Тампонажный материал для изоляции и ограничения водопритоков в нефтяные и газовые скважины


 


Владельцы патента RU 2574433:

Лапшина Марина Владимировна (RU)

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к тампонажным материалам для изоляции и ограничения водопритока в скважины путем восстановления нарушений герметичности в конструкции скважин, ликвидации заколонных и межколонных перетоков, изоляции обводнившихся пластов и пропластков, и может быть использовано в ремонтно-изоляционных работах в нефтяных, газовых и газоконденсатных скважинах. Тампонажный материал, содержащий связующую основу - каустический магнезит, хлористый магний, воду, бентонитовую глину и регулятор сроков схватывания и загустевания - тетраборат натрия дигидрат - буру, отличающийся тем, что дополнительно содержит гипсовое вяжущее марки не ниже Г-7 при следующем соотношении компонентов, мас. %: каустический магнезит 20,0-35,0, бентонитовая глина 0,1-10,0, тетраборат натрия дигидрат - бура 0,01-0,55, хлористый магний 12,0-35,0, гипсовое вяжущее марки не ниже Г-7 1,5-9,5 , вода остальное. Технический результат - получение тампонажного материала на основе магнезиального вяжущего, раствор которого характеризуется пониженной плотностью, седиментационной устойчивостью и приемлемыми сроками схватывания при низких положительных температурах до 5°С. 1 табл.

 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к тампонажным материалам для изоляции и ограничения водопритока в скважины путем восстановления нарушений герметичности в конструкции скважин, ликвидации заколонных и межколонных перетоков, изоляции обводнившихся пластов и пропластков, и может быть использовано в ремонтно-изоляционных работах в нефтяных, газовых и газоконденсатных скважинах.

Известен тампонажный материал, содержащий вяжущее - тампонажный портландцемент и рационально подобранную смесь ингредиентов, например гипса, с высокоглиноземистым шлаком или глиноземистым цементом [Данюшевский B.C., Алиев P.M., Толстых И.Ф. Справочное руководство по тампонажным материалам. - 2-е изд., перераб. и доп. - М.: Недра, 1987. стр. 154-161].

Недостатком данного материала является нестабильный эффект расширения, седиментационная неустойчивость вводимых добавок и низкие фильтрационные характеристики рабочего раствора.

Известен расширяющийся тампонажный материал, содержащий тампонажный портландцемент и расширяющую добавку каустический магнезит [Рояк С.М., Рояк Г.С. Специальные цементы. Учеб. пособие для вузов. - 2 изд., перераб. и доп. - М.: Стройиздат, 1983. С. 189].

Недостатком данного способа является малый изоляционный эффект из-за невысоких фильтрационных характеристик тампонажного раствора и незначительная величина расширения камня при низких температурах.

Известен композиционный состав тампонажной смеси для цементирования колонн в буровых скважинах, содержащий магнезит каустический, суперфосфат двойной, крахмальный реагент, триполифосфат натрия и воду, в качестве цементирующей основы он содержит шлам-отход производства магния (патент RU №2286374, С09К 8/467, опубл. 27.10.2006).

Известен тампонажный состав для изоляции зон поглощений промывочной жидкости, содержащий связующую основу- каустический магнезит и жидкость затворения, включающую водный раствор, содержащий хлорид магния и химическую добавку для регулирования сроков загустевания и схватывания, содержит в качестве указанного водного раствора- раствор бишофита плотностью 1,28 г/см3, в качестве указанной химической добавки - суперфосфат двойной СПФД и дополнительно наполнители - глинопорошок и побочный отход производства бумаги СКОП (патент RU №2293100, С09К 8/467, опубл. 10.02.2007).

Недостатком способов является малая область применения, ограниченная короткими сроками схватывания тампонажного раствора при температурах выше 25-30°С.

Наиболее близким к заявляемому изобретению по технической сущности является тампонажный материал, содержащий связующую основу - каустический магнезит, хлористый магний и воду, бентонитовую глину и регулятор сроков схватывания и загустевания - тетраборат натрия дегидрат - буру при следующем соотношении компонентов, масс. %

Каустический магнезит 30,0-40,0
Бентонитовая глина 0,1-8,0
Тетраборат натрия дегидрат - бура 0,1-0,5
Хлористый магний 15,0-36,0
Вода остальное

(патент RU №2460755, С09К 8/467, опубл. 10.09.2010).

