Файл: 2 Технико технологический раздел 1 Виды и причины нарушения герметичности эксплуатационных колонн.doc
ВУЗ: Не указан
Категория: Не указан
Дисциплина: Не указана
Добавлен: 01.12.2023
Просмотров: 82
Скачиваний: 1
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
в определяют по формуле:
где Vп - объем закачанной в скважину продавочной жидкости (включая объем раствора индикатора) до появления красителя на поверхности; Dк - внутренний диаметр кондуктора (промежуточной колонны).
В прошаблонированных полномерной печатью обсадных колоннах, негерметичность которых характеризуется поглощением бурового раствора при проверке на приемистость, применяется метод определения местоположения дефекта путем продавливания цементировочной пробки по колонне.
Продавочная пробка, используемая при цементировании обсадных колонн, вводится с поверхности внутрь колонны, а затем проталкивается буровым раствором, нагнетаемым с устья скважины. Количество закачиваемого раствора должно быть не меньше объема колонны. Глубину нарушения определяют по месту остановки пробки, которое устанавливается с помощью аппарата Яковлева. Конструкцией пробки может быть предусмотрена возможность ее извлечения из скважины с помощью приспособления для захвата ловильным инструментом.
Исследования перед ремонтом
Полная характеристика состояния скважины исследуется при помощи геофизических методов - гамма каротаж (ГК), нейтронно - гамма каротаж (НГК), гамма - гамма каротаж (ГГК), импульсный нейтрон - нейтронный каротаж (ИННК).
Если в скважину через дефект в колонне поступает вода, необходимо изолировать обводняющий пласт. Определение места (глубины дефекта в колонне), через которые происходит приток в скважину или утечка жидкости из скважины осуществляют резистивиметрами, электротермометрами, расходомерами. Кроме того, используют способы определения перетекания фотоэлектрический, акустический, путём закачки нефти, продавливанием манжетной пробки.
Определение глубины притока резистивиметрами основано на разности солености воды (удельного сопротивления) находящейся в скважине и поступающей из пласта в градусах Боме (°Ве). По результатам исследований определяют зависимость дебита посторонней воды от динамического уровня, положение статического уровня в скважине и устанавливают её соленость.
Затем из скважины удаляют находящуюся там воду. Через промывочные трубы колонну заполняют водой, соленость которой отличается от поступающей через дефект воды на (2-5) °Ве (если солёность посторонней воды 4-5°Ве скважину заполняют пресной водой, если солёность поступающей воды 1,5-3 °Ве, то скважину заполняют водой солёностью 5-7 Be, приготовленной с добавлением поваренной соли). Контрольный замер резистивиметром должен показать, что скважина заполнена водой одинаковой солёности, после чего через место нарушения в колонне вызывают приток посторонней воды. При этом определяют интервал с солёностью воды, отличающуюся от солёности воды заполнявшей скважину до вызова притока.
Сравнивая полученные диаграммы замеров, определяют глубину расположения дефекта в колонне. В некоторых случаях вместо снижения уровня в скважину нагнетают воду под давлением. Глубина раздела воды разной солености и будет интервалом дефекта в колонне.
Определение глубины притока электротермометром основано на принципе увеличения электрического сопротивления воды с повышением её температуры. В скважине снижают уровень жидкости для вызова притока посторонней воды. Скважину исследуют на приток и заполняют водой до устья, оставляя в таком состоянии на 24-48 часов для установления определённой температуры жидкости по всему стволу, после чего делают контрольный замер температуры и снижают уровень жидкости в скважине для вызова посторонней воды через дефект в колонне. После установления статического уровня, снижают уровень в скважине на 20-50 м ниже статического и замеряют температуру жидкости по стволу скважины. Место притока устанавливают по изменению температурных кривых на диаграмме электротермометра.
В ряде случаев при капитальном ремонте скважины применяют ускоренный метод определения притока посторонней воды электротермометром. Сущность его заключается в том, что после заполнения скважины холодной водой до устья сразу же проводят контрольный замер. Если имеется приток посторонней воды, в месте притока будет отмечена температурная аномалия из-за разности температур воды пластовой и находящейся в скважине.
Фотоэлектрический способ определения притока заключается в том, что скважину тщательно промывают, затем воду в скважине равномерно окрашивают тёмной анелиновой краской, после чего в скважину спускают прибор - измеритель степени прозрачности воды. Вода, выходящая из дефектов в колонне осветляет воду в скважине, что фиксируется прибором.
