Ингибированный буровой раствор

 

Изобретение относится к бурению . нефтяных и газовых скважин и предназначено для .разрезов, скошенных неустойчивыми глинистыми отложениями. Цель изобретения - придание буровому раствору ингибирукщих свойств. Раствор содержит следующие ингредиенты. мас,%: глинопорошок 3,0-20,0; стабилизатор 0,3-0,5; продукт конденсации высокомолекулярных жирных кислот и кубовых остатков моноэтаноламина 3,0-4,0; нефть 10-20, воду - остальное . Продукт конденсации получают путем омыпения высокомолекулярных жирных кислот кубовыьм остатками при температуре 50-60 С в течение 20 - 40 мин. Готовый продукт представляет собой однородную подвижную жидкость темно-коричневого цвета плотностью 1,01-1,02 г/смз и рН 9,0-9,3, растворимую в воде и органических растворителях . Ши приготовлении раствора в предварительно прогидратированг ную глинистую суспензию вводят рас-, четные количества реагентастабилизатора и продукт конденсации-. Затем, после 10-15-минутного перемешивания, в раствор вводят нефть и перемешивают до полного змульгирования нефти. 5 табл.. сл с 00 00 00 00

СОЮЗ СО8ЕТСКИХ

СОЦИАЛИСТИЧЕСКИХ

РЕСПУБЛИК,.Я0„„1331880 А1 (51)4 С 09 К 7 02

ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

К АВТОРСКОМУ(СВИДЕТЕЛЬСТВУ

ГОСУДАРСТ8ЕННЫЙ КОМИТЕТ СССР

ПО ДЕЛАМ ИЗОБРЕТЕНИЙ И ОТКРЫТИЙ (2i) 3950328/23-03 (22) 10.09.85 (46) 23.08.87. Бюл. ¹- 31 (71) Филиал Северо-Кавказского государственного научно-исследовательского и проектного института нефтяной промьппленности (72) В.M.Ìóíÿåâ, А.И.Бринцев, M.È.Ëèпкес, Л.А.Шиц, Н.А.Пономаренко, Л.В.Чернов и Г.Н.Блем (53) 622 ° 243.143.3 (088.8) (56) Авторское свидетельство СССР

¹ 1046270, кл. С 09 К 7/00, 1981.

Авторское свидетельство СССР № 1082791, кл. С 09 К 7/02, 1982. (54) ИНГИБИРОВАННЫЙ БУРОВОЙ РАСТВОР (57) Изобретение относится к бурению . нефтяных и газовых скважин и предназначено для .разрезов, скошенных неустойчивыми глинистыми отложениями.

Цель изобретения — придание буровому раствору ингибирующих свойств. Раствор содержит следующие ингредиенты, мас.7.: глинопорошок 3,0-20,0; стабилизатор 0,3-0,5; продукт конденсации высокомолекулярных жирных кислот и кубовых остатков моноэтаноламина

3,0-4,0; нефть 10-20, воду — остальное. Продукт конденсации получают путем омыпения высокомолекулярных жирных кислот кубовыми остатками при температуре 50-60 С в течение 2040 мин. Готовый продукт представляет собой однородную подвижную жидкость темно-коричневого цвета плотностью

1,01-1,02 г/см и рН 9,0-9,3, растворимую в воде и органических растворителях. При приготовлении раствора в предварительно прогидратирован..ную глинистую суспензию вводят рас-. четные количества реагента стабилизатора и продукт конденсации.. Затем, после 10-15-минутного перемешивания, в раствор вводят нефть и перемешивают до полного эмульгирования нефти.

5 табл.

1331880

55

Изобретение относится к области бурения нефтяных и газовых скважин, в частности к буровым растворам, используемым в разрезах, скошенных неустойчивыми глинистыми отложениями.

Целью изобретения является повышение ингибирующей способности бурового раствора.

Буровой раствор, содержащий глину, стабилизатор, нефть и воду, дополнительно содержит продукт конденсации высокомолекулярных жирных кислот и кубовых остатков моноэтаноламина, который получают путем омыления высокомолекулярных жирных кислот кубовыми остатками моноэтаноламина при

50-60 С в течение 20-40 мин. Реакционную смесь периодически перемешивают. Готовый продукт представляет собой однородную подвижную жидкость темно-коричневого цвета плотностью

1,01-1,02 г/см и рН 9,0-9,3, растворимую в воде и органических растворителях.

