Кислотная обработка призабойной зоны


Кислотных обработок ПЗП.Виды.технологии проведения.

СКО — один из методов увеличения продуктивности доб.скважин, увеличения приемистости нагн.скважин.

Область применения СКО – обработка ПЗП, содержащих в породе карбонатов кальция, магния и других минералов, активно реагирующих с

кислотой.

Для обработки карбонатных коллекторов наибольшее распространение получила соляная кислота, а для обработки терригенных коллекторов — смесь соляной и плавиковой кислот (глиняная кислота).

Виды СКО Область применения
кислотные ванны при освоении для очистки поверхности забоя от глинистой корки
СКО под давлением проникающие обработки ПЗП для образования глубокопроникающих каналов
глинокислотная обработка терригенные коллектора, удаление глинистых и карбонатных материалов, представленных в терригенных коллекторах в виде цементирующего вещества.
пенокислотная обработка для замедления реакций в 4-5 раз, тем самым увеличивая глубину проникновения
Термокислотная обработка(до 80-900С) для плотных кабонатных пород с целью ускорения реакции
обработка нефтекислотными эмульсиями для увеличения глубины проникновения в ПЗП

Кислотные ванны применяются во всех скважинах с от­крытым забоем после бурения и при освоении, для очистки по­верхности забоя от остатков цементной и глинистой корки, продуктов коррозии, кальцитовых выделений из пластовых вод и др. Для скважин, забой которых обсажен колонной и перфо­рирован, кислотные ванны проводить не рекомендуют. Объем кислотного раствора должен быть равен объему скважины от забоя до кровли обрабатываемого интервала, а башмак НКТ, через который закачивают раствор, спускается до подошвы пласта или забоя скважины. Применяется раствор НС1 повы­шенной концентрации (15—20%), так как его перемешивания на забое не происходит.

Время выдержки для нейтрализации кислоты для данного месторождения устанавливается опытным путем по замерам концентрации кислоты в отработанном и вытесненном на по­верхность через НКТ растворе.

Обычно время выдержки составляет 16—24 ч.

Простые кислотные обработки наиболее распространен­ные, осуществляются задавкои раствора HCL в ПЗС.

При многократных обработках для каждой последующей операции растворяющая способность раствора должна увели­чиваться за счет наращивания объема закачиваемого раствора, повышения концентрации кислоты, а также и за счет увеличе­ния скорости закачки. Исходная концентрация раствора — 12 %, максимальная — 20 %.

Простые кислотные обработки, как правило, осуществляются с помощью одного насосного агрегата в тщательно промытой и подготовленной скважине без применения повышенных темпе­ратур и давления. При парафинистых и смолистых отложениях в НКТ и на забое их удаляют промывкой скважины соот­ветствующими растворителями: керосином, пропан-бутановыми фракциями и другими нетоварными продуктами предприятий нефтехимии. При открытом забое кислотная обработка прово­дится только после кислотной ванны. После закачки расчетного объема раствора кислоты в НКТ закачивают продавочную жидкость в объеме, равном объему НКТ.

В качестве продавочной жидкости обычно используется нефть для добывающих скважин и вода с добавкой ПАВ типа ОП-10 для нагнетательных скважин. В процессе закачки рас­твора ПО уровень кислоты в межтрубном пространстве под­держивается у кровли пласта.

Кислотная обработка под давлением. При простых соляно-кислотных обработках (СКО) кислота проникает в хорошо про­ницаемые прослои, улучшая их и без того хорошую проницае­мость. Плохо проницаемые прослои остаются неохваченными. Для устранения этого недостатка, связанного со слоистой не­однородностью пласта, применяют кислотные обработки под повышенным давлением. При этом четко выраженные высоко­проницаемые прослои- изолируются пакерами или предвари­тельной закачкой в эти прослои буфера — высоковязкой эмуль­син типа кислота в нефти. Таким способом при последующей закачке кислотного раствора "можно значительно увеличить ох­ват пласта по толщине воздействием кислоты.

СКО под давлением обычно является третьей операцией после ванн и простых СКО. Область применения СКО – обработка ПЗП, содержащих в породе карбонатов кальция, магния и других минералов, активно реагирующих с кислотой.

