Определение удельного сопротивления жидкости и температуры в скважине

 

Удельное сопротивление жидкости, заполняющей ствол скважины, влияет на результаты электрического каротажа. При интерпретации данных электрического и радиоактивного каро­тажа, а также для сопоставления результатов измерений, вы­полненных в разное время, необходимо знать удельное сопро­тивление и минерализацию жидкости, заполняющей ствол сква­жины.

Удельное электрическое сопротивление промывочной жидко­сти, находящейся в стволе скважины, измеряют скважинными резистивиметрами. Для оценки этого параметра на поверхности используют лабораторные резистивиметры. По своему устрой­ству резистивиметр аналогичен установке электрического каро­тажа с малым размером зонда.

Скважинные резистивиметры самостоятельно или в ком­плексе с другими скважинными приборами применяются также при определении уровня жидкости в стволе скважины, мест по­глощения и притока жидкости в скважине, мест нарушения гер­метичности обсадных труб, раздела нефть - вода в стволе сква­жины и др.

Термокаротажи другие температурные измерения. Под термином «термокаротаж» следует понимать решение ряда геологических и технических задач по результатам темпера­турных исследований в скважинах. Температура в стволе сква­жины влияет на величину многих геофизических параметров. Например, с увеличением температуры повышается под­вижность ионов и уменьшается удельное сопротивление про­мывочной жидкости, изменяется характер других физических процессов.

Термометрические измерения самостоятельно или в ком­плексе с другими методами широко используются для следую­щих определений: 1) температурного градиента; 2) темпера­туры по стволу скважины; 3) интервалов поглощения промы­вочной жидкости; 4) зон разгазирования жидкости в стволе скважины; 5) интервалов нарушения герметичности обсадных труб; 6) контроля температуры схватывания цемента в затрубном пространстве; 7) профилей притока жидкости и газа в скважину; 8) интервалов нагрева или охлаждения в скважине; 9) контроля наличия затрубной циркуляции жидкости и др.

Температурные исследования скважин осуществляются с по­мощью специальных скважинных термометров. Схема скважинного термометра представляет собой мост, один или два плеча которого являются чувствительными элементами. В электрон­ных термометрах роль чувствительного элемента играет гене­ратор, изменяющий частоту генерируемых колебаний в зависи­мости от окружающей температуры.

Как правило, температурные измерения в отличие от других методов выполняются не в процессе подъема, а при спуске тер­мометра в скважину. Перед измерением градиента температуры или температуры пласта скважина должна находиться в покое не менее 7 суток.

В связи с проявлением тепловой инерции скважинных тер­мометров (от 0,5 до 2 секунд для разных типов) скорость переме­щения термометра должна быть минимальной.

Температурные измерения в скважине производят для решения как геологических задач, так и задач, связанных с изучением технического состояния скважин. Выбор способа измерения температурной кривой и масштаба ее регистрации определяется характером и детальностью решаемых задач.

Измерение абсолютных значений T (в ^оС) в функции глубины и времени (обычная термометрия) производится для решения следующих задач: определения основных геотермических параметров (геотермального градиента, геотермической ступени и плотности теплового потока), тепловой характеристики пород (теплопроводности или теплового сопротивления, температуропроводности), изучения технического состояния скважин (высоты подъема цемента за колонной, наличия перетоков флюида в затрубном пространстве и мест его поступления в скважину, выявление интервалов поглощения жидкости или ее поступления из пласта в скважину в процессе бурения).

Для выявления небольших температурных аномалий, исчисляемых десятыми и сотыми долями градуса, применяются методы высокочувствительной термометрии. Высокочувствительная термометрия эффективно используется при определении зон закачки газа в подземные газохранилища, глубины закачанного под давлением цемента, местоположения продуктивного пласта и газонефтяного контакта, мест потерь и циркуляции в бурящейся скважине, зон гидроразрыва. Дальнейшее повышение чувствительности глубинных приборов даст возможность расширить круг задач, решаемых в нефтепромысловой геологии по температурным измерениям. Наиболее важными вопросами являются выделение пластов по их тепловым характеристикам и определение характера нефтегазонасыщенности.

Измерение температуры по стволу скважины производится в целях измерения: естественного теплового поля Земли; местных (локальных) тепловых полей, наблюдаемых в скважине в процессе бурения и эксплуатации; искусственных тепловых полей, вызванных наличием в скважине промывочной жидкости и цементного раствора в затрубном пространстве.