Основное преимущество тампонажных материалов на основе магнезиального вяжущего - отсутствие усадки образующегося камня и повышенные фильтрационные характеристики его раствора.

Высокий изоляционный эффект этого известного состава связан с тем, что при смешении всех компонентов образуется облегченный тампонажный раствор с приемлемыми сроками загустевания и схватывания для проведения ремонтных работ в температурном диапазоне до 60°С.

Существенным недостатком указанного известного тампонажного состава является невысокая эффективность применения его в условиях низких положительных температур (5-15°С) по причине значительно увеличенных сроков загустевания и схватывания его раствора.

Задача предлагаемого изобретения - расширение области применения тампонажных составов на основе магнезиальных вяжущих материалов и повышение эффективности ремонтно-изоляционных работ в более широком диапазоне температур за счет сокращения сроков схватывания при низких положительных температурах.

Технический результат - получение тампонажного материала на основе магнезиального вяжущего, раствор которого характеризуется пониженной плотностью, седиментационной устойчивостью и приемлемыми сроками схватывания при низких положительных температурах до 5°С.

Указанный технический результат достигается тем, что известный тампонажный материал, содержащий связующую основу - каустический магнезит, хлористый магний, воду, бентонитовую глину и регулятор сроков схватывания и загустевания - тетраборат натрия дигидрат - буру, отличающийся тем, что дополнительно содержит гипсовое вяжущее марки не ниже Г-7 при следующем соотношении компонентов, масс. %

Каустический магнезит 20,0-35,0
Бентонитовая глина 0,1-10,0
Тетраборат натрия дигидрат - бура 0,01-0,55
Хлористый магний 12,0-35,0
Гипсовое вяжущее 1,5-9,5
марки не ниже Г-7
Вода остальное

Отличительным признаком заявляемого состава от состава по прототипу является наличие в нем гипсового вяжущего марки не ниже Г-7, а также иное количественное соотношение компонентов.

Для приготовления предлагаемого тампонажного состава применяют следующие вещества:

- Порошок магнезитовый каустический по ГОСТ 1216-87,

- Магний хлористый технический по ТУ 2152-018-00203944-97,

- Бентонитовая глина по ТУ 39-0147001-105-93,

- Бура техническая ГОСТ 8429-77,

- Гипсовое вяжущее марки Г-7, Г-10, Г-13, Г-16 по ГОСТ 125-79.

Указанный технический результат обеспечивается ускорением схватывания состава, содержащего смесь гипсового и магнезиальных вяжущих при низких положительных температурах. При этом введение гипсового вяжущего указанных марок не снижает прочностные характеристик формирующегося камня и обеспечивает эффективность изоляции воды.

Для получения заявляемого материала в лабораторных условиях сначала готовили раствор затворения: в воде последовательно растворяли порошок хлористого магния и буру. Потом магнезит, глину, гипсовое вяжущее тщательно перемешивали и затворяли предварительно приготовленным водным раствором хлористого магния и буры.

В лабораторных исследованиях для приготовления предлагаемого состава был выбран магнезит марки ПМК-83 (аналогично прототипу), ПМК-87, ПМК-75 и гипсовое вяжущее марки Г-7. По описанному способу были изготовлены 9 составов предлагаемого тампонажного материала с различным соотношением компонентов. Далее в ходе лабораторных испытаний определяли свойства тампонажного материала: начало схватывания и прочность на сжатие образующегося камня. В таблице приведены результаты лабораторных испытаний заявляемого материала в сравнении с прототипом.

Как видно из таблицы, предлагаемый тампонажный материал имеет приемлемые сроки схватывания раствора при низких положительных температурах до +5°С, а формирующийся цементный камень обладает высокой прочностью.

Использование предлагаемого состава обеспечит повышение эффективности РИР за счет расширения области применения в условиях низких положительных температур.

Выход за нижний предел содержания компонентов предлагаемого материала приводит к снижению прочности камня и увеличению сроков его загустевания и схватывания при температурах +5 - +20°С.

