книги / Решение практических задач при бурении и освоении скважин
..pdf2.1.3. ВЫБОР БУРОВОГО РАСТВОРА ДЛЯ ВСКРЫТИЯ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ
Буровой раствор для вскрытия продуктивных го ризонтов выбирается исходя из необходимости сведения к мини муму отрицательных последствий от его воздействия на фильтра ционные свойства самых низкопроницаемых пород (базисных), способных отдавать содержащуюся в них нефть при планируе мой технологической схеме разработки месторождения.
В табл. 2.4 приведены классификация нефтенасыщенных пород-коллекторов, систематизированных по степени катаге-
Т а б л и ц а 2.4
Рекомендуемые буровые растворы для вскрытия нефтенасыщеиных пород-коллекторов
1 |
|
Категория |
Х арактери |
пород |
|
|
стика пород |
12
1.П есч ан о -ал ев ритовы е п оро
ды слабо уплот ненные. Цемент п р е и м у щ е с т в е н н о г л и н и стый.
Группы породпроницаемостимкм3(гюровой), по
3
0,001-
0,01
0,01-0,1
типов ж ид |
|
Рекомендуемые типы буровых |
|||||||
|
растворов для вскрытия |
|
|||||||
костей |
продуктивных пластов |
|
|||||||
Сочетание пластовых |
в остаточной во |
в остаточной во |
|||||||
|
|
де преобладают |
де преобладают |
||||||
|
|
катионы натрия |
катионы кальция |
||||||
4 |
|
|
5 |
|
|
|
б |
|
|
Л |
|
5.1; 5.2 |
|
5.1; 5.2 |
|
||||
А |
|
(5.2); |
3.3; |
4.1 |
(5.2); |
3.1; 3.2; |
4.2; |
||
|
|
|
|
|
|
|
4.4; |
5.3 |
|
Н |
|
(5.2); 3.1; 3.2; 4.2; |
(с ПАВ), кроме |
||||||
|
|
3.3; |
4.1; |
5.3 |
5.3.7; |
5.3.8 |
|
||
|
|
(с ПАВ), кроме |
|
|
|
|
|||
|
|
5.3.7; |
5.3.8 |
|
|
|
|
|
|
более |
А |
3.3; |
4.1 |
3.1; 3.2; 4.2; 4.4; |
|
|
0.1 |
Н |
3.1; 3.2; |
4.2; 3.3; |
5.3 (с ПАВ) |
|
|
|
|
|||
|
|
|
|
4.1 (с ПАВ) |
|
|
2. П есч ан о -ал ев |
0,001- |
Н |
(5.2); 3.1; 3,2; 4.2; |
(5.2); 3.1; 3.2; 4.2; |
||
ритовые породы |
0,04 |
|
3.3; 4.1 |
(с ПАВ) |
4.4; 5.3 |
|
со средней сте |
|
А |
3.1; 3.2; 4.2; 3.3; |
(с ПАВ), кроме |
||
п е н ь ю |
у п л о т |
|
5.3.7; 5.3.8 |
|||
нения. Ц емент |
|
|
4.1 (с ПАВ) |
|
||
глинисто-карбо |
0,04-0,1 |
Н |
3.1; 3.2; |
4.2; 3.3; |
3.1; 3.2; 4.2; 4.4; |
|
натный |
со сле |
|||||
дам и раскрис- |
|
|
4.1 (с ПАВ) |
5.3 (с ПАВ), кро |
||
|
|
|
|
ме 5.3.7; 5.3.8 |
||
таллизации. |
|
А |
3.3; 4.1 |
|||
|
|
|||||
|
|
|
|
|||
|
|
более |
Л |
1-5 (кроме 3.4; |
1-5 (кроме 3.4; |
|
|
|
0,1 |
|
4.3) |
4.3) |
101
Продолжение табл. 2.4
12
3.П е с ч а н о -а л е в ритовы е п оро ды сильно уп- л о т н с п п ы е Цемент кварце вый и карбоиат- н о -гл и н и с т ы й с п р и з н а к а м и
кальцитизации, окремонения и
ок вар ц сван и я .
Ка р б о н а т н ы е
п о р о д ы с начальнымн при знаками трещ и новатости.
4.С ильно уп лот ненны е песча ники, алевроли ты, известняки, доломиты, мер гели, аргилли ты, порфириты, базальты и др. породы с разви той трещ инова тостью.
