Микрокремнезём в тампонажном цементе: низкая плотность, HPHT и H₂S

Аннотация

Цемент для нефтяных скважин должен не только сохранять смешиваемость и насососпособность на поверхности, но и выдерживать повышение температуры, изменения давления, загрязнение солевым раствором, проникновение газов, а также длительное термо-механико-химическое взаимодействие в стволе скважины. Микросиликат обладает сверхмелкими частицами, высокой удельной поверхностью и пульверитогенной активностью, что позволяет использовать его для улучшения стабильности суспензии цементного раствора, показателей свободной жидкости, фильтрации, ранней прочности и поровой структуры цементного камня. однако его действие может значительно изменяться в зависимости от плотности раствора, температуры отверждения, концентрации солей и других добавок.

Особое внимание следует обратить на то, что «микрокремнезем (silica fume или microsilica)», используемый в области цементирования нефтяных скважин, и «кремнеземная мука, кварцевая мука (silica flour)» — это не один и тот же материал. Микрокремнезем обычно представляет собой аморфный диоксид кремния субмикронного размера. тогда как кремнеземная мука, используемая для предотвращения потери прочности при высоких температурах, обычно представляет собой кристаллическую кварцевую муку размером от нескольких до десятков микрометров. Эти два материала можно смешивать, но они не могут просто заменять друг друга.

I. Классификация нефтяных цементов не является основанием для выбора микрокремнезема

API Spec 10A, 25-е издание, охватывает шесть классов нефтяных цементов: A, B, C, D, G, H, а также два класса композитных нефтяных цементов: K и L. Класс цемента в основном определяет состав и свойства базового цемента, однако решение о том, следует ли использовать микрокремнезем и каким образом, должно приниматься с учетом температуры циркуляции на дне скважины, температуры в состоянии покоя на дне скважины, давления, плотности цементного раствора, солевой среды и предполагаемого срока службы.

Поэтому в практическом применении нельзя просто исходить из того, что «в цемент класса G обязательно добавляется микрокремнезем в определённой пропорции» или что «в скважинах с высокими температурами необходимо использовать микрокремнезем высокой чистоты». Для одного и того же цемента класса G требования к кремниевым материалам будут совершенно разными при использовании в низкотемпературных трубах с низкой плотностью, при глубоком уплотнении в условиях высоких температур и в скважинах с добычей кислого газа CO₂.

II. Основные функции микрокремнезема в тампонажном цементе

1. Улучшение гранулометрического состава и стабильности цементного раствора

Частицы микрокремнезёмной пудры значительно меньше, чем частицы обычного цемента, и могут проникать в пустоты между цементными частицами, оптимизируя гранулометрический состав твердой фазы. Согласно выводам соответствующих исследований, микрокремнезём может уменьшать выделение свободной жидкости, улучшать суспензионные свойства цементного раствора, а также за счет эффекта микрозаполнения уменьшать размеры горловин пор фильтрационного осадка, способствуя контролю фильтрационных потерь.

Эта роль особенно важна для цементных растворов с низкой плотностью и высоким соотношением «вода/цемент». Цементные растворы с низкой плотностью обычно требуют добавления дополнительного количества воды при смешивании или введения полых микросфер, что часто приводит к оседанию, отделению воды и увеличению пористости цементного камня. Микродиоксид кремния может адсорбировать часть свободной воды, повысить прочность структуры раствора и заполнить капиллярные поры в цементном камне.

2. Стимулирование развития прочности при низких и средних температурах

При относительно низких температурах аморфный SiO₂ в микрокремневой пудре может вступать в пульверитовую реакцию с Ca(OH)₂, образующимся в результате гидратации цемента, с образованием большего количества C–S–H-геля с низким соотношением кальция к кремнию, что улучшает раннюю прочность и микроскопическую плотность цементного камня. Существующие исследования показывают, что применение микрокремневой пудры в системах скважинного цемента при температурах ниже примерно 110 °C является относительно зрелым.