При приготовлении продукта конденсации высокомолекулярных жирных кислот и кубовых остатков моноэтаноламина (ВКК) соблюдают следующее соотношение ингредиентов, мас.7:

Кубовый остаток моноэтаноламина 15,0

Высокомолекулярные жирные кислоты 30,0

Вода Остальное

П р и å ð. В коническую колбу емкостью 200 мл помещают 30 г высокомолекулярных жирных кислот и 55 мл воды. Затем в эту же колбу вводят

15 г кубовых остатков моноэтаноламио на, смесь нагревают до 50-60 С в течение 30-40 мин и периодически перемешивают. Готовый продукт представляет собой темно-коричневую однородную жидкость с рН 9, 1 при 20 С..О полноте реакции омыпения (отсутствию в реакционной среде не связанных жирных кислот) судят по образованию однородной жидкости без видимой границы раздела фаз и щелочной реакции среды (рН). Полученный продукт растворяется в воде во всех соотношениях.

Высокомолекулярные жирные кислоты являются побочным продуктом при производстве себациновой кислоты. Кислотное число 150»180 мл КОН, число оммпения 150-180 ип КОН, содержание жирных кислот с числом углеродных атомов Сд -С,z не менее 907.

Кубовые остатки моноэтаноламина являются отходами очистки технических газов при крупнотоннажном производстве аммиака. Они представляют

5 собой светло-коричневую жидкость плотностью 1,10-1,12 г/см, рН 9, 19,3. Состав кубовых остатков моноэтаноламина, мас.7: моноэтаноламин

40,0-55,0; оксозолидон 2-0,1 1,0 1 =

= (2-оксиэтил)имидозолин-2 0,1-0,3у неидентифицированные органические вещества 15,0-16,0; вода — остапьное, Технология приготовления ингибиро ванного бурового раствора сводится к следующему. °

B предварительно прогидратированную глинистую суспензию вводят расчетные количества реагента-стабилизатора и НЖК. Затем после 10- l5-минутного перемешивания в раствор ВВО» дят нефть и перемешивают до полного эмульгирования нефти..

Пример. Состав, включающий, 25 мас.7:

Бентонит 4,0, Метас 0,3

НЖК 4,0

Нефть 10,0

Вода Остальное готовят следующим образом.

Навеску бентонитового глинопорошка в количестве 40 г (4 мас.7) диспергируют в 786.r воды. В прогидра-

35 тированную глинистую суспензию добавляют 60 мл 57.-ного раствора метаса (0,3 мас.7)., 40 r НЖК.(4 мас.7) и перемешивают 10-15 мин на лабораторной мешалке со скоростью 600 об/мин

4О Затем в раствор вводят l14 мл нефти (10 мас.7) и перемешивают до полного распределения нефти в растворе; В результате получается 1000 мл раствора (опыт 5, табл. 1).

Аналогично указанному примеру готовят различные варианты ингибированного бурового раствора, состав и свойства которых приведены в табл. 1.

Технологические показатели бурового раствора измеряют при температуре.до (20 С) и после (170 С) термообработки и перепаде давления в автоклаве 50 МПа в течение 6 ч.

Как видно из табл. 1, увеличение содержания НИК в растворе, стабилизированном метасом, приводит к снижению условной и эффективной вязкости, динамического и статического наз 133188 пряжения сдвига (опыты 2-5) ° Добавка

НЖК в количестве 3-4 мас.X является оптимальной (опыты 4 и 5), так как дальнейшее увеличение концентрации

НЖК в растворе не вызывает заметных изменений технологических показателей (опыты 6 и 7). ИПГР практически не меняет своих свойтсв после термообработки или меняют их незначительно (опыты 4-7) .

В то же время, термообработка раствора, не содержащего НЖК, приводит к черезмерному повышению структурно-механических показателей(опыт 1) 5

Такой же характер изменения структурно-механических свойств глинистого раствора в зависимости от содержания в нем НЖК наблюдается, если в качестве реагента-стабилизатора ис20 пользуется КМЦ. Добавки в раствор

НЖК до 4 мас.X приводят к значительному снижению реологических показателей (опыты 9 и 10). Увеличение содержания НЖК свыше 4 мас.7. практически не вызывает изменения структурномеханических свойств (опыт 11). Термообработка при 170 С раствора, стабилизированного КМЦ, ведет к деструкции полимера (высоковязкие марки KNII500 и KMIJ-600 применяются при темпео ратуре до 150 и 160 С соответственно) и, как следствие, к росту водоотдачи и резкому снижению реологических показателей (опыт 8). В то же время, добавка НЖК в количестве 435

6 мас.7. позволяет значительно снизить скорость термоокислительно-гидролитической деструкции KMIJ, что связано, очевидно, с наличием в НЖК моноэта» 40 ноламина и, следовательно, способствует сохранению структурно-механических и фильтрационных свойств системы (опыты 9-11).

