Технологическая жидкость для заканчивания и ремонта нефтяных и газовых скважин
Изобретение относится к строительству и эксплуатации нефтяных и газовых скважин и м.б. использовано для-вскрытия продуктивных пластов, забуривания зумпфов, Цель - повышение стабильности жидкости при одновременном снижении ее загрязняющего действия. Жидкость содержит следующие ингредиенты при их соотношении. мас.%: органический реагент стабилизатор 0,5-5,0, аммонизированный растрор нитрата кальция - побочный продукт производства комплексных азотно-фосфорных удобрений остальное. В качестве органического реагента стабилизатора возможно использование крахмала или оксиэтилцеллюлозы или поливинилового спирта. Жидкость также содержит ингибитор коррозии аминного типа в кол-ве 0,01 - до 0,3% от общей массы Жидкость готовят путем смешения входящих в нее ингредиентов. Для данной жидкости характерен высокий электрохимический потенциал между отдельными частицами. Заполнение скважины жидкостью осуществляют по принятой на предприятии технологии закачивания и ремонта скважин. 2 з.п. ф-лы, 4 табл. СП С
СОЮЗ СОВЕТСКИХ
СОЦИАЛИСТИЧЕСКИХ
РЕСПУБЛИК (st)s С 09 К 7/04
ГОСУДАРСТВЕННЫИ КОМИТЕТ
ПО ИЗОБРЕТЕНИЯМ И ОТКРЫТИЯМ
ПРИ ГКНТ СССР
ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ
К АВТОРСКОМУ СВИДЕТЕЛЬСТВУ (21) 4737119/03 (22) 13.09,89 (46) 15.10,91. Бюл, М 38 (71) Всесоюзный научно-исследовательский и проектный институт по креплению скважин и буровым растворам (72) С.А,Рябоконь, А.А.Вольтерс, Ф,Г.Мамулов, В.А.Мосин и И.P.Ãåëüôàíä (53) 622.243.144,3 (088,8) (56) Патент США М 4046197, кл. 166-305, опублик. 1977. (54) ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЖИДКОСТЬ ДЛЯ
ЗАКАНЧИВАНИЯ И РЕМОНТА НЕФТЯНЫХ
И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН (57) Изобретение относится к строительству и эксплуатации нефтяных и газовых скважин и м.б. использовано для вскрытия продуктивных пластов, забуривания зумпфов, Цель - повышение стабильности жидкости при одновременном снижении ее загрязняИзобретение относится к строительству и эксплуатации нефтяных и газовых скважин и может быть использовано для вскрытия продуктивных пластов, забуривания зумпфов, при перфорационных работах, подготовке скважин к ремонту путем глушения задавочной жидкостью с последующим освоением скважин, в том числе при кислотных обработках, а также при выполнении специальных работ при заканчивании и ремонте скважин, Цель изобретения — повышение стабильности технологической жидкости для заканчивания и ремонта нефтяных и газовых скважин при одновременном снижении ее загрязняющего действия.
„„5Ц „„1684308 А1 ющего действия. Жидкостьсодержит следующие ингредиенты при их соотношении, мас.%: органический реагент стабилизатор
0,5 — 5,0, аммонизированный раствор нитрата кальция — побочный продукт производст- . ва комплексных азотно-фосфорных удобрений остальное. В качестве органического реагента стабилизатора возможно использование крахмала или оксиэтилцеллюлозы или поли винилового спирта. Жидкость также содержит ингйбитор коррозии аминного типа в кол-ве 0,01 — до 0,3% от общей массы, Жидкость готовят путем смешения входящих в нее ингредиентов. Для данной жидкости характерен высокий электрохимический потенциал между отдельными частицами.
Заполнение скважины жидкостью осуществляют по принятой на предприятии технологии закачивания и ремонта скважин. 2 з.п. ф-лы, 4 табл.