Тепловые свойства различных горных пород различны.

Основными тепловыми свойствами пород являются теплопроводность χ или удельное тепловое сопротивление породы ε=1/χ, удельная теплоемкость c и коэффициент температуропроводности породы α.

Под теплопроводностью понимается свойство среды передавать кинетическую энергию ее молекул (передавать тепло).

Коэффициент теплопроводности χ показывает количество тепла в килокалориях, которое проходит за 1 час через породу сечением 1 м², высотой в один метр при разности температур 1^оС и выражается в ккал/м час град. В промысловой геофизике обычно пользуются величиной обратной теплопроводности – удельным сопротивлением породы ε, выражающимся в м час град/ккал.

Многочисленными исследованиями тепловых свойств горных пород установлено, что тепловое сопротивление понижается с увеличением плотности пород. Поэтому изверженные и метаморфические породы имеют меньшее сопротивление, чем осадочные песчано-глинистые и главным образом глинистые отложения.

Вследствие возрастания плотности горных пород с глубиной закономерно уменьшается в этом направлении тепловое сопротивление и геотермический градиент.

Гидрохимические осадки (каменная соль, ангидрид, сильвин) имеют пониженное тепловое сопротивление, что способствует их выявлению в разрезе.

Тепловое сопротивление сухих или газоносных пород в несколько раз больше, чем сопротивление этих же пород, насыщенных водой. С увеличением проницаемости пород, насыщенных водой, тепловое сопротивление их уменьшается. Это вызвано дополнительным переносом тепла конвекцией, увеличивающей проводимость тепла. Замещение в породе воды нефтью незначительно повышает тепловое сопротивление породы. Однако такое изменение сопротивления при существующей технике измерения температуры не отмечается на термокаротажной кривой и не имеет практического значения.

Тепловое сопротивление металлов мало по сравнению с тепловым сопротивлением горных пород, в частности, тепловое сопротивление железа в 40–80 раз меньше теплового сопротивления глин. Этим объясняется возможность изучения тепловых свойств горных пород через обсаженную колонну.

С увеличением температуры тепловое сопротивление твердых частиц горных пород возрастает, тепловое же сопротивление жидкости, заполняющей поры породы, уменьшается.

Под влиянием двух противоположно направленных явлений общее тепловое сопротивление горных пород незначительно изменяется от температуры и в пределах колебания температур, встречающихся в скважине (до 150 ^оС), почти не сказывается на величине теплового сопротивления пород.

Тепловое сопротивление зависит также от слоистости горных пород, а именно в направлении, перпендикулярном напластованию, тепловое сопротивление выше, чем в направлении напластования. Это явление известно под названием тепловой анизотропии.

Понижение теплового сопротивления по напластованию связано с циркуляцией вод в этом направлении и дополнительным благодаря этому переносом тепла конвекцией.

Этим же объясняется понижение геотермического градиента над сводами складок, содержащих мощные пачки проницаемых песков, в которых циркулирует вода.

Под удельной теплоемкостью c понимают количество тепла (в ккал), необходимое для нагрева 1 кг данного вещества на 1 ^оС и выражают в ккал/кг град.

Теплоемкость горных пород изменяется в относительно небольших пределах, практически между 0,15 – 0,24 ккал/кг град. С увеличением влажности удельная теплоемкость пород несколько возрастает.

Коэффициент температуропроводности α выражает изменение температуры единицы объема породы за единицу времени, т. е. характеризует скорость распространения изменений температуры по пласту.

Коэффициент температуропроводности α является комплексным параметром, представляющим собой отношение коэффициента теплопроводности χ к произведению теплоемкости c на плотность среды (α=χ/cσ), и выражается в м²/час.

Наибольшее влияние на температуропроводность породы оказывает удельное тепловое сопротивление, так как теплоемкость и плотность пород изменяются мало. Наименьшая скорость изменения температуры – в глинах, в карбонатных породах эта скорость увеличивается; наибольшая скорость изменения температуры характерна для песчаных образований. Слоистость горных пород сказывается на характере температуропроводности; температуропроводность вдоль напластования выше, чем в направлении, перпендикулярном напластованию.

