Коррозия цементного камня на нефтегазовых скважинах

Обновлено: 17.05.2024

Нарушение целостности цементного камня за эксплуатационной колонной нередко обусловливает обводнение скважин с нарушенным цементным кольцом, но не приводит к очаговому заводнению участков залежи ( скв. В этих скважинах водопроводящие пути за эксплуатационной колонной становятся путями поступления воды при условии создания дополнительного перепада при снижении забойных давлений в процессе их эксплуатации. При незначительной величине перепада забойного и пластового давления поступление воды прекращается. Наиболее характерна в этом отношении работа скв. При компрессорной эксплуатации, скважины с минимальной депрессией добывается безводная нефть. [1]

Нарушение целостности цементного камня на большом протяжении от места кумулятивной перфорации, как показывают замеры АКЦ, приводят к значительной обводненности скважин. При прорыве соседних вод по трещинам в цементе или прорыву газа в под-газовые нефтяные пласты, в результате чего возможно снижение или полное прекращение добычи нефти. [2]

Затрубная циркуляция из-за нарушения целостности цементного камня или низкого качества цементирования заколонного пространства встречается во многих скважинах и кроме прочих отрицательных последствий приводит к осолонению цементного камня и искажению диаграмм нейтронных методов. Кроме того, затрубная циркуляция минерализованной воды может привести и к загрязнению выше лежащих пресных источников воды. [3]

Имели место случаи, что сразу после ТГХВ наступало резкое обводнение скважин, что может быть объяснено нарушением целостности цементного камня за колонной и поступлением воды из нижележащих или вышележащих обводненных пластов. [4]

В слоистых неоднородных коллекторах искажение профиля притока ( приемистости) после спуска обсадной колонны по сравнению с результатами, полученными в скважине с открытым забоем, может быть как в сторону занижения при малой плотности перфорации, так и в сторону увеличения при вскрытии перфорацией всего пласта, включая чередующиеся плотные и глинизированные пропластки. Последнее обусловливается нарушением целостности цементного камня при увеличении плотности перфорации. [5]

При некачественном цементировании и наличии заколонной циркуляции работа пластов не соответствует работе фильтра. Случаи некачественного цементирования или нарушения целостности цементного камня за колонной в результате перфорации и последующей эксплуатации скважин не являются редкостью, особенно в нагнетательных скважинах с большим давлением. [6]

При интенсивном обводнении скважины возникает проблема изоляции того пропластка или того места, через которое произошел прорыв воды в скважину. Такой прорыв может произойти по затрубному пространству в результате нарушения целостности цементного камня . В этом случае вода водоносных горизонтов попадает на забой и препятствует притоку нефти из продуктивного пласта. Источником обводнения может б ыть хорошо проницаемый пропласток, залегающий в пределах вскрытой толщины пласта, по которому вода от нагнетательной скважины проникает на забой добывающей скважины и снижает ее продуктивность. Обводнение может произойти и по нижней части продуктивного горизонта с образованием в прнзабойной зоне водяного конуса. Во всех случаях требуется тщательное обследование скважины с применением геофизических методов для обнаружения источников обводнения. Лишь после анализа данных исследования могут быть разработаны и осуществлены конкретные меры по технике и технологии изоляции водопритока. Не всегда работы по изоляции водопритока дают желаемый эффект, однако передача этих работ в ведение специализированной организации существенно повышает их успешность. Существует множество технических приемов изоляции водопритоков, которые сводятся к закачке в обводнившийся прослой или в заколонное пространство различных тампонирующих смесей и материалов, в том числе специальных смол. [7]

При интенсивном обводнении скважины возникает проблема изоляции того пропластка или того места, через которое произошел прорыв воды в скважину. Такой прорыв может произойти по затрубному пространству в результате нарушения целостности цементного камня . В этом случае вода водоносных горизонтов попадает на забой и препятствует притоку нефти из продуктивного пласта. Источником обводнения может быть хорошо проницаемый пропласток, залегающий в пределах вскрытой толщины пласта, по которому вода от нагнетательной скважины проникает на забой добывающей скважины и снижает ее продуктивность. Обводнение может произойти и по нижней части продуктивного горизонта с образованием в призабойной зоне водяного конуса. Во всех случаях требуется тщательное обследование скважины с применением геофизических методов для обнаружения источников обводнения. Лишь после анализа данных исследования могут быть разработаны и осуществлены конкретные меры по технике и технологии изоляции водопритока. Не всегда работы по изоляции водопритока дают желаемый эффект, однако передача этих работ в ведение специализированной организации существенно повышает их успешность. Существует множество технических приемов изоляции водопритоков, которые сводятся к закачке в обводнившийся прослой или в заколонное пространство различных тампонирующих смесей и материалов, в том числе специальных смол. [8]