В табл. 2 показана возможность ис45 пользования в составе раствора различных реагентов-стабилизаторов.

Из данных, представленных в табл.2, видно, что все составы растворов при концентрации глинопорошка в пределах

3,0-20,0 мас.X сохраняют приемлемые реологические и фильтрационные свойства при содержании стабилизатора

0,3-0,5 мас.7. и НЖК 3,0-4,0 мас.X..

Термообработка растворов не приводит к заметным изменениям технологических показателей.

Растворы, обработанные метасом и лакрисом-20 (опыты 1-4 и 25-30), со0 4 храняют черезвычайно низкие фильтрационные свойства после термостатиро вания при содержании твердой фазы

11,5-20,0 мас.Ж, а реологические свойства незначительно меняются в сторону увеличения, Растворы, стабилизированные КМЦ (опыты 5-24), термостатируют при

150 С в течение 6 ч. При таком режиме водоотдача растворов с содержанием глинопорошка 3,0-20,0 мас.7 уве личивается на 1,5-2 см, а реологические свойства незначительно меняются в сторону уменьшения.

Повышение содержания твердой фазы до 28,5 мас.7. (опыты 24 и 30) приводит к резкому увеличению реологических показателей, неприемлемых для бурения. Уменьшение содержания твердой фазы менее 3 мас.X не обеспечивает реологических и фильтрационных свойств, предъявляемых к буровым растворам, для сложных условий бурения (опыт 5).

Состав и технологические показатели ингибированного бурового раствора в сравнении с известным представлены в табл. 3.

Как видно из табл. 3, известные растворы (опыты 3 и 4) при том же содержании глины и КИЦ, что и в ингибированном растворе (опыты 1 и 2), имеют более высокую условную вязкость. После термообработки при о

150 С реологические показатели ингибированного бурового раствора практически не изменяются, а водоотдача возрастает незначительно. В то же время, после термообработки известных растворов показатель условной вязкости снижается почти вдвое, возрастает статическое напряжение сдвига, а водоотдача возрастает в 2 раза.

Ингибирующую способность растворов оценивают по набухаемости глинопорошка в фильтратах, полученных при автоклавировании исследуемых растворов на приборе ФП-200 при 170 С и перепаде давления 1,6 MIIa. В градуированный цилиндр объемом 10 мл помещают сухой глинопорошок до деления, соответствующего 1.мл» Затем в цилиндр наливают фильтрат раствора до объема 10 мл. Степень набухания К оценивают по отношению приращения объема набухшего в фильтрате раствора глинопорошка к его объему в неполярной жидкости (керосине):

1331880 где К - коэффициент набухания;

V - объем глинопорошка в фильт5 рате бурового раствора, мл

Чд - объем глинопорошка в неполярной жидкости, мп..

Замер приращения объема глинопорошка производят соответственно через 8, 24., 48, 9б, 192 и 384 ч. По величине К судят об игнибирующей способности раствора.. Чем больше коэффициент набухания., тем слабее выражены ингибирующие свойства исследуемой жидкости, и наоборот .

В табл. 4 приведены составы растворов и коэффициенты набухания глинопорошка в фильтратах этих растворов через определенные промежутки времени;

Как видно из табл. 4, коэффициент набухания глинопорошка в фильтратах ингибированного бурового раствора . 25 (опыты 2 и 5) относительно мал по сравнению с фильтратом растворов того же состава,. но не содержащих НЖК (опыты 3 и б). Коэффициент набухания в фильтрате известного раствора 1р (опыт 4); выше, чем в фильтратах ингибированного бурового раствора, что подтверждает высокие ингибирукяцие свойства предлагаемого состава. буроаого раствора.

Ингибируницие свойства растворов исследуют также на моделях фильтратов. Результаты этих исследований (табл. 5) показывают, что показатель увлажнения и диспергирующая способность предлагаемого раствора лучше, чем известного.

Таким образом, указанные преимущества ингибированного бурового раствора обусловливают повышение техникоэкономических показателей бурения в неустойчивых глинистых породах.

