Тампонажный раствор для крепления скважин и боковых стволов с горизонтальными участками

Изобретение относится к нефтегазовой отрасли, в частности к области бурения нефтяных и газовых скважин, и может быть использовано для крепления нефтяных и газовых скважин и боковых стволов с горизонтальными и наклонными участками в условиях нормальных температур. Технический результат - повышение качества крепления скважин и боковых стволов. Тампонажный состав в качестве алюминатного вяжущего содержит глиноземистый цемент и дополнительно содержит кварцевый песок, негашеную известь, суперпластификатор С-3, реагент-стабилизатор и понизитель водоотдачи - 1%-ный раствор гидроксиэтилцеллюлозы, пеногаситель Пента-465 и воду при следующем соотношении компонентов, мас.ч.: портландцемент - 55-65, глиноземистый цемент - 10-20, известь негашеная - 5-10, песок кварцевый - 15-20, указанный суперпластификатор - 1-1,3, гидроксиэтилцеллюлоза - 0,2-0,3, указанный пеногаситель - 0,05-0,1, вода - остальное. 1 табл., 6 пр.

 

Изобретение относится к нефтегазовой отрасли, в частности к области бурения нефтяных и газовых скважин, и может быть использовано для крепления нефтяных и газовых скважин и боковых стволов с горизонтальными и наклонными участками в условиях нормальных температур.

Известен тампонажный цемент для низкотемпературных скважин "аркцемент" (патент РФ №2144977, опубл. 27.01.2000 г.), содержащий, мас.%: портландцемент - 48-80, глиноземистый цемент марки «400» - 20-50, хлористая соль щелочного или щелочноземельного металла - 4-6, пластификатор лигносульфонат технический модифицированный - ЛСТМ (С-3, Н-1) - 0,15-0,7.

Недостатком является низкая растекаемость и, соответственно, низкая прокачивающая способность, что не позволит использовать его в условиях малых размеров кольцевого пространства боковых стволов.

Известен тампонажный состав (авторское свидетельство SU №1802087, опубл. 15.03.1993 г.) для цементирования низкотемпературных скважин, содержащий, мас.%: портландцемент 50-65, зола-унос - 20-32, сульфат натрия и/или кальция - 2-8, гидросил - 9-14.

Недостатком является низкая растекаемость и наличие водоотделения.

Известен полимерцементный тампонажный раствор (патент РФ №2319722, опубл. 20.03.2008 г.), содержащий цемент, полимерную добавку и воду, в качестве добавки содержит понизитель водоотдачи - CFL-117 и упрочняющую и адгезионную - Конкрепол при следующем соотношении, вес.ч.: цемент 100, CFL-117 0,4-0,8, Конкрепол - 0,6-1,0, вода 42-50. Тампонажный раствор может дополнительно содержать минеральную расширяющую добавку, например ДР-100 - 5-10, вес.ч., раствор предназначен для использования в условиях умеренных температур (75°С).

Недостатком является недостаточная седиментационная устойчивость, высокая водоотдача в условиях нормальных температур (30°С). В лабораторных исследованиях данного тампонажного раствора в горизонтальном цилиндре у верхней стенки образовывался канал с жидкостью затворения.

Известен тампонажный раствор (патент РФ №2149981, опубл. 27.05.2000 г.), содержащий цемент, оксиэтилцеллюлозу, добавку на основе полимерных смол и воду, в качестве добавки на основе полимерных смол он содержит меламиносодержащий продукт, а в качестве оксиэтилцеллюлозы - высоковязкие марки ОЭЦ, вязкость 2%-ного раствора которых составляет не менее 6000 МПа·с, при следующем соотношении ингредиентов, мас.ч.: цемент 100, оксиэтилцеллюлозу 0,3-0,5, меламинсодержащий продукт 0,5-1,0, вода 40-50. В качестве меламинсодержащего продукта он содержит меламинформальдегидную смолу или смесь на основе меламиновых смол. Дополнительно раствор содержит кремнийорганический продукт этилсиликатконденсат. Тампонажный раствор предназначен для использования в условиях умеренных температур (100°С).