Технологическая жидкость для заканчи- @Э вания и ремонта скважин ",à основе водного ф, раствора неорганической соли, в качестве (Д которого используют аммонизированный ( раствор нитрата кальция — побочный про- рр дукт производства комплексных азотнофосфорных удобрений (АРНК), с добавкой органического реагента при следующем соотношении ингредиентов, мас. :
Органический реагент-стабилизатор 0,5-5,0
АРНК Остал ьное
При необходимости следует вводить ингибиторы коррозии аминного типа в количестве 0,01 — 0,3 мас,%. j884808 -:>О
:>5
Аммонизированны(Л раствор нитрата кальция Образуется АЗ т(»т()вгид эта (;аль" ция, Вымо()G>(BHHGCО Nз азотнбl(ислых ра .." творов, получающихся при ðà-ië0>i(BHNL хибинского апатитов()го концентрата, после
Расплавления и нейт РсчлизэЦии rазов>бРвзным аммиаком. В качестве постол нно сопутствующих Веществ в раствщ)е .-Эходятсл азотнокислый эммон ий. фо(ij)BTL
АММОНИЭИРО()ЭННЫЙ Рс ()ТВО(НИТОата КЭЛЬция имеет следующий (..Ост.:, li, мэ,—., (г„., Азотнок(г(слый 1(альций
Азотнокислый аммоний 7- 8
ИэбытО-t!RbtA Bbt 4NIBK И.1--2.0
Общий азот 1 i -40
Примесй микроэлементО — меди, HNK(злл, хоо> а, цинка, фтора, фос(>с ра 0,01 —.":,0
Вода
Стабилизационны(1 эффект для данной жидкости cot(pë>KBH с 16(м, To вз(Г(1ь(е(е добавки интенсифициру(()т вазн!,(Гов()ние и увеличение до определеннсго:;;.:;.-Дэла сил электростатического О,-гал((ивания, MNцег лообрэзование B су;п6..30(7!)jB>(является KQоперативным проц:ccîè, л стабил (зато з:..
Останавливают 8ГО., фиксе(>ул кластеры к((нечного размера. Г!аэто(му экстремум предельной кснцентрациN суспензии llðè добавках стэбилиз ) TGpQB !10nимерно. 0 гипа смещается. Для используемой жидкости характерен высокий электрохимический потенциал мех(ду отдель -!Bls(!I час) ицами, 1..6
BblcoKBB поллризуе(((с(сTB „),BQAHQ!, о BJ(6KTp! гческого слоя, явг(лк>(((:,алел показателем с:6
ВысокоЙ стабил ь ности, О Ь разу(отса ас "оциаты определенны(размеров, геометрической KQнфигур !LID 1 и структуры, Стэ бил изс)тор из 30Д (с Гс ра(:TBQ рВ пе рзхОдит в по зерх 10cil-, ый (:.(1ОЙ на гра(- ицу раздела твердая глобула — раствор. Ддсорбированные на поверхности pB;=penB молекулы стабилизатора лвл.-ются це(1тра;:«.t последующей ассзциэции, Создает"я буферный слой на г(оверхности глобу, ЗчеВИДНО, ЧТО КРОМ8 СТ()УКТУ()(1 ЫХ СИЛ (электрически>с, (молекул)(ярных). действ;. IG щих в граничных cлоях, пролег(як)тс с16рические силы„дей тву.ощие между поверхностями, которые возникают гри адсорбции полимерных .=табилизаторов из растворов, Здесь набгк)да ется силовой гистерезис и зависимость сил взаимодействия от времени, Неудержаннь 6 на поверхнссти труб молекулы ин(иб(торов коррозии Со. иДЭРИЗИРУЮТ С МОЛ6КУЛЭМИ СТабиЛИЗс(ТО()(>В, Имеет место и снижение филь Грации рабочей жидкс>сти в пласт, .г(овышение ее =;;-;. бильности ВО Ep8èàít(и г(оннже-(ия коррозионной активности "воздей(ств(ю на металлические поВерхности GT сОВместнОГО применения стабилизаторов и ингибиторов, (акое,ален.ле >бьяснявтсл спецификой химической основы технологическсй жидкоcTN — аммонизированного раствора нитрата кальция, А н ГNGNTopHQ стс(бил иза цион ны8 эффекть(от присутствующих в жидкости
