Расчет промежуточной обсадной колонны

Промежуточная обсадная колонна, как и эксплуатационная, рассчитывается на три вида нагружения (см.здесь).

Отличие состоит в том, что через промежуточную колонну осуществляется бурение нижележащих интервалов и от условий в разрезе, вскрываемом скважиной, давление внутри колонны может изменяться в широких пределах, причем за минимальное внутреннее давление принимается такое, которое может возникнуть при поглощении промывочной жидкости или при открытом выбросе. Для первых двух-трех разведочных скважин опорожнение промежуточной колонны вследствие поглощения может быть принято не более чем на 30-40%.

В газовой скважине полное замещение бурового раствора природным газом принимается при объемном содержании в нем H₂S более 6% и в скважинах большой глубины при отсутствии в разрезе водоносных горизонтов ниже башмака колонны.

Максимальное внутреннее давление в промежуточной колонне для нефтяной скважины, оборудованной ПО, рассчитывается по пластовому давлению с учетом разгрузки от давления столба жидкости в колонне после полного замещения бурового раствора пластовым флюидом. За расчетное внутреннее давление может быть принято гидростатическое давление столба утяжеленного бурового раствора, применяемого при вскрытии нижележащих интервалов, или давление цементного раствора при цементировании последующей колонны.

Для нефтяных скважин максимальное давление на устье при закрытом превенторе рекомендуется увеличивать на Δр, т.е. на дополнительное давление, необходимое для ликвидации проявления.

Такой же порядок определения максимального внутреннего давления устанавливается и для газовых скважин, только распределение давления принимается по закону р_в=р_пл/е^s с учетом полного замещения в скважине бурового раствора пластовым флюидом.

Наружное давление на промежуточную колонну рассчитывается по тем же правилам, что и для эксплуатационной колонны.

Рекомендуемые значения коэффициента запаса прочности при расчете промежуточной колонны:

• на наружное избыточное давление - k₃=1,0;
• на внутреннее избыточное давление значения k₃ те же, что и для эксплуатационной колонны (см.выше);
• на растяжение - коэффициента запаса приведены в табл. 10.6.

С учетом возможного повышенного износа промежуточной колонны при последующем бурении нижележащих интервалов рекомендуется у устья устанавливать трубы с максимальной толщиной стенки общей длиной 20 м. Если бурение из-под колонны будет вестись продолжительное время, на участках наибольшего возможного износа обсадной колонны положено увеличивать толщину стенки обсадных труб на основании опытных данных или расчета по региональным методикам.

Следует отметить, что приведенный выше порядок расчета нагрузок применим и для колонн, комплектуемых импортными трубами, однако при этом коэффициенты запаса прочности будут иными:

• на избыточное наружное давление в зоне эксплуатационного объекта k₃=l,125-1,25;
• на избыточное наружное давление в остальной части k₃=l,125;
• на внутреннее избыточное давлении k₃=1,1;
• на нагрузку растяжения - по страгивающей нагрузке k₃=1,75, по нагрузке в теле трубы k₃=1,25.

Таблица 10.6 Значения коэффициента запаса прочности при расчете промежуточной колонны на растяжение (для вертикальных скважин)

Диаметр трубы, мм	Длина колонны, м	Величина коэффициента запаса прочности
114,3-168,3	≥3000	1,15
	>3000	1,30
177,8-244,5	≤1500	1,30
	>1500	1,45
273,1-323,9	≤1500	1,45
	>1500	1,60
>323,9	≤1500	1,60
	>1500	1,75