Metnn.ru

Строй портал
0 просмотров
Рейтинг статьи
1 звезда2 звезды3 звезды4 звезды5 звезд
Загрузка...

УСТОЙЧИВОСТЬ К ЗАГРЯЗНЯЮЩИМ ПРИМЕСЯМ

УСТОЙЧИВОСТЬ К ЗАГРЯЗНЯЮЩИМ ПРИМЕСЯМ

Обработка бурового раствора при загрязнении цементом:

1. Увеличение концентрации дефлоккулянтов в буровом растворе. Лигносульфонат и лигнит действуют эффективно в присутствии кальция в широком диапазоне рН. При необходимости дополнительного контроля водоотдачи можно применить TANNATHIN®, RESINEX® и XP-20K™, которые весьма эффективны в среде с большим уровнем кальция. Большинство проблем, вызванных загрязнением цемента, решаются достаточно легко именно таким образом. Однако при проходке большого количества цемента буровой раствор необходимо обработать так, чтобы снизить содержание извести (если это позволит температурный режим).

2. Когда цемент становится растворимым, он повышает щелочность. Поэтому необходимости в добавлении каустической соды вместе с дефлоккулянтами нет. Низкий рН дефлоккулянтов, таких как лигнит и SAPP, компенсирует влияние гидроксил-ионов, образовавшихся при растворении цемента. Это способствует снижению pH и Pm, что повышает растворимость цемента (и кальция), в результате чего образуется осадок.

3. Свободный кальций можно осадить из раствора бикарбонатом натрия или кислым пирофосфатом натрия. Существуют разные точки зрения относительно того, какой из этих химреагентов наиболее эффективен, однако и бикарбонат натрия, и SAPP в равной степени снижают рН и Pm.

4. Если разбуривание цемента ведется на полимерном растворе, в таком растворе будет иметь место гидролизация полимеров из-за высокого рН и осаждение полимеров кальцием (см. Рис. 1 и 2). Поэтому необходимо снизить уровень рН и срочно удалить кальций (Ca 2+ ) из раствора осаждением.

5. В этом случае в раствор вводится лимонная кислота (H3C6H5O7). Лимонная кислота осаждает цемент в виде цитрата кальция и снижает рН. Реакция при обработке раствора лимонной кислотой имеет следующий вид:

6. Еще один метод борьбы с загрязнением бурового раствора цементом – применение механических систем очистки для удаления мелких частиц цемента. В этом случае цемент удаляется еще до того, как он может раствориться при низком рН.

Рис. 1. Гидролиз полиакриламида в полиакрилат при высоком рН, выход газа аммиака.

Рис. 2. Осаждение полиакрилата кальцием.

Бикарбонат натрия – отличное средство для борьбы с загрязнением раствора, так как бикарбонат осаждает кальций и снижает уровень рН. В зависимости от рН раствора, бикарбонат натрия образует ионы карбоната (CO3 2– ) и бикарбоната (HCO3 – ), которые осаждают кальций путем образованием карбоната кальция (известняка) как показано ниже:

При добавлении бикарбоната снижается уровень рН. Это – результат реакции HCO3 с NaOH, которая необходима для преобразования HCO3 в CO3. При использовании двууглекислого натрия целью является введение в раствор источника ионов карбоната и бикарбоната для реакции с избыточной известью и ионами кальция. Зачастую при использовании этого метода обработки раствора возникают осложнения из-за передозировки карбоната. Если концентрация карбонатов превышает уровень, необходимый для осаждения кальция, возможно загрязнение бурового раствора карбонатами. Поэтому лучше всего сперва добавить лишь небольшое количество карбонатов и понаблюдать за характеристиками раствора. Еще один подход к обработке цемента – использование фосфата SAPP (кислый пирофосфат натрия). Фосфаты хорошо удаляют кальций и способствуют дефлоккуляции загрязненного раствора. Используемые для обработки фосфаты при температуре выше ±200°F преобразуются в ортофосфаты. Ортофосфаты не так эффективны в качестве дефлоккулянтов, однако они все еще способны удалять из раствора кальций. Дополнительный эффект использования фосфатов заключается в снижении рН, Pf и Pm. У кислого пирофосфата натрия рН равен 4,8; у PHOS – 8,0.