Выход за верхний предел содержания компонентов приводит к увеличению плотности раствора и сокращению сроков его загустевания и схватывания при температурах выше 20°С.

Для приготовления предлагаемого состава может быть использован каустический магнезит любой марки в соответствии с ГОСТ 1216-87. Количественное соотношение компонентов определяется температурой применения состава и отрабатывается каждый раз адаптированно к конкретным условиям.

Преимуществами заявляемого тампонажного материала являются то, что его раствор имеет приемлемые сроки загустевания и схватывания, которые можно варьировать в температурном диапазоне от +5 до +60°С, что повышает технологичность состава и значительно расширяет область применения магнезиальных тампонажных материалов в ремонтно-изоляционных работах в нефтяных, газовых и газоконденсатных скважинах.

Тампонажный материал, содержащий связующую основу - каустический магнезит, хлористый магний, воду, бентонитовую глину и регулятор сроков схватывания и загустевания - тетраборат натрия дигидрат - буру, отличающийся тем, что дополнительно содержит гипсовое вяжущее марки не ниже Г-7 при следующем соотношении компонентов, мас. %:

Каустический магнезит 20,0-35,0
Бентонитовая глина 0,1-10,0
Тетраборат натрия дигидрат - бура 0,01-0,55
Хлористый магний 12,0-35,0
Гипсовое вяжущее 1,5-9,5
марки не ниже Г-7
Вода остальное



 

Похожие патенты:
Изобретение относится к составам для обработки буровых скважин во время восстановительных работ и предназначено для использования в нефтяных, газовых и газоконденсатных скважинах при температуре до 160°C.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для увеличения нефтеотдачи пластов с карбонатным коллектором. Состав для увеличения нефтеотдачи пластов, содержащий ПАВ, тетраборат натрия (буру) и воду, дополнительно содержит технический или дистиллированный глицерин при следующем соотношении компонентов, мас.%: ПАВ 1,0-4,0, тетраборат натрия (бура) 2,0-30,0, глицерин 10,0-90,0, вода остальное.

Группа изобретений относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - совместимость состава обработки пласта с пластовыми жидкостями, ингибирование кислотной коррозии, образования эмульсий и смолообразования.

Изобретение относится к нефтегазодобыче, в частности к составам для обработки призабойной зоны пласта и изоляции водопритока в скважину, а также для регулирования разработки нефтяных месторождений.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть применено для повышения производительности добывающих и нагнетательных скважин. Способ включает перфорацию стенок скважины в интервале пласта каналами глубиной не менее протяженности зоны концентрации напряжений в породах от ствола скважины, спуск колонны труб с пакером, посадку пакера над кровлей перфорированного продуктивного пласта, определение общего объема гелированной жидкости разрыва, создание в подпакерной зоне давления гидроразрыва пласта закачкой в скважину по колонне труб гелированной жидкости разрыва - линейного геля - до образования трещины разрыва в пласте, закачку в трещину разрыва крепителя трещины, стравливание давления в колонне труб, распакеровку и извлечение пакера с колонной труб из скважины.

Изобретение относится к области нефтедобывающей промышленности и может быть применено при регенерации нефтезагрязненного проппанта после гидравлического разрыва пласта и последующем его использовании в качестве расклинивающего агента.

Изобретение относится к применению частиц с фосфонатным ингибитором отложений в подземных работах. Способ ингибирования образования твердых отложений в подземном месторождении включает формирование ингибирующих образование твердых отложений частиц из смеси золы-уноса и средства для отверждения в среде фосфоновой кислоты, где золу-унос отверждают в твердый материал путем контакта со средством для отверждения в среде фосфоновой кислоты, суспендируя твердые частицы в жидкости для обработки, и помещение их в часть подземного месторождения или в желаемое место внутри указанной части, в которой твердые частицы высвобождают ингибитор образования твердых отложений во времени при воздействии водных жидкостей, смесь содержит, по меньшей мере, один многовалентный ион и указанные ингибирующие частицы, по меньшей мере, частично покрыты покрывающим материалом.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам проведения водоизоляционных работ в добывающих вертикальных и горизонтальных скважинах (ГС) и боковых горизонтальных стволах (БГС), эксплуатирующих трещиноватые карбонатные коллекторы.