При интенсивном обводнении скважины возникает проблема изоляции того пропластка или того места, через которое произошел прорыв воды в скважину. Такой прорыв может произойти по затрубному пространству в результате нарушения целостности цементного камня . В этом случае вода водоносных горизонтов попадает в забой и препятствует притоку нефти из продуктивного пласта. Источником обводнения может быть хорошо проницаемый пропласток, залегающий в пределах вскрытой толщины пласта, по которому вода от нагнетательной скважины проникает на забой добывающей скважины и снижает ее продуктивность. Обводнение может произойти и по нижней части продуктивного горизонта с образованием в призабойной зоне водяного конуса. Во всех случаях требуется тщательное обследование скважины с применением геофизических методов для обнаружения источников обводнения. Лишь после анализа данных исследования могут быть разработаны и осуществлены конкретные меры по технике и технологии изоляции водопритока. Существует множество технических приемов изоляции водоприто-ков, которые сводятся к закачке в обводнившийся прослой или заколонное пространство различных тампонирующих смесей и материалов, в том числе специальных смол. [9]

Соли серной кислоты ( сульфаты), такие как сульфат магния и сульфат натрия, оказывают отрицательное влияние на схватившийся цемент. Сульфат кальция, реагируя с компонентом С3А, образует сульфоалюми-нат, который вызывает расширение и нарушение целостности цементного камня . В основном это происходит вследствие того, что частицы сульфоалюмината по размерам больше частиц СзА, которые они замещают, что ведет к разрушению цементного камня. [10]

При использовании компрессоров высокого давления за короткий промежуток времени может значительно снизиться уровень жидкости в скважине. Иногда используют специальные пусковые клапаны и предусматривают отверстия на насосно-компрессорных трубах, в результате чего не намного снижается отрицательное влияние мгновенных депрессий на пласт в результате резкого уменьшения уровня жидкости в скважине. Такой метод вызова притока жидкости и газа способствует не только проникновению больших количеств жидкости в пласт, но и нарушению целостности цементного камня за колонной. [11]

Эффективное решение задачи расчленения коллекторов по неф-теводонасыщенности возможно лишь в тех случаях, когда взаимодействие жидкости, заполняющей ствол скважины, с пластовой жидкостью не искажает действительного положения водонефтяного контакта. Часто заведомо нефтеносные пласты на диаграммах нейтрон-нейтронного и нейтронного гамма-методов при наличии за-трубной циркуляции минерализованной воды показываются как водоносные. Характерны также пониженные показания и слабое расчленение диаграмм нейтрон-нейтронного метода ННМТ. Затруб-ная циркуляция кроме прочих отрицательных явлений приводит к осолонению цементного камня и искажению диаграмм нейтронных методов. Затрубная циркуляция из-за нарушения целостности цементного камня или низкого качества цементирования затруб-ного пространства встречается во многих скважинах в подавляющем большинстве месторождений. Поэтому одним из наиболее важных вопросов является установление наличия или отсутствия затрубной циркуляции воды и определение места ее притока. [12]

Тампонажный раствор – это совокупность составов или специальных материалов, которые используются для тампонирования скважин (работы, направленные на заполнение трещин в грунте при помощи цементного раствора).

Основным видом тампонажного раствора является портландцемент и его разновидности. Тампонажные растворы (портландцемент) классифицируют несколькими способами:

По вещественном составу такие растворы могут быть следующих категорий: I (бездобавочный), I-G (бездобавчоный, водовцементное отношение равно 0,44), I-H (бездобавочный, водоцементное отношение равно 0,38), II (с минеральными добавками), III (с специальными добавками, которые регулируют плотность раствора).
По плотности тампонажный раствор может быть утяжеленный или облегченный.
По температуре применения тампонажный раствор бывает низких и нормальных температур (от 15 до 50 градусов), умеренных температур (от 51 до 10 градусов) и повышенных температур (от 101 до 150 градусов).
По сульфитостойкости тампонажные растворы могут быть: обычные (требования по сульфитостойкости не предъявляют), сульфитостойкие, умеренной сульфитостойкости и высокой сульфитостойкости.

