1275
.pdfВторой интеграл (1.25) определяется также просто. Имеем
|
|
(1.26) |
Из (1.25) |
и (1.26) |
получаем |
а = 1 |
2э0 |
(1.27) |
Z3gtt |
Добыча нефти из месторождения будет изменяться со временем по-разному в различные стадии его разработки. Выделим четыре стадии. В первую, или начальную стадию месторождение разбу ривается и обустраивается. Добыча нефти в этой стадии ни в од
ном элементе еще не снижается. |
|
стадии |
Добыча нефти из месторождения в делом qH(t) в любой |
||
определяется по следующей общей |
формуле: |
|
t |
|
|
qti (0 = Na f w3(т) z3 (t—т) CLT. |
|
(1.28) |
b |
|
|
В первой стадйи, т. е. при 0 < |
t < t%, на основе (1.28) |
имеем |
t |
|
|
<7ш(0 = N3 f WoZ30dx = N3WoZ30t. |
|
(1.29) |
о |
|
|
Во второй стадии добыча нефти из месторождения продолжает увеличиваться и достигает максимума. При определении добычи нефти в этой стадии необходимо учитывать то обстоятельство, что с момента времени начинаются периоды падающей добычи в эле ментах, введенных при малых значениях времени t. Если не учи тывать падающую добычу в элементах, а считать, что добыча нефти из элемента полностью прекращается при £>>£*, то при добыча нефти из месторождения осталась бы постоянной, равной <7HI U*) = N3wQz3Qt*, поскольку число вновь вводимых в разра ботку элементов стало бы равным числу полностью выходящих из разработки элементов. В связи с тем, что добыча нефти из элемен
тов при |
t ^ t * , |
согласно (1.23), продолжается, |
необходимо к по |
|||
стоянной |
величине qH1 (t#) прибавить |
количество нефти, получае |
||||
мой из элементов с падающей добычей. |
|
|
||||
Имеем во второй стадии, т. е. при |
U < |
t < |
*i. |
|||
|
|
|
t |
|
|
|
q»2 (0 = N 3WoZ30t* + |
N 3w0S e-a {t~x)dx = |
|
|
|||
= |
|
+ - i - I l —e"“ |
■ |
|
(1.30) |
|
В третьей |
стадии, |
т. е. при tx < |
t < |
tx + |
t*, элементы, вве |
|
денные при tx—t* < |
t < tlt постепенно переходят на падающую |
|||||
добычу. Элементы с падающей добычей продолжают давать продук цию, как и во второй стадии.
и
Для добычи нефти в третьей стадии qH3 имеем, |
в соответствии |
с формулой (1.28), следующее выражение: |
|
7нз (0 = Л^эш„г,0 |г* + —i—[1 —e-0('- ',)] j — Niw„zaa(t— l1) = |
|
= N , w ^ \ t ^ + tx- t + - i - t l - e - 0»'-'-1] ! . |
(1.31) |
Как видно из (1.31), выражение для добычи нефти в третьей стадии получается путем вычитания из выражения для добычи нефти во второй стадии членов, характеризующих прекращение ввода элементов в разработку при t > tx.
В четвертой стадии, т. е. при t>>t1 -f t%, все элементы перехо дят на падающую добычу. Чтобы получить выражение для теку щей добычи нефти в четвертой стадии qm, необходимо во-первых, исключить из выражения (1.31) сумму трех членов, стоящих в фи гурных скобках t* + tx—t, и вычесть из (1.31) член, характеризую щий вступление в действие элементов с падающей добычей.
Для добычи нефти^н4 (О в четвертой стадии имеем
|
<7н4(0 = N 3w0z30 |
— |
1 — е —a (t—t,) |
] e - a{i~x)dr |
|
||
|
|
{ |
а |
|
|
tAu |
|
|
|
1 |
|
V-U-U) |
—a (t—t,y |
|
(1.32) |
|
= N3w0z30---- [e |
|
|
—e |
|
||
Из (1.32) |
видно, что при больших значениях времени, т. е. при |
||||||
t > |
tx ;>£*, |
значение |
qH4 постепенно снижается, так что |
qWll О |
|||
при |
t ->- оо. |
|
|
|
|
|
|
Для пятиточечной схемы расположения скважин отношение числа нагнетательных к числу добывающих скважин со = 1. Как уже было указано, элемент системы разработки месторождения определен таким образом, что для пятиточечной схемы расположе
ния скважин в одном элементе находятся две скважины, т. е. ш = 2. Соответственно для семиточечной схемы со = 3, для трехрядной
со = 4 и т . д. Между скоростью разбуривания месторождения и скоростью ввода элементов в разработку существует следующая связь:
dn/dt = соw0, |
(1.33) |
где п — число скважин на месторождении.
