Содержание к диссертации
Введение
1 Горно-геологические условия строительства скважин на месторождениях оренбургского региона .
1.1 Геологическая характеристика нефтегазового района Оренбургской области 8
1.2 Осложнения при бурении скважин 16
1.3. Генезис рассолов и геологическое строение терригенно-хемогенного комплекса пород основных рапоносных районов 19
1.4 Гидрогеологическая характеристика зон рапопроявлений 27
1.5 Геолого-гидрогеологические условия надсолевых отложений .32
1.6 Конструкции скважин при бурении в условиях рапопроявления 34
1.7 Анализ технологий борьбы с рапопроявлениями, цели и задачи исследований 38
2 Горно-геологические факторы проводки скважин в условиях рапопроявления, методики расчета параметров зон рапопроявления
2.1 Обоснование классифицирующих признаков 43
2.2 Классификация условий рапопроявления 48
2.3 Методики расчета пластовых давлений зон рапопроявления 51
2.4 Методики расчета параметров рапопроявляющего пласта 61
3 Разработка технологии строительства скважин и ведения буровых работ при рапопроявлений
3.1 Определение способа проведения спуско-подъемных операций 65
3.2 Углубление скважины, схемы крепления рапоносных скважин 69
3.3 Разработка составов для изоляции зон рапопроявления 76
3.4 Изоляция зон рапопроявления 95
3.4.1 Изоляция зон рапопроявления при отсутствии межп ластовых перетоков 96
3.4.2 Изоляция зон рапопроявления в условиях межп ластовых перетоков 100
3.5 Буровые растворы при углублении скважины после изоляции зоны рапопроявления 107
4 Технико-экономическая эффективность внедрения разработок в производство
4.1 Результаты промысловой апробации технологий проводки скважин в условиях рапопроявления 117
Основные выводы и рекомендации 134
Список использованных источников 135
Приложение А - Расчетные алгоритмы 144
Приложение Б - Экономическая эффективность выполненных разработок 152
- Геологическая характеристика нефтегазового района Оренбургской области
- Конструкции скважин при бурении в условиях рапопроявления
- Методики расчета пластовых давлений зон рапопроявления
- Углубление скважины, схемы крепления рапоносных скважин
Введение к работе
Актуальность проблемы
Одним из тяжелых видов осложнений при бурении скважин в нефтегазоносных провинциях при наличии мощных соленосных толщ являются рапопроявления, сопровождающиеся изливом природных рассолов в широком диапазоне дебитов. Как правило, зоны рапонакопления имеют аномально высокие пластовые давления, достигающие градиентов пластовых давлений до 0,020 МПа/м и более.
Проявления высокоминерализованных вод из соленосных толщ на территории бывшего СССР встречены при бурении скважин в регионах Днепровско-Донецкой впадины (ДДВ) на Украине и в Средней Азии. На территории России данный вид осложнения широко представлен в Прикаспийской впадине (Северный Кавказ, Астраханская, Волгоградская, Саратовская, Оренбургская области), а также в ряде районов Восточной Сибири. За рубежом данный вид осложнения широко отмечен при бурении скважин в Миссисипском бассейне США и ряде других регионов [1 - 5 ].
Термобарические условия зон рапопроявления связаны с глубинами их залегания и температурными градиентами в регионах.
В Средней Азии при глубинах залегания хемогенных отложений до 3000 м температуры рапы на выходе из скважины доходят до 80 - 110 С при градиентах пластового давления, достигающих 0,0235 МПа/м, и дебитах от нескольких десятков до нескольких тысяч кубических метров в сутки. При этом отмеченные плотности фонтанирующих рассолов соответствовали 1250 -1360 кг/м , что дополнительно приводило к выпадению солей в стволах скважин и значительно, затрудняло работы по ликвидации осложнений.
