Подать статью
Стать рецензентом
EN
Том 280
Страницы:
37-46
В печати
Научная статья
Геотехнология и инженерная геология

Исследование тампонажных растворов с применением хромсодержащего катализаторного шлама для крепления скважин в зоне многолетнемерзлых пород

Авторы:
В. Н. Кучин1
Г. В. Буслаев2
В. А. Сидоров3
О. С. Зубкова4
Об авторах
  • 1 — канд. техн. наук заведующий лабораторией Санкт-Петербургский горный университет императрицы Екатерины II ▪ Orcid
  • 2 — канд. техн. наук научный руководитель лаборатории Санкт-Петербургский горный университет императрицы Екатерины II ▪ Orcid ▪ Scopus
  • 3 — аспирант Санкт-Петербургский горный университет императрицы Екатерины II ▪ Orcid
  • 4 — канд. техн. наук старший научный сотрудник Санкт-Петербургский горный университет императрицы Екатерины II ▪ Orcid ▪ Elibrary ▪ Scopus
Дата отправки:
2025-11-28
Дата принятия:
2026-04-28
Дата публикации онлайн:
2026-06-24

Аннотация

В статье представлено экспериментальное исследование влияния добавки оксида хрома (III), восстановленного из хромсодержащего катализаторного шлама, на свойства тампонажных растворов для крепления скважин в зоне многолетнемерзлых пород. Обоснована необходимость модификации тампонажных растворов при повышении прочности цементного камня для интервалов в многолетнемерзлых породах. Разработан метод восстановления Cr(VI) в стабильную форму Cr(III) и получен Cr2O3 для использования в качестве активной минеральной добавки. Рассмотрены четыре состава тампонажной смеси: базовый, часто используемый на объектах, на основе ПЦТ с ускорителем cхватывания; на основе ПЦТ; на основе ПЦТ с добавлением оксида хрома (III); на основе ПЦТ с хлоридом кальция и добавлением оксида хрома (III). Эксперименты включают испытания четырех составов при двух водотвердых отношениях (В/Т = 0,4 и 0,5) с оценкой растекаемости, прочности на сжатие и изгиб, микроструктуры (микротомография, SEM) и фазового состава (XRD) при нормальных и отрицательных температурах, включая циклическое изменение температуры. Полученные данные показывают, что при В/Т = 0,5 добавка Cr2O3 повышает прочность цементного камня на сжатие и изгиб, наблюдается снижение содержания свободного Ca(OH)2, увеличивается доля гидросиликатов кальция (CSH), видна более однородная и плотная микроструктура. Модификация увеличивает растекаемость раствора, что способствует лучшему замещению бурового раствора. Очевидна целесообразность применения Cr2O3 для повышения долговечности и герметичности крепи в условиях криолитозоны.

Область исследования:
Геотехнология и инженерная геология
Ключевые слова:
многолетнемерзлая порода крепление скважин тампонажный раствор прочность хромсодержащий шлам утилизация промышленных отходов
Финансирование:

Отсутствует

Перейти к тому 280

Литература

  1. Блинов П.А., Садыков М.И., Гореликов В.Г., Никишин В.В. Разработка и исследование тампонажных составов с улучшенными упруго-прочностными свойствами для крепления нефтяных и газовых скважин // Записки Горного института. 2024. Т. 268. С. 588-598.
  2. Dvoynikov M., Kutuzov P. Identification of Critical and Post-Critical States of a Drill String Under Dynamic Conditions During the Deepening of Directional Wells // Eng. 2025. Vol. 6. Iss. 11. № 306. DOI: 10.3390/eng6110306
  3. Yang Li, Yuanfang Cheng, Chuanliang Yan et al. Mechanical study on the wellbore stability of horizontal wells in natural gas hydrate reservoirs // Journal of Natural Gas Science and Engineering. 2020. Vol. 79. № 103359. DOI: 10.1016/j.jngse.2020.103359
  4. Litvinenko V. The Role of Hydrocarbons in the Global Energy Agenda: The Focus on Liquefied Natural Gas // Resources. 2020. Vol. 9. Iss. 5. № 59. DOI: 10.3390/resources9050059
  5. Зайцев В.И., Карпиков А.В. Анализ особенностей строительства эксплуатационных скважин в условиях многолетнемерзлых пород // Науки о Земле и недропользование. 2024. Т. 47. № 3. С. 302-315. DOI: 10.21285/2686-9993-2024-47-3-302-315
  6. Xuerui Wanga, Baojiang Sun, Zhiyuan Wang et al. Coupled heat and mass transfer model of gas migration during well cementing through a hydrate layer in deep-water regions // Applied Thermal Engineering. 2019. Vol. 163. № 114383. DOI: 10.1016/j.applthermaleng.2019.114383
  7. Zhen-quan Lu, Chu-guo Wu, Neng-you Wu et al. Change trend of natural gas hydrates in permafrost on the Qinghai-Xizang Plateau (1960-2050) under the background of global warming and their impacts on carbon emissions // China Geology. 2022. Vol. 5. Iss. 3. P. 475-509. DOI: 10.31035/cg2022034
  8. Кучин В.Н., Сидоров В.А., Коптева А.И. Крепление скважин и разобщение пластов в интервалах залегания многолетнемерзлых пород: научно-методические основы // Neftegaz.RU. 2025. № 7 (163). С. 37-41.
  9. Gizatullin R., Dvoynikov M., Romanova N., Nikitin V. Drilling in Gas Hydrates: Managing Gas Appearance Risks // Energies. 2023. Vol. 16. Iss. 5. № 2387. DOI: 10.3390/en16052387
  10. Xuerui Wang, Zhenhao Li, Baojiang Sun et al. Coupling mechanisms between cement hydration and permafrost during well construction in the Arctic region // Geoenergy Science and Engineering. 2023. Vol. 222. № 211429. DOI: 10.1016/j.geoen.2023.211429
  11. Yucheng Xue, Chengwen, Wang Jingping Liu et al. A cement hydration kinetics model and its application in designing cement formulation for natural gas hydrate well // Cement and Concrete Research. 2024. Vol. 179. № 107483. DOI: 10.1016/j.cemconres.2024.107483
  12. Кузнецов В.Г., Щербич Н.Е., Герасимов Д.С. и др. Основные требования к свойствам тампонажного раствора и камня для низкотемпературных скважин // Известия высших учебных заведений. Нефть и газ. 2019. № 5 (137). С. 57-63. DOI: 10.31660/0445-0108-2019-5-57-63
  13. Ершиев К.Т., Ахметов Д.А., Айткулов Е.К. и др. Обобщение опыта применения гравитационного способа ликвидации межколонного давления // Вестник нефтегазовой отрасли Казахстана. 2021. Т. 3. № 3 (8). С. 43-51. DOI: 10.54859/kjogi88919
  14. Rybakov D.A., Dorokhin E.G., Andreev K.V., Straupnik I.A. Flushing Fluid Dynamics in a Flowing Piston with Confusor Transition Modelling // International Journal of Engineering, Transactions A: Basics. 2025. Vol. 38. Iss. 4. P. 937-944. DOI: 10.5829/ije.2025.38.04a.21
  15. Zhenyu Wu, Liang Xu, Bing Li et al. Hydrothermal coupling model between wellbore and permafrost for drilling in arctic cold regions // International Journal of Heat and Mass Transfer. 2024. Vol. 235. № 126236. DOI: 10.1016/j.ijheatmasstransfer.2024.126236
  16. Ghosal Mainak, Chakraborty A.K. Engineering the properties of nanomaterials for its use in cement concrete // Materials Today: Proceedings. 2021. Vol. 46. Part 17. P. 7502-7506. DOI: 10.1016/j.matpr.2021.01.206
  17. Sheng Wang, Liming Jian, Zhihong Shu et al. Preparation, properties and hydration process of low temperature nano-composite cement slurry // Construction and Building Materials. 2019. Vol. 205. P. 434-442. DOI: 10.1016/j.conbuildmat.2019.02.049
  18. Fang Jin, Feng Huang, Guobiao Zhang et al. Feasibility assessment of enhancing permeability and stability in marine hydrate reservoirs with dual-enhanced stimulation: Slurry-sediment cementation characteristics // Applied Ocean Research. 2025. Vol. 158. № 104545. DOI: 10.1016/j.apor.2025.104545
  19. Xuerui Wang, Baojiang Sun, Songyan Li et al. Numerical modeling of hydration performance for well cement exposed to a wide range of temperature and pressure // Construction and Building Materials. 2020. Vol. 261. № 119929. DOI: 10.1016/j.conbuildmat.2020.119929
  20. Xuerui Wang, Baojiang Sun, Yonghai Gao et al. Numerical simulation of the stability of hydrate layer during well cementing in deep-water region // Journal of Petroleum Science and Engineering. 2019. Vol. 176. P. 893-905. DOI: 10.1016/j.petrol.2019.02.003
  21. Yuhuan Bu, Rui Ma, Huajie Liu et al. Low hydration exothermic well cement system: The application of energy storage microspheres prepared by high-strength hollow microspheres carrying phase change materials // Cement and Concrete Composites. 2021. Vol. 117. № 103907. DOI: 10.1016/j.cemconcomp.2020.103907
  22. Николаев Н.И., Лю Тяньлэ. Современные технологии бурения и крепления скважин при разведке газовых гидратов // Записки Горного института. 2016. Т. 218. С. 206-214.
  23. Yuhuan Bu, Zilong Lu, Chang Lu et al. Synthesis and performance evaluation of hydrate dissociation inhibitors suitable for cementing hydrate formations // Fuel. 2025. Vol. 386. № 134197. DOI: 10.1016/j.fuel.2024.134197
  24. Changliang Fang, Mingming Zheng, Hongzhi Lu et al. A simplified method for predicting the penetration distance of cementing slurry in gas hydrate reservoirs around wellbore // Journal of Natural Gas Science and Engineering. 2018. Vol. 52. P. 348-355. DOI: 10.1016/j.jngse.2018.01.042
  25. Иванов В.Н., Парфенова С.Н. Исследование адгезионной прочности цементных составов для крепления скважин в интервалах залегания многолетнемерзлых пород // Ашировские чтения: Сборник трудов Всероссийской научно-практической конференции, 21 ноября 2024, Чебоксары, Россия. В 2 томах. Самара: Самарский государственный технический университет, 2024. Т. 2. С. 98-102.
  26. Буслаев Г.В., Лаврик А.Ю., Исламов Р.Р., Муслимов Б.Ш. Обзор современных исследований газовых гидратов и ингибиторов гидратообразования для применения при освоении скважин // Научный журнал Российского газового общества. 2024. № 2 (44). С. 16-25.
  27. Самойлович А.В., Медведев Ю.В. Эффективное решение для крепления скважин в интервалах многолетнемерзлых пород (ММП) // Бурение и нефть. 2025. № 3. С. 40-41. DOI: 10.62994/2072-4799.2025.43.36.007
  28. Mozaffari S., Rahmani O., Piroozian A. et al. Oil-well lightweight cement slurry for improving compressive strength and hydration rate in low-temperature conditions // Construction and Building Materials. 2022. Vol. 357. № 129301. DOI: 10.1016/j.conbuildmat.2022.129301
  29. Xueyu Pang, Lijun Sun, Min Chen et al. Influence of curing temperature on the hydration and strength development of Class G Portland cement // Cement and Concrete Research. 2022. Vol. 156. № 106776. DOI: 10.1016/j.cemconres.2022.106776
  30. Lijun Sun, Xueyu Pang, Haibing Yan. Hydration kinetics of oil well cement in the temperature range between 5 and 30 °C // Frontiers in Materials. 2022. Vol. 9. № 985332. DOI: 10.3389/fmats.2022.985332
  31. Nassan T.H., Kirch M., Freese C. et al. Experimental investigation of wellbore integrity during geological carbon sequestration: Thermal- and pressure-cycling experiments // Gas Science and Engineering. 2024. Vol. 124. № 205253. DOI: 10.1016/j.jgsce.2024.205253
  32. Merzlyakov M.Y., Straupnik I.A., Serbin D.V. Study of water-containing ability of gas-liquid cement mixtures // Topical Issues of Rational Use of Natural Resources. In 2 volumes. CRC Press, 2019. Vol. 2. P. 851-859. DOI: 10.1201/9781003014638-48
  33. Ivanchev I. Investigation with Non-Destructive and Destructive Methods for Assessment of Concrete Compressive Strength // Applied Sciences. 2022. Vol. 12. Iss. 23. № 12172. DOI: 10.3390/app122312172
  34. Чернышов С.Е., Галкин В.И., Ульянова З.В., Макдоналд Д.И.М. Разработка математических моделей управления технологическими параметрами тампонажных растворов // Записки Горного института. 2020. Т. 242. С. 179-190. DOI: 10.31897/PMI.2020.2.179
  35. Adjei S., Elkatatny S. Overview of the lightweight oil-well cement mechanical properties for shallow wells // Journal of Petroleum Science and Engineering. 2021. Vol. 198. № 108201. DOI: 10.1016/j.petrol.2020.108201
  36. Davoodi S., Al-Shargabi M., Wood D.A., Rukavishnikov V.S. Recent advances in polymers as additives for wellbore cementing applications: A review // Fuel. 2024. Vol. 357. Part A. № 129692. DOI: 10.1016/j.fuel.2023.129692
  37. Leusheva E., Morenov V. Effect of Temperature Conditions in Arctic Offshore Oil Fields on the Rheological Properties of Various Based Drilling Muds // Energies. 2022. Vol. 15. Iss. 15. № 5750. DOI: 10.3390/en15155750
  38. Buslaev G., Lavrik A. Comparative Study of Efficiency of Hydrate Inhibitors Based on Ammonium Salts and Polyvinylpyrrolidone // International Journal of Engineering: Transactions A: Basics. 2026. Vol. 39. Iss. 4. P. 898-905. DOI: 10.5829/ije.2026.39.04a.08
  39. Sotoudeh S., Ndeh-Ngwa A., Akbari S. et al. Optimization of Primary Cementing for Heavy Oil Wells: A Simulation-Based Case Study // 44th International Conference on Ocean, Offshore and Arctic Engineering, 22-27 June 2025, Vancouver, British Columbia, Canada. ASME, 2025. № OMAE2025-155064. DOI: 10.1115/OMAE2025-155064
  40. Al Dhaif M., Al Qatari M., Toktabolat Z. Enhancing Well Integrity with Managed Pressure Drilling and Cementing in Challenging Zones with Significant Fluid Losses // Middle East Oil, Gas and Geosciences Show, 16-18 September 2025, Manama, Bahrain. OnePetro, 2025. № SPE-227083-MS. DOI: 10.2118/227083-MS
  41. Pyagay I., Zubkova O., Zubakina M., Sizyakov V. Method for Decontamination of Toxic Aluminochrome Catalyst Sludge by Reduction of Hexavalent Chromium // Inorganics. 2023. Vol. 11. Iss. 7. № 284. DOI: 10.3390/inorganics11070284
  42. Пягай И.Н., Зубкова О.С., Зубакина М.А. Патент № 2796659 РФ. Способ восстановления шестивалентного хрома из технологических отходов. Опубл. 29.05.2023. Бюл. № 16.
  43. Юртаев С.Л., Громов Д.А., Ожигин А.Ю., Коптева А.И. Патент № 2828105 РФ. Климатическая камера для исследования процесса термоотверждения образцов цементного раствора при отрицательных температурах. Опубл. 07.10.2024. Бюл. № 28.
Статистика
Просмотр аннотаций
0
Просмотр полного текста
0
Процитировано
Scopus:
0
Crossref:
0
Меню статьи

Похожие статьи

Совершенствование конструкции наддолотного калибрующе-эжекционного устройства для повышения эффективности разрушения горных пород в процессе строительства скважин
2026 Д. А. Борейко, Н. Д. Цхадая, Д. Ю. Сериков, В. А. Хламов
Исследование «колчеданского янтаря» с помощью ИК-спектроскопии
2026 П. И. Алексеев, Е. А. Васильев
Оценка скоростей депонирования углерода донными отложениями малых озер юга Западной Сибири
2026 Г. И. Малов, В. Д. Страховенко, Е. А. Овдина, В. И. Малов