3 |
4 |
|
5 |
|
б |
|
0,001 |
Н |
(5.2); 4.4; 5.3; 3.1; |
(5.2); 4.4; |
5.3; 3.1; |
||
0,02 |
|
3.2; |
4.2; |
3.3; 4.1 |
3.2; |
4.2 |
|
|
(с ПАВ), кроме |
(с ПАВ), кроме |
|||
|
|
5.3.7; |
5.3.8 |
5.3.7; |
5.3.8 |
|
|
А |
|
3.3; 4.1 |
|
|
|
0,02- |
Н |
4.4; 5.3; 3.1; 3.2; |
4.4; 5.3; 3.1; 3.2; |
|||
0,05 |
|
4.2; 3.3; 4.1 |
4.2 (с ПАВ), |
|||
|
|
(с ПАВ), кроме |
кроме |
|||
|
|
5.3.7; |
5.3.8 |
5.3.7; |
5.3.8 |
|
|
А |
|
3.3; 4.1 |
|
|
|
более |
Н |
1-5 с ПАВ |
1-5 с ПАВ |
|||
0.05 |
|
(кроме 3.4; 4.3) |
(кроме 3.4; 4.3) |
|||
|
А |
|
3.3; 4.1 |
|
|
|
0,001- |
Н |
4.4; 5.3; 3.1; 3.2; |
4.4; 5.3; 3.1; 3.2; |
|||
0,05 |
|
4.2; 3.3; 4.1 |
4.2 (с ПАВ и на |
|||
|
|
(с ПАВ и на |
полнителем), |
|||
|
|
полнителем), |
кроме |
|||
|
|
кроме 5.3.7; 5.3.8 |
5.3.7; 5.3.8 |
|||
|
А |
|
3.3; 4.1 |
|
|
|
более |
Л |
1-5 с наполни |
1-5 с наполни |
|||
0,05 |
|
|
телем |
телем |
||
|
|
(кроме 3.4; 4.3) |
(кроме 3.4; 4.3) |
У с л о в н ы е о б о з н а ч е н и я : А — сочетание активных нефти и во ды; Л - любое сочетание типов нефти и воды, в том числе А, Н — любое со четание типов нефти и воды, кроме А.
П р н м е ч а н и е . Указанный в скобках тип бурового раствора следует применять при значении проницаемости породы (базисной) менее половины от указанного в графе 3 интервала ее значений. Ц елесообразность широкого применения в зтом случае указанного типа раствора для вскрытия продук тивных пластов в эксплуатационных скваж инах должна обязательно оцени ваться для каждого нефтяного месторождения.
нетического уплотнения, проницаемости, активности компо нентов пластовой жидкости, и рекомендуемые буровые рас творы для их вскрытия.
Значение проницаемости базисной породы пласта-коллекто ра в эксплуатационных скважинах следует принимать равным значению этого параметра, принятому в качестве нижнего пре дела проницаемости по месторождению при подсчете запасов нефти. В разведочном бурении предельное значение проница емости базисной породы продуктивных (перспективных) объ ектов устанавливается предприятием-заказчиком.
102
В случае вскрытия в разрезе нескольких продуктивных плас тов, представленных разными по характеристике отложения ми, базисная порода выбирается из пласта с наименьшим эпи генетическим уплотнением.
Если базисная порода по своим свойствам в одинаковой ме ре близка к двум соседним категориям коллекторов, ее следует относить к категории пород с меньшей степенью уплотнения.
Вид жидкой фазы бурового раствора, вид ингибитора и не обходимость применения при вскрытии ПАВ — понизителей поверхностного натяжения на контакте нефть —фильтрат оп ределяются категорией и группой породы, а также актив ностью пластовых жидкостей. Нефть считается активной при наличии в ней свыше 0,3% нафтеновых кислот. Остаточная во да считается активной, если преобладающим катионом в ней является натрий, а pH больше 7 (класс А, по В.А. Сулину).
Концентрацию ингибитора в фильтрате бурового раствора при преобладании в остаточной воде натрия для пород 1 и 2 ка тегорий следует определять по методике, приведенной ниже.
Для пород 3 и 4 категорий концентрация ингибитора в филь трате должна быть не менее минерализации остаточной воды, однако увеличение ее более 35 г/л нецелесообразно.