В Оренбургской области проявления рапы при разбуривании хемогенного комплекса пород встречено более, чем на 170 скважинах, в том числе на 60 скважинах Оренбургского нефтегазоконденсатного месторождения. При этом
отмеченные максимальные дебиты фонтанирования рапы доходили до 1000 м3/час при градиентах пластового давления 0,0187 МПа/м и температурах близких к нормальным. В ряде случаев излив рапы сопровождается газовыделениями, в том числе сероводорода, в количествах, значительно превышающих предельно-допустимые концентрации в рабочих зонах.
В нефтегазоносных регионах при наличии данного вида осложнений отмечены случаи ликвидации скважин. Так в Оренбургской области с 1969 по 2000 год по причине рапопроявлений ликвидировано 12 глубоких разведочных скважин.
В Средней Азии в этих же годах ликвидировано большинство разведочных скважин.
Большой проблемой при строительстве скважин являются не только зоны рапопроявления с высокими дебитами, но и скважины вскрывшие зоны с небольшими дебитами. При бурении сверхглубоких скважин с большими объемами бурового раствора в циркуляции и его расхода на долив при подъеме бурильного инструмента, встреченные зоны рапопроявления были не отмечены службами геолого-технологического контроля. В результате этого при креплении скважин отмечено появление межколонных давлений, обусловленных формированием открытой пористости в цементном камне при проведении ОЗЦ. Данное положение наиболее типично для Астраханского газоконденсатного месторождения, отмечены подобные явления и на месторождениях Оренбургской области.
В отечественной и зарубежной практике за период 1975-2003 годы выполнено много работ по разработке технологий проводки скважин в условиях хемогенных отложений, в том числе в условиях рапопроявления [6 -11 и др.].
При этом были разработаны методы выделения зон рапроявления с АВПД, буровые растворы, тампонажные составы для повышения качества
6 сцепления цементного камня с солями, устойчивые к магнезиальной агрессии, способы изоляции рапопроявляющих интервалов.
Однако затраты, связанные с изоляцией зон рапопроявления, а также с устранением последствий неудачного разобщения пластов при креплении обсадными колоннами, остаются значительными.
Причинами все еще низкой эффективности борьбы с рапопроявлениями являются недостаточный уровень систематизации условий осложнения, определяющий выбор технологии проводки скважины, отсутствие достаточно точных методик для инженерных расчетов параметров осложнения, отсутствие надежных способов изоляции трещинно-кавернозных коллекторов приствольной зоны в условиях АВПД и высокой гидропроводности системы «скважина-пласт».
Цель работы
Повышение эффективности борьбы с рапопроявлениями при строительстве скважин и достижение их надежности как технических сооружений.
Основные задачи исследований
Систематизация условий рапопроявления для выбора способа проводки скважины в условиях осложнения.
Разработка методики определения параметров зоны рапопроявления.
3. Разработка составов и технологий для проведения изоляционных работ.
Научная новизна выполненной работы
Предложена классификация условий рапопроявления для выбора способа ликвидации осложнения.
Обоснованы методики расчета параметров рапопроявляющего пласта.
Разработаны и предложены тампонажные составы и технологические жидкости, способы их использования для обеспечения надежности изоляции при сочетании различных горно-геологических условий ликвидации осложнений.
Практическая ценность
На основании выполненных теоретических и промысловых исследований разработана Временная инструкция по строительству скважин в условиях рапопроявления на площадях Оренбургской области.
Повышена успешность операций по ликвидации рапопроявлений при бурении 7 скважин 2000 -2006 годах до 90 % что позволило повысить технико-экономические показатели строительства скважин, за рост которых ООО «Оренбургская буровая компания» на областном конкурсе отмечена первым местом по предприятиям ТЭК (ООО «Газпром», ОАО «ТНК-ВР», ОАО «Оренбурггеология»). Экономический эффект по одной скважине от внедрения разработок составил 15 млн. рублей.
