- •Передмова
- •Глава 1. Проблема обводнення свердловин
- •1.1. Характеристика вод. Джерела, причини, шляхи та наслідки обводнювання свердловин
- •1.1.1. Характеристика природних підземних вод
- •1.1.2 Закономірне, передчасне й аварійне обводнювання свердловин і пластів Джерела обводнення свердловин
- •Геологічні фактори
- •Технологічні фактори
- •Наслідки обводнення свердловин
- •1.2. Класифікація причин обводнення свердловин і методи їх встановлення_________________________
- •1.3. Методи регулювання розробки родовищ і боротьби з обводненням свердловин
- •1.4. Гідродинамічні особливості витіснення нафти водою із проникнісно-неоднорідних колекторів за умов передчасних неконтрольованих проривів води
- •1.4.1 Проникнісна неоднорідність продуктивних пластів
- •1.4.2 Витіснення нафти з тріщинуватих пластів
- •1.4.3. Вирівнювання проникнісної неоднорідності тріщинуватого колектора при режимах витіснення нафти і газу як метод підвищення нафтогазовилучення
- •1.5. Види ремонтно-ізоляційних робіт і вибір методів їх виконання та тампонажних матеріалів
- •1.5.1. Класифікація ремонтно-ізоляційних робіт
- •1.5.2 Засади вибору технології pip і тампонажних матеріалів
- •Глава 2. Тампонажні матеріали,
- •2.1 Класифікації тампонажних матеріалів
- •2.1.1 Загальна класифікація тампонажних матеріалів
- •2.1.2 Класифікація тампонажних матеріалів за ступенем їх дисперсності
- •2.1.3 Класифікація тампонажних матеріалів за механізмом закупорювання водопровідних каналів
- •2.1.4 Класифікація тампонажних матеріалів за їх взаємодією з пластовими флюїдами
- •2.1.5 Класифікація тампонажних розчинів за їх фізико-хімічним складом
- •2.2. Неорганічні твердіючі тампонажні цементи і розчини
- •2.2.1 Загальна характеристика тампонажних цементів
- •2.2.2 Тампонажний портландцемент
- •2.2.3 Глиноземистий і гіпсоглиноземистий цементи
- •2.2.4 Магнезіальний цемент
- •2.2.5 Тампонажні матеріали на основі силікатів лужних
- •2.2.6 Гіпсові в'яжучі речовини
- •2.2.7 Шлакові тампонажні матеріали і шлакоцементи
- •2.2.8 Легкі й полегшені тампонажні цементи і розчини
- •2.2.9 Обважнені тампонажні цементи і розчини
- •2.2.10 Термостійкі тампонажні цементи
- •2.2.11 Тампонажні цементи та розчини для низьких плюсових і
- •2.2.12 Розширні тампонажні цементи
- •2.2.13. Корозійностійкі тампонажні цементи
- •2.2.14 Тампонажні матеріали для ізоляції зон поглинання
- •2.2.15 Тампонажні суміші на мінеральній основі з додатками органоаеросилів, полімерів, латексу, азбесту
- •2.2.16 Наповнювачі до тампонажних розчинів
- •2.2.17 Технологічні властивості цементного порошку, розчину і каменю
- •2.3. Твердіючі в'яжучі тампонажні матеріали на основі органічних речовин
- •2.3.1 Тампонажні суміші на основі формальдегідних смол тсд-9 і тс-10
- •2.3.2 Гідрофобний тампонажний матеріал
- •2.3.3 Тампонажні суміші на основі інших смол
- •2.3.4 Тампонажні матеріали на основі мономерів -акриламіду і стиролу
- •2.3.5 Тампонажні матеріали на основі кремнійорганічних сполук
- •2.4 Гелеутворювальні тампонажні суміші
- •2.4.1 Загальна характеристика
- •2.5.2 Акрилові водорозчинні полімери
- •2.4.3 Гіпаноформалінова суміш (гфс)
- •2.4.4 В'язкопружні суміші на основі паа
- •2.4.5 Гелеутворювальні суміші на основі пал або кмц
- •2.4.7 Полімерний тампонажний матеріал акор
- •2.4.8 Нафтосірчанокислотна суміш
- •2.5 Суспензійні наповнювачі
