Повышение эффективности цементирования скважин в сложных горно-геологических условиях за счет применения подпревенторного герметизатора

Целью данной работы являлось повышение безопасности и экономической эффективности процесса встречного цементирования обсадных колонн в условиях поглощения промывочной жидкости и риска газонефтеводопроявлений на примере Юрубчено-Тохомского месторождения. В ходе исследования проведен анализ причин частого выхода из строя универсального превентора при выполнении технологии встречного цементирования с закрытым универсальным превентором для создания вакуумного эффекта. Изучены геолого-технические условия Юрубчено-Тохомского месторождения, приведшие к 28 случаям отказа оборудования в 2023–2024 гг. Рассмотрены конструкция и принцип работы подпревенторного герметизатора как альтернативного технологического решения. Выполнена сравнительная технико-экономическая оценка внедрения герметизатора с расчетом дисконтированного денежного потока, срока окупаемости и индекса доходности. Установлено, что основная причина отказа универсального превентора – работа уплотнительного элемента в агрессивной среде цементного раствора под воздействием вакуума, что приводит к потере второго барьера безопасности. Предложенное решение – установка подпревенторного герметизатора между фланцем колонной головки и крестовиной превентора противовыбросового оборудования – позволяет герметизировать затрубное пространство обсадной колонны без использования универсального превентора. Технико-экономическая оценка показала, что единовременные инвестиции в размере 16 млн руб. на оснащение 5 буровых установок окупаются в течение первого года эксплуатации, обеспечивая значительную годовую экономию за счет исключения затрат на ремонт универсального превентора. Внедрение подпревенторного герметизатора позволяет устранить ключевой технологический риск – отказ второго барьера при встречном цементировании, тем самым повышая промышленную безопасность работ. Техническое решение экономически целесообразно, характеризуется индексом доходности менее 1 и дисконтированным сроком окупаемости менее года, может быть рекомендовано для применения на месторождениях со схожими сложными горно-геологическими условиями.

1. Foroushan H.K., Lund B., Ytrehus Ja.D., Saasen A. Cement placement: an overview of fluid displacement techniques and modelling // Energies. 2021. Т. 14. No. 3. P. 573. https://doi.org/10.3390/en14030573. EDN: RAKHTJ.

2. Mahmoud A.A., Abdelaal A., Adjei S., Elkatatny S. Foamed cement applications in oil industry based on field experience: a comprehensive review // ACS Omega. 2024. Vol. 9. № 9. https://doi.org/10.1021/acsomega.3c07580.

3. Sayindla S., Lund B., Ytrehus J.D., Saasen A. Hole-cleaning performance comparison of oil-based and water-based drilling fluids // Journal of Petroleum Science and Engineering. 2021. Vol. 159. P. 49–57. https://doi.org/10.1016/j.petrol.2017.08.069.

4. Veliyev E.F., Aliyev A.A. Comparative analysis of the geopolymer and Portland cement application as plugging material under conditions of incomplete displacement of drilling mud from the annulus // SOCAR Proceedings. 2022. № 1. Р. 108–115. https://doi.org/10.5510/OGP20220100637.

5. Wang H., Huang H., Bi W., Ji G., Zhou B., Zhuo L. Deep and ultra-deep oil and gas well drilling technologies: рrogress and prospect // Natural Gas Industry. 2022. Vol. 9. Iss. 2. P. 141–157. https://doi.org/10.1016/j.ngib.2021.08.019. EDN: UCQWGJ.

6. Быков В.В., Палеев С.А., Ахметзянов Р.Р., Захаренков А.В., Закиров Н.Н. Комплексный подход к цементированию обсадных колонн в осложненных условиях месторождений Восточной Сибири // Нефтяное хозяйство. 2024. № 8. С. 58–61. https://doi.org/10.24887/0028-2448-2024-8-58-61.

7. Дарвиш С. Достижение зональной изоляции на втором по величине нефтяном месторождении в мире: десятилетие обучения (месторождение Румайла, Ирак) // Конференция SPE/IADC по бурению. OnePetro. 2025.