Изобретение относится к газодобывающей промышленности, в частности к составам для изоляции водопритоков в газовых скважинах и способам их приготовления, и может быть использовано для изоляции водопритоков в газовых скважинах с терригенным коллектором.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к изоляции водопритока пластовых вод и направлено на повышение эффективности изоляции подошвенных вод при разработке нефтяных и газовых месторождений.

Изобретение относится к растворимому в воде простому эфиру целлюлозы, который содержит: (i) один или несколько заместителей, выбранных из группы, которую составляют метил, гидроксиэтил и гидроксипропил, (ii) один или несколько неионных гидрофобных заместителей с ациклическими или циклическими, насыщенными или ненасыщенными, разветвленными или линейными углеводородными группами, содержащими по меньшей мере 8 атомов углерода, и (iii) один или несколько катионных, третичных аминных или анионных заместителей, причем среднее число моль одного или нескольких гидрофобных заместителей на 1 моль ангидроглюкозных звеньев составляет от 0,007 до 0,025, при этом среднемассовая молекулярная масса простого эфира целлюлозы составляет по меньшей мере 750000, и при этом простой эфир целлюлозы имеет остаточную динамическую вязкость %η80/25, составляющую по меньшей мере 30%, где %η80/25=[динамическая вязкость раствора при 80°C/динамическая вязкость раствора при 25°C]×100, причем, динамическая вязкость раствора при 25°C и 80°C измерена в 1% водном растворе. Растворимый в воде простой эфир целлюлозы является полезным для модификации вязкости композиции, выбранной из группы, которую составляют текучие среды для обслуживания буровых скважин, цементирующие композиции, керамические материалы, текучие среды для обработки металлов и смазочно-охлаждающие текучие среды. Простые эфиры целлюлозы проявляют повышенную устойчивость к тепловому разжижению. 4 н. и 9 з.п. ф-лы, 2 табл.

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности и может быть использовано в производстве буровых реагентов. Технический результат - улучшение разжижающих свойств реагента в минерализованных буровых растворах, повышение термостабильности реагента до 190°C. В способе получения реагентов для обработки буровых растворов путем окисления лигносульфонатов соединениями шестивалентного хрома в кислой среде, взаимодействия образующегося хромлигносульфоната с сульфатом железом и фосфорсодержащим модифицирующим агентом, подщелачивания гидроксидом натрия и высушивания в качестве фосфорсодержащего модифицирующего агента используют аминотриметиленфосфоновую кислоту, взятую в количестве 10-12 мас. ч. по отношению к лигносульфонату, в раствор лигносульфоната натрия вводят сульфат железа двухвалентный в виде сухого порошка, выдерживают при постоянном перемешивании в течение 1 часа при температуре 30-40°C. Затем вводят бихромат натрия в виде водного раствора, выдерживают при перемешивании в течение 1 часа при температуре 30-40°C. Затем вводят модифицирующий агент - аминотриметиленфосфоновую кислоту в виде водного раствора, выдерживают при постоянном перемешивании в течение 1 часа при температуре 30-40°C. Затем смесь нейтрализуют каустической содой до pH 4-5, затем высушивают до порошкообразного состояния. Компоненты используют в следующем соотношении в пересчете на сухие вещества, мас. ч.: лигносульфонат натрия 100; сульфат железа двухвалентный 6,5-7,5; бихромат натрия 3-3,5; аминотриметиленфосфоновая кислота 10-12; каустическая сода 0,14. 2 табл., 1 пр.