Еще одно преимущество фосфатов заключается в отсутствии побочных продуктов реакции, которые могут привести к дополнительным осложнениям. При необходимости снижения уровня Pm лучше воспользоваться кислым пирофосфатом натрия. При проходке большого количества цемента может потребоваться обработка бурового раствора какой-либо кислотой. Даже при использовании бикарбоната уровень рН может превысить допустимые пределы, поэтому в таких случаях буровой раствор обрабатывают лимонной кислотой, кислым пирофосфатом натрия, уксусной кислотой, лигнитом с низким рН или лигносульфонатом.

Примечание: из-за высокого уровня рН кальцинированная сода при обработке загрязненного цементом раствора не применяется.

Загрязнение карбонатами

Химическое загрязнение бурового раствора растворенными карбонатами – одна из самых сложным и наименее изученных проблем нашей отрасли. В результате загрязнения карбонатами и бикарбонатами увеличивается вязкость, ДНС и СНС; такое загрязнение может привести к отвердению бурового раствора. Увеличение вязкости может наблюдаться при флоккуляции глинистых частиц раствора под действием карбонатов или бикарбонатов.

Читайте так же:
Использовать цемент зимой как

Источниками карбонатов и бикарбонатов являются:

1. Углекислый газ (СО2), попавший в буровой раствор из атмосферы через перемешиватели бурового раствора в емкостях и на выходах системы очистки и системы приготовления раствора. При растворении СО2 образуется углекислота (H2CO3), которая распадается на бикарбонаты (HCO3) и/или карбонаты (CO3) в зависимости от уровня рН раствора.

2. Передозировка кальцинированной соды или двууглекислой соды при обработке бурового раствора, загрязненного цементом или гипсом.

3. Вторжение углекислого газа (СО2) из пласта или пластовой воды.

4. Бикарбонаты или карбонаты, являющиеся побочными продуктами разложения лигносульфоната и лигнита под воздействием высоких температур (выше 325°F).

5. Барит, в котором иногда содержатся ионы карбоната или бикарбоната.

Приведенные ниже химические уравнения иллюстрируют растворение СО2 с образованием углекислоты (H2CO3), которая затем распадается на бикарбонаты (HCO3) и/или карбонаты (CO3), в зависимости от уровня рН бурового раствора. Эти уравнения показывают обратимость химических реакций в зависимости от рН. Таким образом, СО3 может снова стать HCO3 и даже CO2 при снижении рН.

Графически эти реакции проиллюстрированы на Рис.3, показывающем распределение углекислоты (H2CO3), бикарбоната (HCO3) и карбоната (CO3) от уровня pH.

Рис. 3. Равновесие между карбонатами и бикарбонатами.

Памятка молодому инженеру по буровым растворам

В настоящей статье речь пойдет об особенностях Сузунского и Ванкорского нефтегазовых месторождений. Мы побеседуем о применяемых буровых растворах и их параметрах. Скважины на данных месторождениях в основном наклонно-направленные с горизонтальным окончанием, горизонты протяженностью до 1000 метров.

Бурение пород ММП (вечно-мерзлых пород), бурение под термокейс до 35-40 метров.

Вероятно, многие молодые специалисты не встречались пока с понятием «термокейс», поэтому считаю целесообразным дать краткое разъяснение. Бурение под термокейс ведется РШ-1000 или расширителем, который включает три боковых шарошечных долота (калибрующие диаметр 1000 мм); два нижних и одно – центральное. Как правило, это шарошки с термостойкими вставками TCI (зубьями). В пробуренный ствол спускают термокейс с наружным диаметром 820 мм и внутренним – 510 мм. Между стенками термокейса расположен пенофлекс (или другой аналог пены), минимизирующий риск растепления пород ММП при дальнейшем углублении под кондуктор 324 мм.

