Цементные смеси цементирование скважин

Технология цементирование нефтяных и газовых скважин

На завершающем этапе подготовки углеводородной области используется технология цементирования нефтяных и газовых скважин. Прообраз методики возник более 110 лет назад на бакинских промыслах. Способ базируется на полном выдавливании жидкости из буровой путем использования цементной смеси. Данная технология относится к разряду тампонажных в силу того, что в результате проведения работ образуется так называемая «пробка».

Что представляет собой процесс цементирования буровой?

Цементирование нефтяных и газовых скважин – это финишный этап подготовки буровой к эксплуатации. Комплекс работ направлен на обеспечение максимального срока службы сооружения. Это продиктовано следующими причинами:

1. Необходимость изолировать каждую нефтегазоносную область. Это делается для того, чтобы исключить возможность смешивания сырья и воды из разных пластов.
2. Требования, которые регламентируют защиту металлической трубной поверхности. Эти работы следует выполнить, чтобы обеспечить высокую стойкость от коррозии, которая возникает в результате воздействия почвенной влаги на металл.
3. Важность повышения прочности всего сооружения. Цементирование позволяет снизить влияние движения грунтов на скважину.

Для создания качественного цементного раствора используются различные добавки. Одной из наиболее популярных считается кварцевый песок. Материал позволяет снизить усадку до минимума и существенно увеличить прочность тампона. Волокнистая целлюлоза применяется для исключения возможных утечек жидкого раствора в пористый грунт.

В качестве одного из компонентов смеси могут использоваться пуццоланы. Они представляют собой своеобразную крошку из минералов, имеющую вулканическую природу. Отличаются водостойкостью и отсутствием реакции при воздействии агрессивных химических сред. Полимерные добавки используются для уплотнения прилегающих слоев грунта.

В конце проводится контроль выполненного тампонажа. Важную роль играет качество работ, проводимых на газовой и нефтяной скважине. Оно оценивается следующими способами:

• термический – определяет высоту требуемого поднятия цемента;
• акустический – позволяет обнаружить наличие внутренних пустот;
• радиологический – применение специального рентгеновского излучения.

Каждая из приведенных технологий позволяет провести контроль качества полученной пробки. Процесс проводится многоступенчато, что гарантирует высокую точность проверок.

Технология цементирования скважины

Современные методики цементирования несколько отличаются от технологий, применяющихся в прошлом веке. Основные отличия заключаются в автоматизации процесса, использовании компьютерной техники при расчете требуемого количества раствора. При этом учитываются всевозможные геологические особенности нефтегазоносной области, климат, погодные условия в конкретный период, технические параметры и прочее.

Цементирование нефтяных и газовых скважин может проводиться одним из следующих способов:

• одноступенчатая технология (сплошная заливка) – предусматривает подачу промывочного раствора под высоким давлением на пробку в обсадочной колонне;
• двухступенчатая технология – то же, что и одноступенчатое цементирование, но с последовательным проведением процесса для нижней и верхней части (области разделены специальным кольцом);
• методика манжета – предусматривает применение кольца-манжета для цементирования нефтяных и газовых скважин исключительно в верхней области;
• обратная технология – единственная методика, во время которой цементная смесь заливается не в саму колонну, а в область за трубами.

Сам процесс проводится в несколько этапов. Изначально готовится смесь для тампонажа. Делается это согласно инструкции и расчетам. Смесь подается в скважину непосредственно после ее приготовления. После этого приводится в действие механизм, которые вытесняет раствор в межтрубное пространство нефтяной шахты.

Далее следует подождать, пока смесь полностью не застынет, образовав собой пробку. На конечном этапе проводится проверка качества выполненных работ по любой из технологии, описанной выше.

Для обеспечения высокой эффективности работы оснащение монтируется на шасси грузовой машины. Это позволяет сэкономить средства на транспортировку технологического оснащения и открывает возможность подключиться к питанию от двигателей используемых грузовиков.

Расчет цементирования скважин

После идентификации скважины необходимо провести соответствующие расчеты. Необходимо получить результаты следующих векторов:

• количество необходимых расходников для раствора;
• определение состава тампонажа;
• проверочный расчет необходимого количества буферной жидкости.