r(pNì8cHöK агентОВ азотнокислого аммоHN»i фО(фаТGB N,("i> I QPN 10B " CNЛ(ИВЭЮ1. !iI 3а" крепллют (ребуемые (6>(нологические
Св.)йс; вэ системы >(cTQAHNBQQ(B Образук)(цейся структурь(и возможность мобилизации системы с Оперативным упраВлением и позвоглют сохранить коллектооские войства продуктивных пластов при Осущ6ствлеНИИ ОПЕРаЦИй ПО ЗЭКЭНс(ИВЭНИЮ И РЕМОНТУ
СКВЭЖИН, а 1 ЭКЖС I1P6((C(TBP» ТИТЬ Ki)PPÎBNLO И эррозию бурового,)борудован -":ÿ. Затем установлено, чio >KNp((ос ь на основе АРНК имеет уг(учш -.Нные гидродикамические хаРЭКТ6Р ICTNKN ПО СРЭВНЕНИЮ С ЖИДКОСТЯМИ известных составов, что крайне важно при
ОСУЩ6СТ ВЛ6 НИ И Т6ХНОЛОГИЧ6СКИХ ПРОЦВССОВ.
Приготовление технологической жидкости
I1>(T6((смешения АРН К со стабилизатором (и ингиби Гором коррозии) производят в любой емкости, в которой можно обеспечить перемешивание жидкости, наг(ример с использованием осрсднительнсй емкости или цементировочного агрегата. Следует осуществить расчет компонентного состава технологической жидкос-ги с учетом скважинных условий. Затем в интенсивно перемешиваемую жидкость постепенно Всыпают (чтобы не образовалась KQMKQB) сухие:ли вливают жидкие ком.>оненты. Техноло(ия растворения Долх(:ча быть такой, чтобы Обеспечивалась циркуляци., Ba всем обьеме обрабатыва(>(м()й жи,.;-,ос-,и без,аличия застой H ь(х 30 н, При Hеобх0! (0 мости,для сQзда ния услОвий скорейшего раствQрения стабилизатора иг(м ингиб .лтора кор00зии предварительно они растворяктсл B cтдельной 6.(кости в разогретой до 60-80 С:«ркой ос io66 II(.N в воде, В последнем случае внося(коррек:ивы на возможное снижение пготности rip(ci 6øåH;N полученных раств0003 и не()оган(леской основы.
Заполнение скважины жидкостью осущестгггяют по принятой на предприятии .техно(1огии закан- йванйя н ремонта скважин. .:СЛИ ТЕХНÎЛОГИЧ6СКИЙ с РCIЦЕСС ВКГНОЧЭЕт ВЫ16снение из ствола скваж(.ны утяжеленного
;-ЛИ НИ СТОГО Рс1 СТВО Ра, TQ ((еобхади(МЫ М YC-!
QB «(»М P,(i YiVBHGHI(B ТдХНОЛОГИЧВСкой жидкости является ис(10- ьзова ние разделит:-.;.ъ(-. -:;,.; буферной пач; N, Обьем которой исключает смешение р(:створов, В качестве ,-:1.;:.>=(0(71 может г::рь(.(-.иться аммонизиро1684308
Пример 2, Приготавливают жидкость 40
55 ванный раствор с загустителем (модифицированный крахмал, реагенты группы ОЭЦ).
При глушении скважин, в которых возможны нефтегазоводопроявления в зону фильтра необходимо закачать загущенную буферную жидкость, препятствующую проникновению продукции в ствол скважины и последующему снижению уровня жидкости.