Прибор представляет собой корпус, в котором помещён источник света с фотоэлементом.
При акустическом способе определения места притока чувствительными микрофонами регистрируется изменение величины шума по стволу скважины. В интервалах глубин, где колонна исправна, шум не обнаруживается. Место притока - где отмечен максимальный шум, возникающий при движении жидкости.
Через дефекты в колонне может происходить не только приток, но и утечка жидкости и газа из скважины, что нарушает нормальный процесс эксплуатации.
При значительных утечках жидкости (5-10 м3/сут) место дефекта определяют резистивиметром, термометром, расходомером, путём закачки радиоактивных изотопов или нефти и другими способами.
Дистанционный расходомер с вертушкой, регистрирующий расход воды примерно 10 м3/сут, спускают в скважину на кабеле. При закрытом устье в скважину закачивают воду. В процессе закачки определяют расход воды в разных точках ствола скважины, спуская расходомер сверху - вниз. Находясь выше места повреждения, расходомер регистрирует поток жидкости, направленный вниз по стволу, ниже повреждения - движение не регистрируется.
Встречаются дефекты в эксплуатационной колонне, из которых приток посторонней воды не происходит, а утечка жидкости не значительна (0,1-0,5 м3/час) при давлении нагнетания 5-8 МПа. В этих случаях место дефекта определяют последовательно отдельными интервалами с помощью пакера. Пакер на заливочных трубах спускают в скважину по интервалам сверху вниз. Обычно первая установка на половине глубины скважины. Если верхняя половина герметична, таким же методом испытывают нижнюю половину колонны. Часть колонны, в которой обнаружены утечки, испытывают отдельными интервалами до определения места дефекта.
Определение дефекта с помощью пакера, спускаемого на трубах, занимает значительное время. Ускорение операций и повышение эффективности метода достигается использованием специального инструмента «Устройство для поинтервальной опрессовки колонны» разработанного Альметьевским УПНП и КРС (Патент РФ№144606). Это устройство (рис. 6) позволяет:
- опрессовать колонну за 3-4 часа, что многократно уменьшает затраты по сравнению с традиционной технологией;
- определять интервал нарушения путем многократной посадки пакера без извлечения его на поверхность, а также приемистость пласта и нарушения колонны, временно перекрывая ствол скважины ниже уровня пласта или интервала нарушения;
- закачивать химические реагенты в верхний пласт;
- получать объективную информацию о состоянии колонн от устья до интервала перфорации, как в существующих скважинах, так и во вновь вводимых перед сдачей заказчику, поскольку "РГД + термометр" не фиксирует ее нарушения в местах, где утечка жидкости незначительна.
Устройство состоит из трех основных узлов - электропривода, пакера и клапана для выравнивания давления. Спускают его в скважину в заданный интервал на кабеле 20 геофизическим подъемником ПКС-3,5.
При спуске и подъеме жидкость перетекает через устройство по отверстиям 17 и 18, что исключает образование поршневого эффекта и обеспечивает выравнивание давления в пространстве над- и под пакером. По достижению заданного интервала по кабелю подаётся ток на электродвигатель 2. Вращающий момент от электродвигателя через редуктор передаётся на винтовую пару. Осевое усилие от винта перемещает вверх плашки 16, расположенные на конусе 15 и закрепляет на стенках колонны. Конус перемещается вниз, резиновый уплотнительный элемент пакера 12 деформируется в поперечном направлении и перекрывает ствол скважины, а уплотнительные кольца 5 перекрывают отверстия, через которые перетекает жидкость в устройстве. С устья скважины насосным агрегатом создается в колоне над пакером избыточное давление (8 -15 МПа). Если давление в течение 30 мин снижается не более чем на 0.5 МПа, колонна считается герметичной. Для определения места нарушения пакер сажаем выше, снова создаем давление в скважине в пространстве над пакером. Таким образом, по интервалам испытывая колонну, определяем место нарушения с точностью до 0-5 метра, чего нельзя добиться, используя геофизические исследования (РГД).
Пакер освобождается подачей на электродвигатель по кабелю тока обратной полярности, соответственно все узлы и детали работают в обратном направлении, чем при посадке. Время срыва занимает 3-5 минут. Освобожденный пакер извлекают из скважины, или устанавливают в следующем интервале, если есть в этом необходимость.