Автор выражает благодарность своему научному консультанту, канд. тех. наук Гороновичу С.Н., д-ру технических наук, профессору Овчинникову В.П. за ценные замечания, помощь и содействие в выполнении работы. Особая признательность выражается директору ООО «ВолгоУралНИПИгаз» д-ру технических наук, профессору Генделю Г.Л., директору Оренбургского филиала ООО «Бургаз», канд. тех. наук Кобышеву Н.П., а также сотрудникам института за предоставленную возможность и сотрудничество при проведении исследований и промысловой апробации разработок.
Геологическая характеристика нефтегазового района Оренбургской области
Одним из тяжелых видов осложнений при бурении скважин в нефтегазоносных провинциях при наличии мощных соленосных толщ являются рапопроявления, сопровождающиеся изливом природных рассолов в широком диапазоне дебитов. Как правило, зоны рапонакопления имеют аномально высокие пластовые давления, достигающие градиентов пластовых давлений до 0,020 МПа/м и более.
Проявления высокоминерализованных вод из соленосных толщ на территории бывшего СССР встречены при бурении скважин в регионах Днепровско-Донецкой впадины (ДДВ) на Украине и в Средней Азии. На территории России данный вид осложнения широко представлен в Прикаспийской впадине (Северный Кавказ, Астраханская, Волгоградская, Саратовская, Оренбургская области), а также в ряде районов Восточной Сибири. За рубежом данный вид осложнения широко отмечен при бурении скважин в Миссисипском бассейне США и ряде других регионов [1 - 5 ].
Термобарические условия зон рапопроявления связаны с глубинами их залегания и температурными градиентами в регионах.
В Средней Азии при глубинах залегания хемогенных отложений до 3000 м температуры рапы на выходе из скважины доходят до 80 - 110 С при градиентах пластового давления, достигающих 0,0235 МПа/м, и дебитах от нескольких десятков до нескольких тысяч кубических метров в сутки. При этом отмеченные плотности фонтанирующих рассолов соответствовали 1250 -1360 кг/м , что дополнительно приводило к выпадению солей в стволах скважин и значительно, затрудняло работы по ликвидации осложнений.
В Оренбургской области проявления рапы при разбуривании хемогенного комплекса пород встречено более, чем на 170 скважинах, в том числе на 60 скважинах Оренбургского нефтегазоконденсатного месторождения. При этом отмеченные максимальные дебиты фонтанирования рапы доходили до 1000 м3/час при градиентах пластового давления 0,0187 МПа/м и температурах близких к нормальным. В ряде случаев излив рапы сопровождается газовыделениями, в том числе сероводорода, в количествах, значительно превышающих предельно-допустимые концентрации в рабочих зонах. В нефтегазоносных регионах при наличии данного вида осложнений отмечены случаи ликвидации скважин. Так в Оренбургской области с 1969 по 2000 год по причине рапопроявлений ликвидировано 12 глубоких разведочных скважин. В Средней Азии в этих же годах ликвидировано большинство разведочных скважин. Большой проблемой при строительстве скважин являются не только зоны рапопроявления с высокими дебитами, но и скважины вскрывшие зоны с небольшими дебитами. При бурении сверхглубоких скважин с большими объемами бурового раствора в циркуляции и его расхода на долив при подъеме бурильного инструмента, встреченные зоны рапопроявления были не отмечены службами геолого-технологического контроля. В результате этого при креплении скважин отмечено появление межколонных давлений, обусловленных формированием открытой пористости в цементном камне при проведении ОЗЦ. Данное положение наиболее типично для Астраханского газоконденсатного месторождения, отмечены подобные явления и на месторождениях Оренбургской области. В отечественной и зарубежной практике за период 1975-2003 годы выполнено много работ по разработке технологий проводки скважин в условиях хемогенных отложений, в том числе в условиях рапопроявления [6 -11 и др.]. При этом были разработаны методы выделения зон рапроявления с АВПД, буровые растворы, тампонажные составы для повышения качества сцепления цементного камня с солями, устойчивые к магнезиальной агрессии, способы изоляции рапопроявляющих интервалов. Однако затраты, связанные с изоляцией зон рапопроявления, а также с устранением последствий неудачного разобщения пластов при креплении обсадными колоннами, остаются значительными. Причинами все еще низкой эффективности борьбы с рапопроявлениями являются недостаточный уровень систематизации условий осложнения, определяющий выбор технологии проводки скважины, отсутствие достаточно точных методик для инженерных расчетов параметров осложнения, отсутствие надежных способов изоляции трещинно-кавернозных коллекторов приствольной зоны в условиях АВПД и высокой гидропроводности системы «скважина-пласт». Цель работы Повышение эффективности борьбы с рапопроявлениями при строительстве скважин и достижение их надежности как технических сооружений. Основные задачи исследований 1. Систематизация условий рапопроявления для выбора способа проводки скважины в условиях осложнения. 2. Разработка методики определения параметров зоны рапопроявления. 3. Разработка составов и технологий для проведения изоляционных работ.