Буферную жидкость эакачивают в межтрубное пространство скважины вслед за порцией жидкости глушения, равной объему лифтового оборудования, Продавка до уровня нижней точки НКТ или насоса производится также жидкостью глушения.
Дальнейшие операции по глушению производят согласно принятой на предприятии технологии. При этом следует тщательно контролировать объемы эакачиваемой жидкости глушения в скважину.
Примеры получения, определения показателей назначения и применения технологической жидкости.
Растворение полимерных реагентов в
APHK производится при постоянном перемешивании смеси в условиях разогрева до
70-90 С, контроль параметров жидкости при 20 С.
Пример 1. Приготавливают жидкость смешением (в расчете на 1 л) 1492,5 г APHK и 7,5 г крахмала (модифицированного для нефтяной промышленности). Смесь перемешивают с помощью лабораторной мешалки со скоростью 1000 об./мин в течение 3 ч.
После чего при 20 С определяют водородный показатель рН с использованием иономера И-130, фильтрацию (водоотдачу)
ВМ-6, плотность-пикнометра, пластическую вязкость и динамическое напряжение сдвига — BCH-3, условную вязкость ВБР-1, смешением (в расчете на 1 л) 1380 г APHK u
120 г крахмала. Подготовку жидкости к применению и контроль параметров осуществляют аналогично описанию в примере 1.
Пример 3. Приготавливают жидкость .смешением (в расчете на 1 л) 1492,5 г APHK и 7,5 г оксиэтилцеллюлоэы (ОЭЦ), Смесь перемешивают с помощью лабораторной мешалки со скоростью 1000 об./мин в течение
1 ч. Контроль параметров осуществляют аналогично примеру 1, Результаты даны в табл.1.
Пример 4. Приготавливают жидкость смешением (в- расчете на 1 л) 1425 r APHK u
75 г ОЭЦ. Подготовку жидкости к применению и контроль параметров осуществляют аналогично описанию B примере 3.
Пример 5. Приготавливают жидкость путем смешения (в расчете на 1 л) 1492,5 r
АРНК и 7,5 г поливинилового спирта (0BC)..
Смесь перемешивают с помощью лабораторной мешалки со скоростью 1000 об./мин в течение 6 ч. Контроль параметров осуществляют аналогично примеру 1.
Пример 6. Приготавливают жидкость путем смешения (в расчете на 1 л) 1425 г
АРКК и 75 r ПВС. Подготовку жидкости к применению и контроль параметров осуществляют аналогично описанию в примере 5, Результаты по примерам 1 — 6 даны в табл.1.
В табл.1 представлены также результаты контроля параметров и составы данной жидкости для заканчивания и ремонта скважин на основе АРНК одной из промышленных партий, Испытания показывают, что жидкость отличается высокой стабильностью технологических свойств в сравнении с обычным буровым раствором и раствором чистого нитрата кальция. При этом химобработку жидкости проводят при повышенной температуре (90 С), когда обычные типы буровых растворов и жидкостей глушения требуют для поддержания свойств значительного увеличения в количественном отношении химобработок. У данной жидкости, как это видно иэ данных табл,1, обеспечивается высокая стабильность свойств при значительно меньших количественных затратах реагентов, Пример 7. На серийной установке
УИПК-1М на идентичных образцах изучают влияние технологической жидкости на проницаемость пласта сравнительно с другими типами растворов, используемых при работах в области продуктивной зоны пласта, Применяют образцы длиной 60 мм и диаметром 30 мм из песка. Продукцию скважин имитируют очищенным трансформаторным маслом с установленной зависимостью его вязкости от температуры, Образец усганавливают в кернодержателе, который имеет полость для жидкости и снабжен системой подогрева от термостата, и создают боковой гидраабжим при давлении 10 МПа. Разогревают систему до
1емпературы, равной температуре на забое скважины (90 С), и, прокачивая масло через образец в одном направлении, определяют ега начальную проницаемость. Затем в поласти кернодержателя заменяют масло исследуемой жидкостью состава, мас.ф: азотнокислый кальций 40, азотнокислый амманий 5, избыточный аммиак 0,2, общий азот 14, примеси микроэлементов 0,8, вода остальное (аналогично проводят изучение жидкостей других составов, которые приводятся в табл.1} и под давлением в 3 МПа, 1б84308
Остальное
55 наиболее часто встречающимся в практике глушения скважин, воздействуют по гокам жидкости на керн в направлении, противоположном прокачке масла Прокачивая через образец масло в первоначальном направлении, снова определяют его прсницаемость. Степень изменения проницаемости керна оценивают пс коэффициенту восстановления проницае locTM.