Ступенчатая (или поинтервальная) обработкасквиспольз-ся для скввскрывших залежь большой толщины или экс-рующих 2 и более продуктивных пласта. Суть данного приема: продуктивный пласт по толщине разбивается на интервалы по 10-20м и обрабатывается поочередно, начиная с нижнего участка. Для повышения эффективности обработки заданный интервал пласта изолируют пакером. Здесь используют различные хим.изолирующие материалы, например ВУС на основе ПАА, перекрывают нижний интервал песком или закачивают в скв капроновые шарики. Поинтервальную обработку рекомендуется проводить также в нагнетательныхскв, что приводит к увеличению общей премистостискв и выравниванию профиля приемистости по всей толщине заводняемого пласта.

Многократные кислотные обработки заключаются в многократном кислотном воздействии на один и тот же продуктивный пласт или его отдельный интервал. Они применяются, когда единичного кислотного воздействия недостаточно для достижения намеченной цели.

Дата добавления: 2016-06-18; просмотров: 2064;

Похожие статьи:

Введение

Призабойной зоной скважины (ПЗС) называют область пласта в интервале фильтра, примыкающую к стволу. Эта область подвергается наиболее интенсивному воздействию различных физических, механических, гидродинамических, химических и физико-химических процессов, обусловленных извлечением жидкостей и газов из пласта или их закачкой в залежь в процессе ее разработки.

Через ПЗС проходит весь объем жидкостей и газов, извлекаемых из пласта за все время его разработки. Вследствие радиального характера притока жидкости в этой зоне возникают максимальные градиенты давления и максимальные скорости движения. Фильтрационные сопротивления здесь также максимальны, что приводит к наибольшим потерям пластовой энергии. От состояния ПЗС существенно зависит текущая и суммарная добыча нефти, дебиты добывающих скважин и приемистость нагнетательных скважин. Поэтому в процессе вскрытия пласта при бурении и последующих работах по креплению скважины, оборудованию ее забоя и т.д.

очень важно не ухудшить, а сохранить естественную проницаемость пород ПЗС. Однако нередко в процессе работ по заканчиванию скважины и последующей ее эксплуатации проницаемость пород оказывается ухудшенной по сравнению с первоначальной, естественной.

Это происходит вследствие отложения в породах ПЗС глинистых час т смолы, асфальтенов, парафина, солей и т.д. В результате резко возрастают сопротивления фильтрации жидкости и газа, снижается дебит скважины и т.д. В таких случаях необходимо искусственное воздействие на ПЗС для повышения ее проницаемости и улучшения сообщаемости пласта со скважиной.

Методы воздействия на ПЭС можно разделить на три основные группы: химические, механические и тепловые.

Химические методы применяют в тех случаях, когда проницаемость призабойной зоны ухудшена вследствие отложения веществ, которые можно растворить в различных химических реагентах (например, известняк в соляной кислоте).

Пример такого воздействия – соляно-кислотная обработка пород ПЗС.

Механические методы применяют в малопроницаемых твердых породах. К этому виду воздействия относится гидравлический разрыв пласта (ГРП).

Тепловые методы применяют в тех случаях, когда в ПЗС отложились вязкие углеводороды (парафин, смолы, асфальтены), а также при фильтрации вязких нефтей. К этому виду воздействия относят различные методы прогрева ПЭС.

Кроме перечисленных существуют методы, представляющие их сочетание.

Например, гидрокислотный разрыв представляет собой сочетание ГРП и соляно-кислотной обработки, термокислотная обработка сочетает как тепловые, так и химические воз действия на ПЗС и т.д.

Методы воздействия на ПЗС на нефтегазодобывающих промыслах осуществляют бригады по текущему и капитальному ремонту скважин.

1. Исходные данные

1.1 Орогидрография

В географическом отношении залежи 302,303 Ромашкинского месторождения прослеживаются от Северо – Западной оконечности Бугульмино – Белебеевской возвышенности через Шугуровское плато до границы Республики Татарстан.

В административном отношении изучаемые залежи принадлежат Лениногорскому району.

Ближайшие крупные населенные пункты – районные центры: город Лениногорск – располагается в 12 км на восток и город Альметьевск в 25 км на север от северо-восточной части, изучаемой площади.

Непосредственно на площади залежей расположены поселки городского типа – Шугурово, Куакбаш, Зеленая Роща. Остальные населенные пункты сельского типа – это Верхняя Чершила. Нижняя Чершила, Алешкино, Кузайкино, Тукмак и другие.

Все населенные пункты связаны между собой широко развитой сетью асфальтированных и грунтовых работ.