Изобретение относится к области строительства, в частности к способам глушения скважин. Технический результат - повышение эффективности глушения скважин при сохранении фильтрационно-емкостных свойств коллектора. Вязкоупругий состав - ВУС для глушения скважин, включающий, мас. %: эфир целлюлозы - ЭЦ 0,8-2,5, гидроксид щелочного металла 0,1-0,7, комплексообразователь - растворимую соль алюминия или меди 0,19-0,6, внутренний деструктор - капсулированный перкарбонат или перборат натрия 0,1-0,2, утяжелитель - хлорид натрия или хлорид калия, или хлорид кальция, или нитрат натрия, или реагент МНК 6,5-22,0, регулятор pH - уксусную или щавелевую кислоту или лимонную кислоту 0,02-0,3, водоудерживающую гидрофобизирующую добавку - этиленгликоль и/или глицерин, или высшие диоксановые спирты 2,0-6,6, воду остальное. В способе глушения скважин осуществляют закачку буфера минерализованной воды, затем закачку указанного ВУС одновременно-раздельной закачкой состава 1, содержащего 50% от общего количества ЭЦ, около 50% от общего количества воды и гидроксид щелочного металла, и состава 2, содержащего остальное количество ЭЦ, остальное количество воды, утяжелитель, комплексообразователь, регулятор pH, внутренний деструктор и водоудерживающую гидрофобизирующую добавку, и затем активирующего состава - АС, содержащего, мас. %: лимонную или сульфаминовую кислоты 5-10, перекисное соединение - персульфат калия или персульфат аммония, или пероксигидрат мочевины 5-10, НПАВ - Неонол АФ9-12 или Синоксол марки В, или Реверсмол марки В 0,02-0,03, деэмульгатор - Диссолван 4411или СНПХ-4802 0,05-0,2, воду остальное, при соотношении АС:ВУС равном 1:3-4. Изобретение развито в зависимых пунктах. 2 н. и 5 з. п. ф-лы, 5 табл.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам изоляции водоносных или обводненных пластов. Технический результат изобретения заключается в повышении нефтеотдачи и снижении отбора воды из добывающих нефтяных скважин. Способ изоляции водоносных или обводненных пластов включает закачку в зону изоляции водоизоляционной композиции, которая представляет собой целлюлозную муку, включающую микроволокнистый порошковый продукт на основе однолетних целлюлозосодержищих растений, минеральную высокодисперсную гидрослюду, стабилизирующею термостойкую солестойкую полимерную добавку. Способ получения целлюлозной муки заключается в предварительном миксовании волокнистого целлюлозосодержащего сырья и минеральных добавок с дальнейшим измельчением и последующим миксованием полученного помола со стабилизирующей термостойкой солестойкой полимерной добавкой при следующем соотношении компонентов, %: микроволокнистый порошковый продукт на основе однолетних целлюлозосодержищих растений 40-58,5, минеральная высокодисперсная гидрослюда 40-60, стабилизирующая термостойкая солестойкая полимерная добавка 1,5-5. 2 н. и 9 з.п. ф-лы, 2 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к строительству скважин. Технический результат заключается в придании материалу технологически необходимых в условиях катастрофических поглощений, при наличии в пласте пор и трещин раскрытостью до 1 мм, кольматирующих свойств, прочности и силы сцепления с породой (адгезии), при одновременном придании свойства разрушения при кислотном воздействии в течение часа не менее 80% сформированного цементного камня и полного его разрушения в течение 2-3 ч. Тампонажный материал, включающий вяжущее, облегчающую добавку, наполнитель и воду, дополнительно содержит водосвязывающую добавку, волокнистый наполнитель и бишофит. В качестве вяжущего материал содержит каустический магнезит, в качестве наполнителя - карбонатный наполнитель - мраморную крошку в качестве облегчающей добавки - алюмосиликатные микросферы или полые стеклянные микросферы, при следующем содержании компонентов, мас.ч.: каустический магнезит - 40-55; указанная облегчающая добавка - 20-50; водосвязывающая добавка - 0,1-0,3; указанный карбонатный наполнитель - 0,01-30; указанный волокнистый наполнитель - 0,01-0,5; бишофит 14,9-35; вода - 58,3-90,8, при этом суммарное содержание магнезиального цемента, облегчающей добавки и карбонатного наполнителя составляет 100 мас.ч., а бишофит содержится в виде водного раствора плотностью 1,18-1,3 г/см3. 2 з.п. ф-лы, 4 табл., 1 ил.
Изобретение относится к способу ингибирования образования отложений в водной системе, например отложений, содержащих барий, и может быть использовано при добыче нефти и для обработки воды. Способ включает добавление к водной системе порогового количества ингибитора образования отложений, представляющего собой аминокислоту, модифицированную алкилфосфоновой кислотой. Фрагмент аминокислоты может представлять собой α-аминокислоту или аминокислоту, содержащую два или более атома углерода между карбоксильной группой и аминогруппой. Указанные ингибиторы на основе аминокислот обладают значительно более усовершенствованными технологическими характеристиками и улучшенной совместимостью с системами по сравнению с ингибиторами образования отложений, имеющимися в настоящее время в данной области техники. Технический результат - эффективное предотвращение образования отложений в водной среде в широком диапазоне температур, уровней жесткости и щелочности, контролирование образования отложений. 9 з.п. ф-лы, 3 табл., 47 пр.