Для изучения геологического разреза скважин при помощи термокаротажа используют метод естественного теплового поля (термокаротаж по тепловому сопротивлению), метод искусственного теплового поля (термокаротаж по температуропроводности), изучение местных тепловых полей (эффект охлаждения).

Интенсивность и распространение тепловых полей зависят от термических свойств, геометрических форм и размеров исследуемых сред.

Термические свойства горных пород характеризуются теплопроводностью или удельным тепловым сопротивлением, тепловой анизотропией, удельной теплоемкостью и температуропроводностью.

Удельная теплопроводность характеризует свойство среды передавать тепловую энергию ее молекул. Удельное тепловое сопротивление – величина, обратная удельной теплопроводности. Для различных горных пород и полезных ископаемых тепловое сопротивление варьирует в широких пределах – от тысячных долей до десятков метр-кельвин на ватт. Оно понижается с увеличением плотности, влажности, проницаемости породы, повышается при замещении в поровом пространстве воды нефтью, газом или воздухом и зависит от слоистости пород (тепловая анизотропия).

Удельная теплоемкость характеризует свойство среды изменять свою температуру. Для большей части горных пород и полезных ископаемых коэффициент удельной теплоемкости изменяется в относительно небольших пределах – от 580 до 2090 Дж/(кг^.К).

 Температуропроводность – это комплексный параметр, характеризующий теплоинерционные свойства горных пород. Он выражает изменение температуры единицы объема среды за единицу времени.

В распределении естественного теплового поля существенное значение имеет удельное тепловое сопротивление, а при изучении нестационарных тепловых процессов, при анализе искусственных тепловых полей в скважинах – удельная теплоемкость и температуропроводность горных пород. Дифференциация горных пород и полезных ископаемых по термическим свойствам лежит в основе применимости термометрических методов для изучения геологических разрезов скважин, а тепловая анизотропия горных пород обеспечивает возможность решения тектонических задач.

Метод естественного теплового поля. Естественное тепловое поле измеряют для определения геотермического градиента в скважине и в редких случаях для изучения геологического разреза.

Многочисленными наблюдениями установлено, что температура первых 10–30 м земной коры подвержена периодическим (суточным и годовым) колебаниям, связанным с изменением интенсивности солнечного излучения.

Ниже этой границы с увеличением глубины скважин наблюдается постепенное возрастание температуры.

Интенсивность нарастания температуры с глубиной характеризуется так называемым геотермическим градиентом Г.

За величину геотермического градиента принимают изменения температуры земли в ^оС на 100 м глубины. Геотермический градиент рассчитывают по формуле:

                                             (27)        

 

где t₁ и t₂ – температуры пород в ^оС, замеренные на глубинах h₁ и h₂.

Разность глубин, соответствующая увеличению температуры на 1 ^оС, носит название геотермической ступени и обозначается через G:

                                                 (28)

Геотермический градиент Г = qε пропорционален тепловому сопротивлению породы ε, отражающему литологические особенности горных пород, слагающих разрезы скважин; q – плотность теплового потока. Этим объясняется изменение значений геотермического градиента при пересечении скважиной различных пород, которое отмечается изменением угла наклона термограммы по отношению к вертикали. При постоянной q диаграммы геотермического градиента можно рассматривать как диаграммы теплового сопротивления.

По геотермограмме можно отметить, что нарастание температур в известняках, алевролитах и песчаниках происходит медленнее, чем в глинах; против глин наблюдается большой угол отклонения геотермограммы от вертикали, чем против известняков и песчаных образований. Чем положе естественная температурная кривая, тем больше значение геотермического градиента.

По величине геотермического градиента можно судить о величине удельного теплового сопротивления, а следовательно, в общих чертах и о геологических свойствах пластов.

Геотермический градиент (ступень) по методу естественного теплового поля определяют в условиях установившегося теплового режима в скважине.

Время для получения установившегося температурного режима в скважине зависит от разности первоначальных температур глинистого раствора и окружающих пород и диаметра скважины. С увеличением разности температур и диаметра скважины возрастает и необходимое время простоя скважины.

Геотермический градиент (ступень) района определяют в настоящее время в простаивающих (законсервированных) скважинных. Во избежание перемешивания раствора температуру замеряют при спуске термометра.

 Изучение местных тепловых полей. В нефтепромысловой геофизике наибольший практический интерес представляют тепловые поля в газоносных и нефтеносных породах. Эти поля связаны с процессом выделения газа, протекающим в пласте при вскрытии и разработке нефтяных и газовых залежей.