Недостатком данного состава является то, что в условиях нормальных температур (30°С) известный тампонажный раствор обладает недостаточной седиментационной устойчивостью, по ГОСТ 26798.1-96 водоотдача составляет 0,6 мл. В результате чего применение данного раствора не позволит обеспечить высокое качество цементирования горизонтальных скважин.

Известен тампонажный материал на основе портландцемента тампонажного (ПЦТ) (Данюшевский B.C., Алиев P.M., Толстых И.Ф. Справочное руководство по тампонажным материалам. - 2-е изд., перераб. и доп. - М.: Недра, 1987. - с. 373; стр. 157), принятый за прототип, в котором в качестве расширяющей добавки используют гипсо-глиноземистый расширяющийся цемент (ГГРЦ), являющийся продуктом совместного помола высокоглиноземистого шлака (ВГШ) и двуводного гипса в соотношении 3:1. Способ приготовления этого тампонажного материала включает приготовление сухой смеси ПЦТ и ГГРЦ в соотношении 75-85 и 25-15 мас.% соответственно с последующим затворением ее водой. Тампонажный состав разработан для условий нормальных температур и имеет нулевое водоотделение, что позволит использовать его при цементировании горизонтальных скважин.

Недостатком является быстрое загустевание, через 60 минут после начала затворения консистенция раствора достигает 36 Вс, что не позволит обеспечить его закачку в затрубное пространство. А также отсутствие расширения и, следовательно, низкая адгезионная прочность к стали.

Техническим результатом является повышение качества крепления скважин и боковых стволов с наклонными и горизонтальными участками. Надежная герметизация затрубного пространства достигается за счет повышения седиментационной устойчивости тампонажного раствора, сокращения сроков загустевания и твердения без снижения прокачивающей способности, а также наличием расширения цементного камня при твердении.

Технический результат достигается тем, что тампонажный состав в качестве алюминатного вяжущего содержит глиноземистый цемент и дополнительно содержит кварцевый песок, негашеную известь, суперпластификатор С-3, реагент-стабилизатор и понизитель водоотдачи - 1%-ный раствор гидроксиэтилцеллюлозы марки 400, пеногаситель Пента-465 и воду, мас.ч.:

портландцемент 55-65
глиноземистый цемент 10-20
известь негашеная 5-10
песок кварцевый 15-20
суперпластификатор С-3 1-1,3
1%-ный раствор гидроксиэтилцеллюлозы марки 400 20-30
пеногаситель Пента-465 0,05-0,1
вода 30

Тампонажный раствор для крепления скважин и боковых стволов с горизонтальными участками поясняется таблицей - свойства тампонажного раствора и камня.

В качестве исходных компонентов для приготовления тампонажного раствора используется портландцемент марки ППТ-I-50 (ГОСТ 1581-96).

В качестве пластификатора используется 30%-ный раствор суперпластификатора С-3 ТУ 5745-001-97474489-2007, который представляет собой смесь нейтрализованных едким натром полимерных соединений, получаемых при конденсации сульфокислот нафталина с формальдегидом. Выпускается в сухом (порошок коричневого цвета) и жидком виде.

В качестве реагента стабилизатора используется гидроксоэтилцеллюлоза (ГЭЦ) марки 400 (Сульфацелл) ТУ 2231-013-32957739-01, производства ЗАО «Полицелл».

В качестве пеногасителя используется силиконовый пеногаситель Пента-465 ТУ 2257-001-0245042-98, который представляет собой 90% самоэмульгирующийся пеногасящий концентрат. Эффективно используется в процессах, сопровождающихся обильным или средним пенообразованием, а также предупреждает излишнее пенообразование при предварительном введении в композицию (рецептуру). Благодаря минимальному содержанию воды в составе пеногасителя, он устойчив при транспортировке и хранении в условиях отрицательных температур (температура застывания ниже -20°С).

В качестве активного минерального вяжущего выбран глиноземистый цемент ГЦ-40 ГОСТ 969-91, производства ОАО «Пашийского металлургическо-цементного завода».

В качестве минеральной добавки использовался песок кварцевый с фракцией 0-0,63 мм ТУ 5711-002-58887893-2013.

