Способ бурения скважины в осложненных условиях

 

ОПИСАНИЕ

ИЗОБРЕТЕНИЯ

Союз Советских

Социалистических

Республик ()977695

К АВТОРСКОМУ СВИДЕТЕЛЬСТВУ (61) Дополнительное к авт. свид-ву (22) Заявлено 11. 12. 80 (21) 3211151/22-03

t51) M Кп з

Е 21 В 21/08 с присоединением заявки ¹

Государственный комитет

СССР по делам изобретений и открытий (23) Приоритет (53) УДК 622.243. .14(088.8) Опубликовано 30,11.82. Бюллетень Йо 44

Дата опубликования описания 30. 11. 82

Г.А. Подварков, A. К. Рахимов, С.A. Алехин, й.ЧЯ трелко

P.Ø.Òóãóøåâ, Й.A.Ìàðèàìïoëüñêèé и И.И.Климашки (72) Авторы изобретения с

l

i (Среднеазиатский научно-исследовательский!Щ ститут - . природного газа (71) Заявитель . (54) СПОСОБ БУРЕНИЯ СКВАЖИНЫ В ОСЛОЖНЕННЫХ

УСЛОВИЯХ

Изобретение относится к бурению скважины, в частности к регулированию забойного давления.в системе скважина-плат и может быть использовано при бурении нефтянътх и газовых скважин, а также при бурении скважин на воду и твердые полезные ископаемые.

Известен способ бурения скважины в осложненных условиях при наличии

АВПЦ, заключающийся в том, что для предотвращения нефтегазоводопроявлений, поглощений и фонтанов, противодавление на пласт, т.е. забойное давление, регулируют изменением плотности бурового раствора 1.).

Однако при.осуществлении указанного способа необходимым условием является точное определение таких параметров пласта, как пластовое давле-, ние, давление гидроразрыва и проницаемость, что является сложной научнотехнической задачей, так как необходимо прогнозировать укаэанные пара.метры.

Плотность бурового раствора необходимо постоянно поддерживать в очень жестких пределах," обусловленных величиной пластового давления в зоне АВПД (верхний предел), а так же величиной давления гидроразрыва и башмака промежуточной обсадной колонны и ожидаемой высотой газовой пачки в случае аварийного газового выброса (нижний предел) ° Выполнение данного условия является весьма сложной задачей, так как оно связано с .утяжелением (облегчением) и ста10 билизацией при помощи физико-химической обработки большого объема (до 200 м ) циркулирующего бурового раствора. При этом выбор рецептуры обработки необходимо осуществлять оперативно и безошибочно. Максималь15 ная оперативность регулжования плотности бурового раствора соответствует времени полного цикла циркуляции, что составляет обычно 2-3 ч.

Зачастую укаэанного времени бывает недостаточно, чтобы предотвратить начинающееся нефтегазопроявление или поглощение, т.е. регулирование плотности бурового раствора не может быть осуществлено оперативно, что в конечном счете может привести.к нефтегазопроявлению, поглощению, выбросу или фонтану.

Применяемый для повышения оперативности регулирования плотности метод использования двух растворов

977695 с различной плотностью также не ре-. шает этой проблемы.

В процессе разбуривания пластов с АВПД на буровой необходимо постоянно иметь запас утяжеленного раствора в количестве одно-двухкратного объема ствола скважины, причем запасной раствор необходимо периодически перемешивать, контролировать и поддерживать необходимую его плотHOCTbs о

Рассматриваемый способ не позволяет вскрывать горизонт с АВПД без предварительного перекрытия промежуточной обсадной колонной вышележащих проницаемых пластов с более низким15 градиентом пластового давления или с. низким градиентом гидроразрыва. Это вызывает необходимость спуска и цементирования нескольких обсадных колонн при чередовании в разрезе сква" Я} жины нескольких пластов с различной. аноминальностью пластового давления, а также пластов с различными градиентами давления гидроразрыва.

В конечном счете с учетом отме-, 25 ченных недостатков, основным из которых является невозможность опе-. ративного регулирования плотности, указанный способ не обеспечивает на« дежного предупреждения возникнове- у» ния нефтегазопроявлений, газонеф« тяных выбросов и фонтанов, а также поглощений бурового раствора B прсдессе проводки скважин в сложных геологических условиях. 35

Известен также способ бурения скважины в осложненных условиях, включающий регулирование противодавления по всему стволу скважины путем изменения показателей структурно-механических свойств бурового раствора, осуществляемое изменением интенсивности физико-механического. воздействия на последний в процессе бурения (2 ).