Однако реакция вулканического пепла не означает, что чем выше доля микрокремнезема, тем лучше. Из-за большой удельной поверхности микрокремнезем поглощает больше свободной воды и может значительно повысить пластическую вязкость и предел текучести. Микрокремнезем различного происхождения оказывает существенное влияние на реологические свойства нефтяных цементных растворов, и эти различия усиливаются с увеличением доли добавки.

III. Цементные растворы для скважин обычной плотности при средних и низких температурах

При цементировании обсадных труб верхнего слоя, технологических и эксплуатационных обсадных труб с обычной плотностью основная задача микрокремнезёмной пудры, как правило, заключается не в значительном снижении плотности цементного раствора, а в улучшении стабильности свободной жидкости, стабильности при оседании, фильтрации и плотности раннего цементного камня.

Исследование цементного раствора низкой плотности (90 pcf) для нижней части скважины, выполненное с использованием цемента HSR класса G, показало, что в данной конкретной системе с высоким соотношением вода/цемент добавление микрокремнезема BWOC в количестве 15 % и 20 % повысило прочность цементного камня на сжатие и значительно снизило водопроницаемость. BWOC означает «процент от массы цемента». Окончательный рецептурный состав. представленный в статье, необходимо дополнительно скорректировать с учётом солей, диспергаторов, средств снижения потерь и характеристик межфазного сцепления, что свидетельствует о том, что дозировку микрокремнезёмной пудры нельзя определять отдельно, без учёта всей системы добавок.

В системах с обычной плотностью, а также в системах средних и низких температур микрокремнезём более подходит для использования в качестве функциональных материалов следующих категорий:

• материалы для стабилизации цементного раствора и контроля свободной жидкости;
• материалы для регулирования гранулометрического состава и микронаполнители;
• вспомогательные материалы для контроля фильтрации;
• материалы, ускоряющие развитие прочности при низких температурах и на ранних стадиях;
• вспомогательные материалы для снижения начальной проницаемости цементного камня.

Если исходный цементный раствор уже имеет низкое соотношение «вода/цемент» и высокую объемную долю твердой фазы, дальнейшее увеличение содержания микрокремнезема может привести к затруднениям при смешивании, повышению давления в насосе и снижению эффективности вытеснения. Поэтому при оценке необходимо одновременно учитывать вязкость раствора, предел текучести и кривую загущения, а не ориентироваться исключительно на прочность на сжатие.

IV. Системы нефтяных цементов низкой и сверхнизкой плотности

1. Условия применения

Цементные растворы низкой плотности в основном применяются в пластах с низким давлением разрыва, в пластах с утечкой, в истощенных нефтегазовых пластах, при цементировании длинных участков, а также при цементировании в мелководных морских скважинах. Плотность таких систем обычно снижают за счет увеличения количества смесительной воды. использования полых стеклянных микросфер, золы сжигания угля или других легких материалов, однако это одновременно приводит к снижению содержания цемента, недостаточной ранней прочности, оседанию и высокой проницаемости.

2. Краткосрочный упрочняющий эффект микрокремнезёмной пудры

Исследование цементного раствора низкой плотности с плотностью 1,5 г/см³ и температурой выдержки 15 °C показало, что 30 % микрокремнезёмной пудры оказывает эффект ускорения гидратации, сопоставимый с 2 % нанокристаллических зародышей C–S–H. В конкретной рецептуре, использованной в данном исследовании, отдельное добавление микрокремнезёмной пудры или наноматериалов позволяло повысить прочность на сжатие через 7 дней максимум примерно на 92 %. при смешивании микрокремнезёмной пудры с NaCl прирост прочности достигал 306 %.

Эти данные свидетельствуют о том, что в системах с низкой температурой и низкой плотностью высокая доля микрокремнеземной пудры может компенсировать потерю прочности, вызванную снижением количества цемента, за счет эффектов заполнения, водопоглощения и пульверитозной реакции. Однако доля 30 % относится к экспериментальным условиям данного исследования и не может непосредственно использоваться в качестве универсального рекомендуемого значения для коммерческих рецептур.