Ближайшими железнодорожными станциями являются Бугульма (50 км) и Клявлино (30 км) через которые проходит однопутная железнодорожная линия Ульяновск – Уфа. Кроме того, восточнее месторождения проходит железнодорожная линия, соединяющая нефтяные районы Бугульма – Лениногорск – Альметьевск – Акташ-Кама.

Населенные пункты электрофицированны. Электроснабжение осуществляется посредством линии передач от Куйбышевской, Уруссинской, и Заинской ГРЭС.

Местные месторождения твердых полезных ископаемых известняка, гравия, глины, песков – находя широкое применение в качестве строительных материалов.

Климат района умеренно континентальный.

Зима (середина ноября – март) умеренно холодная, снежная, с устойчивыми морозами, Средняя температураянваря -13,4 -15°С, в отдельные годы абсолютный минус опускается до –40 – 45°С Снежный покров устанавливается в конце ноября, его толщина в марте достигает 50–60 см.

Лето (июнь-середина сентября) теплое. Средняя температура самого жаркого месяца июля +18,2 +20°С, может достигать +36 +38°С.

Преобладающее направление ветров западное и юго-западное, со скоростью 2 – 5 м/сек. В летний период до 14 дней с суховеями. Атмосферные осадки выпадают неравномерно, среднегодовое количество их составляет 400 – 500 мм

Замерзание почвы с поверхности наблюдается с октября – ноября по апрель – май месяцы. Средняя глубина промерзания почвы достигает – 1 метра, минимальная -1,5 м.

Рельеф описываемой территории представляет собой довольно расчлененную равнину с самыми высокими абсолютными отметками у деревни Алешкино (+337 м) и на Шугуровском плато (+320 м). Минимальные отметки приурочены к речным долинам (+60, +100 м).

Реки, протекающие здесь, не судоходны и транспортного значения не имеют. Это река Шешма и ее правые притоки: Лесная Шешма, Каратай, Кувак. Реки текут с юга на север, северо-запад, что обусловлено общим понижением рельефа в этом направлением.

1.2 Стратиграфия

В геологическом строении залежей 301–303 принимает участие кристаллический фундамент и платформенный чехол.

Кристаллический фундамент сложен метаморфическими породами архейской группы. Осадочный чехол включает отложения девона, карбона, перьми и четвертичной систем. На поверхность обнажаются четвертичные и верхнеказанские отложения. Более древние образования вскрыты многочисленными скважинами. Общая мощность осадочного чехла около 2000 м.

Из них 75% приходится на карбонатные и 25% на терригенные породы.

Вопросами корреляции и стратиграфической идентификации разрезов скважин занимались многие исследователи. Эти вопросы отработаны достаточно хорошо, поскольку в разрезе, по данным ГИС, присутствует большое количество реперных пластов, имеющих площадной характер распространения. Поэтому, достаточно однозначно выделяются интервалы залегания продуктивных пластов.

Каменноугольная система – С

В пределах 302–303 залежей отложения каменноугольной системы представлены карбонатными отложениями нижнего и среднего отделов.

Нижнекаменноугольный отдел – С1

Серпуховский ярус – С1srp

В составе яруса выделяются тарусский, стешевский и протвинский горизонты.

Литологически отложения представлены известняками и доломитами кристаллически зернистыми, часто кавернозными и трещиноватыми.

Верхняя граница яруса (протвинский горизонт) проводится по резкой смене нижнекаменноугольной фауны (фораминифер, брахиопод и кораллов) среднекаменноугольными.

Продуктивная часть серпуховского яруса – протвинский горизонт (залежь 303), представлена известняками и доломитами зернистыми, светло-серыми, сахаровидными. Толщина горизонта 36–57 м.

В основании яруса залегают плотные известняки и доломиты общей мощностью иногда до 25 м.

Однако, не всегда подошва яруса отбивается достаточно четко. Толщина серпуховского яруса в целом составляет 116–157 м.

Среднекаменноугольный отдел – С2

Среднекаменноугольные отложения повсеместно залегают со стратиграфическим несогласием на породах серпуховского яруса. В среднем карбоне выделяют два яруса: башкирский и московский. Общая толщина среднекаменноугольных отложений 255–375 м.

Башкирский ярус – С2bsch

По подошве башкирского яруса залегают плотные глинистые известняки и доломиты толщиной до 4–8 м.