При приготовлении глинистого раствора или пасты на основе бентонита необходимо придерживаться следующих правил:
— оптимальная концентрация бентонита: от 85 до 100 кг/м3;
— условная вязкость должна составлять до 130-140 сек/кварта;
— температура воды для приготовления раствора не должна превышать 12оС. Чтобы снизить риск нагревания раствора, следует отключить паровые линии и нагреватели.
Рецепт приготовления 40м3 бурового раствора: — каустическая сода – 0,5 мешка (25 кг/меш.);
— бентонит – 4 мешка (1000 кг/меш.);

При данной рецептуре для снижения водоотдачи возможно использование модифицированного крахмала или ПАЦ Н (полианионновой целлюлозы).

Следует дать время распуститься бентониту, в среднем это 2-3 часа. При бурении термокейса подбираются более-менее крупные сетки. На первом этапе очистки, при оборудовании в блоке ЦСГО тремя виброситами, следует установить ситовые панели в следующем порядке: на потоке установить более крупные сетки размером от 45 API до 50 API; на боковых виброситах 70-80 API — так как сила потока будет значительно меньше, что приведет к незначительному переливу раствора; на линейном вибросите сите под гидроциклонами установить сетки от 140 до 230 API. Желательно не использовать илоотделитель, так как есть большая вероятность забивки конусов, а применять только пескоотделитель. Как правило, бурение происходит быстро, и большого удельного веса раствор не набирает.

Вывод: Основными рисками при бурении под термокейс может стать растепление пород ММП, что в дальнейшем приведет к нестабильности ствола скважины и катастрофическим поглощениям. Поэтому нельзя нагревать воду или раствор выше + 12 С, условная вязкость не должна быть менее 130 сек/кварта — для хорошей наработки фильтрационной корки. После цементирования термокейса, буровой раствор можно оставить на бурение под кондуктор.

Читайте так же:
Фуллер насос для цемента
Бурение под кондуктор 324мм до 650-700м.

На данном этапе проводки скважины критически важно эффективно настроить систему очистки, снять насадки на конусах илоотделителя. Нужно выполнить настройку таким образом, чтобы пескоотделитель работал на ЦСГО (сам на себя), а насосом (ШН) илоотделителя работать на рабочую емкость. Также можно периодически запускать центрифугу, если она настроена на рабочую емкость. Установку ситовых панелей на линейных виброситах можно осуществлять, комбинируя размеры в диапазоне 70-100 API,а на осушающем вибросите следует использовать размер 230 API.


Основные требования при бурении под кондуктор 324 мм:
Не превышать программные значения, удельный вес бурового раствора должен быть не более 1,16 г/см3. При увеличении удельного веса следует постоянно проверять ситовые панели на их целостность и своевременно заменять на новые. Постоянной проверке подлежит и работа систем очистки:
1) проверять плотность пульпы с конусов песко-, илоотделителя;
2) проверять, есть ли слабая вибрация на конусах. Иногда бывает, что раствор просто выходит без очистки.
Рекомендованные меры:
— Разбавление раствора на свежее приготовленный.
— Запуск центрифуги (разрешен, если содержание песка в растворе не более 1%.)

Для минимизации риска растепления пород ММП нельзя допускать снижение условной вязкости раствора до 125-150 сек. При бурении в глинах для снижения риска наработки сальника рекомендуется держать рН – 8,5-9 и использовать противосальниковые добавки (например, Drilling detergent, производство компании Halliburton Baroid. Желательно данную добавку вводить в трубное пространство путем заливки по 2 ведра перед наращиванием).

При увеличении условной вязкости во время бурения в сланцевых породах необходимо приготовить и всегда держать в резерве легкий раствор с наименьшей концентрацией бентонита или на основе ПАЦ Н (с концентрацией 2-3 кг/м3). Во время бурения в песках условная вязкость начинает умеренно снижаться, следует немедленно реагировать дабы не привезти к растеплению пород ММП:
1) Откачать 8-10м3 раствора в БПР и обработать бентонитом 1-2 мешка, далее произвести обработку по циклу.
2) Если условная вязкость падает очень быстро, необходимо произвести обработку через гидроворонку с выходом на рабочую емкость по циклу.
3) При переслаивании пород песков с глинами необходимо проверить уровень рН в растворе. Дело в том, что иногда из-за слабого рН-уровня имеющаяся глина плохо деспергирует (растворяется). В таких случаях можно произвести «легкую» обработку раствора каустической содой по циклу.