Тампонажный раствор приготавливается следующим образом: смешивается в известных пропорциях глиноземистый цемент, портландцемент, песок и негашеная известь и добавляется в жидкость затворения. Реагенты пластификатор, стабилизатор и пеногаситель предварительно растворяются в пресной воде при температуре не более 20°С. При этом стабилизатор Сульфацелл вводится в виде 1%-ного водного раствора, предварительно растворяемого в теплой воде (до 50°С) с постоянным перемешиванием не менее 3-х часов. Введение реагента Сульфацелл в качестве 1%-ного раствора обусловлено его медленным растворением в воде, вследствие чего его добавка в сухом виде является неэффективной и не достигается необходимая седиментационная устойчивость раствора. При большей концентрации добавки в вводимом растворе, происходит его загущение, что также приводит к медленному растворению в чистой воде.

Концентрации реагентов в заявляемом составе выявлены в результате проведения серии экспериментальных исследований.

Добавка стабилизирующего агента Сульфацелл в количестве 0,2% выбрана исходя из условий, когда водоотделение тампонажного раствора по ГОСТ 26798.1-96 равно нулю.

Добавка суперпластификатора С-3 в количестве 1,3% является общепринятым оптимальным значением, повышающим реологические характеристики без существенного снижения прочности камня.

Добавка пеногасителя в количестве 0,05% является рекомендованной производителем как оптимальная.

Количество воды, вводимой в тампонажную смесь, определяется исходя из условий прокачиваемости и должно составлять не менее 30 мас. частей от смеси. В случае меньшего количества воды снижается прокачиваемая способность раствора, что негативно сказывается на проведении операции цементирования, при увеличении количества воды снижается прочность получаемого камня и его адгезия к сопредельным средам.

Количество добавок минеральной составляющей тампонажной смеси выбирается из условий седиментационной устойчивости, прокачиваемости, прочностных характеристик и величины расширения тампонажного камня.

При этом количество глиноземистого и портландцементов выбирается исходя из условия, чтобы соотношение их масс находилось в диапазоне, позволяющем добиваться высокой седиментационной устойчивости без ускоренного загущения раствора (пример: для температур 20-30°C диапазон - от 0,3 до 0,36; для температур 30-40°C - от 0,15 до 0,3). В случае если содержание глиноземистого цемента при определенной температуре ниже приведенного значения, в растворе наблюдается водоотделение при заливке его в горизонтальный цилиндр. Если содержание ГЦ относительно ПЦТ превышает максимально допустимое для диапазона температур значение, происходит быстрое схватывание раствора, а также резко снижается прочность получаемого камня. Добавка песка выбирается исходя из условий прокачиваемости и прочности получаемого камня, увеличение его содержания положительно влияет на прокачиваемость раствора, при превышении содержания 20% происходит снижение прочности камня. Добавка извести способствует расширению цементного камня, повышению его прочности, а также замедляет процесс загустевания раствора. Количество извести в растворе выбирается исходя из величины адгезии цементного камня к стальной поверхности. В литературных источниках упоминается, а также было установлено в ходе лабораторных исследований, что по мере увеличения линейного расширения цементного камня до значений 3-4% увеличивается его адгезия, а дальнейшее ее увеличение приводит к уменьшению силы сцепления камня с обсадной трубой.

Примеры приготовления

Состав 1. Для приготовления 1518 г тампонажного состава готовится сухая смесь, для чего берется портландцемент ПЦТ-I-50 - 550 г, глиноземистый цемент ГЦ-40 - 200 г, известь негашеная - 50 г, песок кварцевый - 200 г. Далее сухая смесь затворяется в жидкости затворения, состоящей из 13 г суперпластификатора С-3, 200 г 1%-ного предварительно приготовленного раствора гидроксиэтилцеллюлозы марки 400, пеногасителя Пента 465 - 5 г и воды в количестве 300 г. Результаты испытания тампонажного раствора и полученного камня приведены на табл. 1.

Состав 2. Для приготовления 1518 г тампонажного состава готовится сухая смесь, для чего берется портландцемент ПЦТ-I-50 - 550 г, глиноземистый цемент ГЦ-40 - 200 г, известь негашеная - 70 г, песок кварцевый - 180 г. Далее сухая смесь затворяется в жидкости затворения, состоящей из 13 г суперпластификатора С-3, 200 г 1%-ного предварительно приготовленного раствора гидроксиэтилцеллюлозы марки 400, пеногасителя Пента 465 - 5 г и воды в количестве 300 г. Результаты испытания тампонажного раствора и полученного камня приведены на табл. 1.