В литологическом отношении ярус, в основном, сложен известняками органогенными, органогенно-обломочными, микрозернистыми, брекчиевидными и доломитами, кавернозными и трещиноватыми.

Продуктивная часть разреза сложена пористыми известняками, толщина которых колеблется от 2 до 16 м. В кровельной части они перекрываются плотными глинистыми известняками (до 3 и более метров). В Шугуровском типе разреза пачка пористых известняков представлена в более сокращенном виде.

Толщина яруса изменяется от 6 до 36 м.

1.3 Тектоника

В тектоническом отношении основным структурным элементом, контролирующим в современном плане закономерности распределения промышленных скоплений нефти на площадях Ромашкинского месторождения является Южный купол Татарского свода – структура первого порядка.

Купол представляет собой крупное платообразное поднятие изометрической формы размером около 100×100 км.

Структурный план отложений нижнего карбона

По кровле продуктивных отложений Серпуховского яруса четко прослеживается крупная структура второго порядка – Шугурово-Куакбашский вал. В пределах изогипс 550–555 м – это асимметричное поднятие, вытянутое в субмеридиальном направлении на 18–20 км, ширина изменяется от 1,5 до 6,0 км, постепенно сужаясь к переклинальным частям структуры.

Наиболее приподнятая часть с амплитудой свыше 60 м находится в районе Шугуровского поднятия. Восточное крыло структуры, особенно на юге, круче западного.

С юга на север в границах вала выделяется ряд иногда довольно крупных поднятий третьего порядка: Ойкинское, Шугуровске, Сортоводское, Куакбашское.

Размеры их колеблются от 60 до 15 метров.

Последние в свою очередь осложняются большим количеством более мелких локальных поднятий и прогибов.

Ойкинское поднятие занимает юго-западную переклиналь. Это относительно небольшое (2,5×1,5 км) мало – амплитудное (15 м).

Шугуровское поднятие в границах изогипсы 530 м приобретает в плане вытянутую с юга на север овальную форму с размерами длиной 7,5 –8,0 км, шириной 1,5 – 3,0 км.

Сводовая часть имеет абсолютную отметку 486–490 метров. Амплитуда поднятия до 60 метров. На север и юг поднятие заметно выхолаживается до 15 и менее метров.

Пенокислотная обработка

Cтраница 3

При пенокислотных обработках на старых площадях в качестве пенообразователя используют гидрофобизирующий реагент марвелан — КО, который одновременно является и ингибитором коррозии.

Уксусную кислоту добавляют в количестве 1 % от объема раствора кислоты.  [31]

Особенно эффективны пенокислотные обработки в коллекторах с низкими пластовыми давлениями.  [32]

Большая часть пенокислотных обработок проведена в тех скважинах, где обычные кислотные обработки не принесли успеха. Пенокислотные обработки проводятся в скважинах месторождений, вступивших в позднюю стадию разработки: Ишимбайского, Введеновского, Старо-Казанковского, Грачев-ского, Тереклинского.

Здесь увеличивается и количество повторных обработок.  [33]

Успешность технологии пенокислотной обработки определяется газосодержанием пены или степенью аэрации и скоростью ее закачки.  [34]

Неоспоримые преимущества пенокислотных обработок, подтвержденные промысловой практикой, свидетельствуют о нецелесообразности применения кислотных обработок.

С использованием обычных кислотных обработок, как известно, удается успешно проводить лишь первые из них.

В дальнейшем эффект сильно снижается. Но после нескольких операций происходит преждевременный прорыв подошвенных вод. Объясняется это тем, что кислотный раствор, постоянно влияя на одну и ту же зону пласта, постепенно расширяет и углубляет эту зону после каждой обработки и, естественно, способствует прорыву воды.  [35]

При проведении пенокислотной обработки необходимо определять объемы жидкости и газа ( воздуха) в поверхностных условиях.

 [36]

Увеличение количества пенокислотных обработок в одной и той же скважине ( при неизменных объемах раствора кислоты, его концентрации и степени аэрации) также приводит к снижению их эффективности. Опыт применения пенокислотных обработок на ряде месторождений показывает, что проведение более трех пенокислотных обработок в одной скважине нецелесообразно.

Поэтому последующие пенокислотные обработки в данной скважине рекомендуют проводить направленно, с использованием нефтекислотных эмульсий.  [37]

Эффективность применения пенокислотных обработок скважин определяется прежде всего скоростью взаимодействия кислотных пен с карбонатными породами. С уменьшением скорости взаимодействия создаются благоприятные условия для увеличения глубинного проникновения активной ( слабонейтрализованной) кислоты в пласт.

