Надлишкових тисків

в) в зацементованй зоні відкритого ствола зовнішній тиск на колону після ОЗЦ визначають із врахуванням пластового тиску

. (10.10)

Якщо немає впливу тиску, то зовнішній тиск визначають за формулою (10.6);

г) в інтервалі залягання порід, схильних до текучості, зовнішній тиск визначається за гірським тиском

, (10.11)

де _гп – середня густина вищележачих порід, кг/м³;

z – глибина залягання підошви горизонту, складеного текучими гірськими породами, м;

д) розрахунок за формулами (10.10) і (10.11) проводять для інтервалу, що дорівнює товщині пласта, збільшеній на 100 м (по 50 м вище покрівлі і нижче підошви пласта);

е) зовнішній надлишковий тиск для пунктів (а – г) визначається як різниця зовнішнього та внутрішнього тисків за формулою (10.5).

Для газових свердловин слід враховувати, що H_р=H і свердловина протягом всього періоду експлуатується фонтанним способом. Величина мінімального внутрішнього тиску на усті задається замовником (Р_ву^min= 1,0-1,5 МПа).

На будь-якій глибині Z мінімальний внутрішній тиск визначається за формулою

, (10.12)

де е - основа натурального логарифма,

. (10.13)

Значення s можна знайти за спрощеною формулою

, (10.14)

де – відносна густина газу за повітрям.

Враховуючи положення (а – д) для зовнішнього тиску і характер зміни внутрішнього тиску (10.12), за формулою (10.5) знаходять значення зовнішнього надлишкового тиску в газовій свердловині для будь-якого положення рівнів за колоною і будують його епюр.

58. Методика визначення внутрішніх надлишкових тисків при розрахунку обсадних колон на міцність. Внутрішній надлишковий тиск p_вн визначається як різниця між внутрішнім p_в та зовнішнім p_з тисками, що діють на колону в один і той же період

. (10.15)

Найбільших значень внутрішній надлишковий тиск досягає на усті свердловини, так як зовнішній тиск в цьому перерізі відсутній.

Внутрішній тиск на усті свердловини визначають для періоду опресування колони. Величина тиску опресування повинна перевищувати не менше як на 10 % величину максимально можливого тиску на усті в період роботи свердловини.

Для періоду опресування будь-якої колони схема положення рівнів в колоні і затрубному просторі наведена на рисунку 10.6 б.

Внутрішній максимальний тиск на усті свердловини визначають:

для нафтових свердловин

, (10.16)

для газових свердловин

, (10.17)

де — пластовий тиск на початковій стадії експлуатації, Па.

За розрахунковий внутрішній тиск на усті (Z=0) беруть тиск опресування колони:

. (10.18)

Інструкція для розрахунку обсадних колон нафтових і газових свердловин регламентує мінімальні значення тисків опресування обсадних колон (таблиця 10.4).

Таблиця 10.4 – Мінімальні значення тисків опресування

обсадних колон

Діаметр колони, мм	114 -127	140 -146	168	178 -194	219 -245	273 -351	377 -508
Тиск опресування, МПа	15,0	12,5	11,5	9,5	9,0	7,5	6,5

Якщо величина , то за величину тиску опресування беруть табличні значення.

Після цього визначають внутрішній надлишковий тиск в перехідних перерізах за формулами:

при Z=0 , (10.19)

при Z=H_тр , (10.20)

при Z=H_пк

, (10.21)

при Z=H , (10.22)

де _оп – густина опресувальної рідини, кг/м³.

За даними розрахунків будують епюр внутрішніх надлишкових тисків у координатах тиск - глибина (рисунок 10.7 б).