Процесс вычисления проводится автоматизировано или вручную. Первый вариант предусматривает использование программного обеспечения. Чтобы расчет был успешен, необходимо иметь при себе входные данные – диаметр скважины, плотность цементного раствора, высота уплотнительного кольца, объем стакана и т.д. После подсчета программа выдаст на экран таблицы, которые будут включать все необходимые данные. Если же в этой таблице будут заменены некоторые значения, то автоматически произойдет повторный расчет.

Ручное вычисление проводится нечасто, но тоже имеет право на существование. Здесь используются те же данные, что и при автоматизированном расчете цементирования. Стоит рассмотреть вычисления на примере одноступенчатого цементирования нефтяных и газовых скважин. Поэтапно процесс вычисления выглядит следующим образом:

• проведение вычислений высоты столбца буферной жидкости путем предварительного определения коэффициента аномальности;
• расчет высоты столбца цементного раствора, который находится за эксплуатационной колонной;
• определение необходимого объема раствора;
• проведение вычислений веса сухой цементной части;
• расчет необходимого количества жидкости (воды);
• вычисление максимального давления, которое создается на упорное кольцо.

В конце делается расчет требуемой подачи цемента агрегатами и количество цементировочных приборов. Кроме того, следует определить количество необходимых цементосмесителей, которые обеспечат требуемый объем раствора.

Что следует понять про технологию цементирования?

Цементирование нефтяных и газовых скважин, независимо от методики, сводится к преследованию одной цели – вытеснение бурового раствора из скважины. Делается это путем заливки тампонажной смеси, которая поднимается на определенную высоту.

Стоит понимать, что качество данной инженерной задачи напрямую зависит от соблюдения технологических процессов, корректности расчета и ответственности персонала. Тампонажнники должны полностью соблюдать требования к цементированию нефтяных и газовых скважин. Необходимо уделить внимание и материалам, которые будут использованы в рабочем процессе. Это позволит заметно увеличить продолжительность службы глубинных конструкций в процессе эксплуатации.

Цементирование скважин

Цементирование буровых скважин является завершающим этапом их подготовки к эксплуатации и служит, прежде всего, для обеспечения максимальной долговечности всей конструкции. Производится цементирование колонны скважин путем применения технологии (прообраз которой впервые появился в далеком 1905 году на бакинских промыслах Российской империи), направленной на полное вытеснение специальным цементным раствором буровых жидкостей. Поскольку итогом цементирования становится образование непроницаемой «пробки» (или «тампона») – заливаемая смесь также носит название тампонажной.

Причины необходимости цементирования скважин

Главными среди них следует назвать три:

• необходимость значительного повышения общей конструктивной прочности (цементирование нефтяных скважин, а также цементирование газовых скважин нивелирует влияние на обсадные трубы сил, возникающих при подвижках грунтов)
• цементирование скважин позволяет защитить металлическую трубную поверхность от коррозии, вызываемой подпочвенной влагой
• кроме того, скважина, соединяющая собой различные нефте-, газо- и водоносные горизонты при цементировании вновь надежно изолирует их друг от друга, предотвращая смешивание

Технология цементирования скважин

Современная технология цементирования скважин существенно отличается от своей «прабабушки» столетней давности – как компьютеризированными технологическими расчетами нужного водоцементного соотношения для цементных растворов (учитывающими десятки различных геологических, климатических, технических и прочих параметров), так и использующимися для них же специализированными добавками.

В число последних входят:

• кварцевый песок (позволяющий минимизировать усадку и максимально увеличить прочность)
• волокнистая целлюлоза (не допускающей утечки жидкого цемента даже в самую пористую породу)
• «грунтующие» полимеры (при застывании расширяющиеся и уплотняющие прилежащий грунт)
• «пуццоланы» (крошка сверхлегких минералов вулканического происхождения – водостойких и не боящихся агрессивных химикатов)

Кроме того, в процессе цементирования нефтяных скважин (а также цементирования газовых скважин) производится многоступенчатый контроль качества получаемого тампонажа.