Изобретение относится к области строительства подземных хранилищ сжатого газа и жидких углеводородов и может быть использовано при цементировании заколонного пространства технологических скважин. Способ крепления технологических скважин подземных хранилищ сжатых газов и жидких углеводородов предусматривает последовательное закачивание в обсаженные технологические скважины отдельных порций различающихся по плотности и компонентному составу цементных растворов. При этом предварительно перед спуском и цементированием эксплуатационной колонны на участке в непроницаемой кровле породы механическим или гидравлическим методами производится расширение участка необсаженного ствола скважины с формированием вдоль ее вертикальной оси вспомогательной камеры, обсадную колонну труб оборудуют специальным устройством с кольцевыми каналами, располагаемым в объеме созданной вспомогательной камеры, в качестве тампонажного раствора закачки первой порции используют облегченный цементный раствор плотностью 1400-1650 кг/м3, которым заполняют межколонное пространство промежуточной и эксплуатационной обсадных колонн от башмака промежуточной колонны до устья скважины, в качестве тампонажного раствора закачки второй порции используют цементный раствор плотностью 1800-1900 кг/м3, которым заполняют необсаженный ствол скважины до башмака промежуточной обсадной колонны. Технический результат - повышение качества крепления за счёт повышения герметичности заколонного пространства скважины. 2 н. и 4 з.п. ф-лы, 1 ил.

Группа изобретений относится к ингибированию набухания глин. Технический результат - повышение эффективности ингибирования набухания глин с одновременным снижением опасности для человека и окружающей среды. В буровом растворе или жидкости гидроразрыва пласта в качестве ингибитора набухания глин в водной среде применяют соль диамина и дикарбоновой кислоты, где дикарбоновая кислота отвечает следующей формуле: HOOC-A-COOH, в которой A является ковалентной связью или двухвалентной углеводородной группой, алифатической, насыщенной или ненасыщенной, линейной или разветвленной, основная линейная цепь которой, находящаяся между двумя концевыми COOH, содержит от 1 до 3 атомов углерода. 4 н. и 11 з.п. ф-лы, 2 табл., 12 пр.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для повышения нефтеотдачи пластов высоковязкой нефти с низкой пластовой температурой путем изоляции или ограничения водопритока к нефтяным скважинам. Состав для повышения нефтеотдачи пластов, содержащий карбамид, соль алюминия, уротропин и воду, дополнительно содержит метилцеллюлозу и глицерин в следующем соотношении компонентов, мас.%: карбамид 2,0-25,0, соль алюминия 2,0-10,0, метилцеллюлоза 0,5-1,5, уротропин 2,0-8,0, глицерин 0-30,0, вода остальное. Способ приготовления указанного выше состава, включающий растворение уротропина в воде, добавление карбамида, перемешивание, добавление в раствор глицерина и предварительно приготовленного 1,0-2,0%-ного раствора метилцеллюлозы, перемешивание до полного растворения, добавление указанной соли алюминия с перемешиванием до полного растворения. Изобретение развито в зависимом пункте. Технический результат - повышение эффективности состава. 2 н. и 1 з.п. ф-лы, 11 пр., 2 табл., 2 ил.

Изобретение относится к области нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки нефтяного пласта путем полимерного заводнения. В способе разработки нефтяного пласта, включающем закачку в пласт оторочки водного раствора частично гидролизованного полиакриламида - ПАА, указанный раствор дополнительно содержит смолу древесную омыленную - СДО при следующем соотношении компонентов, мас.%: ПАА 0,03-0,15, СДО 0,001-0,005, вода минерализацией до 240 г/дм3 остальное. Технический результат - повышение эффективности обработки. 1 табл.
Наверх