Известный способ позволяет ре- 45 гулировать вязкость бурового раствора только при наличии в стволе скважины колонны бурильных труб, т.е. для случаев когда колонна бурильных труб поднята из скважины (для смены доло- 50 та, спуска очередной обсадной колонны, для проведения ремонта бурового оборудования и др) данный способ не обеспечивает предупреждение возикновения газонефтепроявляений и 55 глощений бурового раствора.

Кроме того, известный способ основан при применении в качестве бурового раствора специальных жидкостей, вязкость которых изменяется под действием электрического поля ° Однако данные жидкости весьма чувствительны к .влиянию примесей. В частности, в случае использования этой жидкости в качестве. бурового раствора ее состав, а следовательно, и свойства постоянно меняются в зависимости от содержания в ней выбуренной породы, пластовых вод, растворимых или диспергированных примесей нефти и газа. Это снижает надежность способа, а также надежность предотвращения нефтегаэопроявлений и поглощений бурового раствора из-эа возможных отказов в системе электропитания.

Цель изобретения - повышение надежности предотвращения нефтегаэопро» явлений и поглощений бурового раствора.

Указанная цель достигается тем,. что согласно способу бурения скважины в осложненных условиях, включающему регулирование противодавления по всему стволу скважины путем изменения показателей структурно-механических свойств бурового раствора, осуществляемое изменением интенсивности физико-механического воздействия на последний в процессе бурения, в качестве бурового раствора используют предельно. структурированную, предельно пластичную буровую пас

-ту, а физико -механическое воздействие осуществляют продольной вибрацией бурильных труб с амплитудой колебаний в пределах

0,05-2,0 мм и с частотой в прецелах

20-1000 Гц и/или гидроимпульсными колебаниями в столбе бурового раствора с амплитудой в пределах 0,115 кг/см и с частотой в пределах

20-1000 Гц.

Кроме того, предельное динамическое напряжение сдвига буровой пасты, выбирают в пределах 500-10000 мг/см.

На фиг.1 и 2 изображена принципиальная схема реализации способа соответственно при спуско-подъемных операциях и в процессе бурения.

Сущность способа заключается в том, что регулирование противодавления на пласты по всему стволу скважины осуществляют изменением показателей структурно-механических свойств бурового раствора, в частности изменением величины предель« ного динамического напряжения сдвига. В качестве бурового раствора применяют предельно структурированную высокопластичную дисперсную систему с большой прочностью сцепления частиц в коагуляционном контакте, например высококонцентрированную пасту натриевого бентонита, приготовленную на водной основе и обработанную реагентами-стабилизаторами.

Предельно структурированная предельно -йластичная буровая пастаэто дисперсная система с коагуляционной структурой, для которой кривую течения можно построить лишь в

977695

10

6S условиях вибрационного фона (показатель тиксообработки равен не менее 100 ед., пластичность по Воларовичу составляет не менее 100 ед.) .

Например, в качестве предельно структурированной предельно пластич1 ной буровой пасты может быть использован следующий состав,%:

Азиамарский бентонит 15

Флотационный барит 30

Игетан (реагентстабилизатор) 0,1

КМЦ-500 (реагентстабилизатор) 0,5

Вода Остальное

Буровая паста данного состава имеет следующие параметры a стати.ческих условиях:плотность 1 50 г/смз . j условия вязкости по ПВ-5 - не течет, водоотдача 1-3 сл9, СНС

600 мг/см, эффективная вязкость 50 П

Таким образом, основным регулируемым параметром является предельное напряжение сдвига бурового раство ра.

Регулирование показателей структурно-механических. свойств бурового раствора осуществляют изменением интенсивности вибровоздействия на него как механическим путем (при помощи вибрации колонны бурильных труб }, так и гидроимпульсами,передаваемыми буровому раствору от бурового насоса. При необходимости оба вида вибровоэдействия на буровой раствор совмещают. Во всех случаях в момент остановки циркуляции бурового раствора в скважине прекращают вибровоздействие, и последний практически мгновенно принимает, исходное состояние, характеризующееся максимальной величиной предельного напряжения сдвига (а также вязкости, адгезионных сил). Максимальная величина предельного напряжения сдвига зависит от состава высокоструктурированной буровой пасты;; эту величину подбирают таким образом, чтобы она совместно с весом столба раствора заданной плотности оказывала противодействие давлению пласта с АВПД (с учетом заданного коэффициента запаса прочности) в статическом состоянии. Перед пуском буровых насосов вибровоздействие возобновляют, начиная с заданной максимальной интенсивности для снижения пускового давления. После установления циркуляции бурового раствора в скважине вибровоздействие на него снижают до заданной величины интенсивности, при которой устанавливается (при заданной постоянной производительности буровых насосов и заданной скорости вращения бурильных труб} .такая величина предельного напряжещуя» сдвига раствора, которая обеспечивает заданное гидродинамическое давление в затрубном пространстве, что совмЕстно с весом столба раствора оказывает заданное противодавление на пласт с максимальным градиентом давления (с учетом заданного коэффициента запаса прочности}.

