Свойства тампонажных материалов и формируемого из них цементного камня должны соответствовать

Большая Энциклопедия Нефти и Газа

До настоящего времени не существует критериев однозначной оценки свойств тампонажных материалов для конкретных условий цементирования. Выбор тампонажного материала осложняется большой разницей в качестве всех составляющих его компонентов. [16]

Дикторов, влияющих на фазовый состав продуктов обжига и свойства тампонажного материала , использован метод планирования экспериментов. [17]

Большое разнообразие условий бурения требует применения различных по своим свойствам тампонажных материалов . [18]

Однако нередко принятая технологическая схема накладывает некоторые ограничения или требует внесения корректив в свойства используемого тампонажного материала . Так, при использовании комбинированного способа цементирования под давлением цементный раствор, закачанный в скважину, некоторое время находится в поке и в связи с процессом структурооб-разования может превратиться в непрокачиваемую или малоподвижную массу. [19]

При исследовании и разработке технологии приготовления тампонажных композиций проведено исследование влияния дезинтеграторной обработки на свойства облегченных цементно-зольно-известковых тампонажных материалов . [20]

Свойства текстильных материалов

Многообразие видов осложнений и различие геолого-технической обстановки в скважинах предъявляют в каждом конкретном случае специфические требования к свойствам тампонажных материалов . При этом значение каждого из перечисленных факторов может быть как определяющим, так и второстепенным. [21]

В последние годы на основе применения дезинтеграторов в качестве помольно-смесительных устройств созданы высокоэффективные передвижные установки для приготовления специальных тампонажных цементов непосредственно на месте применения, допускающие не только дозирование и смешение, но и измельчение компонентов ( совместное или раздельное) в соответствии с требованиями к свойствам тампонажного материала . Наиболее удачным оказался передвижной помолыю-смеситель-ный агрегат Д-6911, успешно эксплуатирующийся геологическими организациями в Прикаспийской низменности. [22]

Тампонажные материалы, используемые при строительстве скважин, должны иметь соответствующие сертификаты качества. Свойства тампонажных материалов ( в том числе цементно-бентонитовых смесей) и формируемого из них цементного камня должны соответствовать требованиям стандартов. Порядок хранения и сроки использования тампонажных материалов устанавливаются заводом-изготовителем. [23]

В книге рассмотрен слозкпый комплекс вопросов — надежность изоляции затрубного пространства скважин, долговечность используемых для атой цели тампопажных материалов, методы проектирования их оптимальных составов. Описан состав и свойства важнейших тампонажных материалов . На основе изучения процессов твердения автором предложены методы проектирования оптимальных составов тампопажных цементов и рецептуры растворов для конкретных условий цементирования. Приведен ряд практических примеров применения предлагаемых автором методов для проектирования составов новых облегченных и расширяющихся цементов. [24]

Тампонажные растворы

В книге рассмотрен сложный комплекс вопросов — надежность изоляции затрубного пространства скважин, долговечность используемых для этой цели тампонажных материалов, методы проектирования их оптимальных составов. Описан состав и свойства важнейших тампонажных материалов . На основе изучения процессов твердения автором предложены методы проектирования оптимальных составов тампонажных цементов и рецептуры растворов для конкретных условий цементирования. Приведен ряд практических примеров применения предлагаемых автором методов для проектирования составов новых облегченных и расширяющихся цементов. [25]

Материалы с необходимыми свойствами подбирают лабораторным анализом. Использование математических зависимостей, связывающих свойства тампонажных материалов с их компонентным составом и условиями среды, не практикуется, хотя целесообразность их получения и последующего применения при подборе рецептуры растворов не вызывает сомнения. [26]

Для предотвращения образования воронки ( под действием центробежной силы) в стакане установлен успокоитель в виде вертикальных перегородок или поплавка. Кроме описанного комплекса установок, разработаны отдельные установки для измерения свойств тампонажных материалов . [28]