Конструкции скважин при бурении в условиях рапопроявления
Химический состав рапы очень сложный, но однотипный на всех участках рассматриваемой территории. Исследованные рапы имеют общую минерализацию 308-365 г/л, рН 4,5 - 8,0 и по классификации Б.А. Сулина относятся к хлормагниевому типу:
В анионном составе доминирует хлор (95-99% экв. от суммы анионов) Сульфат ионы характеризуются относительным содержанием 0,9-4,3 % экв. и абсолютной концентрацией 2772-11930 мг/л (чаще 5000-7000 мг/л).
Содержание магния составляет 37-77% экв., натрия - 15-54 % экв. от суммы катионов. Содержание кальция низкое и равно 520-3117 мг/л или 0,42-3,0 % экв.
Газосодержание и компонентный состав газа, растворенного в рапе, изучены слабо. По изученным скважинам в отобранных глубинных пробах газовый фактор составлял 200-350 см3 на литр рассола. По результатам анализа глубинных и устьевых проб газ иреньских рассолов имеет азотно-метановый состав с различными соотношениями между этими компонентами. При этом по содержанию метана зафиксированный диапазон составляет от 5,2 % до 89,24 %, а по содержанию азота - от 8,94 % до 93,49 %. Реже в составе растворенных в рассолах газов встречается сероводород, диапазон содержания которого не установлен. Однако в ряде случаев разгазирование рапы на устье скважины обуславливало значительное превышение ПДК по сероводороду в рабочей зоне буровой, что приводило к несчастным случаям с персоналом буровых бригад.
Комплекс проведенных исследований об условиях залегания, гидродинамике и химическому составу иреньской рапы, химическому и минералогическому составу каменной соли и ангидрита указывает на седиментационный генезис происхождения рапы. Рапа является маточным рассолом морского бассейна, сконцентрированным до стадии кристаллизации калийных солей. Обогащение матричных рассолов ионами магния, калия, брома, йода, бора произошло после перехода хлористого натрия в твердую фазу и выпадения его из рассола с очень незначительной примесью калийных солей (сильвин, полигалит). Низкое содержание кальция и стронция в рапе обусловлены выпадением данных катионов в виде гипса и целестина, что подтверждается высоким содержанием стронция в ангидритах. О седиментационном генезисе рапы свидетельствуют также низкие значения хлорбромного коэффициента. Эти остаточные рассолы при осадконакоплении были выжаты из солей горным давлением в трещинные коллекторы пластов гипса, метаморфизованные затем в ангидрит, что сопровождалось пополнением матричных рассолов водой дегидратации гипсов. В условиях непроницаемых пород данный процесс способствовал увеличению пластового давления.
В межсолевых ангидрито-доломитовых прослоях верхней части иреньского горизонта Ливкинской площади могут быть встречены напорные водоносные горизонты. Дебиты пластовой воды (рапы) достигают 1000 м /сут. Рапа хлор-магниевого типа, с высоким содержанием магния, брома, бора. Минерализация 300-360 г/л, удельный вес 1,26-1,28.