- •2.5.1. Загальна характеристика полімерних матеріалів
- •2.5.2 Дослідження деяких технологічних характеристик суспензійних наповнювачів
- •2.5.3 Поліолефіни
- •2.5.4 Полістирол і кополімери стиролу
- •2.5.5 Полівінілхлорид
- •2.5.6 Полівініловий спирт
- •2.5.7 Фторопласты
- •2.5.8 Пом'якшувач, структуроутворювач ірубраке
- •Пом'якшувач
- •2.5.9 Гранульований магній, його продукти і шлам
- •Злежаний гранульований магній
- •2.5.10 Деякі інші органічні та неорганічні наповнювачі
- •Глава 3. Способи виконання водоізоляційних робіт у свердловинах
- •3.1 Відключення окремих пластів
- •3.2. Усунення негерметичності цементного кільця за експлуатаційною колоною та ізоляція підошовної води
- •3.2.1 Напрямки, наслідки, причини і типи каналів перетікання
- •3.2.2 Дослідження негерметичності цементного кільця
- •3.2.3 Способи усунення негерметичності цементного кільця
- •3.2.4 Тампонажні матеріали
- •3.3. Відключення окремих обводнених інтервалів пористого пласта
- •3.3.1 Виявлення обводнених інтервалів та оцінка залишкового
- •3.3.2 Вибір методів ізоляції припливу нагнітальних і контурних вод у перфорованому інтервалі продуктивного пласта
- •3.3.3 Методи селективної ізоляції пластової води у свердловинах
- •Органічні і полімерні матеріали
- •3.3.4 Визначення об'єму водоізоляційних реагентів
- •3.4 Нарощування цементного кільця за обсадною
- •3.5 Розрахунок цементування свердловин
- •Глава 4. Ремонтно-лагодильні роботи
- •4.1. Лагодження дефектів експлуатаційної колони
- •4.2.1 Причини утворення дефектів у кріпленні свердловин
- •4.2.2 Методи виявлення дефектів
- •4.2.3 Визначення затрубних перетікань флюїдів і негерметичності обсадної колони
- •4.3 Усунення негерметичності обсадної колони труб
- •4.3.1 Загальна стратегія робіт з усунення негерметичності
- •4.3.2 Спосіб доскручування обсадної колони
- •4.3.3 Способи тампонування ненаскрізних каналів
- •4.3.4 Способи ізоляції наскрізних каналів
- •4.4.1. Гідродинамічні дослідження негерметичності експлуатаційної колони
- •4.4.2 Промислово-геофізичні дослідження
- •4.4.3 Обстеження стовбура свердловини
- •Глава 1
- •Класифікація причин обводнення свердловин і методи їх встановлення 87
- •Методи регулювання розробки родовищ і боротьби
- •1.4. Гідродинамічні особливості витіснення нафти водою
- •Глава 2
- •2.3. Твердіючі в'яжучі тампонажні матеріали на основі органічних
- •3.2. Усунення негерметичності цементного кільця за
- •Глава 4
- •4.2 Визначення негерметичності в кріпленні свердловини і місця
- •Технологічні матеріали і способи ізоляції
2.2.9 Обважнені тампонажні цементи і розчини
За умов високих тисків у покладах виникає потреба у використанні тампонажних розчинів з підвищеною густиною. Такі розчини можна приготувати або з обважнених тампонажних цементів, або шляхом використання
250
дисперсійного середовища з підвищеною густиною чи додаванням твердої фази високої густини - обважнювачів.
У даний час обважнювання тампонажних розчинів досягається різними способами: 1) введенням обважнювачів шляхом змішування їх у сухому вигляді з в'яжучим матеріалом; 2) використанням рудних цементів; 3) сумісним помелом клінкеру і обважнювальних додатків; 4) збільшенням кількості окису заліза в портландцементі. Найбільш поширеним є перший спосіб, який забезпечує можливість регулювати густину розчину в широких межах [200].