Приведенные соотношения дают возможность получить реше ние рассматриваемой задачи в цифрах. Так, добыча нефти из место рождения через 3 года после начала его ввода в разработку будет в соответствии с формулой (1.29)
7HI(3) = 105-20-0,1 -3 = 0,6-106 т/год.
По формуле (1.27) имеем
год
12
Годовая добыча нефти из месторождения через 7 лет после на чала его ввода в разработку определяется по формуле (1.30), а именно
<7«(7) = * Г д а . {<. + - j - [1 - е- “ |
= |
= 10s-20-0,1 |з + - ^ - ^ [ 1 —е-0’143'4]) = 1.21 • 10е т/год.
Наконец, годовая добыча нефти из месторождения через 10 лет после ввода его в разработку определяется по формуле (1.31)
? н з(Ю ) = |
N ,W QZ,0 Г - Ц (1 — е “* ')] |
= |
= 105-20-0,1 — !— (I —е-0'1437) = 0,8846-10° т/год. |
||
З а д а ч а |
1.6. Месторождение |
разрабатывается с использова |
нием трехрядной схемы расположения скважин. Извлекаемый за пас нефти в одном элементе системы разработки, включающем одну нагнетательную и три добывающие скважины, равен 500-103 т.
Темп разработки |
элемента z3 = |
z3 (t) |
изменяется во |
времени та |
ким же образом, |
как и в задаче |
1.5, |
гэ0 = 0,05 1/год, |
= 5 лет. |
Скорость бурения скважин и их обустройства на месторождении равна 400 скважинам в год. Месторождение полностью разбури вается и обустраивается за время tx = 8 лет.
Требуется определить среднегодовую добычу нефти из место рождения через 5, 8 и 13 лет после начала его разработки, извле каемые запасы месторождения в целом и темп его разработки от на чальных извлекаемых запасов через 8 лет после ввода в разработку.
О т в е т . |
Через 5 лет после начала |
разработки добыча |
нефти |
||||
из месторождения |
составит |
qul (5) = 12,5• 106 т/год, через |
8 |
лет |
|||
qH2 (8) = 19,3-106 |
т/год, через |
13 лет |
qH3 (13) .= 15,5-10е |
т/год. |
|||
Извлекаемые |
запасы нефти |
на |
месторождении А7 = 400 ■106 |
т, |
|||
темп разработки месторождения через 8 лет после его ввода в раз работку z = 0,04825 год-1.
З а д а ч а 1.7. Определить накопленную добычу нефти, те кущую нефтеотдачу и темп разработки месторождения от остаточ ных запасов нефти через 5, 8 и 13 лет после его ввода в разработку. Система разработки месторождения в точности такая же, что и в задаче 1.6. Темп разработки элемента изменяется во времени в со ответствии с зависимостью (1.23), N3 = 0,5- 10е т на элемент, о>0 =
= 100 элементов |
в год, гэ0 = 0,05 1/год, |
= |
5 лет, t 1 |
= 8 лет. |
Геологические запасы нефти месторождения |
G = 800-10® т. |
|||
Р е ш е н и е . |
Получим вначале общие формулы для |
определе |
||
ния накопленной добычи нефти QHв различных стадиях разработки месторождения.