Твердение тампонажного раствора обусловлено сложными физико-химическими и химическими процессами, которые возникают из-за взаимодействия воды с клинкерными минералами, в результате чего образуются гидратные соединения, почти не подвергнутые процессу растворения.

При смешивании тампонажного раствора с водой на начальных этапах твердения в реакции гидратации (присоединение в ионам или молекулам воды) участвуют алюмоферриты кальция и алюминаты, из-за более высокой скорости растворения, в сравнении с другими составляющими раствора (алит и белит). Раствор становится, из-за образования гидроалюминатов и гидроферритов кальция. В общем виде химическая формула такого раствора выглядит следующим образом:

$xCaO*yAl_2 O_3*mH_2 O$ или $xCaO*yFe_2 O_3*mH_2 O $

где, значение коэффициентов $m, x, y$ зависит от термодинамических условий протекания процесса гидратации.

Примерно через 2-6 часов гидроалюминатов и гидроферритов кальция становится слишком много, что становится причиной возникновения «стесненных» условий, из-за чего образуется коагуляционная структура, которая позже переходит в кристаллизационную. Примерно через 8 – 10 часов пространство между зернами раствора заполняется кристаллами. Раствор начинает терять свою пластичность и подвижность и становится более прочным.

Готовые работы на аналогичную тему

Далее в реакцию гидратации вступают алит и белит, в результате этой реакции образуется тонкопористый ворс из кристалликов (силикатная структура), которая также увеличивает степень прочности тампонажного камня, а через сутки эта структура начинает преобладать над гидроалюминатами и гидроферритами кальция. Через 30 дней эта структура уже образует 100 % объема тампонажного камня.

Классификация процессов коррозии цементного камня

Коррозия цементного камня – процесс снижения прочностных свойств цементного камня, из-за негативного воздействия окружающей среды.

Все виды коррозии можно разделить на три группы:

Термическая.
Химическая.
Физическая.

Физическая коррозия цементного камня происходит из-за негативного воздействия окружающей среды, при котором не происходит какого-либо химического взаимодействия между камнем и окружающей средой. Обычно такой вид коррозии происходит при воздействии на камень меняющейся температуры и периодического увлажнения, а также при действии солей в его порах. Физическая коррозия цементного камня может стать причиной смятия обсадных колонн скважины.

Методы защиты от физической коррозии цементного камня включают в себя: снижение водоцементного отношения, покрытие защитными пленками и веществами, а также интенсивное уплотнение.

Химическая коррозия цементного камня происходит из-за химического взаимодействия составляющих элементов камня и окружающей средой. Причиной коррозии цементного камня в скважине чаще всего становятся пластовые воды, которые содержат в растворенные соли щелочей и кислот, являющихся агрессивными по отношению к цементному камню.

Методы защиты от химической коррозии включают в себя карбонизацию (создание защитного слоя из карбоната кальция), пуццоланизация (добавление в раствор веществ, которые способствуют образованию труднорастворимых соединений), автоклавная обработка и применение белитовых растворов.

Термическая коррозия цементного камня обусловлена фазовыми переходами продуктов твердения в фазы, которые более устойчивы к температуре, в результате такого перехода происходит укрепление кристаллов и уменьшение площади их поверхности. Данный вид коррозии характерен для высокотемпературных скважин.

Изучением коррозии тампонажного камня в скважине на протяжении более полувека занимаются многие специализированные лаборатории НИИ различного профиля. Сегодня большое внимание уделяется прогнозированию интенсивности коррозионных процессов цементного камня с использованием методов химической термодинамики. Однако этими методами можно оценить лишь принципиальную возможность физико-химического взаимодействия агрессивного агента с компонентами тампонажного камня, а также интенсивность коррозионных процессов в первые минуты и часы. Коррозионные же процессы в камне из тампонажного цемента, стойкого в агрессивной среде, продолжаются годы. С течением времени роль диффузионного контроля гетерогенных физико-химических процессов коррозии все более возрастает. В то же время процессы диффузии невозможно рассчитать методами химической термодинамики, и эти методы могут играть лишь вспомогательную и ограниченную роль при прогнозировании долговечности тампонажного камня в агрессивных средах. Представлено авторское исследование процесса коррозии тампонажного камня.