Результаты исследований aoccTah,авливаемости фильтрации через керны после фильтрации растворов (рассолов) приведены в табл.2.
Анализ данных говорит о том, HTG аммониэирова IHblA раствор Hèòpaòa кальция обеспечивает наибольшукз восстанавливаемость пласта по сравненинз с обычным глинистым раствором и известными гипами безглинисть х солевых жид;<остей глушения.
Следовательно, применение технологической жидкости на оснсее аммониэированного раствора нитрата кальция с: особствует сохра ненинз коллек пзрских свойс гв пласта.
П р и и е р B. Осуществляют оценку структурно-механических параметров жидкостей, состоящих иэ аммонизированнопз раствора нитрата кальция. Структурно-реологические:войства определяюг с использованием прибора ВСН-З, фильтрационные-BM-6, водородный показа1ель рН вЂ” ионоиера ЗВ-74.
Сведения по результатам исследований представлены в табл.3.
Данные свидетельствуют об удовлетвсрител ьн ых,ля и ра;<ти ки свойствах техн ол огической жидкости..)на легко поддается регулированию структурно-реологичес<их свойств и водоотдачн в пределах составов
АРН К.
Пример 9, Быполня1от оценку <оррозионной активности используемой технсглогической жидкости пс отношеникз к трубным сталям гравиметрическим методом. Он основан на определении скорости коррозии по убыли массы образцов — "свидетелей, помещенных в испытываемые среды, Исследования с суи<ес галя нзт с обра,цэми, вырезанными механическим способом с помощью фрезерной установка, Торцовые и плоские поверхности отшлифовывались у образцов до 6 класса чистоты. Образцы предварительно маркируют — на каждом выбивают номер и условные обозначения марки стали. Применяют образць размером
95х15х2 мм с общей площадью поверхнссти
0,00329 м . Подго.говку образцов заканчивают обезжириванием их сг1иртом, затем ацетоном и сушкой. После этого устанавливают вес образцов — "свидетелей" на аналитических весах. Образцы размещают на стеклянных этажерках внутри специальных сосудов-пробирок с пробками на шлифах.
Сосуды-пробирки располагают в термошкафу при 90 С, После окончания определенного срока (например, 35 сут) образцы обследуют в первую очередь визуально. Затем образцы очищают от продуктов коррозии механической очисткой, промывкой и, в случае необходимости, протравливают в ингибированной соляной кислоте, а далее снова взвешивают с прежней точностью.
Результаты испытаний представлены в табл,4, Технологическая жидкость гроявляет пониженную корроэионную активность в сравнении с обычным буровым раствором и чистым раствором Са(МОэ) по отношению к металлическим поверхностям труб и оборудования, Эта характеристика легко может быть улучшена с применением ингибиторов.