Формула изобретения

Ингибированный буровой раствор, содержащий глинопорошок, стабилизатор, нефть и воду, о т л и ч а юшийся тем, что, с целью придания буровому раствору ингибирующих свойств, он дополнительно содержит продукт конденсации высокомолекулярных жирных кислот и кубовых остатков моноэтаноламина при следующем соотношении ингредиентов, мас.Ж:

1линопорошок 3,0-20,0

Стабилизатор 0,3-0 5

Продукт конденсации ! высокомолекулярных жирных кислот и кубовых остатков моноэтаноламина 3,0-4,0

Нефть 10-20

Вода Остальное

1331880 иЪ. л

СО ОЪ а ф ф о л

СЧ РЪ а ф Ch мЪ

О

Ch мЪ

Ch мЪ ф о мЪ Оъ а а ф. CO

1 а

1 о

С \ СЧ о о а а

«м м о а

О иЪ иЪ а

С 1 мЪ иЪ б мъ л

СЧ

СЧ л

C4 . СЧ л

СЧ л иЪ

CO Л е .л

VD 3«3

Ch

СЧ л

С \

СЧ

Ъ мЪ

СЧ

С 4

3СЪ

M a

СЪ РЪ

Са3

1

СЧ

О

СЧ о а.!,„"Е I

С«3 о а

С Ъ

О а

РЪ С Ъ о о

С Ъ

О. лЪ M о о

СЧ .

СЧ

D л

«

О с 3 мъ Ф м О а

ОЪ ..ОЪ ОЪ л

С 4 Ch иъ мъ

О СЧ

° а

Ch Ch мЪ

О

ОЪ мЪ л

333

34 о

3 3

3 Ъ о о о а . а

С Ъ . С Ъ ЗаЪ.о а

M иЪ .О а С Ъ

М 3 и 3. а а

С Ъ M! CC3 у

1 — — — 4

1 е

Ch С Ъ

1 л

С Ъ

3C3 Ch

3 иъ сч э

С4

О\

Ъ иЪ

СЧ

О

СЧ 0 и,3

ОЪ о мЪ

С Ъ л л о

СЧ ф о

СЧ M иъ сч

О иЪ

СЧ о а

34 о

С4

С"3 ь

РЪ

С Ъ \ о ю

С \ С Ъ э о а а а»

D а о о

« мЪ о о о а о о

О мЪ о о а а о о мЪ о о о

1 о а СЧ о о

« * о

Ю а

Ю а

M а «

СЧ а

С33 а о мъ

D иЪ а

О и Ъ а о. иъ л

I I

I 1

СаЪ С Ъ а а о о

Са3 . о

333

333

Е о о и о а мЪ

Ю а б о о

« а

СсЪ мЪ и

СЧ M а о

1-3 1 Ф 30

1!.

1 1 с

Г 1

I с Д о

crI VB1л

1 5а ) 2 !

1 CI l С 3

1 & м!Л

1 ——

I ф д

«Г 13

РЪ . иЪ РЪ а л л о о о о. о о а а а иЪ мЪ

1

Ch

CXl !

1

I мъ

M 1

1

1

СЧ!

1 о.!

1 о

«l иЪ

I. !

I

10

1331880

О О

«чЪ а а

Ch Ch о

О «Ъ а е

00 СО СО .

О N С<

О О а а а

C0 Ch Ch о о а а

Ch Ch O

° 6Ъ

СЧ °

Ch

<Ч

Ch Л «Ъ

СЧ СЧ . <

<Ч сч N

МЪ <СС

Q o

° Ф СЧ о о а е л

О О Ъ <с< е а е а

00 л с0 о о о в

»С < Ъ о о в а а ас»Ч ЧС

° a ° е

ЧС 00 сЧ

<Ч

»»

СЧ СЧ

О ф сЧ

О -. " сЧ

». в »

О О Ю сЧ <С<

О .О < В

0O Ф Ch 00 СО в »» ф <«сс л

С Ъ Ч »в <в\ « Ъ

С0 00

»

Ch . О<

О ф <СС . О

6Ъ Ф 00 <<Ъ.