Промисловістю випускаються обважнені тампонажні цементи як на портландцементній (ОЦГ), так і на шлаковій (ОШЦ) основах.
Обважнений цемент типу ОЦГ для помірних температур призначений для тампонування свердловин за температур до 130°С і за наявності зон аномально високих пластових тисків (табл. 2.23, 2.24). Він може містити тампонажний портландцемент для помірних температур або портландцемент марки не нижче 400 (до 60%) і подрібнену залізну руду (до 60%).
Таблиця 2.23 - Класифікація цементів типу ОЦГ
Марка цементу |
Температура використання, °С |
Густина розчину рр, 103 кг/м3 |
ОЦГ-1 |
20-130 |
2,06-2,15 |
ОЦГ-2 |
20-130 |
2,16-2,25 |
Таблиця 2.24 - Характеристика цементів типу ОЦГ і їх розчинів
Параметри |
Норми для марки |
|
ОЦГ-1 |
ОЦГ-2 |
|
Питома поверхня цементу, м^/кг, не менше |
250 |
220 |
Розтічність розчину, м, не менше |
0,18 |
0,18 |
Густина тампонажного розчину рр, 103 кг/м3 |
2,06-2,15 |
2,16-2,25 |
Терміни тужавіння тампонажного розчину, год., хв.: початок, не раніше кінець, не пізніше |
|
|
1,75 |
1,75 |
|
5 |
5 |
|
Межа міцності цементного каменю під час згину через 24 год.твердіння, МПа, не менше |
2,5 |
2,5 |
Цементи тампонажні шлакові обважнені типу ОШЦ призначені для цементування високотемпературних нафтових та газових свердловин з аномально-високими пластовими тисками, у тому числі для ізоляції соленосних відкладів (табл. 2.25, 2.26, 2.27, 2.28) [200]. Тампонажні обважнені шлакові цементи - гідравлічні в'яжучі речовини, які одержані спільним подрібненням висушеного гранульованого доменного шлаку (не менше 25%) та обважнювального додатку (густиною понад 4000 кг/м3;
251
не більше 75%) з наступним додаванням до цементів марок ОШЦІ-120 та ОШЦ2-120 портландцементу (тампонажного для гарячих свердловин або марки не нижче 400 до 20%).
Таблиця 2.25 - Класифікація цементів типу ОШЦ
|
Температура |
Густина розчину |
Марка цементу |
використання, °С |
рр, 103кг/м3 |
ОШЦ1-120 |
80-160 |
2,06-2,15 |
ОШЦ2-120 |
80-160 |
2,16-2.30 |
ОШЦ 1-200 |
160-250 |
2,06-2.15 |
ОШЦ2-200 |
160-250 |
2,16-2.30 |
Примітка. Шифр цементів означає: О - обважнений, Ш - шлаковий„Ц — цемент, 120,200 - середні температури використання цементу.
Таблиця 2.26 - Характеристика цементів типу ОШЦ і їх розчинів
(випробовування за умов у табл. 2.22 і 2.23)
Параметри |
|
норми для марки |
|
|
|
ОШЦ1- |
ОШЦ2- |
ОПІЦІ- |
ОШЦ2- |
120 |
120 |
200 |
200 |
|
Питома поверхня цементу SІИІ, м2/кг |
230 |
200 |
230 |
200 |
Діаметр розтікання розчину Dv, см |
18 |
18 |
18 |
18 |
Густина розчину рр, 103 кг/м3 |
2,06-2,15 |
2,16-2,30 |
2,16-2,30 |
2,16-2,30 |
Час початку тужавіння τ-туж, год., не раніше |
2 |
2 |
3 |
3 |
Час кінця тужавіння тк-туж, год., не пізніше |
8 |
8 |
10 |
10 |
Напруга згину каменю озг через 24 год., МПа, |
2,5 |
2,5 |
2,5 |
2,5 |
не менше |
|
|
|
|
Таблиця 2.27-Режим тверднення взірців тампонажного каменю при випробовуванні на міцність
Марка цементу |
Температура t, °С |
Тиск р, МПа |
ОШЦ2-120 |
120±3 |
40±2 |
ОШЦ2-200 |
200±3 |
60±3 |
Таблиця 2.28 - Режим випробовувань взірців цементних розчинів на час загустіння і на терміни охоплення
Марка цементу |
Температура t, °С |
Тиск р, МПа |
ОПІЦІ-120 |
90±3 |
40±2 |
ОШЦ2-120 |
90±3 |
40±2 |
ОШЦ1-200 |
160±3 |
60±3 |
ОШЦ2-200 |
160±3 |
60±3 |
Фізико-механічні властивості розчину і каменю із обважнених цементів усіх марок подано в табл. 2.29, а рекомендований час очікування затвердіння цементу (ОЗЦ) - в табл. 2.30.
252
Таблиця 2.29 - Фізико-механічні властивості розчину і каменю з обважнених цементів
|
Додатки сповільнювачів. % сухої речовини |
|
|
|
Умови |
|
|
|
|
|||
Вид цементу |
В/Ц |
Dр, см |
Рр' 103 кг/м3 |
випробувань |
τ схв, год.-хв. |
σ,МПа, через 48 год |
||||||
ССБ |
Гіпан |
Хромпік |
τ °С |
p,МПа |
τП.СХ. |
τк.сх. |
Узг |
Уст |
||||
|
- |
- |
- |
0,35 |
20-21 |
2,10-2,12 |
20 |
0,1 |
6-10 |
9-13 |
1,5-2,0 |
3,0-5,0 |
ОЦГ-1 |
0,05-0,15 |
— |
— |
0,35 0,35 |
20-21 21-23 |
2,10-2,12 2,10-2,12 |
75 75 |
0,1 0,1 |
2-3 4-7 |
3-5 6-10 |
3,0-5,0 3,5-5,5 |
8,0-1,30 60-120 |
|
0,15-0,25 |
- |
- |
0,35 |
22-24 |
2,10-2,12 |
100 |
40 |
3-5 |
5-8 |
5,0-7,0 |
100-200 |
|
- |
- |
- |
0,33 |
19-21 |
2,20-2,23 |
20 |
0,1 |
6-10 |
9-13 |
1,5-2,0 |
25-40 |
ОЦГ-2 |
0,05-0,15 |
— |
— |
0,33 0,33 |
19-21 21-23 |
2,20-2,23 2,20-2,23 |
75 75 |
0,1 0,1 |
2-3 4-7 |
3-5 6-10 |
2,5-4,5 3,0-4,5 |
50-100 60-100 |
|
0,15-0,20 |
- |
- |
0,33 |
21-23 |
2,20-2,23 |
100 |
40 |
3-5 |
5-8 |
4,5-7,0 |
80-150 |
|
- |
- |
- |
0,34 |
19-20 |
2,10-2,13 |
40 |
0,1 |
6-8 |
9-12 |
1,5-2,0 |
20-40 |
|
0,02-0,05 |
- |
- |
0,34 |
20-21 |
2,10-2,13 |
80 |
20 |
3-5 |
5-8 |
3,0-4,0 |
60-100 |
ОШЦ1-120 |
0,10-0,15 |
- |
0,10-0,20 |
0,34 |
21-23 |
2,10-2,13 |
120 |
40 |
3-6 |
5-9 |
3,0-5,0 |
80-150 |
|
0,20-0,30 |
- |
0,40-0,80 |
0,34 |
22-24 |
2,10-2,13 |
160 |
70 |
4-6 |
5-8 |
5,0-7,0 |
150-250 |
|
- |
0,10-0,15 |
0,10-0,20 |
0,34 |
18-20 |
2,10-2,13 |
160 |
70 |
4-6 |
5-8 |
4,0-6,0 |
120-200 |
|
- |
- |
- |
32 |
19-20 |
2,20-2,22 |
40 |
0,1 |
6-8 |
9-12 |
1,5-2,0 |
2,0-4,0 |
|
0,02-0,05 |
- |
- |
32 |
20-21 |
2,20-2,22 |
80 |
20 |
3-5 |
5-8 |
2,5-4,0 |
6,0-10,0 |
ОШЦ2-200 |
0,05-0,15 |
- |
0,10-0,30 |
32 |
21-23 |
2,20-2,22 |
120 |
40 |
3-6 |
5-9 |
3,0-5,0 |
7,0-12,0 |
|
0,20-0,30 |
- |
0,40-0,80 |
32 |
22-24 |
2,20-2,22 |
160 |
70 |
4-6 |
5-8 |
5,0-7,0 |
15,0-25,0 |
|
- |
0,10-0,25 |
0,10-0,20 |
32 |
18-20 |
2,20-2,22 |
160 |
70 |
4-6 |
5-8 |
4,0-6,0 |
12,0-20,0 |
|
0,05-0,10 |
- |
0,05-0,10 |
34 |
20-21 |
2,10-2,12 |
100 |
20 |
3-8 |
5-8 |
1,5-2,5 |
3,0-6,0 |
|
0,15-0,25 |
- |
0,20-0,50 |
34 |
22-24 |
2,10-2,12 |
160 |
60 |
3-6 |
5-8 |
5,0-6,0 |
12,0-20,0 |
ОШЦ1-200 |
- |
0,10-0,25 |
0,10-0,15 |
34 |
20-22 |
2,10-2,12 |
160 |
60 |
4-7 |
6-10 |
4,0-5,0 |
13,0-20,0 |
|
- |
0,50-0,60 |
0,50-0,60 |
34 |
19-21 |
2,10-2,12 |
220 |
80 |
4-7 |
5-8 |
5,0-7,0 |
13,0-20,0 |
|
- |
0,60-1,00 |
0,60-1,00 |
34 |
18-20 |
2,10-2,12 |
250 |
100 |
3-5 |
5-7 |
6,0-8,0 |
15,0-25,0 |
|
0,05-0,10 |
- |
0,05-0,10 |
32 |
20-21 |
2,20-2,22 |
100 |
20 |
3-5 |
5-8 |
1,5-2,5 |
3,0-6,0 |
|
0,15-0,25 |
- |
0,30-0,50 |
32 |
22-24 |
2,20-2,22 |
160 |
60 |
3-5 |
5-8 |
5,0-6,0 |
12,0-20,0 |
ОШЦ2-200 |
- |
0,20-0,30 |
0,10-0,30 |
32 |
20-21 |
2,20-2,22 |
160 |
60 |
4-7 |
6-10 |
4,0-5,0 |
10,0-15,0 |
|
- |
0,50-1,80 |
0,50-1,00 |
32 |
19-20 |
2,20-2,22 |
220 |
80 |
4-7 |
5-8 |
5,0-6,0 |
13,0-20,0 |
|
- |
0,60-1,00 |
0,6-1,20 |
32 |
19-20 |
2,20-2,22 |
250 |
100 |
3-5 |
4-6 |
6,0-8,0 |
16,0-25,0 |
253
Таблиця 2.30 - Рекомендований час очікування затвердіння (тужавіння) цементного розчину (ОЗЦ)
Вид цементу |
Час очікування затвердіння (год.) при статичній температурі, °С |
|||
20-40 |
40-100 |
100-160 |
160-250 |
|
ОЦГ-1,ОЦГ-2 |
48 |
24 |
16 |
- |
ОШЦ 1-120, ОШЦ 2-120 |
- |
24 |
16 |
- |
ОШЦ 1-200, ОШЦ 2-200 |
- |
- |
24 |
16 |
Обважнені тампонажні цементи ЦТТУ-1,2-160; ЦТТУ-1,2-250; ПЦТ Ш-Ут-0,1,2-100, виготовлювані в Російській Федерації, призначені для цементування нафтогазових свердловин в умовах нормальної, сольової, сірководневої і сульфатної агресій [563]. Властивості подано в табл. 2.31. їх використання забезпечує якісне цементування обсадних колон при температурі t = 100-250°С, стійкість цементного каменю в умовах сольової, сірководневої і сульфатної агресій. Постачаються в одноразових контейнерах. Успішно використовуються на родовищах Чечено-Інгушетії та Туркменії.
Таблиця 2.31 - Характеристика цементів ЦТТУ
Показники властивостей |
ЦТТУ-1,2-160 (ТУ 39-00147001- 170-97) |
ЦТТУ-1,2-250 (ТУ 39-00147001- 170-97) |
ПЦТШ-Ут-0,1,2- 100 (ГОСТ 1581- 96) |
Область використання, °С |
80-160 |
150-250 |
20-100 |
Водоцементне відношення |
0,32-0,35 |
0,32-0,35 |
0,32-0,36 |
Розтічність розчину, см |
18-20 |
18-20 |
18-20 |
Густина розчину, кг/м |
2000-2250 |
2000-2250 |
2000-2250 |
Міцність при згинанні, МПа: через 24 год. при 120°С через 8 год. при 200°С через 24 год. при 75°С |
2,5-3,0 - - |
- 2,0-2,5 -
|
- - 2,0-3,0 |
Час загуснення розчину в межах, год. |
2-6 |
2-4 |
1,5-4 |
У випадку використання обважнювачів необхідно враховувати їх густину, хімічний склад, дисперсність, вологість, змочуваність та абразивність.
У залежності від основи мінералу обважнювані з природних руд поділяються на декілька видів: карбонатні (сидерит), баритові, залізисті (гематит, магнетит, ільменіт), свинцеві (галеніт) [200].
Сидерит FeC03 - карбонат заліза - мінерал; густина його 3800-3900 кг/м3, твердість за шкалою Мооса 3,5-4. Оскільки карбонати розчинні в кислому середовищі, то карбонатні обважнювачі рекомендуються для підвищення густини розчинів у випадку цементування свердловин або ізоляції водоприпливу в межах продуктивних пластів. Це дає змогу шля-
254
хом кислотних оброблень частково усунути шкідливий вплив кольматації продуктивного пласта твердою фазою тампонажного розчину.
Барит BaS04 - сульфат барію - мінерал білого кольору, у чистому вигляді (без домішок) має густину 4480 кг/м3 і твердість за шкалою Мооса 3-3,5. У природі в залежності від кількості та характеру домішок (Sr, Pb, Ra, Fe203), які містяться в ньому, мінерал буває сірого, червоного та жовтого кольорів густиною 4300-4700 кг/м3. Барит, із відомих обважнювачів, найбільш широко використовується для обважнення тампонажних розчинів усіх типів. У бурінні використовують переважно баритові концентрати виробництва збагачувальних фабрик кольорової металургії (шість марок флотаційних баритових концентратів). Показники якості сухого баритового обважнювача для бурових розчинів, який одержується шляхом висушування і оброблення фосфатами флотаційного баритового концентрату, регламентуються ТУ 39-126-76 (табл. 2.32).
Таблиця 2.32 - Характеристика баритового обважнювача
Параметри |
Сорт баритового обважнювача |
||
1 |
2 |
3 |
|
Вміст сірчанокислого барію, % не менше |
92 |
87 |
80 |
Густина, кг/м*, не менше |
4250 |
4150 |
4050 |
Вміст води, %, не більше |
1,5 |
1,5 |
1,5 |
Вміст водорозчинних солей, %, не більше, в т.ч. кальцію |
0,30 |
0,35 |
0,35 |
0,05 |
0,05 |
0,05 |
|
Вміст залишку після просіювання на ситі з сіткою № 009К (за ГОСТ 3584-73), %, не більше |
4 |
4 |
4 |
Вміст фракцій розміром 5 мкм, %, не більше |
5 |
10 |
15 |
Якість обважнювачів на основі флотаційних баритових концентратів нижча, ніж чистого жильного бариту чи бариту, одержаного під час гравітаційного збагачення чисто баритових руд. Це пов'язано з тим, що флотаційні баритові концентрати містять шкідливі домішки флотореа-гентів, які викликають спінювання. У них також є високим рівень вмісту водорозчинних солей, тонкодисперсних та глинистих фракцій.