Формула изобретения
1. Технологическая жидкость для заканчивания и ремонта нефтяных и газовых скважин на основе водного раствора неорганических солей, включающая органический реагент стабилизатор, о т л и ч а ющ а я с я тем, что, с целью повышения стабильности при одновременном снижении загрязняющего действия, она содержит в качестве водного раствора неорганических солей аммонизированный раствор нитрата кальция — побсчный продукт производства комплексных азотно-фосфорных удобрений при следующем соотн1ошении ингредиентов, мэс.,ь:
Органический реагент стабилизагор 0,5-5.0
Аммониэированный раствор нитрата кальция — побочный продукт производства комплексных aaoTHG-фосфорных удобрений
2. Жидкость по п.1. о т л и ч а ю щ а яс я тем, что в качестве органического реаreHTa стабилизатора она содержит крахмал или оксиэтилцеллюлоэу или поливиниловый спирт.
3. Жидкость по пп.1 и 2, о т л и ч а ющ а я с я Tell4, что GHa допОлнительно содержит ийгыбитор коррозии аминногО типа Б
KGal<«ecTae 0,01 — 0,3 $ GT Ga eé I4accbf жидкости х й
v ф х х а
dl
X х х х
"X х
Х <-1 ! Cd
О. Cd
ct 4- сп
Ю с о С! «" сч Сп о о (r4 < D Ю <О Ф О х Ф о Ф х Ф Х IE cd Е tC (1 а х aj Cj . C х 1 а 5 о tJ r1 о нп С 4 сО с 1 Н 1 о С! <4 О7 Н< 1 х ф л х о I. Ф 1 I х х !. Фн(О v нп Ю о О (7 <7 < 1 нп с н< <О С< О ! 1» м Х Y I 1* v i х i IdI ox !. I о 1 I" l х v I О O Ф 1 Ю ! Ф X ххф ф С7 Ю с 4 сч о < С7 CO м сО С. м ч< Ю сч (О О О С! Ю н! О -Ф O О -б 1 o o нп н< i(i О О Д Ц Ф СО ! а I О ) < 1 „и Ф Оао х Ф х 1 I "" "J 7 О tn с <п с Н1 о 47 чп C) С7 1 О 1 Ф о х l 3 м I Х ф Х4 О х х О о— rt o о Нп о с! ю с с<о о о о сч йп О О о Н1 оо С7 нп <7 оо ч! с ) Ю Ю СО о tfl сч Ю. <Г <7 < 4 о Г,,;. О, й(":! и.—;-(О их стх dl 1 ! х — Ф О сч О Х СО Е: О Х сх v , 8 "1 ,ii х хи х и х Ф х а r4 о о О! <сп о ф О Ф о Ц dl о Х О К О 1 о Ф Х 1 K I х! td cd V I С Ф О аО х 1 ОХФХ О Х ф о K и! С7, О 7 ф и и! Ф С! CC 1 х lCl о а О О Ф v ф а О< О и I о и! р (Ф <С О Х ill 44 <ф ф М! 1 l < сп 1 а с! С 1 CO сч О r l СЧ «< н < сч сч с 4 1 X c О Д1 Я х О I ! - 1 ! 1 1 ! 1 с dl П\ п щ Х X о о ю о .