Качество цементирования скважин оценивается с помощью следующих процедур:

• термической (необходимой для определения уровня поднятия цемента)
• акустической (позволяющей в 100% случаев обнаружить внутренние пустоты в цементе за счет разной скорости прохождения звуковой волны)
• радиологической (своеобразного «рентгена» при цементировании скважин)

Способы цементирования скважин

На сегодняшний день используют 4 основных способа цементирования скважин:

• одноступенчатое, или сплошное (после заливки цементной смеси в обсадную колонну, последняя заглушается пробкой, на которую под избыточным давлением подают промывочный раствор – в результате чего происходит вытеснение цемента в затрубное пространство)
• двухступенчатое (технологически идентичное первому способу, но производящееся последовательно и отдельно для нижней части, а затем для верхней – при этом оба отдела разделяются специальным кольцом)
• манжетное (также использующее сплошное кольцо-манжету – но уже для возможности провести цементирование скважин только в их верхней части)
• обратное (единственный метод с заливкой раствора не в колонну, а сразу в затрубное пространство – с вытеснением буровых либо очистных растворов в колонную полость)

Процесс цементирования скважин

Сам процесс цементирования скважин происходит в 5 последовательных этапов:

• в бетономешалках готовится тампонажная цементная смесь с необходимым водоцементным соотношением и количеством добавок
• готовый к заливке раствор подается в скважину
• запускается та или иная процедура его вытеснения в пространство между трубами и стенами шахты
• ожидается окончание периода полного застывания
• производится контроль качества (вышеописанными в предыдущих разделах методами)

Для удобства работы оборудование для цементирования скважин устанавливается на шасси одного из видов грузовиков (КАМАЗ, УРАЛ и пр.). Это удобно сразу по двум причинам – отсутствия необходимости каждый раз привлекать сторонние транспортные средства для перевозки комплексов конвейерного, смесительного, нагнетающего и прочего цементирующего оборудования, и возможности стационарно запитать данные системы от автомобильных двигателей.

В результате процесс подготовки раствора принимает следующий вид – все составляющие части дозируются и соединяются в бетономешалке, посредством добавления воды замешиваются до получения полностью однородной массы и закачиваются насосами в скважину (давление при этом достигает 30-35 МПа).

ОСОБЕННОСТИ СУХИХ СМЕСЕЙ ДЛЯ ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ НЕФТЕГАЗОВЫХ СКВАЖИН

Аннотация

В статье описывается относительно новое перспективное направление на рынке сухих строительных смесей – применение сухих тампонажных смесей при строительстве нефтегазовых скважин. Залогом успешного проведения цементирования является качественная и правильно подобранная для конкретных условий тампонажная смесь. До недавнего времени тампонажные смеси было принято готовить непосредственно на месторождении с использованием мобильных цехов, оборудованных, как правило, пневматическими системами подачи и смешивания компонентов с последующей загрузкой готовой смеси в цементовозы. Однако, в последние годы хорошо зарекомендовал себя способ производства тампонажных смесей в заводских условиях, при котором смеси готовят в районах с более развитой инфраструктурой, а затем поставляют их на месторождение. Авторы обосновывают возможность применения сухих тампонажных смесей при различных внутрискважинных условиях при добавлении в смесь соответствующих добавок, а также описывают влияние добавок на параметры тампонажного раствора. Несмотря на ряд особенностей, отличающих тампонажные смеси от традиционных строительных, в их рецептурах преимущественно применяют аналогичные добавки: водоудерживающие, пластифицирующие, ускорители, замедлители, волокна, полимерные порошки. Широко распространены добавки с особыми свойствами (материалы, предотвращающие потери раствора, утяжелители, облегчители), что вызвано спецификой внутрискважинных условий. Особые условия применения тампонажных растворов подразумевают и особые требования к применяемым в нефтегазовой отрасли традиционным добавкам для сухих строительных смесей. Так, полимерные порошки для тампонажных материалов должны состоять из полимеров с короткими цепями и быть термостойкими при применении в условиях повышенных температур. Многие из применяемых в нефтегазовой отрасли добавок обладают комплексным воздействием на тампонажный раствор. Грамотный подбор добавок, основанный на данных о геолого-технических условиях на конкретном месторождении, позволяет получать качественные сухие тампонажные смеси, применение которых является залогом успешного проведения цементировочных работ.

Ключевые слова

Полный текст:

Литература

Новые решения в области разработки составов тампонажных смесей для цементирования обсадных колонн при различных температурах/ Белей И.И. [и др.] // Бурение и нефть. 2013. № 03. С. 44-48.

Erik B. Nelson, D. Guillot. Well Cementing. 2nd edition. – Schlumberger: 2006. p. 7-248.