3. Риски, связанные с долгосрочной прочностью

Эффект микрокремнеземной пудры по ускорению раннего набора прочности в цементах с низкой плотностью не всегда сохраняется в долгосрочной перспективе. Исследование низкоплотного цемента с полыми стеклянными микросферами, проведенное при температурах 75 °C, 90 °C и 105 °C, показало, что, хотя микрокремнезем повышает раннюю прочность, с увеличением времени выдержки структура C–S–H постепенно разрыхляется, что ослабляет границу раздела между цементной матрицей и полыми стеклянными микросферами. у части образцов снижение долгосрочной прочности достигало 56,76 %.

Поэтому при испытании низкоплотного скважинного цемента нельзя ограничиваться определением прочности только через 24 часа или 7 дней. Для производственных скважин со средними температурами и скважин, эксплуатируемых в течение длительного времени, необходимо как минимум добавить испытания на прочность на сжатие, коэффициент проницаемости и целостность границы раздела через 28 дней, 90 дней и в более длительных сроках.

V. Низкотемпературные мелководные морские скважины и мелководные газовые скважины

При цементировании неглубоких морских скважин на дне часто одновременно возникают риски низких температур, низкого давления разрыва и проникновения газа из неглубоких пластов. Низкие температуры замедляют гидратацию цемента, а требования к низкой плотности снижают содержание цемента на единицу объема, что приводит к более медленному развитию ранней статической прочности на сцепление и прочности на сжатие.

В таких условиях микрокремнезём способна повысить стабильность суспензии цементного раствора с низкой плотностью, снизить объем свободной жидкости, а также способствовать контролю фильтрации и развитию ранней прочности. В ранних исследованиях по морскому цементированию микрокремнезёмный цемент также упоминался в качестве одного из методов контроля миграции газа из неглубоких пластов. однако в публикациях одновременно подчеркивалось, что контроль проникновения газа зависит от множества факторов, включая низкую фильтрацию, быстрое схватывание, переходный период статической прочности на сжатие и поддержание давления в забойном пространстве.

Таким образом, микрокремнезем может быть компонентом цементных систем, предотвращающих проникновение газа, но обычный микрокремнезем нельзя отдельно рекламировать как «средство против проникновения газа». Для оценки надежности системы, предотвращающей проникновение газа, необходимо также учитывать:

• потери веса и снижения давления статического гидравлического столба в забойном пространстве;
• динамику развития статической прочности цемента;
• время перехода;
• объемную усадку цементного раствора;
• цементацию на границах раздела «обсадная колонна — цемент» и «пласт — цемент»;
• эксперименты по моделированию миграции газа.

VI. Условия эксплуатации с использованием солевого раствора и воды из пластов с высокой степенью минерализации

Соль изменяет скорость гидратации цемента, адсорбцию полимеров и состояние дисперсии микрокремнезёмной пудры, и её влияние нельзя просто свести к стимулированию или подавлению.

В упомянутой выше системе с низкой плотностью при 15 °C NaCl и микрокремнезём демонстрировали явный синергетический эффект ранней гидратации. однако в другом исследовании цементного раствора для хвостовых труб с высоким соотношением вода/цемент (90 pcf) после добавления NaCl в рецептуре с 15 % BWOC микрокремнезёма возникли проблемы с межфазным сцеплением, в результате чего исследователи были вынуждены увеличить долю микрокремнезёма и внести специальный связующий агент для повторной оптимизации рецептуры.

Эти две группы результатов не противоречат друг другу, а свидетельствуют о том, что эффект соли в значительной степени зависит от водоцементного отношения, температуры, доли микрокремнезёмной пудры и полимерных добавок. При цементировании солевых скважин необходимо проводить испытания с использованием реальной смешанной воды и в условиях загрязнения пласта. нельзя напрямую применять рецептуры, разработанные для пресной воды.