О "З 1684308 О пх хБ o и х C х х ф О О =ю а ОП О О х -О О 1 х <О О Ь хХЮ Х Сп НП О а пс и аю Д Ож О 1" х О х сч х хо Ф <О О a dC и а1= ы и А 44 46 Ц t4 а Э X х о о о 4D Т c4 cv съ о с Ъ С 4 сЧ л 4О 4О л с Ъ л 5 с1 о о О Х э х хасэ ! X и э ах 1 х а Э X х Ю СЧ С Ъ 4О 1 х 4I Ю 44Ъ о 4О 41 44 00 1 х э Эh Оъ а л О О О 4 Ъ сч 4/ъ о 44Ъ Сс 44\ СЪ Ц Э M 1 О х съ Я Э t! о oà5 о О О 44Ъ 4 Ъ О\ О\ ОЪ В О4 сЧ 474 4Ч О Ю 4О Ю оо мо 1 О СЪ о° ° с ъ Ю 44Ъ Ю оо мо Ю о 1 Ф мо о Ю мо о О М Ю оо мо о о иъ 4О СЧ сЪ в о о оо мо 3,о РЪ,О о и аЙ 3 о 6 ВЪ о о аю Й кй 4З OX W I4C> 4tl 1 Э и Ю к 44l 4.1 I I 1 ! I 1 х I I 1 а 1 Э! X о с сО f О 4 4 х х t. xo ДсЪ Э аttI 1 Э I 3 1!ß о х э Р3 О 4tt I :. с — 1,1 и I (44д1хg 4t О х а в Э О о х сХ Ц Э О хХ 14 О 1 О Х 14 Э Х 1 с е о Э g Зм о а Й 3и 1684308 О О О О 44Ъ 444 -Э 1 IX6 а О. а Xg o ЭЭО4 2 332 Таблнцв2 Тнп раствора вй йлатяост раствора г/см Э Хоэффициент восстановления пг. 30 1,3 Глинистый раствор Рв. твор N >C> 90 1,2 3 90 t,5 90 1,58 90 150 200 205 1,53 ?30 1,42 75 225 1,55 170 1,28 176 195 90 л 1,52 52 t80 163 170 СаС1, СаС1в 1,27X) Св,МСэ)в (232) С-""("0>)в во>анкэироааиньй plloтвоо в втрата кальция, образец 1 (вэотнакислъй вальц>п1 402, вэотиокисль>й амманий 5Х, избыточный в»мнвк 0,?X агний азот 14X,, l>p>»r>cH млсраэгеиентав 0,8Х, ноас>вльйае) А,»оииэгроваин>сй раствор н >тра".в кальция, абразэц, 2 (вэатнакнспа) >сельц ай 35, »зат:>окисл>Л1 в-а"о:r>>0 6::, избы га оп сй ал>.иак 2Х, o4>ë»é азот 437 пр>мгc> мнкоаэлеs>r:тон 27, ча>тв ос>, т» ьнсе/ p,à..o>lRo>.ðorrÿ>>p>r>r раствор я>трата в: ". с-,яя, абразеп 3 аэстнс: >ый сельц>сй 532, аэст .кислый амчзннй 2X> нзбыто >пый амчэвк О, 1Х, обций азот 1! /, примеси >п>кроэлементзн 0,01Х, чада >стальное) Pзствор Са(НС>, (232) N9r,N0> (1CX) > избыточный а.»>èàê (32) -> ал>вий азот (3/) + пр>смеси м»кро»ле— и llòов (о>сутстн.) + взда (>стальное) 10 Р >створ Ca(NC1)o,552! + >НъКОЭ (1 .) .> Нз >ыточн. ао>иак (0,05X) + обций азот (1CX! + примеси мнкрз.элементов (отсут.),- воцэ (остальноеi 1,60 1 A.а оничнрованиый рас"воа н ".гРата кальция, образ г 1 -> и гиблтор СНПХ-6002 (150 г/из) !,52 12 Алконизированпъ>й рас свор н карата вальц»к > обрпэец 1 . ни гибнтар СННХ-6002 (153 г/и ) ъ крахмал мсднф> пярованный (22) 13»,»мониэированиый раствор .r> трата квлъция, образец 1 + кра:ачал моднфяцирасанч>Х1 (22) 14 .Рт мониэированнъсй раствор ->гтрвта . сальцяя, образец or.