D.G. Calvert. Primary Cementing. Original manuscript. — Society of Petroleum Engineers: 2007. С. 33-94.

G. Abbas, S. Irawan, S. Kumar, A.A.I. Elrayah. Improving Oil Well Cement Slurry Performance Using Hydroxypropylmethylcellulose Polymer // Advanced Materials Research. Volume 787. p. 222-227.

M. Pauri. Effect of triethanolamine on the tricalcium silicate hydration // Proceedings of the 8th International Symposium on the Chemistry of Cement. — 1986. p. 125-129.

V.S. Ramachandran. Concrete admixtures handbook, 2nd Ed.: Properties, Science and Technology. — 1996. — 1183 pages.

ГОСТ 26798.1-96. Цементы тампонажные. Методы испытаний. С. 1-10.

API RP 10B-2. Recommended Practice for Testing Well Cements // American Petroleum Institute. 2005. p. 1-146.

N. Gaurina-Medimurec, D. Matanovic, G. Krklec. Cement slurries for geothermal wells cementing // Rudarsko-geolosko-naftni zbornik. – Zagreb, 1994. p. 127-134.

Baris Alp, Serhat Akin. Utilization of supplementary cementitious materials in geothermal well cementing // Proceedings “Utilization of supplementary”. 38 workshop on Geothermal Reservoir Engineering. — USA, February 2013. p. 1687-1694.

Макаренко П.П. Комплексное решение проблем развития газодобывающего региона. М.: Недра, 1996. 320 с.

Петров В.С. Регулирование свойств тампонажного раствора камня с помощью добавок аминометиленфосфоновых комплексонов // Нефтегазовое дело: электрон. науч. журн.. 2012. No 6. http://www.ogbus.ru

Mr. Effendhy, H. Junaidi, R. Abbas, B. Zia Malik. Fibers in cement form network to cure lost circulation // World oil. June 2003. p. 45-51.

N. Low, G. Daccord, J.F. Bedel. Designing Fibered Cement Slurries for lost circulation applications: Case histories // SPE Annual Technical Conference and Exhibition. USA, October 2003. p. 20-27.

H.I. El-Hassan. Using a novel fiber cement system to control lost circulation: Case histories from the Middle East and the Far East // SPE/IADC Middle East Drilling Technology Conference & Exhibition. UAE, October 2003. p. 20-207.

Чжу Д.П. Системы измерения расширения/усадки и СНС тампонажных цементов на базе ультразвукового анализатора цемента производства компании OFI TESTING EQUIPMENT, INC. // Бурение и нефть. Январь 2010. №01. С. 20-34.

Чжу Д.П. Анализатор миграции газа производства компании OFI Testing Equipment, Inc. // Бурение и нефть. Март 2008. №03. С. 25-29.

Адамцевич А.О., Использование калориметрии для прогнозирования роста прочности цементных систем ускоренного твердения // Инженерно-строительный журн. 2013. №3. С. 36-42.

R. A. Rahman, A.H. Zulkafly, Issues and solutions for cementing expandable liners: a case history // IADC/SPE Drilling Conference. USA, March 2004. p. 119-158.

D.L. Bour, New expansive cement system for high temperature // Proceedings of the 1988 Southwestern Petroleum Shourt Course. — Southwestern Petroleum №31988. USA. P. 1-9.

D.K. Smith, Cementing, Monograph No. 4 in Henry L. Doherty Series. USA, 1976. p. 348-358.

R.S. Rubidiani. New additive for improving shearbond strength in high temperature and pressure cement // IADC/SPE Asia Pacific Drilling Technology. – Malaysia, September 2000. p. 1112-1121.

S. Le Roy-Delage. New cement systems for durable zonal isolation // IADC/SPE Drilling Conference. USA, February 2000. p. 18-31.

Ссылки

• На текущий момент ссылки отсутствуют.

Сервисная Компания ПНГ, ООО Избранное

Сервисная компания ПНГ (ООО «СК ПНГ») является интегрированным сервисным подрядчиком, представляющим полный спектр услуг в области цементирования скважин и проведения ремонтно-изоляционных работ. Наши возможности — современные технологии проведения тампонажных работ, инженерное сопровождение, подбор рецептуры тампонажных материалов с учетом новейших разработок, качественные лабораторные исследования.

ООО «СК ПНГ» входит в состав Национальной Ассоциации нефтегазового сервиса с 2015 года.

