Визначення зовнішніх і внутрішніх надлишкових тисків
Зовнішній надлишковий тиск pзн , що діє на нижню частину експлуатаційної колони, буде найбільшим на кінцевій стадії роботи свердловини, тобто коли внутрішній тиск у колоні буде мінімальним.
У загальному випадку зовнішній надлишковий тиск визначається як різниця між зовнішнім pз і внутрішнім pв тисками, що діють на колону для одного і того ж періоду (закінчення цементування, опресовка колони на герметичність, освоєння свердловини, кінець експлуатації).
pзн = pз - pв . (10.5)
На рисунку 10.6 а наведена схема положення рівнів рідин в експлуатаційній колоні і затрубному просторі на кінцевій (пізній) стадії експлуатації нафтової свердловини. Згідно з цією схемою знаходять значення зовнішніх надлишкових тисків у перехідних перерізах (тобто на глибинах Hтр, Hр, Hпк, H).
Для положення рівнів, показаних на рисунку 10.6 а, зовнішні надлишкові тиски згідно із вказаною інструкцією визначають за такими формулами:
при Z = 0; rзн = 0;
при Z=Hтр; рзн = rз g Hтр; (10.6)
при Z = Hр; рзн = rз g Hтр + rгс g (HP - HTP); (10.7)
при Z=HПК; рзн=rз g HTP+rгс g (Hпк - HTP) - rв g (HПК - HP); (10.8)
при Z =H; рзн=рпл - rв g (H - HP), (10.9)
Рисунок 10.6 – Схеми для визначення зовнішнього (а) та
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 | 11 | 12 | 13 | 14 | 15 | 16 | 17 | 18 | 19 | 20 | 21 | 22 | 23 | 24 | 25 | 26 | 27 | 28 | 29 | 30 | 31 | 32 | 33 | 34 | 35 | 36 | 37 | 38 | 39 | 40 | 41 | 42 | 43 | 44 | 45 | 46 | 47 | 48 | 49 | 50 | 51 | 52 | 53 | 54 | 55 | 56 | 57 | 58 | 59 | 60 | 61 | 62 | 63 | 64 | 65 |
|