Для підвищення якості баритового обважнювача, послаблення чи нейтралізації шкідливого впливу різних домішок флотаційні баритові концентрати під час помелу або перед сушінням обробляють водним розчином зневоднених фосфатів - кислого пірофосфату чи триполіфосфату. Це дає змогу гідрофілізувати поверхню частинок бариту, нейтралізувати загущувальну дію тонкодисперсних фракцій обважнювача та глинистих частинок, зв'язати йони кальцію. Тоді підвищується загальна якість обважнювача, у зв'язку з чим знижуються його витрата, витрати часу і засобів на обважнювання та оброблення розчину.
255
Найкраще вимогам обважнення тампонажних розчинів відповідає обважнювач з концентратів, одержаних шляхом гравітаційного збагачення баритових руд. Обважнювачі, одержані подрібненням гравітаційних концентратів до необхідної дисперсності, мають ряд переваг перед баритом, одержаним флотаційним методом: відсутність флотореагентів на поверхні обважнювача; можливість забезпечення оптимального гранулометричного складу; відсутність великої кількості коагулювальних солей, які виникають внаслідок розкладання нетермостійких домішок у процесі інтенсивного сушіння флотоконцентратів, оскільки гравітаційні концентрати можна сушити за умов більш м'яких режимів.
Гематит Fe203 - окис заліза - один з головних мінералів залізних руд вишнево-червоного кольору; густина його (без домішок) 5300 кг/м3, твердість за шкалою Мооса 5-6. Природні руди з вмістом гематиту 54-60% можуть мати колір від чорного до сіро-сталевого і густину 4150-4400 кг/м3. Гематитовий обважнювач характеризується високою абразивністю.
Магнетит FeO·Fe203 - мінерал залізистих руд чорного кольору зі слабким металевим блиском. Він являє собою подвійний (змішаний) оксид заліза Fe304 із вмістом до 31% і закису заліза FeO, мало відрізняється від гематиту за густиною і твердістю. Густина магнетиту 4900-5200 кг/м3, твердість за шкалою Мооса 5,5-6,5. Він характеризується сильними магнітними властивостями. Для обважнювання розчинів використовують руди, які містять 53-55% магнетиту у вигляді порошку густиною 4200-4350 кг/м3. Магнетитовий обважнювач характеризується під-вищенними абразивними властивостями порівняно з баритовим.
Ільменіт FeO·Tі02 являє собою подвійний окис заліза і титану (закис заліза FeO і діоксид титану Ті02); густина його 4790 кг/м3, твердість за шкалою Мооса 5-6. Як обважнювач використовується рідко.
Якість залізистих обважнювачів регламентується ТУ 39-035-74:
Густина, кг/м3, не менше 4150
Вміст вологи, %, не більше 12,0
Вміст водорозчинних солей, %, не більше, 0,3
у т.ч. кальцію 0,05
Вміст залишку на ситі № 009К (за ГОСТ 3584-73), %, не більше 10
Галеніт PbS, чи свинцевий блиск, - один із основних мінералів свинцевих руд; густина його 7400-7600 кг/м3, твердість за шкалою Мооса 2-3. Галеніт рекомендується використовувати як обважнювач для одержання розчинів високої густини. У результаті його додавання густину тампонажних розчинів можна збільшити до 3000 кг/м3.
Для підвищення густини цементного розчину належить перш за все зменшити водовміст за рахунок зниження дисперсності та введення
256
пластифікаторів. Це в меншій мірі погіршує властивості цементного .каменю порівняно з додаванням обважнювачів - додатків з підвищеною густиною. За температур понад 60°С для загального зниження дисперсності цементу корисно вводити як додаток грубо змелений чи природний кварцовий пісок. Одночасно зі зниженням водопотреби це підвищує термостійкість цементу. Піщанисті портландцементи та шлакопіщані цементи спільного помелу також характеризуються пониженою водо-потребою і є придатнішими для обважнювання порівняно з чистими мінеральними в'яжучими речовинами.