Постоянное внимание к проведению инвестиций в обновление парка тампонажной техники и его оснащению передовым оборудованием, внедрение передовых технологий цементирования скважин, позволяет конкурировать с мировыми лидерами на рынке услуг по цементированию скважин.

В компании ООО «СК ПНГ» новый парк специальной техники для приготовления и закачки тампонажных растворов. Успешно работают 8 мобильных флотов по цементированию скважин 2012-2015 года выпуска и 4 стационарных комплекса блочного типа по цементированию скважин 2014 года выпуска. Входящие в состав флотов цементировочные агрегаты оснащены новейшей автоматической системой приготовления цементного раствора и контроля параметров пятого поколения, состоящего из насосного и смесительного блоков совместной разработки и производства компаний ООО «СК ПНГ» и JEREH (Китай). Применение нового оборудования в составе агрегатов качественно улучшает однородность тампонажного раствора, при необходимости плавно, но быстро поднимает его плотность, позволяет производить приготовление цементных смесей, как с сухими, так и с жидкими добавками. Компактность и надёжность установки повышает мобильность и оперативность тампонажных услуг.

Парк специализированной техники
(подробный состав каждого флота можно посмотреть нажав на его название)

Одна из целей Компании — приготовление и применение своей продукции при цементировании обсадных колонн на нефтяных и газовых месторождениях, которая бы превосходила по качеству и была конкурентно способной по сравнению с аналогичными продуктами других производителей.

В Компании производится применение собственных рецептур, разработанных специалистами ООО «СК ПНГ», для обеспечения наилучшего качества цементирования. Технические условия «Смеси тампонажные специальные» зарегистрированы в ФБУ «Ростест-Москва». При этом ООО «СК ПНГ» ссылается на оценку соответствия своей продукции по Системе добровольной сертификации топливно-энергетического комплекса и Сертификат соответствия № ТЭК RU.ХП25.Н05272 Автономной некоммерческой организации ГЦСС «НЕФТЕПРОМХИМ». На предприятии ведется постоянный контроль качества тампонажных цементов и химических добавок.

Компания готова представить дополнительную интересующую информацию по запросу своих Заказчиков (существующих и потенциальных).

Менеджмент

С 2012 года Генеральным директором ООО «СК ПНГ» является Дебрянский Вячеслав Михайлович. Дебрянский В.М. имеет два высших образования — Ивано-Франковский институт нефти и газа, специальность — Бурение нефтяных и газовых скважин и Тюменский государственный нефтегазовый университет, специальность – Экономика предприятия и управление персоналом. Главный капитал Сервисной Компании ПНГ — её кадры, команда опытных, высококвалифицированных специалистов, способных решать самые сложные задачи на высочайшем профессиональном уровне.

Менеджеры и инженерно-технические работники ООО «СК ПНГ» имеют российский и международный опыт работы в области цементирования скважин, проведения ремонтно-изоляционных работ.

Систематическое повышение квалификации работников Компании дает возможность совершенствовать организацию труда, осуществлять гибкий подход и применять различные схемы предоставления услуг в соответствии с потребностями Заказчиков.

Для осуществления производственной деятельности в Компании созданы филиалы, обособленные подразделения и производственные участки. Проекты с участием ООО «СК ПНГ» реализуются в Ханты-Мансийском и Ямало-Ненецком автономных округах, Республике Коми.

Среди наших Заказчиков крупнейшие нефтедобывающие компании, такие как ОАО «Газпром нефть», ОАО «Славнефть», ОАО «НК Роснефть».

Основополагающими принципами ООО «СК ПНГ» является полное соответствие требованиям самых взыскательных иностранных и российских нефтегазовых компаний, достижение высоких стандартов качества предоставляемых тампонажных услуг, защита окружающей среды, социальная ответственность бизнеса.

Технология крепления скважин одной порцией тампонажного раствора

В настоящее время цементирование большинства обсадных колонн на нефтяных и газовых месторождениях выполняется с использованием двух составов тампонажных растворов: облегченного тампонажного раствора (далее ОТР) плотностью 1400 — 1500 кг/м 3 и тампонажного раствора (далее ТР) нормальной плотности — 1850 — 2000 кг/м 3 .