 [38]

В отличие от пенокислотных обработок ( ПКО) скважин термо-пенокислотные обработки ( ТПКО) проводятся при повышенной температуре вследствие экзотермической реакции растворения магния соляной кислотой.

Выделяемое тепло способствует освобождению фильтрующей поверхности пласта от асфальтово-смо-листых отложений, увеличению химической активности в отношении кабронатных пород. За счет закупорки пенокислотой высокопроницаемых каналов воздействию кислотой при повышенной температуре подвергаются или расширяются каналы малых размеров.

Увеличение охвата пласта притоком после ТПКО показано исследованиями с помощью глубинных дебитометров. Особенностью технологии является также очистка призабойной зоны пласта пеной непосредственно после проведенной ТПКО.

Опытные ТПКО проводили в НГДУ Чекмагушнефть с использованием стержневого магния, загружаемого в реакционный наконечник.  [39]

Применяют следующую технологию пенокислотных обработок ( ПКО) скважин.

Сначала предварительно промывают скважины водным раствором дисолвана ( 0 1 %) до искусственного забоя, дополнительно перфорируют обрабатываемый интервал из расчета 10 — 18 отверстий на метр толщины пласта, определяют приемистость скважины через спущенные НКТ при давлении на устье 10 МПа.

При наличии приемистости в количестве 15 — 20 м3 / ч проводят ПКО без спуска пакера. В противном случае процесс осуществляют с применением пакера и якоря. При этом в обрабатываемый интервал пласта кислотным агрегатом Азинмаш-30 закачивают до 20 — 30 м3 аэрированной соляной кислоты с массовым содержанием 18 — 27 % из расчета соотношения кислота: воздух — 1: 20 и 0 5 — 1 м3 HCI на метр толщины пласта при одновременной работе компрессора и Азинмаш-30 на минимальной производительности последнего.

Кислоту обрабатывают перед аэрацией дисолваном содержанием 0 1 % и продавливают в пласт нефтью в количестве, равном объему НКТ. После реакции кислоты с породой пласта в течение 2 ч проводят размыв нефтью до 30 м3 с помощью агрегатов 4АН — 700 с целью удаления продуктов реакции.

После снижения давления на устье до атмосферного скважину распакеровывают, осваивают и пускают в эксплуатацию.  [40]

В начальный период пенокислотной обработки карбонатных коллекторов степень аэрации имеет меньшее значение, чем при последующих обработках.

Это вызвано необходимостью сохранения эффективности процесса за счет охвата обрабатываемой зоны пласта воздействием пенокислоты как по простиранию, так и по толщине залежи.

 [41]

Последовательность операций при пенокислотной обработке следующая.  [43]

Достигнуть максимального эффекта от пенокислотной обработки возможно лишь при условии, если зона охвата пласта кислотой по радиусу стенки скважины и концентрация кислоты будут больше, чем при предыдущей обработке.

 [44]

Учитывая, что при пенокислотных обработках на выкиде из аэратора образуется смесь кислоты, ПАВ и сжатого воздуха ( или газа), аэратор необходимо располагать как можно ближе к устью скважины. Для предотвращения попадания кислоты в воздушную линию компрессора вход в аэратор необходимо оборудовать обратным клапаном.  [45]

Страницы:      1    2    3    4

Поиск Лекций

Соляно — кислотные обработки скважин

Кислотные обработки скважин предназначены для очистки забоев, призабойной зоны, НКТ от солевых, парафинисто-смолистых отложений и продуктов коррозии при освоении скважины с целью их запуска, а так же для увеличения проницаемости пород.

Под воздействием соляной кислоты в породах ПЗС образуются пустоты, каверны, каналы разъедания, вследствие чего увеличивается проницаемость пород, а следовательно и производительность нефтяных (газовых) и приемистость нагнетательных скважин.

Различают следующие разновидности кислотных обработок:

Кислотные ванны предназначены для очистки поверхности открытого забоя и стенок скважины от цементной и глинистой корок, смолистых веществ, продуктов коррозии, кальциевых отложений от пластовых вод и освобождения прихваченного пробкой подземного оборудования.