Ниже по разрезу воды представляют собой высокоминерализованные рассолы хлор-кальциевого типа, их минерализация 240-280 г/л, плотность 1160-1200 кг/м3.
На площадях Восточно-Оренбургского сводового поднятия Оренбургского вала основная часть мощности надсолевого геологического разреза представлена верхнепермскими красноцветными отложениями [2,18]. Литологически они представлены пластами песчаников, алевролитов, аргиллитов, глин, мергелей, которые переслаиваются между собой, образуя в вертикальном разрезе толщу чередующихся проницаемых и экранирующих пластов. На большей части Оренбургского месторождения верхнепермские отложения перекрывают неогеновые, а в пойме р. Урал они перекрыты долинными четвертичными образованиями. Неогеновые отложения общей толщиной около 100 м представлены зеленовато-серыми глинами, среди которых залегают два пласта песков: первый толщиной 5-15 м приурочен к средней части глинистой толщи; второй толщиной 10-21 м залегает на красноцветных породах верхней перми. Четверичные песчано-глинистые отложения имеют толщину 15-30 м. Подземные воды надсолевых терригенных отложений характеризуются быстрым увеличением минерализации с глубиной. Пресные подземные воды, пригодные для хозяйственно-питьевого водоснабжения, развиты в четвертичных аллювиальных отложениях долины р. Урал: в отложениях верней перми - до глубины нескольких десятков, реже -первых сотен метров. Подземная вода верхнепермских отложений имеет высокую минерализацию, которая на некоторых участках может достигать 230 г/л. В зависимости от структурных построений терригенно-хемогенного комплекса пород в верхней части разреза верхнепермских отложений имеется песчанистая пачка средней толщиной 100-150 м, которая характеризуется повышенными фильтрационно-емкостными свойствами по сравнению с выше-и нижележащими отложениями. Эти песчаники при близком залегании от земной поверхности вмещают пресные питьевые или слабосолоноватые воды, пригодные для технических целей. В случае более глубокого залегания они содержат соленые воды. Глубины залегания песчаников коррелируются с общей толщиной терригенного комплекса пород: - при толщине надсолевых отложений 400-500 м - 150-250 м; - при толщине надсолевых отложений 500-600 м - 200-250 м; - при толщине надсолевых отложений 700-800 м - 250-350 м. Указанные песчаники подстилаются водоупорными, непроницаемыми пластами глин и аргиллитов, под которыми имеются другие проницаемые пласты, но меньшей толщины.
Методики расчета пластовых давлений зон рапопроявления
Хризотил-асбест - гидросиликат магния 3MgO 2Si02 2Н20, представляет собой волокнистый материал трубчатого или фибрильного строения. По данным работы И.И. Бернея, прочность волокон распущенного асбеста достигает 700 МПа [56]. Волокна асбеста имеют большую адсорбционную активность по отношению к гидроокислам щелочных и щелочно-земельных металлов. По адсорбционной активности их можно расположить в следующий ряд:
Са (ОН)2 Ва(ОН)2 NaOH ЖОН
Асбест набухает в воде. При добавлении хлоридов, щелочей водная суспензия становится более устойчивой. Наличие в расщепленном асбесте до 2 % активной кремнекислота играет определенную роль в процессе связывания гидроксида кальция в цементном растворе и получения прочного цементного камня.
По данным работы М.Б.Зельдина, при экструзировании асбоцементных масс с влажностью менее 35 % наблюдается эффект Баруса, сущность которого в том, что масса, продавленная через капиллер определенного диаметра, после выхода из него расширяется до размеров по диаметру больше первоначального [57].
Сохранение упругопластических свойств, способность изменять геометрическую конфигурацию в зависимости от форм капилляров цементируемого пласта, наличие волокнистой структуры асбоцементного тампонажного раствора играют важную роль при закупорке и кольматации пористых пластов, склонных к поглощению тампонажного раствора при цементировании скважин.
