Изобретение относитс к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано дл предотвращени см ти обсадных колонн в скважи нах, пробуренных в многолетнемерзлых породах при их обратном промерзании Известен способ предотвращени см ти обсадных труб в скважинах в зоне многолетнемерзлых пород, включа щий заполнение полости обсадных труб замерзающей жидкостью и последующее ее замораживание с отводом избытка воды из замкнутых промерзающих объемов Cl . Недостатками этого способа вл ют с низка надежность, потребность в дополнительном оборудовании, сложные работы в скважинах и необходимость организации посто нного электроснабжени скважин. Наиболее близким к предлагаемому вл етс способ предотвращени см ти обсадной кдлонны при обратном промер зании прота вших вокруг скважины многолетнемерзльих пород,включающий заполнение внутриколонного и. межколонного пространства в скважине замерзающей жидкостью и последующее их замораживание С 2. Однако известный способ недостаточно надежный, так как опережение замерзани жидкости в колонне не контролируетс , а создать услови , чтобы температура замерзани жидкости в колонне была несколько вьше температуры замерзани жидкости в . заколонном и межколонном пространствах на практике очень трудно, поскол ку разница в указанных температурах должна быть очень незначительной, в противном случае опережающее замерзание жидкости в колонне приведет к разрыву последней. Цель изобретени - повышение надежности предотвращени см ти обсадной колонны в зоне многолетней мерзлоты. Указанна цель достигаетс тем, что согласно способу предотвращени см ти обсадной колонны в зоне многолетней мерзлоты, включающему заполнение замерзающей жидкостью внутриколонного и межколонного пространств и последующее замораживание жидкости, замораживание начинают с внутренней колонны труб путем подачи хладагента через трубу, спущенную во внутреннюю колонну обсадны труб, причем температуру хладагента 26. 2 поддерживают в соответствии с зависимостью t - 41,8 + , где t - температура хладагента,°С, Р - внутреннее критическое давление дл обсадных труб, кгс/сы, На чертеже показана схема дл осуществлени способа предотвращени см ти обсадной колонны в зоне многолетней мерзлоты. Схема содержит внутреннюю обсадную колонну 1, наружную обсадную колонну 2, трубу дл подачи хладагента 3, многолетнемерзлые породы 4, слой обратного промерзани 5, незамерзшую жидкость в кавернах ствола скважины 6, замерзшую жидкость во внутриколонном и межколонном пространствах 7, дневную поверхность 8. Способ предотвращени см ти обсадной колонны в зоне многолетней мерзлоты осуществл етс следующим образом. После завершени бурени скважины в ее межколонном пространстве и в колонне 1 оставл етс замерзающа жидкость вода или глинистый раствор . В обсадную колонну на глубину, до которой наблюдаетс наличие каверн ствола скважины 6 и отсутствие цементного кольца, что определ етс по данным кавернометрии и цементометрии , опускаютс трубы 3, через которые прокачивают хладагент (дизельное топливо, раствор диэтиленгликол ) с отрицательной температурой, s результате чего жидкость во внутриколонном пространстве охлаждаетс и начинает замерзать. Фронт ее замерзани распростран етс от внешней поверхности трубы 3 к внутренним стенкам обсадной колонны 1. Под вли нием постепенного увеличени объема замерзающей жидкости ее избыток вытесн етс вверх по колонне 1 и через устье скважины удал етс наружу. К моменту, когда фронт промерзани достигнет стенок обсадной колонны 1, практически весь избыточный объем жидкости из колонны уже будет вытеснен . Затем фронт промерзани переходит в. межколонное пространство труб 1 и 2, промерзание которого П1 оисходит аналогично. 3 Во избежание неравномерного промерзани внутриколонного пространства и возникновени в- нем гидростатического давлени , опасного дл обсад ных труб, величина отрицательной температуры хладагента поддерживают в соответствии с зависимостью t - 41,8 + 71748 - 0,66Р где t - температура хладагента,°С, Р - внутреннее критическое давление дл обсадных, труб, кгс/см . Поддержание температуры по указан ной зависимости обеспечивает получе ние давлени в колонне ниже уровн внутреннего критического давлени дл обсадных труб. ГЬ р и м е р. В скважине, обсаженной двум обсадными колоннами диамет ром 324 мм или.219 мм необходимо предотвратить их см тие в зоне многолетней мерзлоты до глубины 200 м. Во внутренней колонне диаметром 219 мм находитс глинистый раствор, плотность которого -у|- 1200 кгс/м температура i 15°С, теплоемкость Zf 0,75 ккал/кг . В межколонном пространстве пресна вода, плотность Тв 1000 кг/м, температура t 15°С, теплоемкость CQ 1,0 ккал/кг С. Во.