Рис. 6 «Устройство для поинтервальной опрессовки колонн»
1 - положение при спуске; 2 - рабочее положение 1 - корпус, 2-электропривод, 3-винт, 4, 10-гайка, 5-уплотнительные кольца, 6-тяга, 7,23 -выступ, 8-толкатель, 9-шайба, 11-упорное кольцо, 12-уплотнительный элемент, 13- фланец, 14-втулка неподвижная, 15-конус, 16-плашки, 17,18-отверстия, 19-седло, 20- кабель, 21,22- выключатель
2.5 Способы и средства восстановления герметичности эксплуатационных колонн
Существующие способы восстановления герметичности можно разделить на три основные группы:
не уменьшающие внутренний диаметр обсадной колонны;
незначительно уменьшающие внутренний диаметр колонны;
существенно уменьшающие внутренний диаметр.
К первой группе относятся:
· герметизация резьбовых соединений колонны путем докрепления их в скважине;
· цементирование межтрубного пространства через устье скважины;
· замена поврежденной части колонны новой.
Во вторую группу входят:
· цементирование через внутритрубное пространство;
· установка металлических накладок;
· установка гофрированных пластырей.
Третья группа включает:
· спуск насосно-компрессорных труб с отсекающими пакерами;
· установку колонн-летучек;
· спуск дополнительной колонны.
Отечественный и зарубежный опыт показывает, что область применения тонкостенных продольно-гофрированных стальных пластырей не ограничивается только восстановлением герметичности обсадных колонн эксплуатационного фонда. Они могут быть использованы при строительстве и закачивании скважин, а также для повышения прочностных свойств обсадных труб в скважинах с аномальным давлением и другими геологическими особенностями.
В скважинах эксплуатационного фонда широкое применение получили стальные продольно-гофрированные пластыри, которые устанавливают на поврежденные или негерметичные резьбовые соединения, перфорационные отверстия, локальные повреждения (трещины, износ, коррозия), а также при восстановлении герметичности разорванных труб.
Установка пластырей в открытом стволе скважины является перспективным техническим решением для временной и промежуточной изоляции поглощающих и проявляющих горизонтов при строительстве скважин. Стендовые и промышленные испытания показали, что наиболее перспективны стальные двухканальные профильные перекрыватели.
2.6 Расчет обсадных труб на прочность
Группа прочности стали «Д», «К», «Е», «Л», «М», «Т». Трубы маркируются клеймением и краской. При спуске в скважину обсадные трубы шаблонируют.
Определим вес обсадной колонны диаметром 324мм по формуле:
Робс = Lобс*qобс, где
Робс. - длина обсадной колонны, м; qобс. - вес 1 м обсадных труб, кг.
Робс. = 1020*74.7 = 76194 кг = 76,2 т. Робс в р-ре = Робс*(1-1,18/7,85) = 64.8т
Определим вес обсадной колонны диаметром 245мм:
Робс. = 2450*70.8 = 173460 кг = 173,5 т. Робс в р-ре = Робс*(1-1,7/7,85) =135.3т
Определим вес обсадной колонны диаметром 140 мм:
Робс. = 3025*30.7 = 92867 кг = 92,9 т.
Робс в р-ре = Робс*(1-2,13/7,85) = 67.8т
Сравнив вес обсадных колонн и вес бурового снаряда при бурении под каждую из колонн можно сделать вывод что самой тяжелой является обсадная колонна диаметром 245мм.
Эксплуатационные и промежуточные колонны обсадных труб работают в наиболее тяжелых условиях. Например, в процессе спуска колонн обсадных труб по мере их наращивания увеличивается нагрузка, обусловленная силами собственного веса. После того как колонна доведена до забоя и установлена на забой, трубы частично разгружаются от растягивающих усилий. Силы внешнего давления, действующие на трубы в процессе спуска колонны и определяемые разностью давления столбов жидкости за трубами и внутри их, по своей величине незначительны.
Промежуточная колонна труб работает в несколько иных условиях, нежели эксплуатационная. Промежуточная колонна в основном работает на растяжение от собственного веса, а также от сил, создаваемых внутренним давлением. Наибольшего значения внутреннее давление достигает в момент окончания продавки цемента за колонну, а также при увеличении удельного веса глинистого раствора внутри обсадных труб по отношению к удельному весу раствора, оставшегося в затрубном пространстве.
В эксплуатационной колонне величины осевых усилий и внешнего давления неодинаковы по длине колонны. Осевые усилия достигают наибольшего значения у самой верхней трубы в момент спуска. Наибольшие внешние силы, приводящие к смятию, проявляются у самых нижних труб колонны при снижении уровня жидкости в колонне в процессе эксплуатации скважины. Кроме того, на нижние трубы в фильтровой зоне скважины могут действовать и пластовые давления, которые достигают значительных величин в процессе эксплуатации скважины.