VII. Системы глубоких скважин с высокими температурами 110–180 °C

Когда температура достигает примерно 110 °C и выше, действие микрокремнезёмной пудры начинает усложняться. Продукты гидратации обычного силикатного цемента подвергаются кристаллизации и фазовым переходам, что может привести к снижению прочности и повышению проницаемости. в то же время микрокремнезём вступает в сложные взаимодействия с замедлителями схватывания, диспергаторами и поверхностью цементных частиц.

В одном из исследований было систематически изучено поведение системы «микрокремнезем — нефтяной цемент» при температуре 110–180 °C. Результаты показали, что в диапазоне 110–120 °C влияние микрокремнезема на процесс загустения относительно ограничено. при температуре выше 130 °C микрокремнезем может вызывать выпуклость кривой загустения, значительно удлинять время загустения, а также приводить к появлению «температурного обратного сдвига времени загустения» и «дозового обратного сдвига времени загустения» в различных температурных диапазонах. В исследовании также отмечается, что резкий скачок консистенции в скважине может привести к затруднению закачки или даже к аварии при цементировании.

Поэтому при использовании микрокремнезема при температурах выше 130 °C необходимо проводить полные испытания на загустение при повышении температуры и давления. Нормальные реологические характеристики при комнатной температуре не означают отсутствия аномального загустения или выпуклостей на кривой загустения в процессе нагрева в скважине.

VIII. Системы для высокотемпературных и высоконапорных скважин (класс 200 °C) и геотермальных скважин

1. Микрокремнезем не может заменить кристаллическую кварцевую муку

Наиболее распространённым заблуждением при работе с цементами для высокотемпературных нефтяных скважин является приравнивание микрокремнеземного порошка к кремнеземному порошку, предотвращающему снижение прочности.

Исследования показывают, что при температуре выше примерно 110 °C в нефтяном цементе может наблюдаться снижение прочности. в инженерной практике обычно добавляют 35–40 % BWOC кристаллического кремнезема или кварцевой муки для снижения соотношения Ca/Si в системе. При температуре свыше 150 °C, особенно при температуре выше 200 °C, 40 % кремнезема может оказаться недостаточным, и необходимо увеличить общее содержание кремниевых материалов в системе в зависимости от её состава. Основным материалом здесь является кремнеземная мука, а не просто субмикронный аморфный микрокремнезем.

2. Общее содержание кремниевых материалов важнее, чем простое стремление к микродисперсности

Исследование Цинь и др., в ходе которого материал подвергался непосредственному отверждению при 200 °C и давлении 20 МПа в течение 14 дней, показало, что в системе TS60, содержащей 60 % общего количества кремниевых материалов, прочность на сжатие повысилась примерно на 400 %. а коэффициент проницаемости снизился более чем на один порядок по сравнению с системой TS40, содержащей 40 % кремниевых материалов. Использование материалов с мелким размером частиц, таких как мелкий кремниевый порошок и микрокремнезем, позволяет дополнительно снизить коэффициент проницаемости примерно на 50 % за счет эффекта заполнения.

Это свидетельствует о том, что в условиях сверхвысоких температур микрокремнезем более подходит для выполнения функций гранулометрического состава, микрозаполнения и вспомогательной реакции, тогда как основой для предотвращения снижения прочности по-прежнему являются разумное общее содержание SiO₂, соотношение Ca/Si и размер частиц кристаллического кремнезема.

3. Долгосрочная прочность все же может снизиться

Другое исследование, проведенное при 200 °C и 50 МПа, показало, что среди различных кремниевых материалов наиболее эффективным для краткосрочной стабильности прочности является ультрадисперсный кристаллический кремнезем с размером частиц около 6 мкм. тогда как добавление микрокремнезема, напротив, негативно сказывается на долгосрочной стабильности прочности. Авторы исследования пришли к выводу, что ни один из испытанных добавочных материалов не способен полностью предотвратить переход аморфных продуктов гидратации в кристаллическую фазу.