внутреннюю колонну труб до глубины 200 м спускают трубы диамет ром 50 мм и подают хладагент - водный раствор диэтиленгликол с тепло емкостью CT 0,8 ккал/кг С, массовый расход прокачки (д 10 т/ч (/v3 л/с). Расчетным путем по известным фор мулам определ етс масса жидкости, количество тепла, которое необходим отвести из скважины дл охлаждени и замораживани в ней жидкости. Вре м , необходимое дл охлаждени жид 264 кости в колонне, межколонном пространстве и металла труб определ ют с учетом температуры хладагента, опре-г деленной в соответствии с зависимостью t - 41,8 + Yl748 - 0,66Р , где i - температура хладагента,с, Р - внутреннее критическое давление дл обсадных труб, КГС/СМ. Таким образом, жидкость в колонне и в межколонном пространстве надежно и безопасно заморожена и к моменту, когда слой обратного промерзани 5 достигает наружной поверхности обсадной колонны, после чего возможно возрастание гидростатического давлени от промерзани жидкости в кавернах 6, обсадные колонны уже упрочнены замерзшей в них жидкостью и возможность их см ти будет полностью исключена. После замораживани , жидкости внутренн охлаждающа труба может быть извлечена и использована на других скважинах. Дн повторного освоени скважины, которое .осуществл етс с помощью пе редвижного агрегата дл ремонта скважин и передвижной парогенераторной установки, в нее опускаетс внутренн охлаждающа труба, создаетс циркул ци гор чего теплоносител и замерзший глинистый раствор в колонне быстро оттаивает, после чего охлаждающие трубы извлекаютс и дальнейшее освоение скважины идет в обычном пор дке. Технико-экономическа эффективность способа заключаетс в снижении затрат, св занных с консервацией скважин в зоне многолетней мерзлоты, за счет надежного сохранени целостности обсадных колонн при обратном промерзании многолетнемерзлых пород.The invention relates to the oil and gas industry and can be used to prevent casing stresses in wells drilled in permafrost when they re-freeze. There is a known method to prevent casing chinks in wells in the permafrost zone, including filling the casing cavity of a freezing casing in a freezing zone. its subsequent freezing with the removal of excess water from the closed freezing volumes of Cl. The disadvantages of this method are low reliability, the need for additional equipment, complex work in the wells, and the need to organize a constant power supply to the wells. The closest to the present invention is a method for preventing the see-through of the casing by returning the permafrost that has passed around the well, including the filling of the intracavity and. annular space in the well with a freezing fluid and their subsequent freezing With 2. However, the known method is not sufficiently reliable, since the advance of freezing of fluid in the string is not controlled, but to create a condition that the freezing temperature of fluid in the string is slightly higher than the freezing temperature of fluid. in practice, the annular and annular spaces are very difficult in practice, because the difference in the indicated temperatures should be very small, otherwise the anticipated freezing of the liquid in the column will lead to rupture of the latter. The purpose of the invention is to improve the reliability of preventing the casing from being seeded in the permafrost zone. This goal is achieved by the fact that according to the method of preventing the casing from being seeded in the permafrost zone, which includes filling the casing and annular space with the freezing liquid and the subsequent freezing of the liquid, freezing starts from the internal column of pipes by introducing refrigerant through a pipe lowered into the internal casing column moreover, the temperature of the refrigerant 26. 