На месторождении Сузунское компании АО «Ванкорнефть» имеется очень опасный интервал по вертикали от 240 до 280м (бурение в песках). На данном этапе бурения очень важно соблюдать контроль всех вышеуказанных параметров бурового раствора. При несоблюдении одного из параметров можно легко растеплить или порвать пласт, что вызовет катастрофическое поглощение без выхода циркуляции на устье. Как показывает мой личный опыт, при поглощениях в данном интервале кольматирующие пачки не дают положительных результатов, поэтому осложнения подобного характера в большинстве случаев могут привести к необходимости установки цементного моста и бурению второго ствола. Примечание: необходимо очень строго соблюдать условную вязкость в пределах от 120-150 сек., удельный вес раствора 1,13-1,16 г/см3.

Бурение под техническую колонну 245 мм

Бурение под техническую колонну 245мм обычно не вызывает проблем. КНБК на данном интервале, как правило, включают в себя РУСы (роторно-управляемые системы), и вынос шлама очень хороший при оборотах ВСП 80-120. Главное — поддерживать реологические параметры раствора и не снижать условную вязкость менее 40 сек.

Бурение под эксплуатационную колонну 178 мм

Бурение под эксплуатационную колонну обычно не вызывает проблем. В рамках нашей статьи наибольший интерес для нас представляет нижняя часть интервала, в которой встречаются серые или, как их еще называют, «шоколадные» глины. В некоторых случаях бурение данных интервалов причиняет инженеру по буровым растворам немалую головную боль. Вроде и глины как глины, но при СПО (шаблонировании ствола скважины «на сухую») часто происходит сужение ствола скважины, затяжки, посадки. Иногда без проработки не обойтись. Желательно все же пройти сложный интервал «на сухую», дабы не провоцировать глины раствором. Шаблонирование данного интервала (400-500м) может занимать от 3 до 5 дней.

Читайте так же:
Технология производства цемента стадии

Исходя из опыта, можно отметить несколько рекомендаций по бурению данного интервала:
— до входа в глины необходимо снизить водоотдачу до 3,8-4,0 мл/30 мин;
— за 100 м до входа в глины следует ввести и обработать раствор ингибиторами (лучше всего — силикатом натрия). На основе сульфированного асфальта лучше делать малообъемные пачки до 10м3. Рецепт прост: половина мешка каустической соды, мешок загустителя и сульфированный асфальт с концентрацией до 40 кг/м3. Можно добавить пару мешков целлюлозы или модифицированного крахмала для работы на водоотдачу, (желательно готовить на теплой воде — для распускания асфальтена). При приготовлении раствора на пополнение можно по 3-4 мешка на 40м3 добавлять сульфированный асфальт. Нельзя превышать указанное количество, так как при распускании он залепит сетки и последует перелив раствора через шнек.

После получения фильтрата на пресс-фильтре, вы заметите, что фильтрат стал темного кофейного цвета. Это свидетельствует о том, что буровой раствор более-менее готов к «встрече» с глинами. Необходимо также постоянно кальматировать раствор мраморной крошкой CaCо3, содержание мела не менее 60 кг/м3. При бурении глин как таковых глин вы не заметите (они достигают до 30% от общего объема шлама). Первые признаки входа в глины — это небольшое увеличение условной вязкости раствора. После шаблонировки интервала бурильная колонна, как правило, ходит свободно. При достижении забоя необходимо произвести промывку и обработать раствор разжижителем тип Shale stabilizer.

Бурение под «хвостовик» 114 мм

Это, пожалуй, самый благоприятный интервал для инженера по буровым растворам. Практически все бурение осуществляется через коллекторы, одни пески, поэтому в основном проблем не возникает. Водоотдачу раствора можно держать до 6 мл/30мин.

Примечание: перед приготовлением раствора на основе фугата (тех. воды) замерьте следующие параметры: рН, Ca + total hardness (общую жесткость), содержание хлор ионов (CL). Запомните: после бурения под хвостовик в растворе содержание CL до 25000-40000 мг/л, после переработки через блок ФСУ данный фугат лучше не использовать для приготовления бентонитовой пасты. Это объясняется тем, что бентонит очень плохо распускается в соленой воде, так что лучше сбросить данный раствор или использовать в дальнейшем.