Анализ промысловых данных показал, что в заколонном пространстве большинства скважин отмечен недоподъем тампонажного раствора до устья, а в криолитозоне имеются значительные интервалы с плохим сцеплением цемента с обсадными трубами. Установлено, что основными причинами низкого качества крепления обсадных колонн в криолитозоне являются применение комбинированного способа цементирования, наличие больших каверн и несоответствие свойств тампонажных материалов геокриологическим условиям. [29]

При заканчивании скважин сообщение закрепленной обсадными трубами и зацементированной скважины с продуктивными пластами, как правило, осуществляется путем прострела обсадной колонны и цементного камня перфораторами. В результате сильных ударов цементный камень может растрескаться, что приведет к нарушению разобщения пластов. Свойства тампонажного материала должны обеспечивать получение такого цементного жамня, который не растрескивался бы при перфорации. [30]

Источник: www.ngpedia.ru

101. Требованиям какого документа должны соответствовать свойства тампонажных материалов и формируемого из них цементного камня?

Вопрос администрации

Мобильное приложение.

Панель авторизации

Вход в систему

• Вход
• Регистрация нового пользователя

Вход в личный кабинет

Регистрация в системе

Инструкция по пользованию сайтом

В данной инструкции изложены основные функции сайта, и как ими пользоваться

Здравствуйте,

Вы находитесь на странице инструкции сайта Тестсмарт.
Прочитав инструкцию, Вы узнаете функции каждой кнопки.
Мы начнем сверху, продвигаясь вниз, слева направо.
Обращаем Ваше внимание, что в мобильной версии все кнопки располагаются, исключительно сверху вниз.
Итак, первый значок, находящийся в самом верхнем левом углу, логотип сайта. Нажимая на него, не зависимо от страницы, попадете на главную страницу.
«Главная» — отправит вас на первую страницу.
«Разделы сайта» — выпадет список разделов, нажав на один из них, попадете в раздел интересующий Вас.

На странице билетов добавляется кнопка «Билеты», нажимая — разворачивается список билетов, где выбираете интересующий вас билет.

«Полезные ссылки» — нажав, выйдет список наших сайтов, на которых Вы можете получить дополнительную информацию.

В правом углу, в той же оранжевой полосе, находятся белые кнопки с символическими значками.

• Первая кнопка выводит форму входа в систему для зарегистрированных пользователей.
• Вторая кнопка выводит форму обратной связи через нее, Вы можете написать об ошибке или просто связаться с администрацией сайта.
• Третья кнопка выводит инструкцию, которую Вы читаете. 🙂
• Последняя кнопка с изображением книги ( доступна только на билетах) выводит список литературы необходимой для подготовки.

На главной странице и страницах категорий, в середине, расположен список разделов. По нему вы можете перейти в интересующий вас раздел.
На остальных страницах в середине располагается сам билет. Выбираете правильный ответ и нажимаете кнопку ответ, после чего получаете результат тестирования.
Справой стороны (в мобильной версии ниже) на страницах билетов располагается навигация по билетам, для перемещения по страницам билетов.
На станицах категорий расположен блок тем, которые были добавлены последними на сайт.
Ниже добавлены ссылки на платные услуги сайта. Билеты с ответами, комментариями и результатами тестирования.
В самом низу, на черном фоне, расположены ссылки по сайту и полезные ссылки на ресурсы, они дублируют верхнее меню.
Надеемся, что Вам понравился наш сайт, тогда жмите на кнопки социальных сетей, что бы поделиться с другими и поможете нам.
Если же не понравился, напишите свои пожелания в форме обратной связи. Мы работаем над улучшением и качественным сервисом для Вас.

Источник: testsmart.ru

Какие ограничения предусмотрены для перфорации обсадных колонн при проведении ремонтно-изоляционных работ в процессе проводки ствола скважины?

ФНП ПБ НГП п. 187. При проведении ремонтно-изоляционных работ запрещается перфорация обсадных колонн в интервале возможного разрыва пласта давлением газа, нефти (после вызова их притока) или столба бурового раствора.