Состав 3. Для приготовления 1518 г тампонажного состава готовится сухая смесь, для чего берется портландцемент ПЦТ-I-50 - 600 г, глиноземистый цемент ГЦ-40 - 150 г, известь негашеная - 50 г, песок кварцевый - 200 г. Далее сухая смесь затворяется в жидкости затворения, состоящей из 13 г суперпластификатора С-3, 200 г 1%-ного предварительно приготовленного раствора гидроксиэтилцеллюлозы марки 400, пеногасителя Пента 465 - 5 г и воды в количестве 300 г. Результаты испытания тампонажного раствора и полученного камня приведены на табл. 1.

Состав 4. Для приготовления 1518 г тампонажного состава готовится сухая смесь, для чего берется портландцемент ПЦТ-I-50 - 600 г, глиноземистый цемент ГЦ-40 - 150 г, известь негашеная - 70 г, песок кварцевый - 180 г. Далее сухая смесь затворяется в жидкости затворения, состоящей из 13 г суперпластификатора С-3, 200 г 1%-ного предварительно приготовленного раствора гидроксиэтилцеллюлозы марки 400, пеногасителя Пента 465 - 5 г и воды в количестве 300 г. Результаты испытания тампонажного раствора и полученного камня приведены на табл. 1.

Состав 5. Для приготовления 1518 г тампонажного состава готовится сухая смесь, для чего берется портландцемент ПЦТ-I-50 - 650 г, глиноземистый цемент ГЦ-40 - 100 г, известь негашеная - 50 г, песок кварцевый - 200 г. Далее сухая смесь затворяется в жидкости затворения, состоящей из 13 г суперпластификатора С-3, 200 г 1%-ного предварительно приготовленного раствора гидроксиэтилцеллюлозы марки 400, пеногасителя Пента 465 - 5 г и воды в количестве 300 г. Результаты испытания тампонажного раствора и полученного камня приведены на табл. 1.

Состав 6. Для приготовления 1518 г тампонажного состава готовится сухая смесь, для чего берется портландцемент ПЦТ-I-50 - 650 г, глиноземистый цемент ГЦ-40 - 100 г, известь негашеная - 70 г, песок кварцевый - 180 г. Далее сухая смесь затворяется в жидкости затворения, состоящей из 13 г суперпластификатора С-3, 200 г 1%-ного предварительно приготовленного раствора гидроксиэтилцеллюлозы марки 400, пеногасителя Пента 465 - 5 г и воды в количестве 300 г. Результаты испытания тампонажного раствора и полученного камня приведены на табл. 1.

Тампонажный состав для крепления скважин и боковых стволов с горизонтальными участками, включающий портландцемент и алюминатное вяжущее, отличающийся тем, что в качестве алюминатного вяжущего содержит глиноземистый цемент и дополнительно содержит кварцевый песок, негашеную известь, суперпластификатор С-3, реагент-стабилизатор и понизитель водоотдачи - 1%-ный раствор гидроксиэтилцеллюлозы марки 400, пеногаситель Пента-465 и воду, мас.ч.:

портландцемент 55-65
глиноземистый цемент 10-20
известь негашеная 5-10
песок кварцевый 15-20
суперпластификатор С-3 1-1,3
1%-ный раствор гидроксиэтилцеллюлозы марки 400 20-30
пеногаситель Пента-465 0,05-0,1
вода 30



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при проведении ремонтно-восстановительных работ для крепления слабосцементированных пород и призабойной зоны пескопроявляющих скважин.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к ограничению водопритоков в добывающих скважинах, и может быть использовано для выравнивания профилей приемистости и изоляции промытых зон нагнетательных скважин.

Изобретение относится к способу цементирования в подземной формации, включающему: приготовление медленно застывающей цементной композиции, содержащей воду, пемзу, гашеную известь, диспергирующий агент и замедлитель схватывания, где замедлитель схватывания содержит производное фосфоновой кислоты, а диспергирующий агент содержит диспергирующий агент на основе поликарбоксилированного эфира; активацию медленно застывающей цементной композиции; введение медленно застывающей цементной композиции в подземную формацию; и предоставление возможности медленно застывающей цементной композиции схватиться в подземной формации.