где Vп - объем закачанной в скважину продавочной жидкости (включая объем раствора индикатора) до появления красителя на поверхности; Dк - внутренний диаметр кондуктора (промежуточной колонны).
В прошаблонированных полномерной печатью обсадных колоннах, негерметичность которых характеризуется поглощением бурового раствора при проверке на приемистость, применяется метод определения местоположения дефекта путем продавливания цементировочной пробки по колонне.
Продавочная пробка, используемая при цементировании обсадных колонн, вводится с поверхности внутрь колонны, а затем проталкивается буровым раствором, нагнетаемым с устья скважины. Количество закачиваемого раствора должно быть не меньше объема колонны. Глубину нарушения определяют по месту остановки пробки, которое устанавливается с помощью аппарата Яковлева. Конструкцией пробки может быть предусмотрена возможность ее извлечения из скважины с помощью приспособления для захвата ловильным инструментом.
Исследования перед ремонтом
Полная характеристика состояния скважины исследуется при помощи геофизических методов - гамма каротаж (ГК), нейтронно - гамма каротаж (НГК), гамма - гамма каротаж (ГГК), импульсный нейтрон - нейтронный каротаж (ИННК).
Если в скважину через дефект в колонне поступает вода, необходимо изолировать обводняющий пласт. Определение места (глубины дефекта в колонне), через которые происходит приток в скважину или утечка жидкости из скважины осуществляют резистивиметрами, электротермометрами, расходомерами. Кроме того, используют способы определения перетекания фотоэлектрический, акустический, путём закачки нефти, продавливанием манжетной пробки.
Определение глубины притока резистивиметрами основано на разности солености воды (удельного сопротивления) находящейся в скважине и поступающей из пласта в градусах Боме (°Ве). По результатам исследований определяют зависимость дебита посторонней воды от динамического уровня, положение статического уровня в скважине и устанавливают её соленость.
Затем из скважины удаляют находящуюся там воду. Через промывочные трубы колонну заполняют водой, соленость которой отличается от поступающей через дефект воды на (2-5) °Ве (если солёность посторонней воды 4-5°Ве скважину заполняют пресной водой, если солёность поступающей воды 1,5-3 °Ве, то скважину заполняют водой солёностью 5-7 Be, приготовленной с добавлением поваренной соли). Контрольный замер резистивиметром должен показать, что скважина заполнена водой одинаковой солёности, после чего через место нарушения в колонне вызывают приток посторонней воды. При этом определяют интервал с солёностью воды, отличающуюся от солёности воды заполнявшей скважину до вызова притока.
Сравнивая полученные диаграммы замеров, определяют глубину расположения дефекта в колонне. В некоторых случаях вместо снижения уровня в скважину нагнетают воду под давлением. Глубина раздела воды разной солености и будет интервалом дефекта в колонне.
Определение глубины притока электротермометром основано на принципе увеличения электрического сопротивления воды с повышением её температуры. В скважине снижают уровень жидкости для вызова притока посторонней воды. Скважину исследуют на приток и заполняют водой до устья, оставляя в таком состоянии на 24-48 часов для установления определённой температуры жидкости по всему стволу, после чего делают контрольный замер температуры и снижают уровень жидкости в скважине для вызова посторонней воды через дефект в колонне. После установления статического уровня, снижают уровень в скважине на 20-50 м ниже статического и замеряют температуру жидкости по стволу скважины. Место притока устанавливают по изменению температурных кривых на диаграмме электротермометра.
В ряде случаев при капитальном ремонте скважины применяют ускоренный метод определения притока посторонней воды электротермометром. Сущность его заключается в том, что после заполнения скважины холодной водой до устья сразу же проводят контрольный замер. Если имеется приток посторонней воды, в месте притока будет отмечена температурная аномалия из-за разности температур воды пластовой и находящейся в скважине.
Фотоэлектрический способ определения притока заключается в том, что скважину тщательно промывают, затем воду в скважине равномерно окрашивают тёмной анелиновой краской, после чего в скважину спускают прибор - измеритель степени прозрачности воды. Вода, выходящая из дефектов в колонне осветляет воду в скважине, что фиксируется прибором.
Прибор представляет собой корпус, в котором помещён источник света с фотоэлементом.
