение к зоне поглощения. В этом случае движение тампонажной смеси происходит за счет разности гидростатического давления, создаваемого способом жидкости в скважине и пластового давления. При этом сложно с определенной точностью просчитать время по установке моста.

Установка изоляционного моста по колонне бурильных труб. Расчет моста

Рисунок 12: Схема установки изоляционного моста

Исходные данные для расчета моста:

h_ст - статический уровень жидкости в скважине, м

H_ок - глубина установки открытого конца бурильных труб, м

h_ц - высота цементного раствора. оставшегося в трубах, м

h_пг - мощность поглощающего горизонта, м

H_пг - глубина залегания поглащающего горизонта, м;

l₀ - расстояние проникновения цементного раствора в пласт от оси ствола скважины (расстояние доставки), м

Расстояние l₀ принимают:

l₀=+(0,5ч1) (41)

D_ф - фактический диаметр ствола скважины по данным профиметрии, м

d_вн - внутренний диаметр бурильных труб, м

K_пэ - коэффициент эффективной пористости пласта, %.

1. Объем тампонажной смеси для установки моста сложится из трех объемов:

· объема тампонажной смеси в интервале открытого ствола:

= (42)

· объема тампонажной смеси, проникшей в поглощающий горизонт:

= р*k_пэ*h_пг( - ) (43)

· объема тампонажной смеси в бурильных трубах:

= (44)

2. Глубина установки открытого конца бурильных труб

H_ок=H_пг - (45)

где - плотность тампонажной смеси, кг/м³.

- плотность бурового раствора, кг/м³.

3. Объем продавочной жидкости выбирают из условия уравновешивания гидростатического давления в трубах и затрубном пространстве:

V_пр=H_пр - S_тр (46)

где Н_пр - высота столба продавочной жидкости в бурильных трубах, м.

При давлении тампонажной смеси по бурильной колонне происходят ее потери, которые составляют 0,7 м³ на 1000 метров длины бурильных труб.

Способ доставки тампонажной смеси по колонне бурильных труб имеет следующие недостатки:

1. При установке открытого конца бурильных труб выше кровли поглощающего горизонта тампонажная смесь, плотность которой, как правило, выше плотности бурового раствора, перемешивается с ним, что значительно снижает качество изоляционных работ.

2. Потери качества тампонажной смеси происходят также при движении по колонне бурильных труб.

3. При неточном определении К_эп - коэффициента эффективной пористости, в поглощающий горизонт не попадает расчетное количество тампонажной смеси. Она может заполнить кольцевое пространство скважины между кровлей поглощающего горизонта и открытым концом бурильной колонны и подняться в кольцевое пространство, что иногда приводит к прихвату колонны.

Доставка тампонажной смеси по бурильной колонне с хвостовиком. Низ бурильной колонны оборудуется перфорированным хвостовиком из разбуриваемого материала (алюминий, пластик). Хвостовик соединяется с бурильной колонной левым переводником. В нижней части хвостовика устанавливается седло под шар. Длина хвостовика определяется мощностью зоны поглощения плюс 5-10 метров с учетом перекрытия ниже подошвы зоны поглощения.

Объем продавочной жидкости, определений из условия уравновешивания давлений в трубах и затрубном пространстве, рассчитывают по формулам:



V_пр = [H_пр - (h_хв - h_ц)]F_тр + (h_хв - h_ц)*F_хф (47)

H_пр= (48)

где h_хв - длина хвостовика, м

F_хв - площадь проходного отверстия хвостовика, м².

Закачивание тампонажной смеси по колонне бурильных труб с пакером. Учитывая, что доставка тампонажной смеси в зону поглощения по открытому стволу скважины и по колонне бурильных труб имеет ряд недостатков, применяется более эффективный метод доставки смеси в зону поглощения через бурильные трубы с пакером. Этот метод в настоящее время широко применяется для изоляции зон поглощения [8].

Пакеры предназначены для герметизации и разобщения затрубного пространства при изоляции зон интенсивного поглощения и флюидопроявления в бурящихся скважинах.

При этом достигаются следующие цели:

1. Предотвращается разбавление тампонажной смеси.

2. Возможно безаварийное применение быстросхватывающихся смесей (БСС) с необходимыми сроками схватывания.

3. Задавливание тампонажных смесей в каналы поглощающего горизонта.