Долгосрочные испытания дополнительно показали, что даже при добавлении в систему 70 % по массе (BWOC) кремниевой пудры и выдержке в течение 180 дней при 200 °C и давлении 50 МПа прочность на сжатие некоторых составов все же снижалась примерно на 64–75 %, а водопроницаемость значительно увеличивалась.

Таким образом, для геотермальных скважин, сверхглубоких скважин и сверхвысокотемпературных добывающих скважин нельзя заменять долгосрочную оценку испытаниями продолжительностью 7 или 14 дней. Микрокремнезем также нельзя охарактеризовать как материал, способный в одиночку «полностью решить проблему снижения прочности при высоких температурах».

IX. Скважины с паровым впрыском, паровым вытеснением и многократными тепловыми циклами

Цементные кольца в скважинах с термодобычей не только подвергаются воздействию высоких температур, но и испытывают повторяющиеся циклы нагрева, охлаждения, повышения и сброса давления. Такие условия эксплуатации предъявляют к модулю упругости, прочности на разрыв, вязкости и стабильности межфазного сцепления цементного камня требования, зачастую превышающие те, которые предъявляются при однократной высокотемпературной выдержке.

Микрокремнезем способен повысить плотность матрицы и прочность на сжатие на определённом этапе старения, но сам по себе не является гибким или повышающим вязкость материалом. На основании результатов долгосрочных исследований при высоких температурах можно сделать вывод, что при разработке рецептуры для скважин с термодобычей нельзя ориентироваться исключительно на начальную прочность на сжатие. необходимо также использовать латекс, волокна, эластичные частицы или другие материалы, повышающие вязкость, а также проводить многократные испытания на тепловые циклы, расширение обсадной колонны и стабильность сцепления на границе раздела.

X. Цементный раствор высокой плотности и пласты с высоким давлением

В пластах с высоким давлением плотность цементного раствора обычно повышают с помощью порошка барита, гематита, титанита или марганцевой руды. Высокое содержание твердой фазы и различия в осадке частиц различной плотности увеличивают риски, связанные с реологией, осадкой и неравномерностью плотности вверх и вниз по пласту.

Микрокремнезем может использоваться в качестве компонента мелкой фракции для заполнения пустот между утяжеляющим материалом и частицами цемента, однако его не следует рассматривать в качестве утяжелителя. Основными проблемами в системах высокой плотности по-прежнему остаются осаждение утяжеляющего материала, контроль реологических свойств, однородность плотности по вертикали и стабильность прочности при высоких температурах.

В некоторых научных работах, посвящённых материалам с высокой температурой и плотностью, порошки диоксида кремния с размером сетки 100 меш и 300 меш называют «silica fume», однако соответствующие размеры частиц составляют примерно 150 мкм и 48 мкм. что с точки зрения размера частиц фактически ближе к «silica flour» или кварцевому кремневому порошку и не относится к типичной субмикронной микрокремневой пудре. Такие данные не могут напрямую использоваться для рекламы эксплуатационных характеристик продукции на основе микрокремневой пудры.

XI. Скважины с выделением кислых газов CO₂ и H₂S

После растворения в пластовой воде кислотные газы вступают в реакцию с продуктами гидратации, такими как Ca(OH)₂ и C–S–H, что приводит к декальцификации, увеличению размера пор, снижению прочности и повышению проницаемости.

Исследование цемента для нефтяных скважин класса G, проведенное в условиях солевого раствора при температуре 150 °C и высоком парциальном давлении CO₂, показало, что микрокремнезем, жидкие кремниевые материалы и латекс могут заполнять пустоты между цементными частицами, снижать пористость и проницаемость, а также повышать устойчивость цементного камня к эрозии под действием CO₂. однако в ходе испытаний защитный эффект жидких кремниевых материалов оказался выше, чем у обычного микрокремнезема.