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, в частности к способам ликвидации негерметичности колонн нефтегазовых скважин, и может быть использовано для восстановления герметичности эксплуатационных колонн нефтегазовых скважин путем ликвидации межколонного и заколонного давления, источниками возникновения которого являются утечки газа по негерметичным резьбам указанных колонн и по микротрещинам цементного камня.

Группа изобретений относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способу и системе проведения водоизоляционных работ в скважине. Для этого применяется способ, содержащий этапы, на которых: подготавливают изолирующий состав в объеме, превышающем внутренний объем скважины от забоя до верхней границы интервала перфорации.
Изобретение относится к способу ускорения роста прочности цементирующей композиции, включающему: обеспечение отверждаемой композиции, включающей перлит, гидравлический цемент и воду, в которой перлит и гидравлический цемент совместно перемалывают перед соединением с водой с образованием отверждаемой композиции, причем совместно перемолотые перлит и гидравлический цемент имеют бимодальное распределение размеров частиц с первым пиком примерно от 1 микрона до 7 микрон и со вторым пиком примерно от 7 микрон до 15 микрон, альтернативно, с первым пиком примерно от 3 микрон до 5 микрон и со вторым пиком примерно от 9 микрон до 11 микрон и, альтернативно, с первым пиком примерно 4 микрона и вторым пиком примерно 10 микрон; и предоставление отверждаемой композиции возможности схватиться; где перлит присутствует в количестве от примерно 50 мас.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам ограничения водопритока в обводненных коллекторах, установке временных барьеров или мостов и выравниванию профиля приемистости нагнетательных скважин с использованием водорастворимых полимеров.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к технологии интенсификации добычи нефти с целью увеличения конечного коэффициента извлечения нефти.

Изобретение относится к способу герметизации нарушения целостности эксплуатационной колонны и ликвидации заколонного перетока в скважине. Технический результат - повышение эффективности РИР за счет расширения сроков отверждения состава на основе микроцемента и улучшения прочностных характеристик образующегося тампонажного камня.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам герметизации нарушений эксплуатационной колонны, ликвидации негерметичности цементного кольца в малопроницаемых пластах и ограничения водопритока в скважине.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к строительству нефтяных и газовых скважин, и может быть использовано при цементировании эксплуатационной колонны верхних надпродуктивных интервалов скважины тампонажным материалом с добавлением пеностекла.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при проведении ремонтно-восстановительных работ для крепления слабосцементированных пород и призабойной зоны пескопроявляющих скважин.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - эффективное удаление асфальтосмолистых и парафиновых отложений за счет выделения большого количества тепла без образования в ходе химических превращений труднорастворимых соединений и продуктов реакции, вызывающих коррозию нефтепромыслового оборудования, используемые компоненты вступают между собой в химическую реакцию при стандартных условиях (Т=20°C, Р=101 кПа).

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к ограничению водопритоков в добывающих скважинах, и может быть использовано для выравнивания профилей приемистости и изоляции промытых зон нагнетательных скважин.

Изобретение относится к способу цементирования в подземной формации, включающему: приготовление медленно застывающей цементной композиции, содержащей воду, пемзу, гашеную известь, диспергирующий агент и замедлитель схватывания, где замедлитель схватывания содержит производное фосфоновой кислоты, а диспергирующий агент содержит диспергирующий агент на основе поликарбоксилированного эфира; активацию медленно застывающей цементной композиции; введение медленно застывающей цементной композиции в подземную формацию; и предоставление возможности медленно застывающей цементной композиции схватиться в подземной формации.