При акустическом способе определения места притока чувствительными микрофонами регистрируется изменение величины шума по стволу скважины. В интервалах глубин, где колонна исправна, шум не обнаруживается. Место притока - где отмечен максимальный шум, возникающий при движении жидкости.
Через дефекты в колонне может происходить не только приток, но и утечка жидкости и газа из скважины, что нарушает нормальный процесс эксплуатации.
При значительных утечках жидкости (5-10 м3/сут) место дефекта определяют резистивиметром, термометром, расходомером, путём закачки радиоактивных изотопов или нефти и другими способами.
Дистанционный расходомер с вертушкой, регистрирующий расход воды примерно 10 м3/сут, спускают в скважину на кабеле. При закрытом устье в скважину закачивают воду. В процессе закачки определяют расход воды в разных точках ствола скважины, спуская расходомер сверху - вниз. Находясь выше места повреждения, расходомер регистрирует поток жидкости, направленный вниз по стволу, ниже повреждения - движение не регистрируется.
Встречаются дефекты в эксплуатационной колонне, из которых приток посторонней воды не происходит, а утечка жидкости не значительна (0,1-0,5 м3/час) при давлении нагнетания 5-8 МПа. В этих случаях место дефекта определяют последовательно отдельными интервалами с помощью пакера. Пакер на заливочных трубах спускают в скважину по интервалам сверху вниз. Обычно первая установка на половине глубины скважины. Если верхняя половина герметична, таким же методом испытывают нижнюю половину колонны. Часть колонны, в которой обнаружены утечки, испытывают отдельными интервалами до определения места дефекта.
Определение дефекта с помощью пакера, спускаемого на трубах, занимает значительное время. Ускорение операций и повышение эффективности метода достигается использованием специального инструмента «Устройство для поинтервальной опрессовки колонны» разработанного Альметьевским УПНП и КРС (Патент РФ№144606). Это устройство (рис. 6) позволяет:
- опрессовать колонну за 3-4 часа, что многократно уменьшает затраты по сравнению с традиционной технологией;
- определять интервал нарушения путем многократной посадки пакера без извлечения его на поверхность, а также приемистость пласта и нарушения колонны, временно перекрывая ствол скважины ниже уровня пласта или интервала нарушения;
- закачивать химические реагенты в верхний пласт;
- получать объективную информацию о состоянии колонн от устья до интервала перфорации, как в существующих скважинах, так и во вновь вводимых перед сдачей заказчику, поскольку "РГД + термометр" не фиксирует ее нарушения в местах, где утечка жидкости незначительна.
Устройство состоит из трех основных узлов - электропривода, пакера и клапана для выравнивания давления. Спускают его в скважину в заданный интервал на кабеле 20 геофизическим подъемником ПКС-3,5.
При спуске и подъеме жидкость перетекает через устройство по отверстиям 17 и 18, что исключает образование поршневого эффекта и обеспечивает выравнивание давления в пространстве над- и под пакером. По достижению заданного интервала по кабелю подаётся ток на электродвигатель 2. Вращающий момент от электродвигателя через редуктор передаётся на винтовую пару. Осевое усилие от винта перемещает вверх плашки 16, расположенные на конусе 15 и закрепляет на стенках колонны. Конус перемещается вниз, резиновый уплотнительный элемент пакера 12 деформируется в поперечном направлении и перекрывает ствол скважины, а уплотнительные кольца 5 перекрывают отверстия, через которые перетекает жидкость в устройстве. С устья скважины насосным агрегатом создается в колоне над пакером избыточное давление (8 -15 МПа). Если давление в течение 30 мин снижается не более чем на 0.5 МПа, колонна считается герметичной. Для определения места нарушения пакер сажаем выше, снова создаем давление в скважине в пространстве над пакером. Таким образом, по интервалам испытывая колонну, определяем место нарушения с точностью до 0-5 метра, чего нельзя добиться, используя геофизические исследования (РГД).
Пакер освобождается подачей на электродвигатель по кабелю тока обратной полярности, соответственно все узлы и детали работают в обратном направлении, чем при посадке. Время срыва занимает 3-5 минут. Освобожденный пакер извлекают из скважины, или устанавливают в следующем интервале, если есть в этом необходимость.