The study of grouting stone corrosion in the well for over half a century engaged in many specialized laboratories Research Institute in various fields. Today, much attention is paid to forecasting the intensity of corrosion processes of cement paste using chemical thermodynamics methods. However, these methods can be assessed only in principle the possibility of physical and chemical interaction with the components of the corrosive agent grouting stone, as well as the intensity of corrosion processes in the first minutes and hours. Corrosive same processes in stone of oil-well cement, resistant to aggressive environments, continuing years. With more and more increases over time the role of the diffusion control of heterogeneous physical and chemical processes of corrosion. At the same time the processes of diffusion can not be calculated by the methods of chemical thermodynamics, and these methods can only play a supporting and a limited role in predicting the durability of grouting stone in aggressive environments. Submitted by the author study the process of grouting stone corrosion.

Если вас интересует полный текст статьи, Вы можете заказать ее в издательстве.

1. Авилов В.И., Данюшевский В.С., Тарнавский А.П. Сероводородная коррозия цементного камня в затрубном пространстве газовых скважин. М.: Газовая промышленность, 1981. № 1.
2. Булатов А.И. Цементы для цементирования скважин. М.: Гостоптехиздат, 1961.
3. Булатов А.И. Правда о тампонажных цементах. Краснодар: Изд-во «Просвещение-Юг», 2010.
4. Булатов А.И., Рахимбаев Ш.М., Рябова Л.И. Коррозия тампонажного камня. Краснодар: Северокавказское отделение (Центр) Российской инженерной академии, 1993.
5. Кравцов В.М., Евстигнеев Н.Н., Агзамов Ф.А., Романова Т.В. Стойкость тампонажных материалов в сероводородной среде // Газовая промышленность. 1984. № 2.
6. Кравцов В.М., Кузнецов Ю.С., Мавлютов М.Р., Агзамов Ф.А. Крепление высокотемпературных скважин в коррозионно-активных средах. М.: Недра, 1987.
7. Мавлютов M.Ф., Агзамов Ф.А. Анализ причин заколонных газопроявлений и пути повышения качества цементирования скважин в условиях сероводородной агрессии. М.: ВНИИОЭНГ, 1984.
8. Петраков Ю.И., Перейма А.А., Дибров Г.Д. Метод исследования коррозионной стойкости тампонажных материалов при повышенных температурах и давлениях // Нефтяное хозяйство. 1984. № 1.
9. Мухаметзянов Р.Н., Халимов Р.Э., Кузнецов В.В., Бродский А.А. Причины раннего обводнения нефтяных скважин Суторминского месторождения // Геология нефти и газа. 1988. № 10.
10. Булатов А.И., Новохатский Д.Ф., Рябова Л.И. и др. Рекомендации по выбору тампонажного раствора применительно к агрессивной среде. Краснодар, ВНИИКрнефть, 1983.
11. Хасанов Р.С., Мамедов Я.Г., Федоренко В.И. Предотвращение влияния сероводорода на качество разобщения пластов. М.: ВНИИОЭНГ, 1982.

1. Avilov V.I., Daniyshevskiy V.S., Tarnavskiy A.P. Hydrogen sulfide corrosion of cement stone in the annulus of gas wells // Gas industry. 1981. No. 1.
2. Bulatov A.I. Cements for wells cementing. M.: Gostoptekhizdat, 1961.
3. Bulatov A.I. The truth about oil-well cements. Krasnodar: Education-South, 2010.
4. Bulatov A.I., Rakhimbaev Sh.M., Ryabova L.I. Corrosion of the cement stone. Krasnodar: Northern Caucasus Department (Center) of the Russian engineering Academy, 1993.
5. Kravtsov V.M., Evstigneev N.N., Agzamov F.A., Romanova T.V. Resistance of grouting materials in a hydrogen sulfide environment // Gas industry. 1984. No. 2.
6. Kravtsov V.M., Kuznetsov Yu.S., Mavlyutov M.R., Agzamov F.A. Fastening of wells in high-temperature corrosive environments. M.: Nedra, 1987.
7. Mavlyutov M.F., Agzamov F.A. The analysis of the annulus gas shows the causes and ways to improve the quality of cementing in a hydrogen sulphide aggression. M.: VNIIOENG, 1984.
8. Petrakov Y.I., Pereima A.A., Dibrov G.D. The method of research of corrosion resistance of grouting materials at elevated temperatures and pressures // Oil industry. 1984. No. 1.
9. Mukhametzyanov R.N., Khalimov E.R., Kuznetsov V.V., Brodskiy A.A. Causes early flooding of Sutorminski deposit oil wells // Geology of oil and gas. 1988. No. 10.
10. Bulatov A.I., Novokhatsky D.F., Ryabova L.I. Recommendations for selection of cement slurry applied to a corrosive environment. Krasnodar, VNIIKrneft, 1983.
11. Khasanov R.S., Mamedov Ya.G. Fedorenko V.I. Prevention of the influence of hydrogen sulfide on the quality of separation of layers. M.: VNIIOENG, 1982.