Для пород коллекторов 1 и 2 категорий с остаточной во дой, где преобладают катионы кальция, в качестве ингибито ра следует применять реагенты, поставляющие катионы каль ция в количестве, обеспечивающем равенство минерализаций фильтрата бурового раствора и остаточной воды. Если обес печение такого равенства невозможно, в качестве ингибитора следует применять хлористый натрий, концентрация которого в фильтрате раствора должна быть не менее минерализации остаточной воды. Оптимальная концентрация хлористого на трия не выше 35 г/л.
Для пород-коллекторов 3 и 4 категорий в качестве ингиби тора в основном рекомендуется хлористый натрий, концентра ция которого определяется аналогично вышеуказанному.
Для предотвращения попадания бурового раствора в тре щины вскрываемого пласта необходимо вводить в него круп нодисперсный наполнитель в количестве не менее 5% от об щего количества в растворе твердой фазы. При вскрытии пласта, сложенного относительно прочными трещиноватыми породами (известняками, доломитами, уплотненными песча никами и алевролитами), диаметр частиц наполнителя дол жен быть больше 1/3 раскрытости трещин. Перед вскрыти ем пласта, сложенного мягкими породами (глина, мергель), в буровой раствор следует вводить наполнитель с диаметром зерен не менее 400 мкм.
ЮЗ
При отсутствии данных о раскрытости трещин диспер сность наполнителя (максимальный диаметр частиц) опреде ляется возможностью удержания его во взвешенном состоя нии в буровом растворе с допустимыми для бурения скважины структурно-механическими свойствами.
Для создания условий, позволяющих ликвидировать в отде льных трещинах закупоривающие пробки, в буровой раствор перед вскрытием пластов трещинного типа следует вводить кислоторастворимые компоненты — не менее 30% от объема крупнодисперсного наполнителя.
2.1.4. ВЫБОР БУРОВОГО РАСТВОРА ДЛЯ БУРЕНИЯ В ТВЕРДЫХ УСТОЙЧИВЫХ ПОРОДАХ
Твердые устойчивые породы не изменяют сво их физико-химических свойств под воздействием фильтратов буровых растворов. Поэтому разбуривание сцементирован ных песчаников, доломитов, известняков и прочих устойчи вых пород, не представляющих собой нефтегазовые коллекто ры, специфических требований к выбору бурового раствора не предъявляет. В этих породах возможно применение тех нической воды, пен, аэрированных жидкостей и воздуха.
Рекомендуемые в каждом конкретном случае растворы при водятся в табл. 2.5.
Т а б л и ц а 2.5
Растворы для бурения в твердых устойчивых породах
Породы
Твердые ие склон ные к обвалообра- з о в а н и ю п о р о д ы (и звестняки, доломиты, п е с ч а н и к и , аргиллиты и слабосцем ентированны е пески)
|
Рекомендуемые растворы |
|
|
|||
Рпл < 0,3 Р г. ст. |
Рпл = |
0,3-0,8 Р |
|
|
||
|
г. ст. |
|
|
|||
|
|
|
|
|
||
приток |
приток |
при |
катастро |
О |
о |
|
ВО ДЫ |
й |
Q- |
||||
воды |
ток во |
фические |
Ом |
|||
боль |
||||||
до 150 |
ды до |
поглоще |
|
Л |
||
ше 150 |
< |
|||||
л/ч |
30 л/ч |
ния |
с |
|||
|
л/ч |
|
|
ftf |
Он |
|
8,1 |
9,1 |
7,1 |
8,1 |
6 ,1 |
1-5 |
104
2.2. ФУНКЦИОНАЛЬНЫЕ СВОЙСТВА БУРОВЫХ ПРОМЫВОЧНЫХ РАСТВОРОВ
(Operating drilling m ud properties)
2.2. !. ПЛОТНОСТЬ
(D e n s ity )
Плотность жидкости — это масса единицы ее объема. Величина плотности определяет гидростатиче ское давление на забой и стенки скважины столба бурово го раствора:
Р г -с = pgH , |
(2.1) |
где ргс —гидростатическое давление, Па; р —плотность бу рового раствора, кг/м3; g —ускорение силы тяжести, м/с2; Н — высота столба жидкости, м.
Для предупреждения флюидопроявлений гидростатическое давление столба бурового раствора должно превышать пласто вое (поровое) давление р„.