Рис. 6 «Устройство для поинтервальной опрессовки колонн»
1 - положение при спуске; 2 - рабочее положение 1 - корпус, 2-электропривод, 3-винт, 4, 10-гайка, 5-уплотнительные кольца, 6-тяга, 7,23 -выступ, 8-толкатель, 9-шайба, 11-упорное кольцо, 12-уплотнительный элемент, 13- фланец, 14-втулка неподвижная, 15-конус, 16-плашки, 17,18-отверстия, 19-седло, 20- кабель, 21,22- выключатель
2.5 Способы и средства восстановления герметичности эксплуатационных колонн
Существующие способы восстановления герметичности можно разделить на три основные группы:
не уменьшающие внутренний диаметр обсадной колонны;
незначительно уменьшающие внутренний диаметр колонны;
существенно уменьшающие внутренний диаметр.
К первой группе относятся:
· герметизация резьбовых соединений колонны путем докрепления их в скважине;
· цементирование межтрубного пространства через устье скважины;
· замена поврежденной части колонны новой.
Во вторую группу входят:
· цементирование через внутритрубное пространство;
· установка металлических накладок;
· установка гофрированных пластырей.
Третья группа включает:
· спуск насосно-компрессорных труб с отсекающими пакерами;
· установку колонн-летучек;
· спуск дополнительной колонны.
Отечественный и зарубежный опыт показывает, что область применения тонкостенных продольно-гофрированных стальных пластырей не ограничивается только восстановлением герметичности обсадных колонн эксплуатационного фонда. Они могут быть использованы при строительстве и закачивании скважин, а также для повышения прочностных свойств обсадных труб в скважинах с аномальным давлением и другими геологическими особенностями.
В скважинах эксплуатационного фонда широкое применение получили стальные продольно-гофрированные пластыри, которые устанавливают на поврежденные или негерметичные резьбовые соединения, перфорационные отверстия, локальные повреждения (трещины, износ, коррозия), а также при восстановлении герметичности разорванных труб.
Установка пластырей в открытом стволе скважины является перспективным техническим решением для временной и промежуточной изоляции поглощающих и проявляющих горизонтов при строительстве скважин. Стендовые и промышленные испытания показали, что наиболее перспективны стальные двухканальные профильные перекрыватели.
2.6 Расчет обсадных труб на прочность
Группа прочности стали «Д», «К», «Е», «Л», «М», «Т». Трубы маркируются клеймением и краской. При спуске в скважину обсадные трубы шаблонируют.
Определим вес обсадной колонны диаметром 324мм по формуле:
Робс = Lобс*qобс, где
Робс. - длина обсадной колонны, м; qобс. - вес 1 м обсадных труб, кг.
Робс. = 1020*74.7 = 76194 кг = 76,2 т. Робс в р-ре = Робс*(1-1,18/7,85) = 64.8т
Определим вес обсадной колонны диаметром 245мм:
Робс. = 2450*70.8 = 173460 кг = 173,5 т. Робс в р-ре = Робс*(1-1,7/7,85) =135.3т
Определим вес обсадной колонны диаметром 140 мм:
Робс. = 3025*30.7 = 92867 кг = 92,9 т.
Робс в р-ре = Робс*(1-2,13/7,85) = 67.8т
Сравнив вес обсадных колонн и вес бурового снаряда при бурении под каждую из колонн можно сделать вывод что самой тяжелой является обсадная колонна диаметром 245мм.
Эксплуатационные и промежуточные колонны обсадных труб работают в наиболее тяжелых условиях. Например, в процессе спуска колонн обсадных труб по мере их наращивания увеличивается нагрузка, обусловленная силами собственного веса. После того как колонна доведена до забоя и установлена на забой, трубы частично разгружаются от растягивающих усилий. Силы внешнего давления, действующие на трубы в процессе спуска колонны и определяемые разностью давления столбов жидкости за трубами и внутри их, по своей величине незначительны.
Промежуточная колонна труб работает в несколько иных условиях, нежели эксплуатационная. Промежуточная колонна в основном работает на растяжение от собственного веса, а также от сил, создаваемых внутренним давлением. Наибольшего значения внутреннее давление достигает в момент окончания продавки цемента за колонну, а также при увеличении удельного веса глинистого раствора внутри обсадных труб по отношению к удельному весу раствора, оставшегося в затрубном пространстве.
В эксплуатационной колонне величины осевых усилий и внешнего давления неодинаковы по длине колонны. Осевые усилия достигают наибольшего значения у самой верхней трубы в момент спуска. Наибольшие внешние силы, приводящие к смятию, проявляются у самых нижних труб колонны при снижении уровня жидкости в колонне в процессе эксплуатации скважины. Кроме того, на нижние трубы в фильтровой зоне скважины могут действовать и пластовые давления, которые достигают значительных величин в процессе эксплуатации скважины.