Page 51 - 4551

вувати при подальшому поглибленні свердловини, а замість
Н р – найбільшу глибину зниження рівня цієї рідини під час
поглинання.

4.2.2 Визначення внутрішнього надлишкового тиску
При розрахунку всіх обсадних колон за найменший зов-
нішній тиск на колону приймають тиск стовпа соленої води з
густиною  =1070 кг/м 3
св
р   g  z  . (4.17)
з св
Якщо для експлуатації свердловини в експлуатаційну
колону будуть спущені НКТ з пакером біля нижнього кінця,
то найбільший внутрішній тиск може виникнути у випадку
витікання газу в міжколонний простір внаслідок негерметич-
ності різьбових з’єднань НКТ
р  р   g  z  , (4.18)
в у к п
а за відсутності пакера на НКТ
р  р   р ф z ( пл - z), (4.19)
пл
в
де р - найбільший тиск у міжколонному просторі біля устя
у
свердловини, Па;
р - пластовий тиск в об’єкті, з якого можливе газонаф-
пл
топроявлення, Па;
z - глибина об’єкту, з якого можливе газонафтопрояв-
пл
лення, м;
3
 - густина пакерної рідини, кг/м (часто приймають гу-
пк
стину промивальної рідини,    );
пк пр
 р - градієнт статичного тиску стовпа пластової рідини,
ф
Па/м (в розвідувальних, газових і нафтових видобувних свер-
3 3
дловинах з великим газовим фактором (>70 м /м ) такою рі-
диною вважають газ і приймають р ф  2,25 кПа/м).
Таким чином, внутрішній надлишковий тиск, що діє на
експлуатаційну колону за наявності пакера на НКТ, розрахо-
вують за формулою

50