Пластовое (поровое) давление — это давление, создавае мое пластовыми флюидами (нефтью, газом, водой) на стенки пор горной породы.
Различают нормальное р", аномально высокое Р** и ано мально низкое ( рГ ) пластовое давление. Градиент нормально го пластового давления принят равным 10 000 Па/м, что, как следует из формулы (2.1), при g = 10 м/с2 эквивалентно гид ростатическому давлению, создаваемому столбом жидкости, имеющей плотность 1000 кг/м3 (столбом пресной воды):
p" = 1000gH. |
(2.2) |
Градиент аномально высокого пластового давления (АВПД) превышает 10000 Па/м и может достигать 22 600 Па/м, т.е.
1000 g Н< Р” < 2260gH . |
(2.3) |
При значении градиента меньшем, чем 10000 Па/м, пласто вое давление считается аномально низким (АНПД):
Рн" <1000gH. |
(2.4) |
Степень отклонения величины пластового давления от нор мального характеризуется коэффициентом аномальности пла
стового давления: |
|
Кан = ри/Р^ =р„ /1000gH. |
(2.5) |
Очевидно, что для АВПД KrtH> 1, а для АНПД KdH< 1. Так, если на глубине 2000 м р„ = 26 МПа (26 ■106 Па), то
Каи = 26 ■10б/(1000 • 10 • 2000) = 1,3. Следовательно, для того
105
чтобы предупредить возможные флюидопроявления, плот ность бурового раствора в этом случае должна, как мини мум, в 1,3 раза превышать плотность воды.
По правилам безопасности в нефтяной и газовой промыш ленности (ПБ), действующим с 1998 г., при бурении скважин на нефть и газ плотность бурового раствора в интервалах сов местимых условий бурения должна определяться из расчета создания столбом бурового раствора гидростатического дав ления в скважине, превышающего пластовое (поровое) давле ние на величину:
— 10 + 15% для скважин глубиной до 1200 м (интервалов от 0 до 1200м), но не более 1,5 МПа;
—5 + 10% для скважин глубиной до 2500 м (интервалов от 1200 до 2500 м), но не более 2,5 МПа;
—4 -г- 7 % для скважин глубиной более 2500 м (интервалов от 2500 и до проектной глубины), но не более 3,5 МПа.
Отклонения от этих требований допускаются только при возникновении поглощений бурового раствора в процессе бу рения (с выходом или без выхода циркуляции) и при целена правленной минимизации репрессии на продуктивные плас ты в процессе их вскрытия. В том и другом случаях бурение осуществляется на основании совместного решения проекти ровщика, заказчика, подрядчика и по специальному плану с комплексом мероприятий, направленных на предотвращение возможных флюидопроявлений.
По тем ж е ПБ в интервалах, сложенных глинами, аргиллита ми, глинис 1ыми сланцами, солями, склонными к потере устой чивости и текучести, плотность, показатель фильтрации, хим. состав бурового раствора устанавливаются исходя из необхо димости обеспечения устойчивости стенок скважины, однако репрессия при этом не должна превышать пределов, установ ленных для интервала совместимых условий. Иными словами, с позицйй обеспечения устойчивости стенок скважин репрес сия может быть больше минимально необходимой для предо твращения флюидопроявлений, но при этом не выходить за пределы максимально допустимой.
П риме р. Определить регламентируемую ПБ плотность бу рового раствора для бурения скважины в интервале совместимых условий, залегающем на глубине от 2000 до 2500 м, если продук тивный пласт с максимальным для этого интервала пластовым давлением 26 МПа должен быть вскрыт на глубине 2250 м.
Величина пластового давления в эквиваленте плотности р£ равна:
Рп = 26 • 10<7(10 • 2250) = 1155,6кг/ м3.
106
Допускаемые пределы изменения плотности из условия пре вышения гидростатического давления столба бурового раство ра над пластовым на 5—10% составят:
р - 1155,6 + (0,05 з- 0,1) 1155,6 = 1213 з - 1271 кг/м3.
Верхний предел плотности бурового раствора из условия о максимально допустимой репрессии на пласт (<2,5 МПа) бу дет равен:
р,мх = (26 • 10" + 2,5 • 10") / (10 ■2250) = 1267 кг/м3.