Известно, что газ при выделении из газоносного или нефтеносного пласта расширяется, что приводит к понижению температуры на контакте глинистого раствора и пласта. Это явление носит название эффект охлаждения.

Таким образом, в некоторых случаях газоносные или нефтегазоносные пласты отмечаются на температурной кривой понижением температуры.

Для термокаротажа по эффекту охлаждения температурные замеры можно производить сразу после прекращения циркуляции раствора или после получения в скважине установившегося теплового режима.

Если эффект охлаждения не отмечается ни в том, ни в другом случае, то рекомендуется понизить уровень жидкости в скважине, чтобы вызвать выделение газа. Понижение уровня жидкости в скважинах, вскрывших продуктивный пласт, во избежание выброса следует производить очень осторожно.

В некоторых случаях температурные аномалии на кривой могут быть обновлены циркулирующими в пласте водами, имеющими повышенную или пониженную температуру по сравнению с температурой бурового раствора. Выделение таких пластов представляет интерес при проведении гидрогеологических исследований.

Результаты температурных исследований представляются в виде диаграммы температур вдоль ствола скважины с прилагаемой к ней объяснительной запиской, в которой указывается: назначение проведенных замеров, характер подготовки скважины, продолжительность циркуляции раствора в скважине (продолжительность промывки) перед замером, время нахождения скважины в покое до замера (при определении температуры пород и геотермической ступени), температура входящего и выходящего раствора в процессе циркуляции жидкости (промывки скважины), состояние скважины при замере (спокойное, переливание, газирование), находилась ли скважина в бурении, в консервации или после изоляционных работ, указания о поглощающих или отдающих пластах и глубины их залегания, сведения о конструкции скважины.

Метод искусственного теплового поля. Основным условие проведения термокаротажа по методу искусственного теплового поля является наличие в скважине неустановившегося теплового режима. Искусственное тепловое поле может быть создано в скважине при заполнении скважины глинистым раствором, температура которого отлична от температуры окружающих пород, и при экзотермической реакции схватывания цемента.

При заполнении скважины охлажденным или нагретым раствором после прекращения циркуляции глинистый раствор начнет воспринимать температуру окружающей среды. В связи с тем, что различные горные породы обладают разной температуропроводностью, скорость восприятия глинистым раствором температуры окружающих пластов будет различной для различных пород.

Известно, что пески обладают большей температуропроводностью, чем глины. Поэтому получение на температурной кривой повышенной температуры при охлажденном растворе в скважине или пониженной при подогретом растворе позволяет выделить на этом интервале песчаный пласт. По полученным температурным кривым удается выделить пласты с большей или меньшей температуропроводностью.

Проведению температурных исследований предшествует тщательная промывка скважины глинистым раствором. В связи с возрастанием температуры пород с глубиной температура глинистого раствора может превышать температуру окружающих пород в верхних слоях земной коры и оставаться ниже ее в нижних слоях, имеющих более высокую температуру. Естественно, что на некоторой глубине температуры глинистого раствора и окружающих пород окажутся равными (точка температурного равновесия). При двух-трех-кратном измерении температуры в скважине точка температурного равновесия обнаруживается пересечением кривых.

Вблизи точки температурного равновесия наблюдается уменьшение амплитуды аномалии. Выше точки температурного равновесия происходит остывание раствора, и пласт в высокой температуропроводностью отмечается отрицательной аномалией, а ниже этой точки такой же пласт отмечается положительной аномалией.

Для получения отчетливых результатов необходимо, чтобы температура жидкости в скважине значительно отличалась от температуры окружающих пород (10 – 20 ^оС) и была однородной по стволу скважины.

После подготовки скважины производят контрольный замер для определения однородности температуры. Последующие замеры производят через некоторое оптимальное время, по истечении которого наблюдается наибольшая дифференциация термограммы. Наиболее четкие результаты получаются через 4 – 12 часов для скважин диаметром 7 ¾´´; 6 – 24 часа для скважин диаметром 9 ¾´´; 8 – 36 часов для скважин диаметром 11 ¾´´ и 12 – 48 часов для 14 ¾´´. С увеличением времени покоя скважины происходит постепенное увеличение наклона кривой и приближение температурной кривой к кривой, характеризующей установившийся режим и отражающее изменение геотермического градиента данной площади. Одновременно с этим происходит и затухание температурных аномалий, вызванных различной температуропроводностью пород, слагающих разрез.