В другом исследовании, посвящённом комбинированной коррозии под действием CO₂ и H₂S при температуре 180 °C, использовалась многокомпонентная система, включающая утяжелители, кремниевые порошки различного размера. шлак и смолу. После 28 дней выдержки при высокой температуре прочность этой системы снизилась менее чем на 5,8 %, а глубина коррозии через 30 дней составила менее 2 мм. Однако эти результаты получены для цельной комбинированной системы и не могут быть отнесены исключительно к микрокремнезему как отдельному материалу.

Таким образом, рациональное применение микрокремнезёмной пудры в скважинах с кислотными газами заключается в снижении начальной пористости и уменьшении каналов проникновения коррозионных сред, а не в использовании её в качестве самостоятельного материала, устойчивого к воздействию CO₂ или H₂S. Рецептура по-прежнему должна опираться на цементирующие материалы с низким содержанием кальция, полимерные барьерные материалы, утяжелители и результаты долгосрочных испытаний на коррозионную стойкость.

XII. Позиционирование применения в различных условиях эксплуатации

Обобщая результаты имеющихся исследований, можно сформулировать следующие направления применения микрокремнезема в нефтяных цементах:

• Обычные цементные растворы для средних и низких температур: улучшение стабильности суспензии, объема свободной жидкости, фильтрации, ранней прочности и плотности цементного камня.

• Цементные растворы низкой плотности: компенсация потерь прочности и стабильности, вызванных высоким соотношением «вода/цемент» или использованием легких наполнителей, однако необходимо учитывать долгосрочное снижение прочности.

• Неглубокие низкотемпературные скважины и неглубокие газовые скважины: используется для стабилизации цементных растворов низкой плотности, снижения объема свободной жидкости и вспомогательного контроля утечки газа, но не может заменить полноценную систему защиты от утечки газа.

• Цементные растворы для солевых вод: могут оказывать как стимулирующее, так и разрушающее воздействие; необходимо проводить проверку с учетом фактической концентрации соли и системы добавок.

• Глубокие скважины с температурой выше 130 °C: необходимо уделить особое внимание оценке аномального схватывания, обратному ходу времени загустения и совместимости добавок при высоких температурах.

• Скважины с высокими температурами и давлением (класс 200 °C): используется в качестве гранулометрического наполнителя и вспомогательного кремниевого материала, но не может заменить кристаллический кремниевый порошок в выполнении основной функции предотвращения снижения прочности.

• Скважины с термодобычей и геотермальные скважины: помимо прочности на сжатие необходимо оценивать долгосрочную прочность, коэффициент проницаемости, модуль упругости, вязкость и сохранность при термоциклировании.

• Скважины с высокой плотностью и скважины с добычей кислотного газа: используется для оптимизации гранулометрического состава и снижения проницаемости среды, но обязательно в сочетании с системами утяжеления, антикоррозионной защиты и повышения вязкости.

XIII. Рекомендации по выбору и испытаниям микрокремнеземных продуктов

Выбор микрокремнеземного порошка для нефтяного цемента не должен основываться исключительно на содержании SiO₂. Различные источники производства, степень агломерации и гранулометрический состав могут существенно изменять реологические свойства цементного раствора, и эти различия становятся еще более заметными при высоких долях добавки.

При оценке продукта рекомендуется уделять особое внимание контролю и регистрации следующих параметров:

1. содержание аморфного SiO₂ и состав примесей;
2. гранулометрический состав и степень агломерации;
3. изменения удельной поверхности и водопотребления между партиями;
4. содержание влаги, потеря при прокаливании и содержание щелочи;
5. совместимость с диспергаторами, замедлителями схватывания, средствами, снижающими потери воды, и пеногасителями;
6. реологические свойства и поведение при загущении в реальных условиях смешивания с водой, при заданных температуре и давлении.