В качестве облегчающей добавки выбран асбест марки А-5 или А-6 по ГОСТ 12871-93, который используется в качестве наполнителя при ликвидации поглощений буровых растворов при бурении [58].
Анализ параметров облегченных тампонажных составов, полученных с использованием в качестве жидкости затворения суспензии асбеста, которые разработаны в ООО «ВолгоУралНИПИгаз», а также других облегченных тампонажних композиций, показал, что асбоцементы отвечают сформулированным требованиям.
Параметры различных облегченных тампонажных составов приведены в таблице 16 [59].
Чередование различных пород в разрезе скважины от растворимых солей до твердых ангидритов и аргиллитов в хемогеннои толще накладывает определенные условия при выборе тампонажных составов. При твердении цементного теста вследствие седиментационных и контракционных явлений происходит его усадка.
По данным работы А.И.Булатова и В.С.Данюшевского считается, что одна из основных причин некачественного цементирования скважин в соленосных отложениях - растворение соли цементным раствором, в результате чего между стенкой скважины (представленной солями) и тампонажным раствором образуется зазор, заполненный раствором солей. Чтобы предотвратить растворение солей, применяют тампонажные растворы с жидкостью затворения, насыщенной солями. Тампонажные растворы, насыщенные солью, в большинстве своем совместимы с обычно применяемыми добавками [60]. Наличие хлористого натрия в тампонажном растворе вызывает значительное снижение динамического напряжения сдвига и небольшое увеличение пластической вязкости, но темп ее роста во времени значительно отстает от интенсивности роста этой величины тампонажного раствора без добавки галита [61].
Сцепление твердеющего цементного камня с солями зависит от цемента, породы, термобарических условий и состояния поверхности контакта. При увеличении концентрации соли в воде цементный камень имеет лучшее сцепление с солями. Еще большее значение сил сцепления наблюдается при использовании расширяющихся цементов.
Одной из причин некачественного крепления нефтяных и газовых скважин является неудовлетворительное сцепление цементного камня с обсадной колонной и стенкой скважины.
Некачественное крепление скважин приводит к сокращению срока их службы, нарушению экологической обстановки и разработки месторождений, а также требует больших дополнительных затрат на ремонтные работы по разобщению пластов.
Основные свойства затвердевшего цементного камня в значительной степени зависят от структуры, сложившейся в процессе твердения, или от изменения этой структуры под влиянием внешних воздействий и процессов, развивающихся в самом цементном камне.
Для достижения сформулированных параметров тампонажных растворов и свойств цементного камня при разобщении пластов в хемогенном комплексе пород в качестве базового цемента выбран сульфатостойкий цемент Сухоложского цементного завода марки ПЦТ-I-G-CC-l по ГОСТ 1581-96, а в качестве добавок - следующие материалы и химические реагенты:
Углубление скважины, схемы крепления рапоносных скважин
Для обеспечения проведения изоляции зоны рапопроявления, а также из-за отсутствия технологического пакера под диаметр ствола 0,394 м, был приготовлен утяжеленный стабилизированный буровой раствор до плотности 1820 кг/м . В качестве среды для приготовления бурового раствора была использована рапа плотностью 1200 кг/м .
Расчет параметров зоны рапопроявления показал, что в качестве тампонажного раствора для изоляции возможно использование цементного раствора, так как размер раскрытия трещин по условию соотношения размеров раскрытия каналов и диаметров твердой частицы обеспечивает проникновение твердой фазы в трещины [45,46].