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, в частности к способам ликвидации негерметичности колонн нефтегазовых скважин, и может быть использовано для восстановления герметичности эксплуатационных колонн нефтегазовых скважин путем ликвидации межколонного и заколонного давления, источниками возникновения которого являются утечки газа по негерметичным резьбам указанных колонн и по микротрещинам цементного камня.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в том числе к разработке нефтяных пластов с неоднородными, низкопроницаемыми, глинизированными коллекторами, при наличии искусственных трещин и кольматацин порового пространства глинистым материалом, асфальто-смоло-парафиновыми отложениями.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к буровым растворам на водной основе, применяемым в процессе бурения скважин на нефть и газ в потенциально неустойчивых глинистых породах.
Изобретение относится к способу ускорения роста прочности цементирующей композиции, включающему: обеспечение отверждаемой композиции, включающей перлит, гидравлический цемент и воду, в которой перлит и гидравлический цемент совместно перемалывают перед соединением с водой с образованием отверждаемой композиции, причем совместно перемолотые перлит и гидравлический цемент имеют бимодальное распределение размеров частиц с первым пиком примерно от 1 микрона до 7 микрон и со вторым пиком примерно от 7 микрон до 15 микрон, альтернативно, с первым пиком примерно от 3 микрон до 5 микрон и со вторым пиком примерно от 9 микрон до 11 микрон и, альтернативно, с первым пиком примерно 4 микрона и вторым пиком примерно 10 микрон; и предоставление отверждаемой композиции возможности схватиться; где перлит присутствует в количестве от примерно 50 мас.
Изобретение относится к области нефтяной промышленности. В способе удаления асфальтосмолопарафиновых отложений, включающем подачу моющей композиции в затрубное пространство скважины, циркуляцию моющей композиции по замкнутому циклу, вынос продуктов отмыва из скважины, в качестве моющей композиции используют композицию НПС-Р1, которую подают в объеме 10-50% от объема циркуляции, равного сумме объемов затрубного пространства и колонны НКТ, причем цикл отмыва повторяют дважды.

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, в частности к области крепления обсадных колонн в процессе строительства скважин, установки изоляционных и ликвидационных мостов в процессе КРС и ликвидации скважин в условиях сероводородной агрессии и аномально-высоких пластовых давлений при температуре до 120°C. Техническим результатом является повышение устойчивости тампонажного камня в сероводородной среде в условиях повышенных температур и давлений и придания ему свойств химически стойкого элемента. Сероводородостойкий уплотняющийся ингибированный тампонажный раствор, включающий вяжущее вещество портландцемент, тонкодисперсное вяжущее «Микродур», тонкомолотый кварцевый песок, полиметиленнафталинсульфонат - суперпластификатор С-3, нитрилотриметиленфосфоновую кислоту НТФ, этилсиликат, ПАВ сульфанол, утяжелитель барит, жидкость затворения, дополнительно содержит ингибитор триоксан, тонкомолотую маслорастворимую бутадиен-стирольную СКС резину, дизельное топливо, при следующих соотношениях ингредиентов, мас.%: вяжущее вещество портландцемент 56,34-46,51, тонкодисперсное вяжущее «Микродур» 1,4-32, тонкомолотый кварцевый песок 2,8-4,65, полиметиленнафталинсульфонат - суперпластификатор С-3 0,14-0,23, нитрилотриметиленфосфоновая кислота НТФ 0,06-0,09, этилсиликат 1,12-1,86, ПАВ сульфанол 0,14-0,23, утяжелитель барит 5,6-9,29, жидкость затворения 31,0-32,5, ингибитор триоксан 0,28-0,46, тонкомолотая маслорастворимая бутадиен-стирольная СКС резина 0,56-0,93, дизельное топливо 0,56-0,93. В качестве жидкости затворения используют воду или рассол хлористого натрия или кальция плотностью от 1,0 до 1,35. 1 з.п. ф-лы, 1 табл.

Изобретение относится к нефтегазовой отрасли, в частности к области бурения нефтяных и газовых скважин, и может быть использовано для крепления нефтяных и газовых скважин и боковых стволов с горизонтальными и наклонными участками в условиях нормальных температур. Технический результат - повышение качества крепления скважин и боковых стволов. Тампонажный состав в качестве алюминатного вяжущего содержит глиноземистый цемент и дополнительно содержит кварцевый песок, негашеную известь, суперпластификатор С-3, реагент-стабилизатор и понизитель водоотдачи - 1-ный раствор гидроксиэтилцеллюлозы, пеногаситель Пента-465 и воду при следующем соотношении компонентов, мас.ч.: портландцемент - 55-65, глиноземистый цемент - 10-20, известь негашеная - 5-10, песок кварцевый - 15-20, указанный суперпластификатор - 1-1,3, гидроксиэтилцеллюлоза - 0,2-0,3, указанный пеногаситель - 0,05-0,1, вода - остальное. 1 табл., 6 пр.

Наверх