4. Исследование каждого поглощающего горизонта, если вскрыто несколько таких горизонтов.

5. Определение местоположения поглощающего горизонта методом последовательных опрессовок ствола скважины.

6. При вскрытии нескольких поглощающих горизонтов имеется возможность последовательно закачивать тампонажную смесь в каждый пласт отдельно.

Основные правила и требования при использовании пакерующих устройств.

1. Спуск пакера необходимо производить плавно, наблюдая за показаниями индикатора веса. При посадках приподнять инструмент на 5-8 метров и медленно продолжить спуск. Если после 3-4 остановок пакер не проходит вниз, его следует поднять и выяснить причину остановок.

2. Пакеры рекомендуется устанавливать по данным кавернометрии на 20-50 метров выше кровли поглощающего горизонта в плотных, устойчивых, некавернозных породах.

3. В интервале установки пакера не должно быть интенсивынх изменений кривизны ствола скважины.

4. Осевая нагрузка на пакере не должна превышать паспортную величину.

5. Для надежного контроля процесса изоляционных работ с помощью пакера свободную часть бурильной колонны подвешивают на крюке. В течение процесса закачки необходимо вести контроль над весом на крюке.

6. Фиксируется момент выхода циркуляции на устье, а в дальнейшем - характер циркуляции.

Расчет объема продавочной жидкости при закачке тампонажных растворов быстросхватывающих смесей (БСС) в зону поглощения.

При применении пакеров для закачки БСС, время загустевания которой равно времени закачки, объем продавочной жидкости выбирается из условия выдавливания БСС из труб и задавливания части ее в пласт:

V_пр = (H_уп - h_ст)*F_тр + hF (49)

H_уп - глубина установки пакера, м;

h_ст - статический уровень жидкости в скважине, м;

F_тр - площадь сечения бурильных труб, м²;

h - расстояние между пакером и тампонирующей смесью (рекомендуется 20-30 метров);

F - площадь сечения скважины, м².

Если тампонирующая смесь имеет большие сроки схватывания, чем время продавки ее из бурильных труб, то перед задавкой в зону поглощения смесь выдерживают в стволе скважины некоторое расчетное время. При этом порядок операций производится в такой последовательности: тампонажную смесь закачивают в бурильные трубы и продавливают в ствол скважины, при этом гидростатическое давление столба продавочной жидкости и давление тампонирующей смеси должно уравновешивать пластовое давление в момент приближения смеси к кровле поглощающего горизонта. Для удержания смеси в таком положении первая порция продавочной жидкости должна заполнить бурильные трубы на высоту:

h = H_пг - h_ст - h - h_ц* (50)

где H_пг, h_ст - соответственно глубина зоны поглощения и статического уровня в скважине, м;

h_ц - высота столба тампонирующей смеси, м;

с_пр, с_ц - соответственно плотность продавочной жидкости и тампонирующей смеси, г/см³.

Объем первой порции продавочной жидкости определяют из уровня

= hF_тр + hF (51)

Для задавки требуемого объема тампонирующей смеси в пласт необходимо заполнить бурильные трубы, после чего прокачать объем продавочной жидкости объему задавливаемой части смеси [8].

Способ раздельной доставки специальных компонентов БСС до поглощающего горизонта в специальных контейнерах. Сущность способа заключается в транспортировке наполнителей, отвердителей или ускорителей сроков схватывания в сосудах (полиэтиленовых, резиновых, хлорвиниловых и т.д.) совместно с тампонажной смесью через спущенные в скважину бурильные трубы. При выходе из бурильных труб оболочка сосудов разрушается с помощью ножей, и в тампонажную смесь вводятся дополнительные компоненты, причем сосуды, разрезанные ножами, сами являются наполнителями и увеличивают эффективность изоляции.

Рисунок 13: Схема раздельной транспортировки компонентов БСС до поглощающего пласта по одной колонне бурильных труб: 1 -воронка; 2 - бурильные трубы; 3 - ствол скважины; 4 - полиэтиленовые сосуды с ускорителем; 5 - тампонажная смесь; 6 - пакер с ножами.

Изоляция зон поглощения тампонажными смесями с использованием специальных оболочек или обсадных колонн. Для ликвидации так называемых “катастрофических” поглощений бурового раствора, приуроченных к большим трещинам и кавернам, разработаны различные перекрывающие устройства.