79. Консервация скважин в процессе бурения осуществляется в соответствии с Инструкцией о порядке ликвидации, консервации скважин и оборудования их устьев и стволов. Предусмотрены ли Правилами дополнительные работы при консервации скважин в процессе бурения кроме требований Инструкции?

А) Да.

Б) Нет.

В) Предусмотрены, но только в случае нестандартных ситуаций.

ФНП ПБ НГП п. 17. Пользователь недр должен разработать инструкцию по предупреждению газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов, учитывающую специфику эксплуатации месторождений и технологию проведения работ при бурении , реконструкции, ремонте, техническом перевооружении, консервации и ликвидации скважин , и согласовать ее с противофонтанной службой (противофонтанной военизированной частью).

С какой периодичностью проводится профилактический осмотр подъемного оборудования (лебедки, талевого блока, крюка, крюкоблока, вертлюга, штропов, талевого каната и устройств для его крепления, элеваторов, спайдеров, предохранительных устройств, блокировок и другого оборудования)?

А) Буровая бригада проводит профилактический осмотр ежедневно.

Б) Буровая бригада проводит профилактический осмотр еженедельно.

В) Буровая бригада проводит профилактический осмотр ежесменно с записью в журнале проверки оборудования.

ФНП ПБ НГП п. 201. Буровая бригада ежесменно должна проводить профилактический осмотр подъемного оборудования (лебедки, талевого блока, крюка, крюкоблока, вертлюга, штропов, талевого каната и устройств для его крепления, элеваторов, спайдеров, предохранительных устройств, блокировок и другого оборудования) с записью в журнале проверки оборудования.

Можно ли повышать плотность бурового раствора, находящегося в скважине?

А) Повышать плотность бурового раствора, находящегося в скважине, путем закачивания отдельных порций утяжеленного раствора разрешается.

Б) Повышать плотность бурового раствора, находящегося в скважине, путем закачивания отдельных порций утяжеленного раствора запрещается.

ФНП ПБ НГП п. 218. Повышение плотности бурового раствора, находящегося в скважине, путем закачивания отдельных порций утяжеленного раствора запрещается (кроме случаев ликвидации газонефтеводопроявлений и прокачивания пачек бурового раствора с повышенной вязкостью и более низкими реологическими свойствами с целью удаления шламовой подушки в горизонтальном стволе скважины, прокачивания пачек бурового раствора повышенной плотности при гидроочистке ствола скважины от обвального шлама, а также при бурении без выхода циркуляции).

Требованиям какого документа должны соответствовать свойства тампонажных материалов и формируемого из них цементного камня?

А) Свойства тампонажных материалов и формируемого из них цементного камня должны соответствовать требованиям стандартов.

Б) Свойства тампонажных материалов и формируемого из них цементного камня должны соответствовать требованиям, которые устанавливает изготовитель.

В) Свойства тампонажных материалов и формируемого из них цементного камня должны соответствовать требованиям рабочего проекта.

ФНП ПБ НГП п. 222. Тампонажные материалы, используемые при производстве буровых работ, должны иметь сертификаты, подтверждающие их качество. Свойства тампонажных материалов и формируемого из них цементного камня должны соответствовать рабочему проекту

Источник: infopedia.su

Постановление Федерального горного и промышленного надзора России от 5 июня 2003 г. N 56 «Об утверждении Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности» стр. 12

2.7.2.9. Свечи бурильных и утяжеленных бурильных труб, устанавливаемые в вышке, должны страховаться от выпадения из-за пальца.

2.7.2.10. Запрещается проводить спуско-подъемные операции при:

— отсутствии или неисправности ограничителя подъема талевого блока, ограничителя допускаемой нагрузки на крюке;

— неисправности спуско-подъемного оборудования и инструмента;
— неполном составе вахты для работ на конкретной установке;
— скорости ветра более 20 м/с;
— потери видимости более 20 м при тумане и снегопаде.

2.7.2.11. Буровая бригада ежесменно должна проводить профилактический осмотр подъемного оборудования (лебедки, талевого блока, крюка, крюкоблока, вертлюга, штропов, талевого каната и устройств для его крепления, элеваторов, спайдеров, предохранительных устройств, блокировок и др.) с записью в журнале.