2 is maintained in accordance with the dependence t - 41.8 +, where t is the temperature of the refrigerant, ° С, Р is the internal critical pressure for casing, kgf / si. The drawing shows a scheme for carrying out a method for preventing casing from collapsing in the permafrost zone. The scheme includes an inner casing 1, an outer casing 2, a coolant supply pipe 3, permafrost 4, a backfill layer 5, unfrozen liquid in the cavities of the wellbore 6, frozen liquid in the annular and annular space 7, day surface 8. Method of preventing See casing in the permafrost zone as follows. Upon completion of the drilling of the well, freezing liquid water or mud is left in its annular space and in column 1. Casing 3 is lowered into the casing to the depth to which the presence of wellbore cavities 6 and the absence of the cement ring are observed, which is determined according to caliper and cementmetry data, through which refrigerant (diesel fuel, diethylene glycol solution) is pumped with a negative temperature, resulting in the fluid in the columned space cools down and begins to freeze. The freezing front extends from the outer surface of the pipe 3 to the inner walls of the casing 1. Under the influence of a gradual increase in the volume of the freezing fluid, its excess is displaced upwards along the string 1 and removed through the wellhead. By the time the freezing front reaches the walls of the casing 1, almost all of the excess volume of fluid from the column will already be displaced. Then the frost front passes into. annular space of pipes 1 and 2, the freezing of which P1 proceeds similarly. 3 In order to avoid uneven freezing of the annular space and the occurrence of hydrostatic pressure that is dangerous for casing, the value of the negative refrigerant temperature is maintained in accordance with the dependence t - 41.8 + 71748 - 0.66Р where t is the refrigerant temperature, ° С, P - internal critical pressure for casing, pipes, kgf / cm. Keeping the temperature according to the indicated dependence ensures that the pressure in the column is lower than the level of the internal critical pressure for casing. Hbp and mr. In a well cased with two casing with a diameter of 324 mm or 219 mm, it is necessary to prevent their contact in the permafrost zone to a depth of 200 m. In the internal column with a diameter of 219 mm there is a mud solution, the density of which is –1 1200 kgf / m temperature i 15 ° С, heat capacity Zf 0.75 kcal / kg. In the annular space fresh water, density TV 1000 kg / m, temperature t 15 ° С, heat capacity CQ 1.0 kcal / kg C is used. In an internal string of pipes down to a depth of 200 m, pipes with a diameter of 50 mm are lowered and refrigerant is fed - water solution diethylene glycol with a heat capacity of CT of 0.8 kcal / kg C, mass flow rate of pumping (d 10 t / h (/ v3 l / s). Calculated by known formulas determines the mass of the liquid, the amount of heat that must be removed from the well for cooling and freezing the liquid in it. The time required for cooling the liquid 264 bones in the column is m space and metal pipes are determined taking into account the refrigerant temperature, determined according to the dependence t - 41.8 + Yl748 - 0.66Р, where i is the refrigerant temperature, s, Р is the internal critical pressure for casing, CGS / CM. Thus, the liquid in the column and in the annular space is safely and safely frozen and by the time when the freezing layer 5 reaches the outer surface of the casing, after which the hydrostatic pressure from the freezing of the liquid in the cavities 6 may increase, the casing is already frozen-term liquid in them and the possibility of creasing to be completely ruled out. After freezing, the liquid internal cooling pipe can be removed and used in other wells. The bottom of the re-development of the well, which is carried out with the help of a mobile unit for the repair of wells and a mobile steam-generating installation, is immersed in the internal cooling tube, a hot coolant circulates and the frozen mud in the column is quickly thawed, after which the cooling tubes are removed and Further development of the well is proceeding normally. The technical and economic efficiency of the method consists in reducing the costs associated with the preservation of wells in the permafrost zone, due to the reliable preservation of the integrity of the casing strings when the permafrost freezes back.
,, /ладогент,, / ladogent
уЗultrasound
, ,