си>тнлцелп>ало>а (1Х) 1,53 1 > . ..маннзнроввнный рас.теор » трата кальция„ обсг.звц > ннгибигор П1ГХ-6002 (153 г/и ) + акснэт>лцел>пзэ лсэз (1У) 1,51 1(> 4»>оинэнрачанныл раствор н>трата кальция, образец >сливиннл< вый спирт (0,5Х) .,50 маннэир >ваннып раствор ".>трвтв кальция, образец 1 ни тиби гор корр>>э ин CfrНХ вЂ” 6002 (150 r/» ) + пс ливннилавый спирт (О, 52) 1, 50 темпегатура . (ронипаемость в > испытаний „° 10, i<>o> 1684308 ь « л Ю l5 Ю Ю Ф о с о а о l0 0! Ct о с о к Ю ь ь Ю со а с/Ъ с сс\ сс1 ссс СО сО ссс Ю сс сч сЧ Vl сс 4 а о l о к 1 м сч l 1 сГФ сс1 ° б 1 о ll ill l6 tt е к М а П к о а о к и о ь сч. б1 О Ос -Э сч сч Ю л а С 1 С 1 СС1 3 .3 о ы g Q, ФЗ iI С f СО Ос б. мм CV ф : в ) И <()i g)ll5 аыссс g а м Ф с1, s3,j i)":.: и ";я с с 1( (сч ок j 1 й -1= 1", :. 1 Й 1 1 i1 ll -. ". км.к :иЗ „. 1684308 х о а P о М Е Я! о ! Р, (л <»» >1 О <1 о>СО,СО л сЧ -О O ><1 <"1 «О а -О <Ч О О> -1 - сГО оо о ><1 <" 1 о О) с 1 < 4 <"1 <» о о оо >с> О> <> >О О> Оло> О л сЧ г1— <\ с 4 -oo оооо О» < 1 сЧ >/1 <У С)О < 4 с4 с4 «« с» о СЧ СО >С) О1»« <Ч .ФСОО oo О О<О Ф» оооо Л >>1 >f) >41 О С 1 I О;) >г»О С 4 О> О О О <1<>ОС) ОООО оооо <>О >с) >О О.Ф С С 1 О О ОО СЧ-ОО О С) O С) i оооо С 4 О> Ч) ><1 с 4 С"1 С> О О « О О СЧ >С> С 1 «Ф <О Ч) «» с)О ЕО Ч) Г- СС) О СЧ о о ОООО г 01 -О >О О> с»\ <О л оо оо t О > - о с)»1 г О -о СЧ Г4 оо с> <ч л О) л О Ф О> с ) « ос.- сч со Ч:> СЧ СЭ О> ло <ЧО -СООО <Ч «ОО ОСОО « с>с оо Оолг-- ц1 О СЧ О >1C) О СЧ С) СО оооо оooo >С» QQ О> с> О <О с О О> г О О о с> оооо оооо о о" 1 с) О »1 ! Ct! О >С) i Ч:> о <»\ >>1 ! Е! ! o-! >О О <" 1 >/1 I И и3 = о >Д> с <»> ь"> Ч) о С»1 с) o ! I с) ! f>) f >» f>) O» С>4 Cw Сс) I >» Г«) Е>»! о к I о ю I>! О f о g «о 4> j Ф f о <) I>I O 3 2 и Ф0 4> с)к )) о V ХЕ O> Cf >)> f» ж 3 о ж Й )г О> >С О)4 к C) Я А Е» v о Е» + v о к СО 03 Сг о Ф о Е> + <>) 5 В Фь <>) g » 4 ок % в! >Ю «»» <с) R 3 <с !» Е <» >:Е О 3 ." . . <>> е» О О ) v 0 о о СЕ v о о к с 1 >>) о A Ж <>) 4) >)> о 4) f» с) СЕ Р» о а :"1 Е о С:» И! > ! ! I <)О 6 м о Ф! 3 . .. >>! ><1 Е ! ) як <>) 5 2 ". о о >с о а! Ц ; Йс)3 ° х 4! <>> 4) >O y O Ф ф А + Ю-й а о СЕ Ф о+ <ф « ») >o v <с> O Е о 4+ Р\>» <» ок о » ><1 f о м <>) «<)> oo y о, о@с> Р Ь с о о 4) R х :) 