Кристаллизационная коррозия цементного камня протекает в поровом объеме. С этим связано прохождение специфических процессов коррозии, вызванных ростом в порах кристаллов, образующихся в результате химического взаимодействия агрессивной среды с веществами цементного камня. [5]

Процессам коррозии цементного камня и повышению его коррозион-ностойкости уделяется большое внимание со стороны исследователей. [6]

Процесс коррозии цементного камня в условиях скважины под действием агрессивных кислых сред ( H2S и СО2 и др.) может протекать при встрече потока агрессора с потоками растворимой фазы как в пределах прокорродированной части цементного камня, так и в пределах породы. [7]

Предотвращение коррозии цементного камня , бетонных и железобетонных конструкций обеспечивается различными способами: изменением минералогического состава клинкера, регулированием тонкости помола цемента, введением в его состав гидравлически активных материалов, автоклавной обработкой изделий из бетона и гидроизоляцией бетонных сооружений. [8]

Применительно к коррозии цементного камня общее сопротивление, лимитирующее скорость процесса, является суммой сопротивлений, обусловленных кинетическим и диффузионным контролем. [9]

Скорость процессов коррозии цементного камня зависит от многих факторов. Течение этих процессов часто бывает осложнено отложением продуктов коррозии в порах вблизи поверхности контакта с агрессивной средой. Это препятствует проникновению агрессивной среды в глубь цементного камня. [10]

Суммарный процесс коррозии цементного камня включает в себя подвод к цементному камню растворенного сероводорода, его диссоциацию, химическую реакцию с Са ( ОН) 2, содержащимся в поровой жидкости, гидролиз и растворение составляющих цементного камня, поставляющих Са ( ОН) 2 в раствор, накопление и последующий вынос продуктов реакции в окружающую среду. Вполне естественно, что скорость коррозионного поражения зависит от химической стойкости продуктов гидратации по отношению к H2S, его концентрации, температуры, структуры порового пространства камня, способа подвода агрессивного вещества и др. Поэтому важно выделить лимитирующую стадию всего суммарного процесса и факторы, определяющие скорость его протекания. [11]

Большую опасность представляет коррозия цементного камня при воздействии агрессивных компонентов природного газа. При углекислотной коррозии вначале идет реакция между гидроксидом цементного камня и углекислотой с образованием малорастворимого карбоната кальция, который на второй стадии процесса реагирует с угольной кислотой с образованием хорошо растворимого-бикарбоната кальция. При сероводородной коррозии сероводород, диффундируя в глубь цементного камня, растворяется в поровой воде, превращаясь в слабую кислоту, которая активно взаимодействует с минеральными компонентами цемента и приводит к разрушению его структуры. Для борьбы с коррозией цементного камня необходимо понижать проницаемость цемента с целью предупреждения проникновения в него агрессивных компонентов, а также применять специальные расширяющие цементы для улучшения контакта цемента с обсадной трубой и стенкой скважины и проводить химическое ингибирование тампонажных растворов. [12]

Характерной особенностью процессов коррозии цементного камня по сравнению с коррозией металлов является то, что они протекают в поровом объеме. С этим связано прохождение специфических процессов коррозии, вызванных ростов в порах кристаллов, образующихся в результате химического взаимодействия агрессивной среды с веществами цементного камня. [13]

Одним из видов коррозии цементного камня может быть коррозия выщелачивания гидроксида кальция. [14]

Таким образом, во избежание раскалывания заполнителя и разрушения окружающего цементного камня необходимо обеспечить возможность перемещения воды внутрь зерен заполнителя в направлении незаполненных пор или в окружающий цементный камень, прежде чем гидравлическое давление достигнет критической величины и вызовет разрушение бетона. [17]

Под влиянием этих же факторов и перфорационных работ происходит разрушение цементного камня в заколонном пространстве как против фильтра, так и на значительном расстоянии от него, следствием которого является формирование гидравлически совершенного канала между комплексом проницаемых пластов продуктивной толщи. В интервалах пластов с агрессивным флюидом процессы гидродинамического взаимодействия приводят к коррозионному поражению обсадных труб. [18]

