В процессе бурения внутренняя поверхность промежуточных обсадных колонн и кондукторов изнашивается под воздействием вращающейся бурильной колонны, а также при перемещении долот и бурильных труб при спуско-подъемных операциях. Особенно интенсивно изнашиваются концевые участки обсадных колонн (прежде всего — устьевой), а также участки, расположенные в местах искривления ствола скважины.
В период эксплуатации скважины наружная и внутренняя поверхности обсадных колонн могут корродировать под воздействием минерализованных пластовых вод в окружающих скважину породах, а также под воздействием добываемой из продуктивного пласта или нагнетаемой в него жидкости. Внутренняя поверхность эксплуатационной колонны изнашивается при ремонтных работах в скважине.
Износ и коррозия ведут к уменьшению толщины стенки обсадных труб и, следовательно, прочности их.
Прочность обсадных труб может уменьшаться также в результате естественного старения материала, поскольку обсадные колонны (прежде всего — эксплуатационные) работают в течение многих десятилетий.
При расчете эксплуатационной обсадной колонны учитывают действие только наиболее существенных внешних сил:
— избыточного внутреннего давления;
— избыточного наружного давления;
— осевых сил от веса труб и сил сопротивления перемещению колонны.
Определяем максимальное и минимальное внутреннее давление в колонне при проведении в скважине работ по освоению, эксплуатации и ремонту.
Максимальные значения рабочих внутренних давлений отмечают в начальный период эксплуатации (при закрытом устье) или при проведении работ по интенсификации притока (например, при гидроразрывах) и капитальных ремонтах.
Минимальные значения внутренних давлений отмечают обычно в конечный период эксплуатации скважин, для случая полного замещения жидкости в скважине пластовым флюидом при открытом фонтанировании, для процесса испытания колонн на герметичность снижением уровня.
Проектируемая поисковая скважина будет является, вероятнее всего, газонефтяной.
Для наглядности приведем порядок построения эпюр внутренних и наружных давлений, а также эпюр избыточных давлений.
9.1. Построение эпюр внутренних давлений
При вызове притока,
давление на забое, создаваемое столбом жидкости освоения, не должно превышать
давление насыщения нефти газом 
, которое, по промысловым данным,
составляет 69 МПа.
Рассмотрим самый
критический случай, когда для вызова притока пластового флюида на забое нужно
создать давление равное 69 МПа. Приближенное распределение давлений по стволу
скважины в этом случае показано на рис.21.
Рис.21. Распределение давлений по стволу скважины при вызове притока, когда устье открыто
После вызова притока и закрытии устья в скважине одновременно присутствует столб нефти и газа. Высота столба газа при закрытом устье зависит от газового фактора.
Газовый фактор (Г) – это количество растворенного газа (м3) в 1 м3 нефти, определяется по формуле:
; (66)
где
- объем газа растворенного в нефти;
- объем нефти.
По промысловым данным величина газового фактора равна 100.
Для определения высоты столба газа при закрытом устье, воспользуемся зависимостью:
;
(67)
где
- давление насыщения сформированное после сжатия
выделившегося газа, т.е. после закрытия устья, МПа;
- удельный вес нефти в пласте, Н/м3;
- расстояние от устья скважины до
уровня жидкости в колонне, м;
- пластовое давление, МПа.
Общий объем выделившегося
из нефти свободного газа (
) в объем скважины при линейном
распределении давления (рис.21) и забойном давлении равном давлению насыщения
можно определить по формуле:
; (68)
Уважаемый посетитель!
Чтобы распечатать файл, скачайте его (в формате Word).
Ссылка на скачивание - внизу страницы.