С целью снижения вероятности по-. глбщения бурового раствора пластами, склонными к гидроразрыву или поглр-. щению и лежащими выше пласта с АВПД, в процессе циркуляции интенсивность вибровоздействия на раствор дифференцируют по стволу скважины, а именно повышают интенсивность вибровозIäåéñòâèÿ на раствор в интервале залегания пластов, где возможно поглощение, снижая этим гидродинамическое давление на эти .пласты, и снижают интенсивность вибровоздействия в интервале залегания пласта с АВПД и его покрышки, повышая за счет этого гидродинамическое давление на .данные пласты. Вероятность возникно вения значительных поглощений невелика, так как предельно структурированная предельно пластичная буровая паста, проникая в приствольную зону поглощающего горизонта, выхо-. дит из области вибровоздействия и принимает исходное твердообразное состояние; препятствуя развитию поглощения.

З5 Способ бурения осуществляется следующим образом.

В.разрезе, вскрываемом скважиной

1 имеется продуктивный горизонт 2 с ЛВПД, непроницаемый пласт-покрыш4(} ка 3 прОдуктиВнОГО ГОризОнта про» ницаемый пласт 4 с нормальным плас -товым давлением и непроницаемый пласт

5. Верхняя часть разреза перекрыта промежуточной обсадной колонной 6.

45 В кОмпОнОВку бурильнОй колонны входят Долото 7, утяжеленные бурильные трубы 8 (УБТ) и бурильные трубы

9. Для регулирования предельного напряжения сдвига бурового раствора путем вибрационного воздействия на него по всему стволу скважины используется в качестве спуско-подъемного оборудования гидроподъемник 10 с гидроимпульсным масляным насосом

11. Кроме того, применяется буровой насос 12 гидроимпульсного действия.

Частота и амплитуда гидравлических импульсов масляного и бурового насосоа регулируются при помощи перепускных клапанов. Поэтому гидро6О подъемник за счет работы импульсно. го масляного насоса передает на бурильную колонну продольные колебания, как в процессе ее спуско-подъема, так и при нахождении последней в покое ° Импульсный буровой насос re977695 нерирует при прокачивании бурового раствора продольные и поперечные колебания столба раствора в бурильных трубах и в затрубном пространстве.

Таким образом, обеспечивается возможность.осуществления в течение заданного времени Регулируемого вибровоздействия на буровой раствор по всему стволу скважины: в процессе спуско-подъема — за счет виброколебаний бурильной колонны; в процессе бурения, проработки или промывки скважины — за счет совместных вибРо-, колебаний бурильной колонны и стол-. ба бурового раствора, либо только за счет последнего фактора. 15

Дифференцирование интенсивности вибровоздействия на буровой раствор по стволу скважины осуществляется изменением величин волнового сопротивления на различных участках бурильной 20 колонны. Это достигается за счет того, что УБТ 8 и бурильные трубы 9 компонуют из труб, имеющих различную жесткость и модуль упругости.

II р и м е р. Нижняя часть разреза 25 газового месторождения Бухаро-Хивинской газонефтеносной области, представлена газоносным высокопрони цаемым пластом 2 мощностью 200 м, залегающим в интервале 2800-3000 м Зр и имеющим градиент пластового давления Р, 0,20-кг/см .м; непроницаемым пластом-покрышкой 3 мощностью

500 м,эалегающим в интервале 2300-

2800 м1 градиент гидроразрыва плас З5 та не известен; проницаемым непро- . дуктивным пластом 4 мощностью 100 -M, залегающим в интервале 2200-2300 м и. имеющим градиент пластового давления P 0,12 кг/см м; непроница- 4g емым пластом 5, в кровлю которого . спущена промежуточная обсадная колонна 6, зацементированная до устья.

Диаметр промежуточной обсадной колонны 219 мм. Бурение ствола скважины 1 в осложненной зоне осуществляется долотом 7 диаметром 190 мм с использованием утяжеленных бурильных труб 8 (УБТ) диаметром 146 мм, длиной 100 м и бурильных труб 9 диаметром 114 мм. Для осуществления вибровоздействия на буровой раствор в скважине используется гидроподъемник 10, снабженный гидроимпульсным масляным насосом 11, а также буровой насос 12 гидроимпульаного действия. верхнюю часть разреза разбуривают с использованием нормального бурового раствора. Не доходя 30-40 м до кровли пласта 2, в скважину спускают колонну бурильных труб и УБТ, скомпонованную таким образом, чтобы нижняя ее часть, находящаяся против интервала залегания пласта 3 (а в дальнейшем и против пласта 2), имела максимальное волновое сопротивле 6$ ние, а вся остальная часть — минимальное волновое сопротивление.

После этого в скважине меняют нормальный буровой раствор на предельно структурированную предельно.пластичную буровую пасту,- закачивая ее через бурильные трубы с осуществлением на нее максимального вибровоздействия колебаниями бурильных труб и гидроимпульсами с тем, чтобы максимально понизить предельное напряжение сдвига бурового раствора и ускорить процесс эакачивания ее в скважину. Максимальное предельное напряжение сдвига бурового раствора в исходном состоянии равно 2000 кг/см.

Исходя из этого, с учетом известной зависимости определяем давление, которому может препятствовать заданный буровой раствор, отнесенное к кровле пласта 2. Величина этого давления составляет около 295 кг/см для зат-, рубного пространства и около 240 кг/cia для трубного пространства. Аналогичные результаты получают также при бурении скважины по известномч способу. С учетом этого минимально допустимая плотность бурового раствора.в статическом состоянии состав- . ляет 1,14 г/см или около l 65 г/см с коэффициентом запаса, принятым равным 1,5.

С учетом принятой величины плотности бурового раствора, равной

1,65 г/смЗ, гидростатическое давление столба раствора у кровли пласта 2 составляет 476 кг/см, тогда как пластовое давление составляет

560 кг/см ; Отсюда минимальное гидродинамическое давление в эатрубном пространстве в процессе бурения составляет 84 кг/см . С учетом коэффициента запаса, равного 1,2, необходимое гидродинамическое давление составляет около 100 кг/см .

Бурение начинают при минимальной производительности бурового насоса с максимальным его гидроимпульсным воздействием на буровую пасту. При этом пусковое давление на насосе минимально. В случае необходимости для снижения пускового давления осуществляют вибровоздействие на буро-. вой раствор колонной бурильных труб, для чего до начала циркуляции включают на определенное время гидроимпульсный масляный насос 11 гидроподьемника 10, на котором подвешены бурильные трубы. Масляный насос работает при этом через гидроимпульсный перепускной клапан, а шток гидроподъемника остается в заданном положении. После начала остановившейся циркуляции бурового раствора при необходимости увеличивают производитель ность бурового насоса с тем, чтобы

977695

10 гидродинамическое давление в затрубном пространстве составляло около

100 кг/см . Одновременно включают вращение бурильной колонны и начинают углубление скважины по нижней части пласта 3. В процессе бурения наблюдают за уровнем раствора в приемной емкости насоса. При обнаружении снижения уровня, что является признаком поглощения раствора, включают гидроимпульсный масляный насос

11 гидроподъемника 10 для снижения гидродинамического давления на поглощающий пласт 4 эа счет снижения предельного напряжения сдвига раствора в верхней части ствола скважины под вибровоздействием колонны бурильных труб. Интенсивность вибровоздействия колонны бурильных труб на буровой раствор регулируют изменением интенсивности работы гидроимпульсного масляного насоса гидроподъемника до тех пор, пока не будут устранены признаки поглощения, т.е. когда основная часть необходимого гидродинамического давления будет создаваться в нижней части ствола скважины в интервале залегания пластов 2 и 3, а меньшая часть в верхнем интервале. Одновременно корректируют производительность импульсного бурового насоса 12 для обеспечения необходимого гидродинамического давления в затрубном пространстве с учетом изменившегося предельного напряжения сдвига бурового раствора в верхней части ствола. Та» ким образом, до вскрытия продуктивного пласта 2 в процессе первого долбления и с использованием предельно структурированной предельно пластичной буровой пасты подбирают необходимые технологические параметры процесса дальнейшего бурения: производительность бурового насоса и интенсивность вибровоздействия (см. таблицу) на буровой раствор из условия недопущения газопроявлений из продуктивного пласта и поглощений в верхней .части разреза. После этого разбуривают нижнюю часть пласта 3 и вскрывают газоносный пласт 2.

Процесс бурения по продуктивному пласту 2, промывку и проработку ствола скважины осуществляют с постоянными заданными величинами производительности бурового насоса и интенсивности вибровоздействий на буроврй раствор, обеспечивающими по.стоянное гидродинамическое давление в затрубном пространстве, составляющее не менее 100 кг/см . При этом в случае возникновения газопроявления, что может быть следствием неправильного определения пластового давления или снижения предельного напряжения сдвига- бурового раствора, корректируют в сторону увеличения производительность бурового насоса (одновременно снижают или прекращают вибровоздействие бурильных труб на буровой раствор). В случае возникновения поглощения корректируют в сторону увеличения интенсивность вибровоэдействия бурильными трубами на буровой раствор. В обоих случаях корректировки, регулирующие проти- . водавление в системе скважина-пласт, осуществляют практически мгновенно.

Это позвбляет надежно предотвращать нефтегазопроявления и поглощения и процессе бурения. Кроме того, при этом максимально сохраняются коллекторские свойства продуктивного пласта. В статическом состоянии поглощение исключено, так как пластовое давление превышает вес столба раст20 вора. В процессе бурения возможно проникновение бурового раствора только в ограниченную часть приствольной зоны пласта, так как он,:выйдя из области вибровоздействий, мгновенно

25 принимает твердообраэное состояние.

Перед началом спуско-подъемных операций останавливают буровой насос, за счет чего буровой раствор практически мгновенно принимает в скважине

30 исходное твердообраэное состояние.

Для снижения поршневого эффекта в стволе скважины включают импульсный режим работы гидроподъемника, осуществляя для окончания спуско-подь35:ема вибровоэдействие на бурильные трубы с минимальной амплитудой и максимальной частотой (см. таблицу), За счет этого в непосредственной близости от стенок бурильных труб буровой раствор приобретает максималь ную текучесть, оответствующую ми» нимальному предельному напряжению сдвига, сохраняя в основной своей. массе предельное напряжение сдвига, 45 .близкое к максимальному. В процессе спуско-подъема бурильной колонны столб бурового раствора э трубном и затрубном простран=твах-сохраняет в максимальной степени свои структурно-механические свойства, уравновешивая за счет этого некомпенсированную весом столба часть пластового давления газоносного горизонта.

С другой стороны, высокочастотная малоамплитудная вибрация бурильных труб обеспечивает нормальное опорожнение или заполнение труб соответственно при их подъеме или спуске, предотвращая этим эффект поршнева— ния в скважине.

69

Таким образом, путем изменения интенсивности вибровоэдействия регулируют предельное напряжение сдвига бурового раствора в процессе таких операций, как углубление сква977695

12 жины (а также промывка, проработка) и спуско-подъем бурильных труб (а также наращивание). Во всех остальных случаях, когда буровой раствор в скважине находится в покое,. практически мгновенно восстанавливается:

его максимальное предельное напряжение сдвига .

Основные величины регулируемых параметров во время выполнения различных технологических операций при ведены в таблице.

В приведенном примере показана возможность проводки. скважины при.на

Личин неразобщенных пласта с ИЗПД и поглощающего пласта с использованием 15 бурового раствора, плотность которого ниже эквивалентного аномального градиента давления. Предлагаемый способ не требует точного определения величин пластовых давлений и давлений 20 гидроразрыва вскрываемых пластов.

Если испольэовать высокоструктурированную буровую пастУ с плотностью, точно соответствующей эквивалентному градиенту давления пласта с АВПД, то при этом надежность способа в смысле предупреждения возможных осложнений еще более увеличивается.

По сравнению с известным предла= гаемый способ бурения в осложненных условиях обеспечивает надежное предотвращение таких осложнений, как нефтегаэопроявления, фонтаны и поглощения бурового раствора за счет практически мгновенного регулирования противодавления на пласт. Надежность предотвращения осложнений

10ОЪ.

Возможность автоматизации управления противодавлением на пласт обеспечивается за счет использования принципа регулирования предельного напряжения. сдвига предельно структурированной предельно пластичной буровой пасты физико-механическими методами.