2.7.2.12. При спуско-подъемных операциях запрещается:

— находиться в радиусе (зоне) действия автоматических и машинных ключей, рабочих и страховых канатов;

— открывать и закрывать элеватор до полной остановки талевого блока;

— подавать бурильные свечи с подсвечника и устанавливать их без использования специальных приспособлений;

— пользоваться перевернутым элеватором.

2.7.2.13. Режимы подъема ненагруженного элеватора, а также снятие с ротора колонны бурильных и обсадных труб, должны исключать возможность раскачивания талевой системы.

2.7.2.14. При применении пневмораскрепителя необходимо, чтобы натяжной канат и ключ располагались в одной горизонтальной плоскости. Канат должен надежно крепиться к штоку пневмораскрепителя. Работа пневмораскрепителя без направляющего поворотного ролика запрещается.

2.7.2.15. В процессе бурения и после окончания долбления ведущую трубу следует поднимать из скважины на пониженной скорости буровой лебедки.

2.7.2.16. Запрещается поднимать или опускать талевый блок при выдвинутых стрелах механизма подачи труб.

2.7.3. Буровые растворы

2.7.3.1. Тип и свойства бурового раствора должны соответствовать рабочему проекту и в комплексе с технологическими мероприятиями, регламентирующими процесс проходки ствола, обеспечивать безаварийные условия бурения с высокими технико-экономическими показателями и минимальным ущербом окружающей среде.

2.7.3.2. Плотность бурового раствора при вскрытии газонефтеводосодержащих отложений должна определяться для горизонта с максимальным градиентом пластового давления в интервале совместимых условий бурения.

2.7.3.3. Проектные решения по выбору плотности бурового раствора должны предусматривать создание столбом раствора гидростатического давления на забой скважины и вскрытие продуктивного горизонта, превышающего проектные пластовые давления на величину не менее:

— 10% для скважин глубиной до 1200 м (интервалов от 0 до 1200 м);
— 5% для интервалов от 1200 м до проектной глубины.

В необходимых случаях проектом может устанавливаться большая плотность раствора, но при этом противодавление на горизонты не должно превышать пластовые давления на 15 кгс/см2 (1,5 МПа) для скважин глубиной до 1200 м и 25-30 кгс/см2 (2,5-3,0 МПа) для более глубоких скважин.

2.7.3.4. Максимально допустимая репрессия (с учетом гидродинамических потерь) должна исключать возможность гидроразрыва или поглощения бурового раствора на любой глубине интервала совместимых условий бурения.

2.7.3.5. В интервалах, сложенных глинами, аргиллитами, глинистыми сланцами, солями, склонными к потере устойчивости и текучести, плотность, фильтрация, химсостав бурового раствора устанавливаются исходя из необходимости обеспечения устойчивости стенок скважины. При этом репрессия не должна превышать пределов, установленных для всего интервала совместимых условий бурения. Допускается депрессия на стенки скважины в пределах 10-15% эффективных скелетных напряжений (разница между горным и поровым давлением пород).

2.7.3.6. По совместному решению проектировщика, заказчика и подрядчика допускаются отклонения от требований п. 2.7.3.3 настоящих Правил в следующих случаях:

— при поглощениях бурового раствора в процессе бурения (с выходом или без выхода циркуляции). Углубление скважины в таких условиях должно осуществляться по плану с комплексом мероприятий по недопущению газонефтепроявлений. План должен быть согласован с территориальным органом Госгортехнадзора России и противофонтанной службой;

— при проектировании и строительстве скважин со вскрытием продуктивных пластов с забойными давлениями приближающимися к пластовому (на равновесии) или ниже пластового (на депрессии).

2.7.3.7. Не допускается отклонение плотности бурового раствора (освобожденного от газа), находящегося в циркуляции, более чем на 0,02 г/см3 от установленной проектом величины (кроме случаев ликвидации газонефтеводопроявлений).

2.7.3.8. Обработка бурового раствора производится в соответствии с проектом, разработанной рецептурой, при этом необходимо руководствоваться требованиями подраздела 3.8 настоящих Правил безопасности, инструкциями по безопасной работе с химическими реагентами и (в необходимых случаях) пользоваться защитными средствами.

2.7.3.9. Повышение плотности бурового раствора, находящегося в скважине, путем закачивания отдельных порций утяжеленного раствора запрещается (кроме случаев ликвидации газонефтеводопроявлений).

2.7.3.10. При применении буровых растворов на углеводородной основе (известково-битумных, инвертно-эмульсионных и др.) должны быть приняты меры по предупреждению загрязнения рабочих мест и загазованности воздушной среды. Для контроля загазованности должны проводиться замеры воздушной среды у ротора, в блоке приготовления раствора, у вибросит и в насосном помещении, а при появлении загазованности — приниматься меры по ее устранению.

При концентрации паров углеводородов свыше 300 мг/м3 работы должны быть приостановлены, люди выведены из опасной зоны.

2.7.3.11. Температура самовоспламеняющихся паров раствора на углеводородной основе должна на 50°C превышать максимально ожидаемую температуру раствора на устье скважины.

2.7.3.12. Очистка бурового раствора от выбуренной породы и газа, дезактивация шлама при его утилизации должны осуществляться комплексом средств, предусмотренных рабочим проектом на строительство скважины.

2.7.4. Крепление ствола скважины

2.7.4.1. Тампонажные материалы, используемые при строительстве скважин, должны иметь соответствующие сертификаты качества. Свойства тампонажных материалов (в т.ч. цементно-бентонитовых смесей) и формируемого из них цементного камня должны соответствовать требованиям стандартов. Порядок хранения и сроки использования тампонажных материалов устанавливаются заводом-изготовителем.

2.7.4.2. Спуск и цементирование обсадных колонн проводятся по планам, разработанным буровой организацией и утвержденным в установленном порядке. К плану прилагаются исходные данные для расчета обсадных колонн, использованные коэффициенты запаса прочности, результаты расчета обсадных колонн (компоновка колонны) и ее цементирования, анализ цемента, а также акт готовности скважины и буровой установки к спуску и цементированию колонны.

2.7.4.3. Перед подготовкой ствола скважины к спуску колонны должен быть проведен комплекс электрометрических работ и других исследований, необходимых для детального планирования процесса крепления.

2.7.4.4. Применение цемента без проведения предварительного лабораторного анализа для условий предстоящего цементирования колонны запрещается.

2.7.4.5. Для сохранения естественной проницаемости пористых и пористо-трещиноватых коллекторов продуктивных отложений тампонажные растворы должны иметь минимально возможную фильтрацию. Общая минерализация тампонажных растворов должна быть близка к минерализации буровых растворов, применяющихся при вскрытии продуктивных горизонтов.

2.7.4.6. Расчетная продолжительность процесса цементирования обсадной колонны не должна превышать 75% времени начала загустевания тампонажного раствора.

2.7.4.7. Выбор тампонажных материалов и растворов на их основе должен осуществляться с учетом следующих требований:

— тампонажный материал и сформированный из него камень должны соответствовать диапазону статических температур в скважине по всему интервалу цементирования;

— рецептура тампонажного раствора подбирается по динамической температуре и давлению, ожидаемым в цементируемом интервале скважины;

— плотность тампонажного раствора должна быть, как правило, не ниже плотности бурового раствора. Ограничением верхнего предела плотности тампонажного раствора при прочих равных условиях является недопущение разрыва пород под действием гидродинамического давления в процессе цементирования.

Цементный камень при наличии в цементируемом интервале агрессивных сред должен быть коррозионностойким к воздействию этих сред.

2.7.4.8. Обсадные колонны в пределах интервала цементирования должны оснащаться элементами технологической оснастки, номенклатура и количество которых определяются проектом на строительство скважины, а места установки уточняются в рабочем плане на спуск колонны.