В полной рецептуре цементации должны оцениваться, как минимум, плотность цементного раствора, реологические параметры, объем свободной жидкости, стабильность при осаждении, фильтрация по API, время загустения, статическая прочность на сцепление, прочность на сжатие, проницаемость и изменение объема. Для скважин с высокими температурами. скважин с термической добычей и скважин с выделением кислотного газа следует дополнительно проводить испытания на долгосрочное отвердевание, термоциклирование, прочность на растяжение или изгиб, модуль упругости, межфазное сцепление и коррозию. Ввиду сложных взаимодействий между цементом, микрокремнезёмной пудрой и полимерами испытания эксплуатационных характеристик остаются основным основанием для определения пригодности рецептуры для конкретных условий скважины.

Заключение

Микросиликатная пудра является многофункциональным добавкой к нефтяному цементу, но не является универсальным стабилизатором при высоких температурах, подходящим для всех условий скважин.

В системах с низкой температурой и низкой плотностью основная ценность микрокремнезёмной пудры заключается в улучшении суспензионных свойств, показателей свободной жидкости, фильтрации, ранней прочности и структуры пор. в системах с высокими температурами и давлением её роль постепенно смещается в сторону гранулометрического состава, микрозаполнения и вспомогательной регулировки соотношения Ca/Si, при этом требуется совместное использование с кристаллической кремниевой пудрой. в условиях солевого раствора, кислотного газа и длительных тепловых циклов фактическая эффективность микрокремнезёмной пудры зависит от комплексной системы добавок и условий длительной эксплуатации.

При разработке рецептуры нефтяного цемента необходимо решать не вопрос «сколько микрокремнезема добавить», а вопрос о том, сможет ли микрокремнезем при определённых температуре, давлении, плотности, солености и сроке службы сформировать вместе с базовым цементом и другими добавками стабильную, перекачиваемую, низкопроницаемую и обладающую долгосрочной целостностью цементную систему.

Основные источники

1. API Specification 10A, Cements and Materials for Well Cementing, 25-е издание.
2. Zhang H. и др. Механизм прогрессирующего загустения композитной системы из микрокремнеземного дыма и нефтяного цемента при высоких температурах. Petroleum Science, 2024. DOI: 10. 1016/j. petsci. 2023. 12. 025.
3. Цинь Ц. и др. Влияние различных добавок на свойства цементных систем для нефтяных скважин в условиях высокого давления и высокой температуры (HPHT). Cement and Concrete Composites, 2021. DOI: 10. 1016/j. cemconcomp. 2021. 104202.
4. Цинь Ц. и др. Различные добавки для смягчения долгосрочного снижения прочности портландцемента, отвердевшего в условиях высокого давления и высокой температуры. Journal of Rock Mechanics and Geotechnical Engineering, 2022. DOI: 10. 1016/j. jrmge. 2022. 02. 005.
5. Фикени К. Г. и др. Синергетическое воздействие кремнеземного дыма, наноматериалов и неорганических солей на гидратацию и прочность на сжатие цементного раствора низкой плотности для нефтяных скважин. CEMENT, 2025. DOI: 10. 1016/j. cement. 2024. 100125.
6. Ли Х. и др. Исследование влияния кремнеземного дыма на развитие долгосрочной прочности легкого цемента. Petroleum, 2026. DOI: 10. 1016/j. petlm. 2025. 12. 002.
7. Шадизаде С. Р. и др. Экспериментальное исследование использования кремнеземного дыма в качестве наполнителя цемента для цементирования обсадных труб в иранских нефтяных и газовых скважинах. Iranian Journal of Chemical Engineering, 2010.
8. Ухудшение химических и механических свойств цементов различных составов в скважинной среде с высоким давлением и температурой, содержащей CO₂. Petroleum Science, 2023.
9. Исследование цементных композитов для нефтяных скважин, предотвращающих коррозию под воздействием диоксида углерода и сероводорода при высоких температурах. Coatings, 2023. DOI: 10. 3390/coatings13040729.