8. Дьяченко О.И. Методика управления операционной эффективностью эксплуатации нефтегазодобывающих компаний // Экономические науки. 2016. № 12. С. 76–82. EDN: YJBHUD.

9. Заливин В.Г. Ресурсосберегающие технологии применения пены при бурении скважин // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. 2025. № 8. С. 43–49. EDN: IPASCM.

10. Ismagilova E.R. Development the self-healing concept for well cement support integrity maintenance. theory and practice // Kazakhstan Journal for Oil and Gas Industry. 2024. Vol. 6. No. 1. Р. 64–73. https://doi.org/10.54859/kjogi108662. EDN: TZVZRC.

11. Крючков Д.О., Пивовар А.В., Кузнецова Л.С., Кизимов П.Л. Оперативный сейсмогеологический анализ при сопровождении бурения – первый шаг к эффективности разработки месторождения // Нефтепромысловое дело. 2024. № 4. С. 34–42. EDN: WAFYYG.

12. Пат. № 2684261, Российская Федерация, E21B 33/068. Герметизатор устьевой роторный / А.М. Легостаев, Б.Ю. Хайруллин, О.Л. Витязев. Заявл. 24.07.2018; опубл. 04.04.2019. Бюл. № 10.

13. Пат. № 2188302, Российская Федерация, E21B 33/14. Способ ступенчатого цементирования скважины в условиях аномально низких пластовых давлений в зоне поглощения / С.В. Нерсесов, В.Г. Мосиенко, Р.А. Гасумов, В.И. Чернухин, О.С. Остапов, В.З. Минликаев, А.В. Климанов. Заявл. 19.09.2000; опубл. 27.08.2002. Бюл. № 24.

14. Пивовар А.В., Колесов В.А., Калистров С.А., Загривный Ф.А., Мишаков М.В. Влияние геологических условий на износ долот в интервале рифейских отложений Юрубчено-Тохомского месторождения // Нефтяное хозяйство. 2022. № 1. С. 50–53. https://doi.org/10.24887/0028-2448-2022-1-50-53. EDN: VLAOSB.

15. Пивовар А.В., Плешко Н.Н., Филатова В.П., Крючков Д.О. Оптимизация бурения горизонтальных скважин в карбонатных коллекторах Восточной Сибири: результаты применения сейсмогеологического анализа // Нефтяное хозяйство. 2025. № 5. С. 94–98. https://doi.org/10.24887/0028-2448-2025-5-94-98. EDN: NBSTYG.

16. Рыженко В.Ю. Нефтяная промышленность России: состояние и проблемы // Перспективы науки и образования. 2014. № 1. С. 300–308. EDN: RVOKMP.

17. Самсоненко Н.В., Мнацаканов В.А., Мансуров М.Н., Потапов А.Г. Проблемы первичного цементирования газовых эксплуатационных горизонтальных скважин Харасавэйского ГКМ // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. 2026. № 1. С. 37–43. EDN: URCINR.

18. Чернышов С.Е., Ашихмин С.Г., Кашников Ю.А. Оценка сохранности крепи скважин после проведения кумулятивной перфорации с учетом критерия разрушения цементного камня // Нефтяное хозяйство. 2021. № 6. С. 50–53. https://doi.org/10.24887/0028-2448-2021-6-50-53. EDN: QNHGRQ.

19. Шамилов В.М., Абдуллаев А.И., Кулиев И.Б., Сафаров Я.О., Шамилов Ф.В. Влияние наноструктурированного цементного раствора на качество цементирования скважин // Нефтяное хозяйство. 2025. № 3. С. 52–55. https://doi.org/10.24887/0028-2448-2025-3-52-55. EDN: GHJSVQ.

20. Шуть К.Ф., Храбров В.А. Исследование устойчивости полых микросфер к щелочной среде тампонажного раствора // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. 2026. № 2. С. 39–43. EDN: JXIIJR.