2.7.4.9. Режим спуска обсадных колонн и гидравлическая программа цементирования должны рассчитываться и осуществляться таким образом, чтобы обеспечить минимально возможную репрессию на продуктивные горизонты и не допускать осложнений, связанных с гидроразрывом пород и поглощением. В процессе цементирования должна обеспечиваться регистрация параметров, характеризующих этот процесс.

Источник: geostart.ru

Лекция № 10. Основные свойства тампонажного порошка, раствора и камня.

ПлотностьТЦ может быть вы­числена по формуле:

где сi — массовые доли содержания i-гокомпонента в цементе; ρi — плотность i-гокомпонента цемента.

Плотность частиц цементного порошка имеет большое значение для технологических свойств ТР. Поскольку ТЦ состоят из нескольких компонентов, а зерна некоторых компонентов также неоднородны по минеральному составу, то правильнее говорить не о плотности а о средней объемной массе частиц цементного порошка.

Если состав цемента неизвестен, то плотность цементного порошка можно легко измерить экспериментально с помощью пикнометра в инертной по отношению к цементу жидкости (например, в углеводородной).

Насыпная масса –это масса порошка, вмещающаяся в емкость объемом 1 м 3 . Он непостоянна и в зависимости от вида и содержания доба­вок, степени дисперсности может колебаться от 800—1200 кг/м 3 в рыхлом (cвеженасыпанном)состоянии до 1700—1900 кг/м 3 в уплотненном состоянии.

При хранении ТЦ теряют активность и слеживаются (комкуются), особенно если хранятся в условиях повышенной влажности. Чем выше дисперсность и влажность входящих в цемент добавок, тем быстрее происходит потери активности и слеживания.

Угол естественного откосав зависимости от состава цемента составляет 39—43°.

Гранулометрический состав ТЦ зависит от степени измельчения, вещественного состава и спо­соба измельчения (вида помольного устройства).

Удельная поверхность порошка ТЦ (суммарная поверхность частиц единицы массы или объема по­рошка) зависит от тонкости измельчения (гранулометрического состава), вещественного состава, способа измельчения и спо­соба измерения удельной поверхности.

Полная удельная поверхность с учетом поверхности внутри микротрещин в частицах, измеряемая методами сорбции (метод БЭТ), составляет для обычного тампонажного портландце­мента, измельченного в шаровой мельнице, 600—800 м 2 /кг, из­мельченного в дезинтеграторе— 1000—1300 м 2 /кг.

При совместном измельчении добавок с ПЦ клинкером их удельная поверхность получается отличной от удельной поверхности клинкера. Коэффициенты для расчета удельной поверхности добавок, измельчаемых совместно с ПЦ клинкером, показывают отношение удельной по­верхности добавки к удельной поверхности клинкера.

Изменение свойств цементногопорошка при хранении зави­сит от влажности окружающей среды, влажности цементного порошка (появляется в результате введения влажных добавок) и тонкости помола. Увеличение влажности цементного порошка на 1 % соответствует увеличе­нию влажности воздуха на 10 %.

Следует учитывать, что снижение активности при длительном хранении в условиях повышенной влажности це­ментного порошка сопровождается ускорением схватывания при повышенной температуре.

Свойства цементного раствора (ЦР).

Водоудерживающая способностьопределяет пределы водосодержания цементного раствора, в которых его свойства удов­летворяют технологическим требованиям. Верхний предел водосодержания ограничивается потерей седиментационной устойчи­вости, нижний предел— ухудшением подвижности ниже допу­стимой для прокачивания при существующих технико-техноло­гических условиях цементирования.

Пределы допустимого водосодержания зависят от химиче­ской природы компонентов цементного порошка, степени его дисперсности, величины и конфигурации смачиваемой поверх­ности.

Плотность цементного раствора — функция плотностей су­хого цементного порошка, вводимых добавок (средневзвешен­ной плотности твердой фазы цементного раствора рт), жидко­сти затворения рж и относительного содержания жидкой и твердой фаз Ж/Т, которое представляет собой отношение массы жидкости к массе твердой части тампонажного раствора. При этом

где ρцр — плотность цементного раствора.