Нарастание амплитуд температурных аномалий наблюдается при перемещении вверх и вниз от точки температурного равновесия.

Изменение диаметра скважины, связанное с образованием каверн против глинистых и солевых пластов, влияет определенным образом на величину температурных аномалий против этих пластов. На участках увеличенного диаметра скважины процессы охлаждения или нагревания протекают медленнее по сравнению с участками, где диаметр скважин соответствует диаметру долота. Поэтому увеличение диаметра скважины в глинистых пластах приводит к искусственному дополнительному снижению температуропроводности кривой. В пластах каменной соли, обладающей высокой температуропроводностью, увеличение диаметра приводит к уменьшению температурной аномалии и сглаживанию кривой, а иногда при больших кавернах и к обращению знака аномалии.

Изменение искусственного теплового поля изучают иногда в скважинах, где выполнялся цементаж обсадной колонны. На интервале цементного кольца породы и раствор подогревается вследствие экзотермической реакции схватывания цемента. Оптимальным временем для проведения замера температуры следует считать 12–30 часов после окончания цементажа. Если температура цемента окажется выше температуры окружающей среды (что характерно для глубин до 2000 м), то более температуропроводные породы (например, водоносные пески) будут отмечаться на кривой пониженными температурами. Породы с меньшей температуропроводностью (глины, карбонатные породы) отмечаются на кривой зонами повышенных температур.

В районах с большим геотермическим градиентом (Северный Кавказ, Центральное Предкавказье) температура пород на большой глубине высока и повышение температуры, вызываемое цементом, сравнительно не велико. В связи с этим на больших глубинах (свыше 2000 м), несмотря на выделение тепла цементом, температура скважины ниже температуры пород, и на температурной кривой наблюдается обратная картина: водонасыщенные пески с высокой температуропроводностью отмечаются положительными температурными аномалиями, а глины, обладающие низкой температуропроводностью, отмечаются понижением температуры.

Неравномерность толщины цементного кольца, связанная с увеличением диаметра скважины против глинистых, солевых пластов и проникновением цемента в пласт вызывает повышение температур и затрудняет интерпретацию температурной кривой.

Использование метода искусственного теплового поля для определения литологического разреза, вскрываемого скважиной, требует длительной задержки скважины и проведения большого числа замеров.

Полученные аномалии против пластов различной проводимости оказываются чаще всего расплывчатой формы, не способствующей четкому выделению границ различных пластов. Поэтому метод искусственного теплового поля применяется крайне редко и только в опытном порядке.

Исключением является изучение изменения искусственного поля при определении высоты подъема цемента. Температурную кривую при этом получают попутно, не затрачивая специального времени. Между тем полученная кривая в ряде случаев может оказать существенную помощь при расчленении разреза и уточнении литологических свойств пласта.

Определение местоположения цемента в затрубном пространстве. Определение местоположения цемента в затрубном пространстве по данным термических исследований основано на фиксировании тепла, выделяющегося при твердении цемента в процессе экзотермической реакции. Метод позволяет установить верхнюю границу цементного кольца и наличие цемента в затрубном пространстве.

Величина температурной аномалии у верхней границы цементного кольца определяется:

· физико-химическими свойствами цемента и его количеством в данном интервале;

· временем, прошедшим с момента схватывания цемента до начала измерений;

· геологическими и тектоническими условиями проведения тампонажных работ.

Цементы различных марок отличаются неодинаковыми временами твердения, количеством выделяющегося тепла и максимальной температурой. Максимальные температуры при экзотермической реакции наблюдаются в интервале 6 – 16 ч после окончания заливки цемента, а наибольшие температурные аномалии можно зафиксировать в промежутке времени от 6 до 24 часов. Чем больше цемента участвует в реакции, тем значительнее тепловой эффект.

Сильная дифференциация температурной кривой в интервале нахождения цемента обусловлена литологическими особенностями и кавернозностью разреза. Как правило, песчаным породам соответствуют пониженные температурные аномалии, глинистым – повышенные. Песчаные породы, имеющие наименьшее тепловое сопротивление, значительно быстрее отдают тепло в окружающую среду, чем глины, тепловое сопротивление которых выше. Кроме того, в глинистых породах чаще всего образуются каверны, в которых скапливается значительное количество цемента.

Температурные измерения долгое время были единственным методом контроля качества цементирования обсадных колонн. Затвердение цементного раствора – реакция экзотермическая. Время, по истечении которого цементный раствор достигает максимальной температуры, зависит от типа и качества цемента и обычно составляет 8 – 16 ч. Тепло, выделяемое цементным раствором, вносит изменения в тепловое поле скважины, и эти изменения могут быть зафиксированы.

При благоприятных условиях на термограмме, зарегистрированной через 12 – 36 ч после окончания заливки цемента, наличие цемента за колонной, а также его верхняя граница подъема устанавливаются достаточно четко по увеличению температуры по стволу скважины.

Определение зон поглощения промывочной жидкости в про­цессе бурения. Частичная или полная потеря циркуляции промывочной жидкости в процессе бурения может вызвать серь­езные осложнения. Быстрое определение местоположения погло­щения жидкости и принятие оперативных мер по восстановле­нию полной ее циркуляции - необходимое условие нормального бурения скважины. В зависимости от конкретных условий, на­личия технических средств и имеющегося опыта применяют те или другие способы определения интервалов поглощения про­мывочной жидкости. Обычно для этого используются скважинные резистивиметры, электротермометры, каверномеры.

В случае применения резистивиметра в скважину вводят порцию жидкости с удельным сопротивлением, отличающимся от сопротивления промывочной жидкости, имеющейся в сква­жине. После этого проводят серию последовательных замеров, прослеживая резистивиметром перемещение границы раздела двух жидкостей. Очевидно, что ниже поглощающего интервала эта граница наблюдаться не будет.

При использовании скважинного термометра в скважину до­ливают порцию жидкости, отличающейся от имеющейся в сква­жине жидкости по температуре. Картина осложняется, когда имеется несколько интервалов поглощения.

В некоторых случаях для выделения зон потери циркуляции используются метод активированной жидкости, гидродинамиче­ские и некоторые другие методы.

В процессе бурения скважины иногда наблюдаются прихваты бурового ин­струмента. Для принятия своевременных и эффективных мер по освобождению ствола скважины необходимо точно определить глубину, на которой произошел прихват. Аналогичная проблема возникает в ряде случаев с насосно-компрессорными трубами или обсадной колонной, например при ликвидации скважины, для обрыва и подъема на поверхность свободной части сталь­ных труб.

Для определения места прихвата стальных труб в скважине применяют прихватоопределители. Простейшие прихватоопределители (ПО) представляют собой приборы, аналогичные лока­тору муфт, но без постоянных магнитов.

Во время определения места прихвата труб проводится серия повторных замеров по стволу скважины.

По контрольной диаграмме фиксируется по­ложение муфтовых соедине­ний и других магнитных ано­малий. После этого на кривой выбирают наиболее «чистые», свободные от магнитных ано­малий участки, и в предпола­гаемом интервале прихвата инструмента устанавливают магнитные метки. Для уста­новки магнитных меток при­бор останавливают на наме­ченных глубинах и через ин­дуктивную катушку в течение 1 – 2 с пропускают постоян­ный ток, после чего произво­дят второй замер прихватоопределителем.

На диаграмме в допол­нение к предыдущим зафик­сированным аномалиям отме­чаются намагниченные участки труб (магнитные метки). Далее буровой инструмент (трубы) подвергают механической нагрузке (натяжению либо закручиванию в допустимых пределах). Очевидно, что эти нагрузки ниже прихваченного участка распространяться не будут. В процессе действия механической нагрузки на трубы установленные магнитные метки исчезают или уменьшаются. Последующие замеры по стволу скважины регистрируют изме­нившуюся картину. Ниже интервала прихвата инстру­мента кривые прихватоопределителя до и после механической нагрузки на стальные трубы (бурильные, обсадные, насосно-компрессорные) остаются идентичными, выше интервала при­хвата - картина резко меняется.

Недостатком данного метода является то, что свободные участки ниже интервала прихвата не фиксируются (так как механическая нагрузка до них не доходит). После установле­на места прихвата инструмента принимаются меры по его освобождению (восстановление циркуляции перфорацией труб зоне прихвата, встряхивание, раскручивание, обрыв инстру­мента и др.)