Объем рабочего раствора, при кислотной ванне, составляет не более объема ствола (колонны) в заданном интервале, закачивают его до забоя, не продавливая в пласт. Раствор кислоты выдерживают в интервале обработки 16 – 24 ч. Затем отреагировавшую кислоту вместе с продуктами реакции удаляют из скважины обратной промывкой.

В качестве промывочной жидкости используют воду.

Простая кислотная обработка предназначена для воздействия на породы ПЗС с целью увеличения их проницаемости. Процесс ведется с обязательным задавливанием кислоты в пласт. Вначале закачивают нефть или воду, затем при открытом затрубном пространстве – расчетное количество приготовленного рабочего раствора соляной кислоты.

При этом объем первой порции кислоты рассчитывают так, чтобы она заполнила трубы и кольцевое пространство от башмака до кровли пласта.

После этого закрывают задвижку на затрубном пространстве скважины и под давлением закачивают в скважину остатки кислотного раствора. Кислота начинает проникать в пласт. Оставшуюся в трубах и в фильтровой части скважины кислоту продавливают в пласт нефтью или водой.

Кислотная обработка под давлением применяют с целью продавки кислоты в малопроницаемые интервалы продуктивного пласта.

Проводят с применением пакера.

При открытой задвижке затрубного пространства скважины и непосаженом пакере в скважину закачивают кислотный состав в объеме труб и подпакерного пространства, после чего пакером герметизируют затрубное пространство и закачивают кислоту в объеме спущенных труб с максимальным повышением темпа закачки. Затем, не снижая давления, вслед за кислотой прокачивают расчетный объем продавочной жидкости и закрывают задвижку.

Скважину оставляют в покое до полного спада или стабилизации давления.

Пенокислотные обработки применяют при значительной толщине пласта и низких пластовых давлениях. В призабойную зону скважины вводя аэрированный раствор кислоты и ПАВ в виде пены. При таких обработках используют кислотный агрегат, компрессор и аэратор. Пенокислотная обработка имеет следующие преимущества:

Ø Кислотная пена медленнее растворяет карбонатный материал, что способствует более глубокому проникновению активной кислоты в пласт.

Ø Кислотная пена обладает меньшей плотностью и повышенной вязкостью, что позволяет увеличить охват воздействием всей продуктивной толщины пласта.

Ø Содержание в пене ПАВ снижает поверхностное натяжение кислоты на границе с нефтью, а сжатый воздух, находящийся в пене, расширяется во много раз при понижении давления после обработки; все это в совокупности способствует улучшению условий притока нефти в скважину и значительно облегчает ее освоение.

Многократные обработки заключаются в том, что ПЗС обрабатывают несколько раз с интервалами между обработками в 5 – 10 суток с целью вывода скважины на максимальную производительность за короткий срок.

Поинтервальные (ступенчатые) обработки нескольких интервалов пласта значительной толщины с целью полного охвата пласта или отдельных продуктивных пропластков.

После обработки первого интервала и кратковременной его эксплуатации, принудительно-направленным способом воздействует интервал, пока полностью не будет охвачена вся толщина пласта. Проводить ступенчатые обработки целесообразно в скважинах после выхода их из бурения или в начальный период эксплуатации.

Термохимические обработки – обработки скважин горячей соляной кислотой, с магнием в специальном наконечнике, спущенном на НКТ в пределы интервала, намеченного под обработку.

Применяют для очистки ПЗС от асфальто-смолистых, парафиновых и других материалов.

Термокислотные обработки – комбинированный процесс, в первой фазе которого осуществляется термохимическая обработка, во второй (без перерыва во времени) – обычная, простая СКУ. Наполненный магнием наконечник спускают на трубах в скважину и устанавливают в зоне обрабатываемого интервала пласта.

Затем закачивают нефть и вслед за ней, без перерыва, 15% раствор соляной кислоты. Скорость прокачки кислоты должна быть такой, чтобы в течение всего процесса на выходе наконечника была одинаковая запланированная температура и постоянная кислотность раствора. Для загрузки наконечника используют магний в виде стружек или брусков квадратного или круглого сечения.

©2015-2018 poisk-ru.ru
Все права принадлежать их авторам.

Данный сайт не претендует на авторства, а предоставляет бесплатное использование.
Нарушение авторских прав и Нарушение персональных данных

Вам также может понравиться

Об авторе admin

Добавить комментарий

Ваш e-mail не будет опубликован. Обязательные поля помечены *