Подвижность цементного растворахарактеризуется растекаемостью по конусу АзНИИ, консистенцией, измеряемой в специальном приборе — консистометре с нормиро­ванными геометрическими размерами стакана и мешалки и реологическими параметрами вязкопластичного тела по Шведову — Бингаму — динамическим напряжением сдвига и пластической вязкостью.

Консистенция – это эффективная вязкость, измеренная при неизвестных, но ограниченных градиенте скорости деформации и напряжении сдвига и неопределенной степени разрушения структуры. В течение инкубационного периода для большинства ТР перемешивание в консистометре обеспечивает, вероятно, степень разрушения структуры, близкую к практически полному разрушению. Однако если структурообразование происходит достаточно быстро, то степень ее разрушения уменьшается и становится неопределенной.

Подвижность свежеприготовленного цементного раствора за­висит от Ж/Т, удельной поверхности твердой фазы, вязкости жидкой фазы и интенсивности перемешивания при приготовле­нии тампонажного раствора.

Подвижность цементного раствора уменьшается во времени, причем первое время в течение инкубацион­ного периода медленно, затем быстро. Скорость ухудшения подвижности увеличивается с повышением температуры.

Седиментационная устойчивостьтампонажного цементного раствора зависит от разности плотностей твердой и жидкой фаз, вязкости жидкой фазы, концентрации твердой фазы в жид­кости (В/Т), степени дисперсности твердой фазы. Для ТЦ Sуд = 320 м 2 /кг, ρ = 3200 кг/м 3 , Ж/Т = 0.45 и u ≈ (1 ÷ 5 ) 10 -6 м/с.

Предельное водоотделение ТР зависит от химико-минералогического состава и дисперсности твердой фазы цементного раствора, а также от температуры и продолжительности перемешивания.

Водоотдача ТЦР в пористую среду. ТЦР обладают значительно худшей водоудерживающей способно­стью, чем глинистые растворы, и значительно большей водоот­дачей. Условная, измеренная на приборе ВМ-6 и экстраполиро­ванная на 30 мин водоотдача составляет для обычных тампо­нажных цементных растворов 400—900 см 3 . Фактически вся спо­собная к отделению вода отделяется за несколько секунд.

Предельная водоотдача и скорость водоотделения зависят от тех же факторов, что и седиментационное водоотделение, и, кроме того, от перепада давления и плотности упаковки частиц в фильтрационной корке, которая связана с дисперсностью и конфигурацией частиц.

Скорость загустевания и схватывания. Скорость схватывания, измеряемая в покое с помощью иглы Вика, может быть как выше, так и ниже скорости загустевания, измеряемой при непрерывном перемешивании в консистометре. Это зависит от типа процесса структурообразования. При пре­обладании кристаллизационного структурообразования загустевание при перемешивании наступает позднее, чем сроки схваты­вания. При преобладании коагуляционного структурообразования (за счет появления большого количества гидросиликатов кальция) загустевание наступает быстрее, чем сроки схваты­вания.

Свойства цементного камня.

Цементным камнем называется пористое твердое тело, об­разующееся при затвердевании ТЦР.

Разнообразные тампонажные материалы образуют цемент­ные камни с различными свойствами, однако общим для них является изменчивость свойств во времени. При затвердевании всех тампонажных материалов образующийся цементный ка­мень с той или иной скоростью проходит стадии структурообразования и затем деструкции, в ходе которых все свойства це­ментного камня непрерывно изменяются.

Свойства цементного камняявляются функцией пористости,прочности элементов твердой фазы и контактов между ними, дисперсности и морфологии частиц твердой фазы.

Пори­стость зависит от исходного водоцементного отношения, со­става новообразований, их удельного объема и степени гид­ратации.

Прочность элементов твердой фазы, прочность контактов между ними, дисперсность и морфология их частиц зависят от их состава и условий образования в твердеющем цементном камне.

Зная степень гид­ратации, удельные объемы соответственно продуктов гидратации, исходного цемента, инертного наполни­теля и жидкости затворения, отношение химически связанной воды к массе цемента, а также отношение массы инертного наполнителя и массы жидкости затворения к массе цемента можно рассчитать пористость или коэффициент пористости.