К основным общим недостаткам такой технологии цементирования следует отнести:

• большую дифференциацию физико-механических характеристик камня тампонажных растворов различных составов и, соответственно, различия в степени изоляции по интервалам размещения;
• вероятность образования больших зон смешивания тампонажных растворов, ввиду достаточно большой разницы плотностей тампонажных растворов, и ухудшение изоляции затрубного пространства в интервале размещения зоны смешивания;
• недостаточно высокую скорость формирования камня облегченного тампонажного раствора с необходимыми прочностными характеристиками в интервале ММП, что требует устанавливать время ОЗЦ не менее 48 ч.

С целью устранения указанных недостатков и повышения качества крепления обсадных колонн, предлагается использование другой технологии одноступенчатого цементирования, заключающейся в размещении по всей длине затрубного пространства тампонажного раствора одной промежуточной плотности 1700 кг/м 3 , на основе специальной цементной смеси ГранЦЕМ-7. Преимуществами данной схемы цементирования является следующее:

• тампонажный раствор на основе ГранЦЕМ-7 БГ имеет плотность 1700 кг/м 3 , что позволяет обеспечить сохранение гидростатического давления, эквивалентного суммарному гидростатическому давлению составного столба жидкостей ОТР и ТР;
• исключается большая дифференциация свойств тампонажных растворов, находящихся на забое и на устье, что повышает качество изоляции затрубного пространства;
• обеспечивается возможность более строго и эффективно контролировать плотность и, соответственно, качество закачиваемого состава за счет упрощения схемы затворения. В этом случае готовится только один тампонажный раствор с плотностью 1700 кг/м 3 и исключается необходимость перенастройки режима работы цементировочного комплекса после приготовления облегченного тампонажного раствора для приготовления тампонажного раствора нормальной плотности;
• сухая цементная смесь ГранЦЕМ-7 БГ является полностью готовым материалом, что исключает необходимость выполнения дополнительных работ по вводу и смешиванию облегчающих и стабилизирующих добавок;
• по прочностным характеристикам состав плотностью 1700 кг/м 3 превосходит аналогичные показатели тампонажного раствора нормальной плотности и облегченного тампонажного раствора, что позволяет сократить сроки ОЗЦ до 12-24 часов;
• возможно использование сухой тампонажной смеси ГранЦЕМ-7 для крепления направлений, кондукторов, промежуточных и эксплуатационных колонн;
• с целью предотвращения газопроявлений в период ОЗЦ, ГранЦЕМ-7 имеет в составе газоблокирующие добавки, которые в сочетании с ускоряющей добавкой обеспечивают быстрый набор структуры геля.

Рисинук 1 — Сравнение базовой технологии крепления и с применением универсального цемента ГранЦем-7

Рисунок 2 — Определение возможности сокращения времени ОЗЦ цементного раствора приготовленного на основе ГранЦем-7 БГ

Состав

Цементная тампонажная смесь ГранЦЕМ-7 изготавливается из специального тампонажного портландцемента, комплексной минеральной добавки КМД-О и специальных добавок для регулирования тампонажно-технических свойств – армирующих, кольматирующих, расширяющих, пластификаторов, газоблокаторов, стабилизаторов и др.

В зависимости от вида специальных добавок (армирующих, кольматирующих, расширяющих) цементную смесь выпускают следующих марок:

ГранЦЕМ-7 – без ввода специальных добавок;

ГранЦЕМ-7-Арм – с армирующими добавками;

ГранЦЕМ-7- К – с кольматирующими добавками;

ГранЦЕМ-7- Р – с расширяющими добавками;

ГранЦЕМ-7 БГ – с усиленными газоблокирующим характеристиками.

Промысловый опыт применения

Промышленное применение цементной тампонажной смеси ГранЦЕМ-7 осуществляется с 2011 г на месторождениях полуострова Ямал для крепления кондукторов, направлений, промежуточных колонн и хвостовиков.

Таблица 1 – Основные физико-механические характеристики тампонажного раствора и камня на основе сухих тампонажных смесей серии ГранЦЕМ-7.

Показатель

Значение

Диапазон рабочих статических температур

1680 – 1720 кг/м 3

Предел прочности камня через 24 часа твердения при температуре 5 ºС

Предел прочности камня через 48 часов твердения при температуре 20 ºС

Предел прочности камня через 48 часов твердения при температуре 5 º С

Водоотдача при температуре 20 º С и давлении 7,0 МПа