Сущность этого способа изоляции зоны поглощения заключается в установке в интервале поглощения специальных проницаемых или непроницаемых оболочек.

Брезентовая оболочка имеет длину 4 - 8м, а диаметр ее подбирают в зависимости от размеров каверн. Оболочку помещают в корпус турбобура, закрытый снизу деревянной пробкой, и заполняют цементным раствором. Корпус турбобура спускают на бурильных трубах до интервала поглощения, после чего из него путем нагнетания в трубы промывочной жидкости выдавливают пробку и брезентовую оболочку (рисунок 14, схема 1).

Нейлоновая оболочка (рисунок 14, схема II) применяется за рубежом, диаметр ее 46 - 61 см. Нейлоновая оболочка прикреплена к перфорированной трубе из пластмассы при помощи ободов из нержавеющей стали. На каждом конце перфорированной трубы находятся центраторы из жесткой резины или цемента. По всей длине оболочки через каждые 0,3 м к ней прикреплены резиновые манжеты, предохраняющие ее от разрушения. Приспособление с помощью левой резьбы присоединяют к концу бурильной колонны и опускают в скважину. После закачки в него цементного раствора, вращением вправо бурильную колонну отсоединяют и извлекают из скважины. После периода ОЗЦ все части приспособления и цементную пробку разбуривают.

Капроновая сетка и устройство для транспортировки ее до зоны поглощения УГТП-2 (рисунок 15, схема III) предложены ВНИИБТ, диаметр сетки 2-3 м, размер ячейки 5х5 мм.

Капроновую сетку укладывают и укрепляют на дюралевой перфорированной трубе.

УГIП-2 на бурильных трубах опускают до подошвы поглощающего пласта. В бурильные трубы бросают пробку, которую продавливают промывочной жидкостью. Пробка садится на седло в башмаке и перекрывает его отверстие. При дальнейшем прокачивании жидкости вследствие повышения давления срезаются штифты, удерживающие башмак.

Башмак с перфорироваиной трубой и укрепленной на ней сеткой выходит из защитного кожуха. Затем прокачивают тампонажную смесь с добавкой наполнителя (кожа -”горох”). После периода ОЗЦ перфорированную трубу, башмак и пробку разбуривают вместе с цементным стаканом.

Дюралевая кассета (рисунок 14, схема IV). Дюралевый лист длиной 8 - 10 м при помощи специальной установки свертывают в трубу с навинченным на нее переводником, а снизу укрепляют башмак на штифтах. На переводнике и башмаке имеются специальные цилиндрические выступы, на которых устанавливают свернутую кассету. Затем трубу с кассетой укрепляют в защитном кожухе при помощи шифтов.

Устройство на бурильных трубах спускают в скважину до кровли поглощающего пласта. Предварительно интервал поглощения при помощи специального расширителя увеличивают в диаметре.

Рисунок 14: Перекрывающие устройства: 1 - переводник; 2 - обратный клапан; З - корпус; 4 - брезентовая оболочка; 5 - цементный раствор; 6 - штифт; 7 - башмак; 8 - хомут; 9 - перфорированная труба; 10 - нейлоновая оболочка; 11 - резиновое кольцо; 12 - предохранительное кольцо; 13 - внутренняя труба; 14 - центратор; 15 - капроновая сетка; 16 - кожух; 17 - якорь; 18 - пробка; 19 - дюралевая кассета; 20 - шар; 21 - поршень; 22 - ограничитель; 23 - трос; 24 - штанга; 25 - прорезиненный рукав; 26 - замок; 27 - бурильная труба; 28 - полиэтиленовая или поролоновая оболочка; 29 - шпилька.

В бурильные трубы бросают шар из легкоразбуриваемого материала, который перекрывает отверстие в башмаке. При закачке в бурильные трубы промывочной жидкости создается давление и срезаются штифты, удерживающие внутреннюю трубу. Кассета вместе с внутренней трубой перемещается вниз до упора на кожухе. При дальнейшем повышении давления срезаются штифты, удерживающие башмак, и нижняя часть кассеты освобождается. Чтобы освободить верхнюю часть, бурильные трубы поднимают. За счет упругих сил кассета разворачивается в расширенной части ствола скважины. Затем закачивают цементный раствор.