Таким образом, при бурении в рассматриваемом интер вале значения плотности бурового раствора и должны на
ходиться в диапазоне от 1213 до 1267 кг/м3. При этом, если нет необходимости повышать плотность раствора с целью обеспечить устойчивость стенок скважин, более предпочти тельным является ее меньшее значение — 1213 кг/м3. Это обусловлено тем, что с ростом плотности бурового раствора увеличивается вероятность гидроразрыва пластов и связан ных с этим поглощений бурового раствора, а также сущест венно снижаются механическая скорость бурения и проход ка на долото (коронку).
Давление, при котором возможен гидроразрыв пласта, оп
ределяется формуле: |
|
Р,-р = Р„ + [ц/(1-Р)](Рг- Рг). |
(2.6) |
где рг р —давление гидроразрыва пласта, Па; р„ —пласто |
|
вое (поровое) давление, Па; |
рг —геостатическое давление, Па; |
р —коэффициент Пуассона породы.
Пределы изменения значений коэффициента Пуассона для ряда горных пород приведены ниже: глины песчанистые 0,38— O, 45; глины плотные 0,25—0,36; глинистые сланцы 0,1—0,2; гра нит 0,26 —0,29; известняки 0,28—0,33; каменная соль 0,44; пес чаники 0,30—0,35.
Для глинистых пород значения коэффициента Пуассона с достаточно высокой точностью могут быть рассчитаны по сле
дующей формуле: |
|
р = 0,0781 ехр(0,6 ■10 3рг), |
(2.7) |
где рг — объемная плотность глинистых пород, кг/м3. Геостатическое давление на глубине Н риВКО ДаВлбиию вы
шележащих пород: |
|
P, = P„gH , |
(2.8) |
где р„ — плотность горных пород, кг/м3.
По данным американских исследователей, средняя плот ность горных пород составляет 2262 кг/м3, в нашей стране
107
при расчетах среднюю плотность пород принимают равной 2300 кг/м3.
При циркуляции бурового раствора давление, которое он оказывает на забой и стенки скважины, складывается из гидростатического давления, создаваемого столбом бурово го раствора, и давления на преодоление гидравлических со противлений при его движении в кольцевом пространстве Дркп. Сумму гидростатического давления р1С и потерь давле ния в кольцевом пространстве ДрК1, называют гидродинами ческим давлением р, А.
Если для расчета Дркп использовать формулу Дарси-Вейсба- ха, то без учета потерь давления между соединениями буриль ных труб и стенками скважины, величина гидродинамическо го давления (р, д, Па) будет равна:
Pr-д =Prc+APKn=PgH +S{^i(ufpli)/[2(Di - d Hi)]}, |
(2.9) |
ui |
|
где п —число интервалов кольцевого пространства с неиз менной величиной зазора между бурильными (УБТ, колонко вой и др.) трубами и стенками скважины; \ — коэффициент гидравлических сопротивлений при движении бурового раст вора в i-том интервале кольцевого пространства (величина Xj определяется реологическими свойствами бурового раство ра, режимом его течения, геометрическими размерами кана ла потока, шероховатостью наружных стенок бурильных труб и др.); i)j —скорость потока бурового раствора в i-м интервале кольцевого пространства, м/с; ls — длина i-ro интервала коль цевого пространства с неизменной величиной зазора между бурильными (УБТ, колонковой и др.) трубами и стенками скважины, м; D) — диаметр скважины на i-м интервале, м; dH1 — наружный диаметр бурильных (УБТ, колонковой и др.) труб на i-м интервале скважины, м.
Очевидно, что для предупреждения гидроразрыва пластов и поглощений бурового раствора необходимо, чтобы на любой глубине интервала совместимых условий гидродинамическое давление было меньше давления гидроразрыва (рг л< рг.р). Из этих двух давлений регулируемым, или управляемым явля ется только гидродинамическое. Как следует из формулы (2.9), регулирование, в частности снижение величины гид родинамического давления, возможно за счет уменьшения плотности, вязкости, скорости потока промывочной жид кости и увеличения зазора между бурильными трубами и стенками скважины.