Использование способа позволяет упростить конструкцию скважины, исключает необходимость точного определения пластовых давлений и давлений гидроразрыва вскрываемых пластов, исключает необходимость поддержания заданной величины плотности бурового раствора в весьма ограниченных пределах, а также обеспечивает максимальную сохранность коллекторских свойств продуктивного пласта.

I, 977695

Ю.

Ю

СЧ л

Ю

Ю ь л ь

Ю

IA

I ь .D о

СЧ о о о (Ч о

Ю

Ю

3Ч

iI, 1 1 I C

I Ф I Ц

,1 Р) ! о,! о, 1 С4

)1 ©

1 Х Х I Х Д

:! дн

11

11 1

;;! н!

1 О

;! н,. I О

iII

:1 Р ь о

Ю ч

D

Ю

Ю

D 3

Ю ю л

D о

I

Ю

Ch

Ю

Ю

Ю

Ю

Ю

Ch о о

CV

Ю

331 л

I с46 1

IO

I Э 4

1 g Х

3е а, 3.aO I

I ICI4 l

I аа1

I 2343

1 4 I

1 . I L

iI Х и ! н ! о

I C3

I Э

I Ц

I 0) ! о ! e

3 Х

3 3С!

I Ф

1 Ц

1 Х

Ю

М л

I ю с

° 3

I, In Ю

Ю

Ь л

In

D л

Ъ

1 и

Ю

Ю () ! г х

6I

f4

Й о

1 о

Ц о ч

I а и во оа

3х

Ф ф

I11

1 3:4

N lCI ох

Ъ о

f3

333 Й

I о о х 4

L 4 ! о оы

V CC II3 ох

g_#_х обью! о 33й х! хо

I .ßЭЯ I

iI @13,OZ

I 3 а

1 ФИФ I

I 33 Ф х Ф 1

I Мхх4 I !

I ! о!

1 Р41 ! о

I 4 I ! о

1 М I

I O

1 Ф I

1 $ I

3 Х I

I п1

3 Х 1 ! Ф I

1 М )

1 1 с

3 O

1 4 1 ! о

1 Х 3 ! v ! Х I ! CI I

l Х I

I Э I

I 3 3

l

1

I

I

I

I .I

I

I

1 ! !

I

I ное оэ аОCC CI,X е 4оо

I

1

I

3

1 !

I ! Эа

ФХО4 хк5цо

53 ZO8 о х о. о-.à е "х кохх

I ХХЕХХ

Х Н Н III IC е о о 33

l IéI

Йх Фс4

Ф О 333 Х Д

1 Х Ц о ° э охаох

I 4 АХХ оаомх

XOII3ge

I Ф ФФО

I М АР кeee о

1 Ц ее

Фаоо,ы х нно

3: О О Rm

ФМО33

1 Х I III) °

ФоЕЙм

xaoeg акхох

Х ОICy

I ! °

I Э

1 Х

I Х

I ! Р

I Э

1 3

I L

1 и

1 С3

I

I.

1.

1 о

Х 4 хо ео

1 Э и х Ф о й„" хо

fg

O 4 1I3 х н еоо о хе хо@

g iII е ф©

Йод

977695

Формула изобретения

Фисf

ВНИИПИ Заказ 9154/42 Тираж 623 Подписное

Филиал ППП "Патент", г.ужгород, ул.Проектная,4

1. Способ бурения скважины в осложненных условиях, включающий регулирование противодавлення по всему стволу скважины путем изменения показателей структурно-механических свойств бурового раствора, осуществляемое изменением интенсивности физико-механического воздействия на последний в процессе буренйя, о тл и ч а ю шийся тем, что, с целью повышения надежности предотвращения нефтегазопроявлений и поглощений бурового раствора, в качестве бурового раствора используют 15 предельно структурированную предельно пластичную буровую пасту, а физикомеханическое воздействие осуществляют продольной вибрацией бурильных труб с амплитудой колебаний.в пределах 0,05-2,0 мм и с частотой в пределах 20-1000 Гц и/или гидроим- пульсными колебаниями в .столбе буро вого раствора с амплитудой в преде-, лах 0,1-15 кг/см и с частотой в пределах 20-1000 Гц, 2. Способ по п.1, о т л и ч а юшийся тем, что предельное динамическое напряжение сдвига буровой пасты выбирают в пределах 50010000 мг/см .

Источники информации, принятые во внимание при экспертизе

1. Михеев В.Л. Технологические, свойства буровых растворов. N. Недра, 1979, с. 158..

2, Патент CILIA Р 3294184, кл.175-65,опублик.1966(прототип).