Прорезиненный рукав и устройство для доставки его до зоны поглощения (рисунок 14, схема V). Устройство спускают в скважину на бурильных трубах и устанавливают в расширенной части ствола скважины. После промывки скважины продавливают пробку до посадки ее на поршень. За счет создаваемого перепада давления срезаются штифты. Поршень, штанги и замок перемещаются вниз, освобождая при этом тросы, удерживающие резиновый элемент, который за счет сил упругости и потока промывочной жидкости, проходящей внутри труб и выходящей через отверстия в них, прижимается к стенкам скважины в расширенной части ее ствола. Далее по тем же каналам осуществляют заливку цементного раствора. При подъеме инструмента прорезиненный рукав полностью освобождается от тросов. Устройство предназначено для применения в скважинах диаметром 190 мм.

Полиэтиленовая или поролоновая оболочка и устройство для доставки их до зоны поглощения (рисунок 14, схема VI). Устройство спускают в скважину и устанавливают вверху расширенной части ствола скважины. В бурильные трубы бросают шар, который перекрывает отверстие в башмаке, и за счет создавшегося перепада давления срезаются шпильки. Перфорированная труба с укрепленными на ней при помощи штифтов башмаком и оболочкой перемещается вниз до упора на переводнике. Верхняя часть оболочки освобождается и за счет потока промывочной жидкости, выходящей через отверстия в перфорированной трубе, прижимается к стенкам ствола скважины в расширенной его части. Далее закачивают цементный раствор. При подъеме инструмента срезаются штифты и освобождается перфорированная труба.

Когда существующие способы изоляции зон поглощения не дают положительных результатов, их перекрывают обсадными трубами. Сплошной колонной обсадных труб перекрывают поглощающие пласты, залегающие на небольшой глубине. Башмак колонны при этом цементируют.

2.1.23 Применение перекрывающих устройств

Перекрывающие устройства используются для изоляции поглощающих горизонтов с интенсивностью более 20-50 м³/час и коэффициентом поглощающей способности К п.с. более 15-25. Как правило, другие способы изоляции таких горизонтов положительных результатов не дают.

Наиболее эффективны расширяющиеся по диаметру трубы (профильные перекрыватели) рисунок 15 и устройства с сеткой рисунок 16, ограничивающие растекание тампонажной смеси по крупным поглощающим каналам и удерживающие смесь возле ствола скважины до ее твердения.

Рисунок 15: Профильные перекрыватели

Схема профильного перекрывателя, разработанного в ТатНИПИнефти, приведена на рисунке 15. Перекрыватель состоит из профильных труб 2, суммарную длину которых выбирают из условия перекрытия зоны поглощения снизу и сверху не менее, чем по 1,5 м. На нижней трубе устанавливают чугунный башмак 4, а на верхней -- левый переводник . Профильные трубы соединяются между собой с помощью конусных упорных резьб. Перед спуском перекрывателя в скважину проводят подготовительные работы, включающие проработку скважины в интервале установки перекрывателя, шаблонировку перекрывателя на проходимость шара 3 по обоим каналам профильных труб, шаблонировку бурильных труб. В случае необходимости готовят герметизирующую пасту из битума марки БП-4 и наносят ее во впадины перекрывателя с интервалом 10 см, предварительно прогрев место нанесения пасты до 50 - 70 °С. После спуска перекрывателя в бурильные трубы бросают шар, навинчивают ведущую трубу и устанавливают перекрыватель в необходимом интервале. Нагнетанием бурового раствора доводят шар до отверстия в башмаке и дальнейшим повышением давления расширяют перекрыватель, который плотно прижимается к стенкам скважины. Разгрузкой инструмента на 150 - 200 кН проверяют надежность закрепления перекрывателя на стенках скважины.

После отсоединения и подъема бурильных труб в скважину спускают развальцеватель, с помощью которого расширяют трубы в резьбовых соединениях, шаблонируют профильную часть перекрывателя и развальцовывают нижний конец трубы.

В настоящее время выпускаются перекрыватели, имеющие сечение в виде «восьмерки» и «звездочки». Профильные трубы соединяются с помощью резьбовых соединений или сваркой.

Работы ТатНИПИнефти показали, что поперечное сечение перекрывателя в виде восьмерки является наиболее рациональным, обеспечивающим весьма полное восстановление первоначально круглой формы трубы. Разработана компоновка, позволяющая за один рейс инструмента провести все операции, включая развальцовку. Возможность аварийной ситуации при установке перекрывателя, конечно, возрастает с увеличением длины секции и числа резьбовых соединений в ней, В отдельных случаях длину перекрывателя доводили до 120 м.