Изменение накопленной добычи нефти в первой стадии QHi разработки месторождения определится интегрированием формулы
13
(1.29) . Имеем
с |
1 |
N3w0zmt2, |
0 < t < f*. |
(1.34) |
QHI = N3w0z301 tdt = |
— |
|||
b |
2 |
|
|
|
При t = tj. получаем |
|
|
|
|
QHI(',) = - J -^3®OW - |
|
|
(1-35) |
|
Чтобы получить формулу для определения накопленной добычи нефти во второй стадии, необходимо проинтегрировать выражение (1.30) для текущей добычи нефти. Имеем
к |
(<-<.) + |
— |
(1- |
1* ) - J е -а('-'->л} = |
||
{ |
|
|
a |
t |
* |
) |
= N3w0z30( ( * |
- U |
+ — |
(* ■—U |
+ - V [е“ ° |
— 1 ] | » |
|
|
|
|
|
|
|
(1.36) |
При t = t# значение |
QH2 = |
0. |
Соответственно, |
при t = tlt т. е. |
||
в конце второй стадии, имеем следующее выражение для накоп ленной добычи нефти:
<2„г (У = N3w,izjt* |
+ h ~ ‘' + |
+ -jjp [е_° |,-<-> — 1]J • |
(1.37) |
Чтобы получить формулу для определения накопленной добычи нефти в третьей стадии разработки, необходимо взять интеграл добычи нефти (1.31). Имеем
QH3 ^ |
|
( |
-f- ^i) {t (i) |
|
r |
|
I _I |
|
|
|
|
N3WQZ3Q| |
|
|-----------+ |
|
|
|
||||||
+ |
- ^ |
- j [ e_ ° |
d t\ = |
|
|
|
<i)— |
( 2 ** + |
|
||
+ |
J |
= i!- + - ^ - [ e -“w-',,- e -“ <',-'*)]]. |
/ , < < < < , + |
<». |
(1.38) |
||||||
|
|
a |
a |
2 |
|
|
J |
|
|
|
|
При |
t = |
tx значение QH3 = |
0. |
Положив |
в формуле |
(1.38) t = |
|||||
= tx + |
/*, |
получим выражение |
для |
накопленной |
добычи |
нефти |
|||||
за третью стадию разработки месторождения в целом. |
|
|
|||||||||
Формулу добычи нефти, накопленной за четвертую стадию, т. е. |
|||||||||||
за весь оставшийся после / = |
tx + |
срок |
разработки, |
получаем |
|||||||
интегрированием |
(1.32). Имеем |
|
|
|
|
|
|
|
|||
QM = |
|
j [е-° |
- |
е- “ <'-'•>] dt = |
|
|
|
||||
|
|
|
a |
t+ t. |
|
|
|
|
|
|
|
14
= |
[ 1 _ |
e- “ |
- e-a,‘ + e_ “ |
f, 4- f. < |
t < <x>. (1.39) |
|
|
a2 |
|
|
|
|
|
Соответственно |
при |
t = t1 + |
значение |
Q„4 = 0, а |
при t -*■ oo |
|
QH4 (°°)= — Wf M ( l -- £~ai‘)■
a2
За время разбуривания месторождения в разработку вводится всего элементов, причем каждый элемент содержит N3 извле каемых запасов нефти. Следовательно, извлекаемые запасы на всем месторождении N составляют
N = N3wQtx.
Эти извлекаемые запасы должны быть, естественно, равны сум марной добыче нефти за все стадии разработки, т. е. должно быть
N — Q HI (^ * ) + Q H2 (^ l) + Q H3 (^1 + t *) + Q H4 ( ° ° ) -
Подставляя в приведенную выше формулу соответствующие зна
чения слагаемых, |
получаем |
|
|
||||
|
|
[ |
? |
|
|
1 |
|
N — N3WQZ3Q |
г — Ь |
(^i— t*) Н------- (^i— ^*) Т- |
|||||
|
|
I |
2 |
|
|
а |
|
|
1 |
—a (t,— |
— l] + (^* + ^l) |
— |
|
||
|
|
_ О |
L- |
|
-а (Л-/,) ] Н— — (1—е -“(,)1 = |
||
|
|
|
|
|
|
а2 |
J |
— WЭ^0гэ0^1 |
“Ь ^ |
^ • |
|
|
|||
Так как на основе формулы (1.27) |
|
||||||
гэ0 = |
|
а |
|
|
|
|
|
1 |
+ а/„ |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
из предыдущей формулы получаем |
/V = |
N3w0tx, что равно приве |
|||||
денному выше значению N. |
|
|
|||||
Для текущей нефтеотдачи г| в соответствии с приведенными выше выражениями для накопленной добычи нефти за различные стадии разработки имеем следующую формулу:
|
У. Qiii(^кд |
|
Л = |
1 |
(1.40) |
|
где i — номера стадий разработки, tKi — время окончания i-й ста дии разработки.