Добыча нефти и газа

нефть, газ, добыча нефти, бурение, переработка нефти

ОСНОВНЫЕ СВОЙСТВА ЦЕМЕНТНОГО РАСТВОРА И КАМНЯ

Свойства цементного раствора зависят от многих факторов, таких как химико-минеральный состав, качество и количество наполнителей, водоце-ментное отношение, количество и природа химических наполнителей, ре­жим перемешивания, температура, давление и др.

Основные свойства цементного раствора применительно к скважинам следующие: водосодержание, подвижность (растекаемость), плотность, по­казатель фильтрации, динамическое сопротивление сдвигу, структурная вязкость, седиментационная устойчивость, время загустевания, сроки схва­тывания и некоторые другие. К свойствам цементного камня следует отне­сти механическую прочность, проницаемость, объемные изменения, корро­зионную устойчивость в агрессивных средах и модуль упругости.

Свойства цементных растворов и камня могут быть изменены введе­нием наполнителей, активных добавок или обработкой химическими реа­гентами.

Водосодержание. Водосодержание характеризуется водоцементным отношением, т.е. отношением массы воды к массе твердого тампонажного материала. Для стандартных тампонажных портландцементов с удельной поверхностью 2500 — 3500 см2/г водоцементное отношение может колебать­ся в пределах от 0,5 до 0,6.

Растекаемость. Важное свойство цементного раствора — подвижность, которую в начальный момент после затворения определяют с помощью усеченного конуса АзНИИ путем отсчета среднего диаметра расплывшего­ся раствора в двух направлениях (наибольшее и наименьшее).

Плотность. Одна из важных характеристик цементного раствора — плотность. Она зависит от плотности сухих тампонажных материалов и жидкости затворения, а также от водоцементного отношения. Это практи­чески единственный показатель качества раствора, контролируемый в про­цессе его приготовления и транспортирования в скважину.

Для стандартного цементного раствора при В/Ц = 0,5 (в соответствии с требованиями ГОСТ 1581—85) его расчетная плотность составляет 1,81 — 1,85 ã/ñì3.

В промысловых условиях ее чаще всего определяют с помощью арео­метров АГ-1 и АГ-2 в каждой точке затворения независимо от наличия станции контроля цементирования СКЦ, которая обеспечивает автоматиче­скую регистрацию и запись средней плотности закачиваемого в скважину раствора. Непрерывный контроль плотности тампонажного раствора дости­гается применением радиоактивных плотномеров.

Читайте так же:
Как залить откосы бетоном

Показатель фильтрации. Под воздействием перепада давления в це­ментном растворе происходит процесс водоотделения, который называется фильтрацией. Скорость фильтрации в значительной мере зависит от при­нятого В/Ц: она обратно пропорциональна квадрату удельной поверхности цемента (тонкости помола), количеству наполнителя и вязкости жидкой фазы цементного раствора.

Вследствие высокой фильтрации цементный раствор становится вяз­ким, труднопрокачиваемым, сроки схватывания его ускоряются, в резуль­тате образования толстых цементных корок возможен прихват обсадной колонны во время ее расхаживания.

Фильтрация цементного раствора может быть определена с помощью специального прибора УВЦ, разработанного во ВНИИКАнефтегазе, или прибора ВМ-6, который применяется для измерения фильтрации бурового раствора при давлении 0,1 МПа (в этом случае говорят о предельной фильтрации за определенное время).

Седиментационная устойчивость. Под седиментационной устойчиво­стью подразумевают способность частиц тампонажного раствора оседать в жидкости затворения под действием сил тяжести. Этот параметр зависит

от разности плотностей твердой и жидкой фаз тампонажного раствора, микроструктуры порового пространства, вязкости жидкости затворения.

Вследствие сильно развитой межфазной поверхности тампонажные растворы агрегативно неустойчивы. О характере и степени седиментаци-онных перемещений в основной части столба тампонажного раствора с достаточной точностью можно судить по характеру и степени перемеще­ний верхнего уровня твердой составляющей раствора.