Ф» «» \

<»Ъ <в\ л

«»Ъ .N <Ч N

Ch CO о о в . в

<СЪ в»» ф о о о. а. а а

<С< 0Ъ СС< о î о а а я

Ch О о о в (О о о

CO 0 о а»

» о ъ съ < < о

Ф»< . Ф с<Ъ в0 <О а а е а е

О\ Ch Ch О\ 00 00

<«Ъ <., О an

СЪ <»Ъ »Ъ <Ч а а е

Ch Ch Ch Ch

О <Ъ СЪ л < ф а а A ф 00 . ф

<Ъ .ф СЧ а в . а

CO ф СС<. О1 « <О <с\ «сс ch с«\ 0 ч N»0 w

СЧ Л <в) Q h1 СЧ N . N N N . в» N СЧ Q a» N в3

<аЪ <Ч О< 00 ф 00 О» < .. 01 ф . ° ЕЪ

° <Ч «Ф СЧ . в», » » »» С Ъ

<с< о а

N РЪ

<Ъ .Q а е бЪ СЧ

0Ъ . СС О О в а, fl а

° Ю О <<Ъ

> ъ о я а

N N СЧ о . -о о

«Ъ с«Ъ СЪ О

0Ъ в

<.4 Ф и в о о дЪ . °,О 04 л

° N Л в»»

CO

7 Ф CÎ

<Ч

СЧ СЧ

СЧ

» » в вС

«Ъ

0Ъ

СЧ

; ав

Ch ° СЧ

«Ъ <«Ъ

СЧ вс

Ch ф <О о о о: о

Ch 00 о о

QO ф in

an <С< . <«Ъ

»». в а» о о, о в

О1 о е л в в а

» ю о о о о о а л а о о о

° . в»

o:о-оо а а а а о о о о

СЧ 1 N о Q o о о о

° <Ч< СЧ о Q o а а в

< Ъ о: о о а а Ol

« 1 С<с С > о

С Ъ <в<

e c-.î Ф о. о e о. сс о

4 а d а . 4 я

О СЪ ОЪ. О СЪ

I Ч 4 4 4 4 4 4 4 Ь

ЧС <СС <Ъ е а а » о î о о аСа 61 ЧС <«Ъ .а 4 . а а Q .о Q Q

an . < ) а а о о

-О «Ъ

» в а а о o о о

Ч 4 I

I" I 1 1

an СЪ an а а е о- о о

I .Ч 4 о о е

»» <в< о о а а

Съ <п

Л а С< 0Ъ о о я а

0Ъ С Ъ

Ol

< Ъ

* б

РЪ .

»»

«Ъ О Л CO Ch О СЧ

0j

Р

О

<0

4» ф ю о в 4 о о

СЧ СЧ о о

ОЪ О

СЪ 0Ъ

° е

0h О

° 0 <О

Ch an

° °

»в

<СЪ < Ъ

00 л с о

-вс а а ф <О

<<Ъ о о о в а о

< Ъ а

CO СО. Оъ

< 4 < 4 в»

СЧ аЪ

Ю

Q ОЧ

0Ъ о

Ch

< Ъ

<»Ъ О

<» \ »

<О 0

N ч

»С

<Ч <Ч

О1 л.

О О

an o а а о

СЧ

1331880

Ul

О а

Оъ

° СЪ М р л а В

Ю CO

В

М 40 СЧ ср О N

° » ° л

СЧ

Р N

Ch D

ССЪ

Ch P Ih

4О Ф сР

СЧ

CO

СЧ

С Р СЧ, ф

СФ\ Ch «» °

СЧ ССЪ

С Ъ М

О Ch Ch

N М М л

О ССЪ а

С Ъ СЧ

О

О Icl сСЪ а В °

О IIl ССЪ а ° а A

° Сс Ф N

ССЪ

СЧ СЧ

ВЪ IIl

° СЪ ССЪ

3 л Ф

Ch Ю е «

Л ср II! ср М ср

М

С Ъ ср

М ср

Ю

«» .м е ю сР Ch

ССЪ ССЪ л

04 Ф

СЧ

ВЪ л Ch

Ф Ч В е

4/Ъ N л а

» Ф

СЧ

СЧ а е ф

О О

a h ф ср ср

N

СЧ а а о

Е Ф ФВ

ССЪ О О, О

С Ъ Ф и ..О а а»

Рi Ch Ch Ch

CII

СФЪ а

CCI

О СЧ О Icl ссЪ ср Л Л а а а а ф ф Ю Ю

О а

О

М а

ССЪ л

Ю

О

О сР 4"Ъ л .

I !i !