Таблица 21: Техническая характеристика перекрывателя

Тип перекрывателя	П219/216	П219/190
Диаметр наружный, мм	200	180
Толщина стенки, мм	8	8
Давление, при котором обеспечивается расширение, МПа	12--14	12--14
Диаметр скважины для установки перекрывателя, мм	215,9	190,5

Рисунок 16: Устройство с сеткой: 1 - установочная втулка; 2 - левая резьба; 3 - верхний стабилизатор (алюминниевый); 4 - шариковый запорный клапан; 5- медная пружина; 6 - алюминиевая прокладка; 7, 11 - зажим; 8 - алюминиевая труба сердечника с наружным диаметром 2 3/4" и внетренним - 2"; 9 - нейлоновый мешок необходимого диаметра; 10 - девять отверстий диаметром 7/8"; 12 - нижний стабилизатор (алюминиевый)



Устройство с сеткой (капроновой, нейлоновой, металлической со специальным плетением и др.) разработано во ВНИИБТ. Схема изоляции пласта устройством с сеткой приведена на рисунке 16. Перед проведением изоляционных работ необходимо установить искусственный забой (если нет естественного) на 1--1,5 м ниже подошвы поглощающего пласта. В случае необходимости расширяют ствол скважины в зоне поглощения. Устройство на бурильных трубах спускают в скважину, устанавливают на 0,5--0,8 м от забоя и промывают. Затем в бурильные трубы бросают шар, с помощью которого срезаются шпильки, удерживающие башмак, и инструмент медленно приподнимается от забоя на длину сетчатой оболочки. Устройство поднимают с одновременной подкачкой в бурильные трубы 1--1,5 м3 воды, за которой закачивают чистый цементный раствор, приготовленный из 1,5--2 т цемента. После этого закачивают остальное количество тампонажной смеси с добавлением 3--4 % наполнителя. После продавки смеси буровым раствором инструмент поднимают с обязательным доливом скважины.

2.1.24 Изоляция зон поглощений с помощью взрыва.

Эффективность изоляции поглощающих горизонтов после взрыва будет зависеть от того, насколько уменьшится сечение поглощающих каналов, по которым происходит фильтрация жидкости.

Взрыв заряда резко снижает растекаемость и плотность бурового раствора. После обработки взрывом раствора плотностью 1,4 г/см³ получается нерастекаемый пенообразный раствор, который остается стабильным в течение нескольких суток.

При взрыве образуются две зоны разрушения: зона раздавливания породы и зона взрыва, или трещиннообразований. Система радиальных и тангенциальных трещин во второй зоне наряду с существующими каналами поглощения приводит к образованию крупных кусков породы, больших, чем в первой зоне. За пределами второй зоны взрыв вызывает лишь упругопластичную деформацию или колебания среды.

Разрушение, вызываемое взрывом, в обеих зонах приводит к снижению первоначальной интенсивности поглощения. Разногабаритные обломки из разрушенных взрывом пород увлекаются вязкопластичной жидкостью и перекрывают поглощающие каналы (см. рисунок 17).

Рисунок 17: Схемы изоляции зон поглощений взрывным способом:

1 - скважина; 2 - кабель; 3 - торпеда; 4- бурильные трубы; 5 -воронка;

6- корпус контейнера; 7 - ускоритель; 8 - заряд ВВ; 9 - тампонажная смесь; 10 - заливочная головка; 11 - левый переводник; 12 - отверстия в переводнике; 13 - отверстия в контейнере

2.2 Осложнения, связанные с нарушением устойчивости стенки скважины

Проводка ствола скважины в массиве горных пород существенно нарушает поле напряжений в ее окрестностях и концентрацию напряжений на ее стенках. При углублении скважины ствол ее заполняется промывочной жидкостью, плотность которой значительно ниже плотности горных пород. Присутствие на контакте с горной породой инородной среды (промывочной жидкости) вызывает следующие физико-химические процессы на границе раздела сред:

· поверхностную гидратацию;

· осмотические явления (односторонний переток);

· растворение горной породы;

· набухание горной породы;

· капиллярный переток.