Выше отмечалось, что с ростом гидродинамического давле ния на забой скважины существенно снижается механическая
108
скорость бурения. Это объясняется ухудшением условий отры ва и перемещения с забоя частиц выбуренной породы в связи с ростом перепада давления, прижимающего их к забою. Час тицы породы удерживаются на забое силами, обусловленны ми разностью между гидродинамическим давлением на забой и поровым давлением в разбуриваемом пласте, которое приня то называть дифференциальным давлением рд:
Рл. = Рг.-л - Рп. |
(2.10) |
Величина потерь механической скорости бурения (нч№ %) с ростом дифференциального давления на забой в пределах до 5 МПа может быть оценена по следующей формуле:
г)НО( =100-14,3 рд, |
(2.11) |
где рд — дифференциальное давление на забой скважины, МПа.
Существует три возможных пути уменьшения усилия, при жимающего частицу выбуренной породы к забою. Первый из них связан с уменьшением площади поверхности частицы, на которую воздействует дифференциальное давление. Очевидно, что для этого частицу необходимо раздробить на более мелкие частицы, однако дополнительное измельчение частиц выбурен ной породы на забое неизбежно ведет к снижению ресурса ра боты породоразрушающего инструмента, в связи с чем данный путь совершенно неприемлем.
Второй путь направлен на максимальное уменьшение гид родинамического давления, что, как отмечалось выше, требует снижения плотности, вязкости и скорости потока промывоч ной жидкости, а также увеличения зазора между бурильными трубами и стенками скважины.
Третий путь предусматривает увеличение пластового (порового) давления на глубине разрушения породы до величины гидродинамического давления, что возможно при мгновенном проникновении фильтрата или самого бурового раствора в по ры призабойной части разбуриваемого пласта или в трещины отрыва (выкола) породы. В этой связи одним из современных требований к промывочным жидкостям является их высокая мгновенная фильтрация. Для максимального снижения нега тивного влияния дифференциального давления на эффектив ность работы породоразрушающего инструмента обычно стре мятся использовать второй и третий пути одновременно.
Таким образом, для повышения эффективности работ необхо димо использовать буровые растворы минимальной плотности, до статочной для предотвращения флюидопроявлений и нарушений устойчивости стенок скважин в высокопластичных породах.
109
2.2.2. СТРУКТУРНО-МЕХАНИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА
(Structural-strength properties)
Под структурно-механическими свойствами понимается способность бурового раствора в состоянии по коя образовывать пространственную внутреннюю структуру, обладающую определенной механической прочностью. Для возвращения структурированной системе свойств жидкости структуру необходимо разрушить, приложив некоторое уси лие. Величина этого усилия зависит от силы сцепления между частицами дисперсной фазы бурового раствора, т.е. от прочнос ти образовавшейся структуры, и характеризуется статическим напряжением сдвига.
Статическое напряжение сдвига — это усилие, при кото ром начинается разрушение структуры, отнесенное к единице площади, или, иными словами, это минимальное касательное напряжение сдвига, вызывающее начало разрушения структу ры в покоящемся буровом растворе. Статическое напряжение сдвига принято выражать в дПа.
Величина статического напряжения сдвига определяет возможность удержания во взвешенном состоянии частиц шла ма и утяжелителя при остановках циркуляции бурового раство ра. Очевидно, что для обеспечения этой возможности величина статического напряжения сдвига должна превышать величи ну усилия, создаваемого весом частиц выбуренной породы или утяжелителя. В противном случае эти частицы при отсутствии циркуляции бурового раствора будут оседать в призабойную часть скважины, что в конечном итоге может привести к при хвату бурового снаряда шламом. Однако с увеличением стати ческого напряжения сдвига ухудшаются условия самоочистки бурового раствора от шлама на поверхности, а также возрас тает величина импульсов давления на забой и стенки скважи ны при инициировании течения бурового раствора (при пуске насоса) и при проведении СПО, что, в свою очередь, повыша ет вероятность флюидопроявлений, нарушений устойчивости стенок скважин, гидроразрывов пластов и поглощений буро вого раствора. Таким образом, величина статического напря жения сдвига должна быть минимальной, но достаточной для удержания во взвешенном состоянии в покоящемся буровом растворе частиц выбуренных пород и утяжелителя.
Для измерения величины статического напряжения сдвига используют прибор СНС-2, а также ротационные вискозимет ры ВСН-3, ВСН-2М и др.
Для оценки характера нарастания прочности структуры во времени измерения делают через 1 мин. (СНС,) и 10 мин. (СНС|0) покоя. Кроме названных показателей структурно-ме
110