15
Темп разработки месторождения от остаточных запасов нефти выражается, в соответствии с его определением, формулой
Он |
______Он______ |
(1.41) |
Ф = |
|
N ост
N - £ QlU(/к£)
1
Таким образом, имеем все формулы для расчета показателей разработки по условию задачи. Через t = t# = 5 лет, т. е. за всю первую стадию разработки, будет получена следующая накоплен ная добыча нефти, определяемая по формуле (1.35):
QH1( y = -y-«0,5-10e-100-0,05-52 = 31,25-10e т.
Прежде чем определять накопленную добычу нефти за вторую и последующие стадии разработки месторождения, вычислим па раметр а по формуле (1.27).
Имеем
а = — ^ ------------ |
— -----=0,06667 1/год. |
1 — z3Qt* |
1 — 0,05-5 |
Добыча нефти, накопленная за вторую стадию разработки, т. е. за период t* ^ t ^ tlt tx = 8 лет, находится по формуле (1.36), а именно
Qn2 (^i) = 0,5-10е- 100-0,05 {б-3 + ___з___
0,06667
+ |
-----------(е“ 0,06667‘3— 1)1 -48,04 -10е т. |
|
^ |
0.066672 4 |
'J |
Суммарная добыча нефти, полученная за третью стадию разра ботки, определяется по формуле (1.38), если положить t — tx + £*. При tx + = 13 лет имеем
QH3('i + 1*) = 0,5- 10е-100-0,05 |
13-5 — |
5 |
||
0,06667 |
||||
|
|
|
||
1 |
-0.06667-8 —е-0,06667--33) = 88,2-10е т. |
|
||
0 ,066672 (е |
|
|||
И, наконец, с целью проверки определим накопленную добычу нефти за четвертую стадию. В соответствии с приведенной выше формулой
QH4(°°) |
0,5-Ю6-100-0,05 (1 —е~°'06667‘8) = 232,5 - 10е т. |
|
0.066672 |
Таким образом, накопленная добыча нефти за все четыре стадии
Е QHC= 10е(31,25 + 48,04 + 88,2 + 232,5) =
1
= 399,99-10е « 4 0 0 -10е т.
16
Текущая нефтеотдача, определенная по формуле (1.40), соответст венно для t = 5, 8 и 13 лет, составит
31,25-106
0,039,
800-10е
(31,25 + |
48,04) 10° |
= 0,0991, |
|
|
|||||
*Пв = |
800-10° |
|
|
|
|||||
|
|
|
|
|
|
|
|||
Л 13 = |
(31,25 + |
48,04 + 88,2) 10° |
= 0,209. |
|
|
||||
|
|
800-10° |
|
|
|
|
|
||
Темп разработки ф , исчисляемый от остаточных запасов нефти |
|||||||||
через t = 5, 8 и |
13 лет после ввода месторождения в разработку, |
||||||||
вычисляем по формуле (1.41). |
qHi, полученные при |
решении за |
|||||||
Имеем, |
используя |
значения |
|||||||
дачи 1,6: |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
— |
— = ---------В |
Д |
-------- - 0,0339—5— , |
||||||
N — QHi(f*) |
400-10°— 31,25-10° |
год |
|
||||||
Фв — |
<7н2 (8) |
|
_________ 19,3-10°_____________ |
||||||
|
|
|
400 • 10° — (31,25 + |
48,04) 10° |
~ |
||||
N — ^ |
Qni O K I ) |
||||||||
|
|
|
|
|
|||||
|
1 |
|
|
|
|
|
|
|
|
= 0,0602 |
|
|
|
|
|
|
|
||
|
год |
|
|
|
|
|
|
|
|
Ф13 — |
9н з ( 13) |
|
_____________ 15,5-10°____________ |
||||||
3 |
|
|
400-10°— (31,25 + |
48,04 + 88,2) 10° |
|||||
|
|
|
|||||||
N - Z ('*)
1
= 0,06667 —
год
§ 2. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ВЕРОЯТНОСТНО-СТАТИСТИЧЕСКИХ ПАРАМЕТРОВ МОДЕЛИ СЛОИСТО-НЕОДНОРОДНОГО ПЛАСТА
Для расчета разработки пластов, характеризующихся слоистым строением, используют модели, представляющие собой набор взаимно не сообщающихся слоев с различной абсолютной прони цаемостью. Определив при построении этих моделей по фактиче ским данным значения абсолютной проницаемости отдельных слоев пласта в различных скважинах, вычисляют, какую долю иссле дованной толщины всех слоев составляют слои с данной прони цаемостью. Далее строят зависимость, согласно которой каждому значению абсолютной проницаемости соответствует доля слоев с данной проницаемостью в общей исследованной толщине слоев. Считается, что построенная таким образом зависимость (гисто грамма) при большом числе отдельных определений характерна для пласта в целом в вероятностно-статистическом смысле. Для этой зависимости подбирают аналитическое выражение, обычно
17
на основе одного из известных вероятностно-статистических рас пределений (нормального, логарифмически нормального, гаммараспределения и др.). Это распределение и используют в расчетах. Аналогичным образом можно построить вероятностно-статистиче скую модель неоднородного по площади пласта.