К эффективной пористости, доступной для фильтрации жид­костей и газов, относятся поры размером более 20 нм.

Прочность цементного камня.Эта характеристика ЦК нестабильна во времени, особенно в условиях повышенных температур. В зависимости от минералогического состава, тонкости помола, исходного водосодержания суспензии кинетика роста прочности ЦК до максимальной величины, максимальная его прочность, момент начала снижения прочности, кинетика снижения прочности изменяются в довольно широких пределах.

Затвердевший цементный камень из базового ТЦ состоит из непрореагировавших остатков ча­стиц ПЦ клинкера, продуктов гидратации, ча­стиц инертных или не вступивших в реакцию остатков частиц активных добавок, воды и пузырьков вовлеченного воздуха. Всегда в том или ином количестве содержится карбонат каль­ция, как продукт карбонизации — реакции взаимодействия про­дуктов гидратации с газообразным или растворенным оксидом углерода (углекислым газом). Могут содержаться также про­дукты взаимодействия продуктов гидратации с другими химиче­ски активными веществами окружающей среды, обычно назы­ваемые продуктами коррозии.

Прочность ЦК на стадии ее роста может быть рассчитана по формуле, учитывающей ко­эффициент, отражающий прочность монокристаллов или их сро­стков, эмпирические коэффициенты, связанные с составом, дисперсностью и морфологией частиц новообразо­ваний, степень гидратации, удельные объемы соответственно исходного цемента, жидкости затворения и инертного наполнителя, а также отношение массы жидкости затвердевания и массы инертного наполнителя к массе цемента. При кавернозной поверхности наполнителя (типа керам­зита), длинноволокнистом армирующем наполнителе, рассчитать прочность по такой формуле невозможно, поскольку в таком случае необходимо введение дополнительных коэффициентов.

Если известен количественный вещественный состав ТЦ, то расчет ожидаемой прочности может быть произведен более точно в соответствии с эмпирическими коэффициентами для главной структурообразующей фазы. Другие новообразования следует относить к наполнителю.

Водопроницаемость цементного камняможет быть ориенти­ровочно вычислена по формуле:

где k — коэффициент водопроницаемости, м 2 ; εэф — коэффи­циент эффективной пористости, доли единицы; Rэф — средняя полуширина (средний радиус) эффективных пор, м.

Усадка и набухание в процессе твердения. Цементный ка­мень при твердении в воде несколько увеличивается в объеме, при твердении на воздухе или в другой среде пониженной от­носительной влажности дает усадку.

Как капиллярно-пористое тело ЦК чувствителен к изменению влажности ОС. При неограниченном поступлении воды извне в поровое пространство ЦК в процессе твердения наблюдается некоторое увеличение внешнего объема ЦК, называемое набуханием. Удаление воды из пор ЦК при водит к уменьшению его объема, называемому усадкой.

Она связана с капиллярными явлениями, а также сжатием слоистых минералов при удалении межслоевой воды. Усадка, как и набухание, зависит от минералогического состава клинкера и содержания добавок. Склонность к этим деформациям возрастает при увеличении содержания алюмоферритных минералов и тонкодисперсных наполнителей, таких, как глина, диатомит, опока, трепел. В отличие от контракции изменения внешнего объема ЦК больше связаны с явлениями физического, чем химического, характера.

С повышением температуры твердения способность ЦК к усадке и набуханию уменьшается. Некоторые цементы при повышенных температурах твердеют с усадкой даже в воде. Усадочные деформации ЦК тампонажных цементов нежелательны ввиду особой важности его изоляционных функций.

Основная литература – 6 [31-116], 7 [42-75].

1. Какова плотность ПЦ?

2. Что характеризует водоудерживающая способность ТР?

3. На каком приборе определяют прочность ТК?

4. Что показывает седиментационная устойчивость ТР?

5. Что характеризует подвижность ТР?

Источник: zdamsam.ru