В

Ch

О О

СЧ

О

СЧ

О О

О О а а

N СЧ

IIl а

О

В

В

СЧ

ССЪ О

В а

« ССЪ

4Ч

В В е

N е

ССЪ. О

О

4 Ъ

° р- л

N е Ф»

«Т

01

iIl рь сР Ch

ССЪ СГЪ .СЧ ср л с л ф л

4О

40 О ср Л ср

М

М М

ССЪ., N

ССЪ

О

Ch

Чб е

СЧ

N Ф ф С Ъ р л л

С л .10 . сч

° е 4Ч

В O В м

В

О а

Ф ф

О О

° »

В а

Ф а

° a

° °

О О а Ф

О О

Ь О..О

О g О

О О

В O

О О

СЧ N

О

О

СЧ

О О

О.О

О

В

О а

О

СЧ

О

О O e е. е м

О О а а

Вб

О О в ° ф М

В 4t

О

В

О

В

1 . 1

° СЪ М ССЪ. Ф .

О О О. О О

М ф ССЪ М

О О D О D 1 б 1 1 1 !

« а

О! !

ССЪ а . а

О O .. СЪ в а в

О а Ю.

N СЧ и

О О О а е а

О О О

N N

° СЪ

CO

ЪЧ

О

О

О а

СЧ! 0!0 ха!с

СЧ М

ССЪ IO

СЧ М

° - N.

N СЧ

О

0 ф и ь1 ф

III

Х

В ф а

0 ф

f ф а ф ф б»

О! а!

1 и 1 40 0

< 1 в

0 ! и

+C(1

1 с — — -с

СЧ СЧ Ill О N О Ml И

СЧ Л ССЪ Р Л а В Ф В а а а

Оi Ch Ch Ch CO CO CO IO

О с

1 . !

1331880 о м сч о а а сЪ В

РЪ

МЪ.о а о а

ch cn а а л

° I а ф

Ю. Ct

-л с ъ сч с ъ ссЪ ф m а, ° СЧ

N iD

ЧЪ а са! л а.

N Cl а о о а 4 а

N . Ф N о а

Г4

ЧЪ О а а

° а сЧ а а

1 чЪ ссЪ а а

ЧЪ сч

О О О а о а а а

° %» о а о а о а о. сч сО м о о м сч ь о

I 1 о о а а л чъ.о о а а О Ф

: о о

a a о о

N N о о а а о. о сч сч сп сч с") .

ch л сп сс4 сч съ sn в

1 1 о ф 0 л м сч

1 I ° 1 1 ь ссЪ а (Я о о о о

1 1! !!! сп о о а а о о сЧ сЧ о о а а о о м сч

И3.

a!Х б Оа

Г!ж!

CI 1 О сч б-! u

1 о а 1

I 1

I - I.ф а о! 1

О сЪ а а сч

1 сп а

I I t о о о о а а

Ф сп а а. о о иЪ

Ю о о

a a

Ф о о сч с ъ cn чб сб

CI Ц O м

СбЪ ЪСЪ

N N СЧ .СЧ.э о - c4

N М сс\ ссЪ г о . съ

ЪСЪ С Ъ » О сч Ръ О ъ сч сч сО

f (а а о сп СаЪ ln а а а а о о о о о о о о

a a a с Ъ Ф с ъ cl (—

33!ф

С! СЪ

t 5

Г бЧ

4— (Й ! !

g ! ! o

1 .t I t 1

1!!

О 4!

f t

15

1331880

Таблица 5

Состав модели фильтрата, мас.й

Рас вор

НЖК ЖК

Дисоль ван

Вода мул ь акри

-20

97,8

3,7

29,5

2,0

3 0

96,7 3,0

24,0

22,0

95,5 .2,6

4,0

0,5

96,6 2,4

20 5

3,0

410 19,0

95,5

2,3

0,5

94,4. 2,3

5,0

21,0

0,6

0,8 — 1, 5 0,3 0,3 . 96,4 . 3,0

24,5

0,5

Составитель В. Борискина

Редактор Н.Егорова Техред В.Кадар Корректор В.Бутяга

Заказ 3769/23 Тираж 633 Подписное

ВНИИПИ Государственного комитета СССР по делам изобретений и открытий

113035, Москва, Ж-35, Раушская наб., д.4/5 производственно-полиграфическое предприятие, г. Ужгород,ул.Проектная,4

7 (HSрестиый) 0,2

0,3 етас NH ОН (25Xный) Показатель увлаинении

f.+O, 1/час

Диснергирукщая способность,й,