Задачи 1.8—1.11 посвящены подбору вероятностно-статистиче ских параметров слоисто-неоднородного пласта.
З а д а ч а 1.8. С целью построения вероятностно-статистиче ской модели слоисто-неоднородного пласта изучена абсолютная проницаемость пород в пределах продуктивного пласта в 10 сква жинах промыслово-геофизическими методами (путем измерения электрических потенциалов) и прямыми исследованиями образцов пород. Общая толщина изученного пласта в 10 скважинах составила 240 м. Выбрано 11 интервалов проницаемости по Д& = 0,2-10~12 м2.
В первом |
интервале проницаемость |
изменяется от |
0 |
до 0,2-10-12 |
м2, во втором— от 0,2-10~12 |
до 0,4-10-12 |
м2, |
втретьем — от 0,4-10~12 до 0,6-10-12 м2 и т. д.
Втабл. 2. приведены данные о толщине пропластков в нефтена сыщенной толще пород, вскрытой каждой скважиной, при прони цаемости, изменяющейся в указанных интервалах.
Требуется определить параметры вероятностно-статистического распределения абсолютной проницаемости, если априори известно, что это распределение логарифмически нормально.
Ре щ е н и е. Необходимо определить общую толщину Ah про пластков по каждому интервалу проницаемости. Результат, полу ченный путем суммирования толщин, относящихся к отдельным скважинам в пределах данного интервала проницаемости, приведен
втабл. 2.
Таблица 2
Интервал проницаемости k, 10-ls м2
Номер скважины |
0—200 |
200—400 |
400—600 |
600—800 |
800—1000 |
|
|
|
|||||
|
Толщина пропластков |
(в м) |
|
|
||
2101 |
7,3 |
12,2 |
1,4 |
0 |
1,5 |
0,4 |
2102 |
1,9 |
6,2 |
2,7 |
7,1 |
2,3 |
1,3 |
2103 |
0 |
17,8 |
4,5 |
5,4 |
0,6 |
0,5 |
2104 |
2,4 |
3,1 |
0 |
1,1 |
3,4 |
0 |
2105 |
2,3 |
0 |
12,8 |
0,8 |
0,8 |
0 |
2106 |
3,6 |
8,4 |
14,2 |
4,1 |
0,3 |
3,1 |
2107 |
0 |
5,5 |
7,3 |
0 |
1,3 |
1,1 |
2108 |
5,1 |
15,6 |
4,4 |
3,2 |
0,6 |
0,7 |
2109 |
2,9 |
14,2 |
3,9 |
3,3 |
0,9 |
0,4 |
2110 |
0,9 |
3,4 |
3,0 |
4,1 |
3,2 |
0,6 |
Общая толщина |
26,4 |
86,4 |
54,2 |
29,1 |
14,9 |
8,1 |
пропластков, м |
|
|
|
|
|
|
18
П р о д о л ж е н и е
|
|
Интервал проницаемости к, 10-11 м3 |
|
||
Номер скважины |
1200—1400 |
1400-1600 |
1600—1800 |
1800—2000 |
>2000 |
|
|||||
|
Толщина пропластков (в м) |
|
|
||
2101 |
1,1 |
0 |
0 |
0,1 |
1,7 |
2102 |
0,2 |
0,3 |
0 |
0,1 |
2,4 |
2103 |
0,4 |
0,2 |
0 |
0 |
1,5 |
2104 |
0,7 |
0,1 |
0,2 |
0 |
1,6 |
2105 |
0,1 |
1,2 |
0 |
0,3 |
2,9 |
2106 |
0,2 |
0,2 |
0 |
0 |
0,1 |
2107 |
0 |
0 |
1,2 |
0 |
0 |
2108 |
0,5 |
0,2 |
0 |
0,2 |
0,5 |
2109 |
0,9 |
0,4 |
0 |
0 |
0 |
2110 |
0,5 |
0,1 |
0 |
0,2 |
0,6 |
Общая толщина |
4,6 |
2,7 |
1,4 |
0,9 |
11,3 |
пропластков, м |
|
|
|
|
|
Выражение плотности логарифмически нормального распределе ния проницаемости имеет вид