При контакте цементного камня с растворенным в воде сероводородом разрушение цементного камня носит послойный характер, с наличием нескольких зон, ширина которых зависит от концентрации агрессивных ионов, реакционной емкости цементного камня, его структурных характеристик. Определяющим фактором скорости коррозии является диффузия агрессивных ионов внутрь камня и выщелачивание Са ( ОН) 2, сопровождающееся гидролизом и растворением твердой фазы. [19]

Под влиянием этих же факторов и перфорационных ра бот происходит разрушение цементного камня в заколонном пространстве к ак против фильтра, так и на значительном расстоянии от него, следствием которого является формирование гидравлически совершенного канала ме: кду комплексом проницаемых пластов продуктивной толщи. В интервалах пластов с агрессивным флюидом процессы гидродинамического взаимодействия приводят к коррозионному поражению обсадных труб. [20]

При эксплуатации бетонных изделий и конструкций коррозия бетона вызывается главным образом разрушением цементного камня в результате проникновения агрессивного вещества в толщу бетона. Коррозия бетона особенно интенсивна при постоянной фильтрации такого вещества. [21]

Дефекты в первоначальной конструкции скважины могут возникнуть из-за коррозии стальной колонны, разрушения цементного камня и ухудшения сцепления его с породой или колонной в. При извлечении нефти из пласта она частично выделяет парафин и смолы, образуя на поверхностях насосно-компрессорных труб и эксплуатационной колонны парафиновые пробки. Вследствие нарушения: герметичности колонны и цементного кольца в скважину может-поступать посторонний флюид, не связанный с выработкой конкретного продуктивного пласта, или же нагнетаемая жидкость будет уходить за пределы намечаемого для закачки объекта. Образование парафиновых пробок приводит к снижению дебита, нефти. [22]

Длительное движение воды через цементный камень при высоких температурах и давлениях приводит к разрушению цементного камня . [24]

При опрессовке обсадных колонн жидкостью с избыточным давлением более 50 кг / см2 происходит разрушение жесткого цементного камня кольца за колонной, особенно облегченного микросферами, и образование в нем вертикальных микротрешин на всем протяжении испытуемой колонны дополнительных каналов миграции газа. [25]

На основе теоретических исследований выведена формула для определения критической глубины скважины, в заколонном пространстве которой начинается разрушение цементного камня при снижении давления в обсадной колонне. Установлено, что для получения надежной крепи нефтяных и газовых скважин необходимо применять тампонажные Материалы, образующие камень с повышенной прочностью. [26]

В процессе бурения появление сероводорода приводит к ухудшению технологических свойств бурового раствора, интенсивной коррозии бурового оборудования и разрушению цементного камня . Для устранения таких нежелательных явлений необходима нейтрализация сероводорода, которая достигается путем использования различных добавок к буровым растворам. На практике в качестве таких добавок используются гематит, магнетит, ЖЕ-7, Н-5, СНУДГ ВНИИТБ-1, Т-66, реагент СР и др. Механизм нейтрализации заключается в способности сероводорода взаимодействовать с окислами, основаниями и солями поливалентных металлов с. [27]

Из изложенного следует, что в условиях скважин, где отсутствует кислород, сульфатная коррозия, приводящяя к разрушению цементного камня , как это указывается в работе Н.А. Ивановой, не развивается. Результаты исследований показали, что в чистом газообразном сероводороде образцы камня, полученные при гидратации С3 S, и портландцемента также подвергаются коррозионному поражению, которое носит объемный характер. [28]

Однако при большом содержании углекислоты ( более 280 - 300 мг / л) происходит растворение карбоната кальция и разрушение цементного камня . [29]

Количество гипса, добавляемого в цементный клинкер, необходимо тщательно контролировать, так как избыток гипса приводит к расширению и последующему разрушению цементного камня . Оптимальное содержание гипса определяется на основе наблюдений за теплотой гидратации. Обычно за мгновенным максимумом скорости тепловыделения следует второй максимум спустя 4 - 8 ч после добавления воды к цементу. При правильно выбранном количестве гипса, после того как весь гипс будет связан, останется лишь небольшое количество С3А, способного участвовать в реакциях. В результате второго максимума на кривой тепловыделения не возникает. [30]

Читайте также: