Перераховані процеси формують сильні затухаючі коливання в бурильній колоні, що сприяють ліквідації прихвату. Інтенсивність коливань визначається величиною первісного надлишкового тиску. Після загасання коливань висота стовпа бурового розчину в свердловині зменшується, а отже, і гідростатичний тиск. Для запобігання можливого ускладнення і перш за все прояву треба забезпечити підтримку нижнього гранично припустимого значення гідростатичного тиску в свердловині. Думаючи, что промивні отвори долота не забиті і рідина може вільно перетікати в свердловину, оцінюють всі інші шукані величини. Приймаючи, что тиск у свердловині на глибині z0 після циклу ГІС не повинне бути нижче рс, одержуємо формулу для обчислення максимальної висоти стовпа рідини, що заміщається

l1 = (gz0 - pc)(S1 + S2 – S2(1)/): S1(2)g( - л) (5.9)

де S1 і S2 - середньозважена площа перетину, відповідно, внутрішньої порожнини труб і затрубного простору.

По формулі (5.8) при l = l1 знаходимо максимальний надлишковий тиск на устя, з умови нижнього гранично припустимого тиску в заданому перетині свердловини.

У свою чергу максимальний тиск на устя при ПГІС обмежується міцністю труби на розрив в умовах складного нагружения при відомих значеннях коефіцієнта запасу міцності.

Граничне значення тиску, виходячи з міцності верхньої труби на розтягання, можна оцінити по формулі:

Pln = (0,8 T1– G) (5.10)

де T — границя плинності стали для верхньої труби бурильної колони площею перетину по металу 1, G - вага колони по індикаторі ваги при реалізації ГІС.

Граничний тиск відповідно до формули Барлоу

Р2п = 1,52(Т/dT) (5.11)

де – товщина стінки труби, dT – діаметр труби.

Знаючи тиску по формулах (5.10) і (5.11) знаходять по (5.8) граничну довжину стовпа рідини, що заміняється, виходячи з міцності бурильної колони. Маючи три розрахункових величини довжини стовпа рідини, що заміняється, приймають найменше значення (lm)/

Далі визначають необхідний обсяг рідини, що заміняється, для первісного циклу ГІС

Vл =S1(2)lm (5.12)

Після циклу ГІС у бурильній колоні (затрубному просторі) залишається стовп легкої рідини довжиною:

lл = S1(2) lm : (S1 + S2 – S2(1)/ (5.13)

Після кожного циклу ГІС зі свердловини викидається (витісняється) легка рідина в обсязі:

Vл =S1(2)(lm – lл) (5.14)

Обсяг рідини по (5.14) варто накачувати в свердловину при кожнім наступному повторенні циклу ГІС.

Приведені вище формули застосовні для будь-якого варіанту виконання ГІС. При ПГІС - їх використовують у приведеному записі, при реалізації ЗГІС, що можна зробити лише при закритті універсального превентора, S1 заміняється на S2 і навпаки. При використанні газу (повітря) розрахунки ведуть при рл=0. При реалізації ЗГІС розрахунки по (5.10) і (5.11) не роблять.

Гідростатичний тиск у свердловині після циклу ГІС знаходять по формулі:

Рс= g(z – hcm)=g[z –lл(1 –л/)] (5.15)

де hcm - статичний рівень бурового розчину; z - розрахункова глибина; lл - величина по (5.13).

Вважається, что результативність роботи при використанні ГІС буде мати місце, якщо розрахунковий надлишковий тиск по (5.8) складає не менш 5,0 МПа на кожну 1000м бурильної колони. Це значна величина, але саме вона визначає інтенсивність струшування колони при циклі ГІС. Прийнявши мінімальне значення Ризб = 5106 Па/103 м з (5.8) одержуємо формулу для оцінки нижнього значення щільності бурового розчину при заданій щільності рідини, що заміняється:

р = л + (500/С1), (5.16)

де С1 - коефіцієнт, що показує яку частину бурильної колони (затрубного простору) передбачається заповнити рідиною, що заміняється, (0 < С1 < 1.0).

З (5.16) випливає, що при зменшенні щільності рідини можливості, що замкнеться, для реалізації ГІС розширюються. Дизпаливо з переліку доступних рідин має найменшу щільність рівну 840 кг/м. У такий спосіб при щільності бурового розчину меншої 1340 кг/м можно реалізувати ГІС лише при надлишковому тиску меншому 5,0 Мпа.

У цьому зв'язку повітря (газ) і з цієї причини є самим сприятливим агентом для здійснення ГІС. Однак його можна застосувати лише при наявності компресора високого тиску (>810 МПа) чи іншого джерела стиснутого повітря (газу).

Особливості ПГІС складаються в наступному:

- створюються хвильові процеси в бурильній колоні й у стовпі рідини;

- превентор не використовується і залишається відкритим;

- швидко відкривається пристрій монтується на бурильній колоні;

- рівчак бурового розчину йде з затрубного простору усередину бурильної колони.

Видно, що при ПГІС створюються більш інтенсивні струшування схопленої колони, а отже, формується більше передумов до ліквідації прихвату. Недолік ПГІС визначається надходженням бурового розчину усередину бурильної колони, що може зашламувати турбобур і навіть УБТ, не говорячи про долото. Тому інтенсивне промивання свердловини перед ПГІС - обов'язкова. Небажано його застосовувати при значної каверзності свердловини.

Особливості ЗГІС:

- створюються хвильові процеси тільки в стовпі рідини;

- операція проводиться при закритому універсальному превенторі, що створює сили тертя на контакті: гумове ущільнення - бурильна труба;

- швидко відкривається пристрій монтується на бічному відводі превентора;

- рівчак бурового розчину йде з бурильної колони в затрубний простір;

- накачування легкої рідини можливі в межах довжини обсадної колони. ЗГІС забезпечує більш слабке струшування схопленої колони.

ЗГІС (і ПГІС) можна застосовувати і для тимчасового зниження гідростатичного тиску в свердловині з метою ліквідації диференціальних