Объем тампонажного раствора был рассчитан с использованием формулы (70), определяющей переход донного течения по трещине в боковой режим нагнетания по высоте трещины коллектора рапы при проведении изоляции (таблица 36). Для цементирования трещинных ангидритов зоны рапопроявления был подобран следующий тампонажный состав (таблица 37). Цементаж зоны рапопроявления был выполнен установкой цементного моста на равновесие при установке компоновки бурильных труб на глубине 940 м, с включением на низ комплекта технологического комплекта АБТ длиной 150 м. После проведения ОЗЦ цементный мост был встречен на глубине 920 м, разбуривание которого показало, что рапопроявление было ликвидировано. Крепление ствола скважины было выполнено спуском одной секции обсадной колонны диаметром 324 мм. Для цементажа обсадной колонны использован цемент ПЦТ-I-G-CC-l, в качестве жидкости затворения - рассол NaCl плотностью 1180 кг/м3. Подобранный тампонажный состав при температуре испытания 33 С и давлении 26 МПа обеспечивал следующие показатели: - плотность - 1820 кг/м ; - растекаемость по конусу - 23 см; - время загустевания - 4,5 часа; - конец схватывания -14,5 часов; - прочность цементного камня через 48 часов: при изгибе - 1,30 МПа; на сжатие-5,9 МПа. Цементный раствор при тампонаже колонны был поднят до устья. После проведения ОЗЦ, оборудования устья скважины и дальнейшего углубления появления газа в межколонном пространстве не обнаружено, что свидетельствует о надежности выполненной изоляции зоны рапо-газопроявления с аномально-высоким пластовым давлением. Примером более широкого спектра использования разработанных технологий тампонажа горных пород при наличии рапопроявлении и поглощения буровых растворов явились работы, проведенные на скважине № 15080 Оренбургского нефтегазоконденсатного месторождения (ОНГКМ). Строительство горизонтальной эксплуатационной скважины № 15080 ОНГКМ осуществлялось Оренбургским филиалом ООО «Бургаз» по следующей конструкции (таблица 38). При бурении под 244,5 - мм промежуточную колонну на скважине № 15080 ОНГКМ была встречена зона рапопроявления при глубине кровли интервала- 1022 м. Коллектор зоны рапопроявления был приурочен к трещинным ангидритам. Терригенная часть разреза была определена в интервале 0 - 692 м и имела пласты песчаника, которые определяли межпластовые перетоки рапы в стволе скважины. Замеренный свободный дебит рапопроявления составил 40 м3/час, а пластовое давление рапы было оценено равным 18 МПа. Плотность рапы составила 1200 кг/м . Выделения горючих и токсичных газов отмечено не было. При герметизации скважины давление рапы на устье достигало 5,5 МПа при давлении опрессовки кондуктора и ПВО при плотности раствора 1200 кг/м3 - 7,5 МПа и цементного кольца - 0,11 МПа. Температура скважины на глубине забоя составила 20 С. Приемистость при закачке рапы в скважину -80 м /час МПа. Углубление скважины при рапопроявлении с утилизацией рапы закачкой в терригенные коллектора привело к разрушению плотных глинистых пород в интервале установки башмака кондуктора и интенсификации обвалов неустойчивых пород интервала 195-165 м. При достижении забоя скважины до 1268 м дальнейшее углубление стало невозможным в связи с катастрофическими обвалами пород, которые привели к прекращению гидравлической связи с зоной рапопроявления и возникновению полного поглощения в интервале 195 - 190 м. В процессе бурения наблюдался увеличенный выход шлама представленного песчаником, галькой и органическим материалом в виде лигнитов (древесные остатки) с размером обломков до 200 - 250 мм. Проведенные геофизические исследования показали наличие каверны под башмаком кондуктора более 1,6 м при замере профилемером СКПД -3, а также отсутствие цемента за кондуктором в интервале 160 - 200 м. При этом было установлено, что зоной поглощения является пласт лигнитов, представляющий собой трещинный коллектор. Для ликвидации поглощения за башмаком 324 мм кондуктора и закрепления нижней части колонны в интервале 195- 165 м методом тампонажа цементными растворами со сроками схватывания 1,0-1,5 часа было выполнено две операции, которые не привели к достижению поставленной задачи. Расчет параметров зоны поглощения и потребного объема буферного тампона был выполнен в соответствии с методиками расчета, приведенными в работах (таблицы 39, 40) [49, 58].