При цементировании обсадных колонн в газовых скважинах и сква­жинах с наличием зон АВПД появляется необходимость нормирования се-диментационной устойчивости тампонажных растворов, для повышения которой может быть рекомендован к использованию весь комплекс меро­приятий по снижению показателя фильтрации цементных растворов.

Загустевание. Спустя некоторое время после затворения и механиче­ского перемешивания начинает проявляться способность цементных рас­творов к структурообразованию, которое выражается последовательно в загустевании и схватывании растворов. Загустевание тампонажных раство­ров оценивают консистометром.

Существенно влияют на загустевание цементных растворов природа цемента, тонкость его помола, В/Ц, температура, давление и некоторые другие факторы.

Увеличить время загустевания тампонажных растворов можно, ис­пользуя замедлители процессов структурообразования, качество и количе­ство которых подбирают с учетом конкретных условий скважин (к числу замедлителей относятся ССБ, КМЦ, гипан НТФ, ОЭДФ, ВКК, хромпик и др.).

Сроки схватывания. Возможность применения тампонажных раство­ров в отечественной практике в большинстве случаев определяется срока­ми схватывания, которые зависят от химикоминерального состава цемента, его удельной поверхности, В/Ц, химических реагентов, вводимых в рас­твор, температуры, давления и других факторов.

При прочих равных условиях с повышением удельной поверхности цемента и уменьшением В/Ц сроки схватывания цементного раствора уменьшаются. На их уменьшение температура влияет более существенно, чем давление, а их совместное воздействие еще эффективнее.

Механическая прочность цементного камня. Прочность тампонажного камня характеризуется временным сопротивлением сжатию, растяжению или изгибу. Изготовленные определенной формы образцы цементного камня испытывают на прочность, причем определяют напряжение, соот­ветствующее разрушению образца.

Механическая прочность цементного камня зависит от многих факто­ров, основными из которых являются химико-минеральный состав цемента, В/Ц, удельная поверхность цемента, наличие наполнителей и химических добавок, условия твердения и др. Существенно влияют на прочность це­ментного камня также температура и давление.

Проницаемость цементного камня. Под проницаемостью цементного камня понимают его способность пропускать через себя жидкости или га­зы при определенном перепаде давления. Для обеспечения надежного раз­деления пластов цементный камень в затрубном пространстве должен иметь минимально возможную проницаемость для пластовых флюидов.

Проницаемость цементного камня изменяется в процессе его тверде­ния и существенно зависит от природы цемента и наполнителей, В/Ц, ус­ловий и времени твердения и т.д.

Добавки для цементного раствора – полный справочник строителя с фото и видео

Обратите внимание: данный материал посвящен именно разновидностям и свойствам добавок для цемента, не для бетона. В чем разница?

  1. Бетон изготавливают путем смешивания 4-х компонентов: воды, цемента, больших и мелких заполнителей (щебень / гравий, галька).
  2. В строительный раствор (цемент о-песчаную смесь) входит 3-и составляющие: песок, цемент и вода.

Именно наличие в бетоне крупных фракций, а в строительном растворе песка и является главным отличием материалов. Данное различие соответственно влияет на сферу их использования: бетон применяют для сооружения крупных / средних элементов конструкций и фундаментов; цементно-песчаный раствор – для штукатурки поверхностей, заполнения швов, конструирования стяжки под напольное покрытие.

3 причины использовать добавки для цемента

Добавление в строительную смесь специальных веществ позволяет изменить или улучшить свойства материала, а именно:

  1. Сделать раствор более прочным, что особенно актуально при возведении высоконагруженных конструкций.
  2. Облегчить укладку смеси, благодаря чему сокращаются финансовые, временные и трудовые затраты.
  3. Повысить эксплуатационный срок службы раствора, что является экономически выгодным решением.
Читайте так же:
Повышение пластичности цементного раствора

В зависимости от выбранной добавки можно придать смеси пластичности, замедлить или ускорить время схватывания, повысить степень водонепроницаемости, улучшить морозостойкость, уменьшить усадку и т.д.