(In к—In ft)3
Ж = — ^ - е ~ |
(1.42) |
V 2Л Ok
Логарифмически нормальный закон распределения выражается следующим образом:
к к (In к—In kyi
F ( k ) = [ f ( k ) d k = [ |
- _L e |
202 |
dk = |
|
0 |
£ |
V 2n ok |
|
|
erf (JC) = |
— |
f |
e~vd£. |
(1.43) |
|
Vn |
b |
|
|
Если принять у |
= In k t то формула логарифмически |
нормаль |
||
ного закона распределения проницаемости будет иметь вид |
||||
F ( y ) = |
I f(y)dy. |
|
||
При этом |
|
|
(у—у)- |
|
|
1 |
|
|
|
К у) = |
|
2а- |
(1.44) |
|
|
|
е |
||
У 2л о
19
Таким образом, плотность распределения величины у = In & соответствует формуле нормального закона (1.44).
В соответствии с определением плотности вероятностно-стати стического распределения имеем
Ну) |
|
ДА |
_ |
dll |
|
h&yд/i—>о, д^о |
hdy |
|
|||
|
|
||||
Отсюда |
|
|
|
|
|
|
dhk |
|
|
(In k—In k)" |
|
Ну) |
|
1 |
20= |
(1.45) |
|
ha.k |
— —— 6 |
|
|||
|
У^2я a |
|
|
||
Параметры |
при логарифмически |
нормальном распределении о |
|||
и k можно определить |
по табл. 3, |
в которой приведены значения |
|||
/ (у), вычисленные по формуле (1.45). Значением k в каждом интер вале Ak будем считать среднюю проницаемость в интервале. При вычислении f (у) будем, естественно, использовать общую толщину Ah пропластков для всех скважин согласно табл. 2. Полная иссле
дованная толщина пропластков во всех скважинах h = |
240 м. Для |
||||||||||
интервала |
изменения |
проницаемости от |
0 до |
200-10-15 м2 имеем |
|||||||
k = |
100-10-15 м2, Ah = 26,4 м. Тогда, учитывая, что во всех слу |
||||||||||
чаях |
Ak = |
200 • 10~15 м2, получим |
|
|
|
|
|||||
|
Ну) - |
Ahk |
26,4-100-10~15 |
0,055. |
|
|
|
||||
|
/гДА: |
240-200-Ю -15 |
|
|
|
||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
Таблица 3 |
|
|
|
|
|
|
|
||||
|
|
|
|
|
|
|
|
Д/г. 10- 1- м= |
|
|
|
Параметр |
0—200 |
|
200—400 |
400—600 |
|
600—800 |
800—1000 |
||||
|
|
|
|
|
|
|
|||||
k, |
10—15 |
м2 |
100 |
|
300 |
500 |
|
700 |
900 |
||
|
Д/г, |
м |
|
26,4 |
|
86,4 |
54,2 |
|
29,1 |
14,9 |
|
|
f(y) |
|
0,055 |
|
0,54 |
0,565 |
|
0,425 |
0,28 |
||
у = |
|
In /г |
—29,9 |
|
—28,9 |
—28,3 |
|
—27,95 |
—27,7 |
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Продолжение |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Д/г. Ю-'5 |
м= |
|
|
Параметр |
1000—1200 |
1200—1400 |
1400—1600 |
1600—1800 |
1800—2000 |
||||||
|
|
|
|
|
|||||||
к, 10-16 м2 |
1100 |
|
1300 |
1500 |
|
1700 |
1900 |
||||
|
ДА, |
м |
|
8,1 |
|
4,6 |
2,7 |
|
1,4 |
0,9 |
|
|
ш |
In А |
0,185 |
|
0,125 |
0,085 |
|
0,05 |
0,035 |
||
у = |
|
—27,5 |
|
—27,33 |
—27,19 |
|
—27,06 |
—26,99 |
|||
20