В некоторых видах горных пород эти процессы и явления при определенных условиях могут воздействовать на их агрегатное состояние, силы внутреннего сцепления и в итоге существенно изменяют свойства горных пород в окрестностях ствола скважины по сравнению с первоначальными в естественном залегании. На открытой поверхности стенки скважины проявляется действие бокового распора, которое не компенсируется силами гидростатического давления. Это вызывает деформацию горных пород в окрестностях ствола и могут приводить к их разрушению.

Уменьшению прочности горных пород также способствуют усталостные явления, которые развиваются под воздействием гидродинамических ударов и изменения давления в стволе при СПО.

При циркуляции промывочной жидкости по стволу скважины и ее прекращении нарушается температурный режим горных пород, что приводит к появлению дополнительных напряжений.

Имеющийся опыт бурения позволяет выделить основные виды нарушения целостности стенок скважины [10]. К ним относятся:

· раскрытие естественных и образование новых трещин;

· образование каверн;

· образование желобов;

· осыпание стенок скважины;

· обвалообразование;

· вытекание пород, склонных к пластическому течению в определенных условиях;

· сужение ствола в результате набухания горных пород или их пластического течения.

Говоря о напряженном состоянии горных пород, мы отметили, что в земных недрах они находятся под действием всестороннего давления и высоких температур, влияние которых с ростом глубины залегания пород возрастает по сложной нелинейной зависимости. Под действием сил гравитации они уплотняются в вертикальном направлении, что вызывает возникновение бокового горного давления, величина которого, как правило, меньше величины вертикального горного давления.

Таким образом, горные породы не нарушенного скважиной горного массива находятся в сложно-напряженном состоянии.

Для определения горизонтальных составляющих горного давления нужно знать величину коэффициента бокового давления - л, которая в основном зависит от структурно-механических свойств горной породы и условий залегания в массиве, а также направления и величины действующих в массиве сил. Для упругих твердых тел в пределах упругих деформаций этот коэффициент колеблется в диапазоне 0,25-0,35. Т.е. л=0,25-0,35 [10].

Коэффициент бокового распора для малосвязанных горных пород определяется из выражения:

л= tg²(45 - ), (52)

где ц - угол внутреннего трения малосвязанного материала, определенный лабораторным путем.

В таблице 24 приведены значения коэффициента бокового давления для некоторых разновидностей горных пород [10].

Из таблицы видно, что для некоторых водонасыщенных глин этот коэффициент равен единице.

Таблица 22: Значения коэффициента бокового давления для некоторых разновидностей горных пород

Порода	Состояние породы	Коэффициент бокового давления
Аргилит	Водонасыщенная Сухая выветренная Сухая Водонасыщенная Сухая выветренная Водонасыщенная Сухая Водонасыщенная	0,89 0,79 0,72 0,32 0,85 0,90 1,00 0,75 1,00 0,85 0,61 1,00

Исследование горных пород, находящихся в сложно-напряженном состоянии, показывают, что при длительном действии нагрузок породы подвержены ползучести и склонны к релаксации напряжений. Эти явления проявляются с ростом глубины, увеличения температуры пород у глин, глинистых сланцев, песчанистых глин, аргиллитов, ангидрита, супесей, каменной.

В настоящее время существует несколько теорий, объясняющих процессы, протекающие в материалах при приложении к ним нагрузок. Во время бурения скважин, при СПО, вызове и остановке циркуляции, начала вращения бурильной колонны происходят колебания давления в стволе скважины. Величина этих давлений может быть значительно больше или меньше давления промывочной жидкости в статическом состоянии. Экспериментальными исследованиями установлено, что многократно повторяющиеся колебания давления приводят к преждевренному разрушению горных пород на стенках скважины вследствие развития усталостных явлений. Прочность горных пород снижается со временем. Установлено, что прочность, высокопластичных и хрупких пород за время бурения скважины может снижаться на 10-15 % [10].

Снижение прочности горной породы также происходит при периодическом колебании температуры на стенках скважины. Важным фактором, способствующим нарушению устойчивости стенок скважины, является физико-химическое взаимодействие пород с фильтратом промывочной жидкости.

Отмечается еще ряд причин нарушения устойчивости стенок скважины:

· механическое разрушение стенки скважины при многократном контакте с бурильной колонной;

· низкие прочностные свойства горных пород вследствие дефектности структуры и перемятости;

...