Виды добавок для цемента: особенности, дозировка, использование

Дабы правильно выбрать нужный для реализации задач продукт, важно знать особенность каждого вещества. Согласно ГОСТу 24640-91 добавки для цемента разделяют на следующие виды: пластифицирующие, вовлекатели воздуха, ускорители схватывания смеси, замедлители схватывания, уплотняющие, ингибиторы коррозии, противоморозные, полимерные, красящие.

Рассмотрим детальнее каждый тип:

Пластифицирующие

Преимущества

Пластификатор представляет собой специальное средство в виде порошка, жидкости или готового к использованию раствора, которое при добавлении в цементную смесь:

  1. увеличивает степень эластичности и текучести;
  2. повышает твердость и прочность монолитной конструкции до 125-140%;
  3. уменьшает концентрацию воды в растворе на 5-15%;
  4. увеличивает стойкость к температурным колебаниям;
  5. снижает процент усадки материала после затвердевания;
  6. повышает адгезию между компонентами цементного раствора и с металлическими изделиями;
  7. препятствует возникновению на арматуре и других элементах коррозийных образований;
  8. сокращает объем использования цемента в растворе до 15%;
  9. снижает вероятность появления воздушных пустот;
  10. увеличивает общую площадь покрытия за счет уменьшения толщины заливания раствора;
  11. улучшает удобоукладываемость и экономит трудовые ресурсы.

Кроме того, пластифицирующие добавки делают цемент более однородным, целостным и долговечным. Благодаря этому материал не расслаивается, не покрывается «сеткой» трещин и дольше хранится до начала использования.

Важно! При ведении строительных работ при низких температурах (-10°С и ниже) – сильно уменьшать количество цемента в растворе не рекомендуют.

Разновидности и сферы использования

В зависимости от оказываемого эффекта пластифицирующие добавки для цемента разделяют на 4 группы:

  1. Суперсильные – способны увеличить подвижность в 3-4 раза и пластичность раствора на несколько уровней (к примеру, с П1 до П6) без снижения прочности и плотности материала. Продукт сделан на базе серной кислоты, 30% формальдегида, нафталина и сульфата натрия. Суперсильная пластифицирующая добавка для цемента подходит для выполнения любых строительных работ: заливка, стяжка, штукатурка.
  2. Сильные – вещество, изготовленное на основе акриловых полимеров, неорганических солей, лигносульфоната. Сильные пластификаторы увеличивают удобоукладываемость цементной смеси, повышают тиксотропность и пластичность на 3-4 уровня (с П1 до П3). Рекомендуют применять для формовки различных конструкций, стяжки и штукатурки.
  3. Средние – добавка, которая повышает гидроизоляционные свойства цемента; улучшает стойкость к сульфатам и хлоридам; увеличивает подвижность материала с П1 до П3. Средние пластификаторы традиционно используют для возведения фундамента и закладки цоколя.
  4. Слабые – продукт, созданный из натрия, фтора и метилсиликоната калия, повышает пластичность цемента всего на 1 уровень, но при этом значительно улучшает его гидроизоляционные характеристики. Советуют выбирать слабые добавки, если необходимо построить небольшое цементных сооружений.

Все классы пластифицирующих добавок увеличивают плотность цемента, благодаря чему он лучше проводит тепло (особенно актуально при использовании для стяжки под теплые полы).

Дозировка добавки на 100 грамм цемента

Дозировка продукта зависит от его концентрированности – у каждого производителя она разная. Как правило, это 0,5-1% вещества от общей массы цемента – то есть на 100 грамм раствора нужно 0,5-1 г добавки. Пластификаторы разбавляются водой в пропорции 1:2 (t – до 30 градусов), а затем добавляются в цементную смесь в процессе ее замешивания (сухие – в начале, жидкие – в середине).

Рассмотрим на примере:

при использовании 0,5% добавки от массы цемента – необходимо добавлять 100 г пластификатора на каждые 10 литров воды

Важно! В состав пластификатора входят вещества, которые «боятся» воды, поэтому хранить продукт следует в сухом месте при любой температуре.

Видео: CemThermo комплексная добавка для заливки пола и стяжки

Видео: Пластификатор и ускоритель твердения от Cemmix пробую первый раз

голоса
Рейтинг статьи
Ссылка на основную публикацию
Adblock
detector