Билеты+ответы+шпоры по подсчетам запасов нефти и газа - файл n5.doc

Билеты+ответы+шпоры по подсчетам запасов нефти и газа
скачать (5805.7 kb.)
Доступные файлы (6):
n1.doc35kb.22.06.2012 15:59скачать
n2.docx2785kb.22.06.2012 15:59скачать
n3.doc101kb.22.06.2012 15:59скачать
n4.doc478kb.24.06.2012 12:55скачать
n5.doc2639kb.23.06.2012 01:23скачать
n6.doc686kb.23.06.2012 01:23скачать

n5.doc

Билет 1. 1 Сущность действующей на территории РФ Классификации запасов и ресурсов нефти и горючих газов. Основные и попутные полезные ископаемые, попутные полезные компоненты. Понятие запасов и ресурсов.

Ресурсами называются приведенные к стандартным условиям масса нефти и конденсата и объем газа на дату оценки предполагаемых скоплений углеводородов.

Запасами называются приведенные к стандартным условиям масса нефти и конденсата и объем газа на дату подсчета в выявленных разведанных и разрабатываемых залежах углеводородов.

Классификация запасов и ресурсов месторождений - это нормативный методический документ, обуславливающий принципы подсчета и государственного учета запасов и ресурсов. В наше время на территории Российской Федерации действует временная классификация запасов месторождений перспективных и прогнозных ресурсов нефти и газа, от 7.02.01.

1) единые для территории Российской Федерации принципы подсчета и государственного учета запасов месторождений и перспективных ресурсов нефти и газа в недрах по степени их изученности и народно-хозяйственному значению.

2) условия, определяющие подготовленность разведанных месторождений для промышленного освоения;

3) основные принципы количественной оценки прогнозных ресурсов нефти и газа

Классификация запасов определяет требования комплексной оценки и рационального использования природных ресурсов исходя из основ законодательства Российской Федерации о недрах.

На нефтяных и газовых месторождениях к основным полезным ископаемым относятся: нефть и горючие газы.

К попутным полезным ископаемым: минеральные комплексы (горные породы), руды, подземные воды, рассолы, добыча которых при разработке основных полезных ископаемых и использовании в народном хозяйстве, экономически является целесообразным.

К попутным полезным компонентам относятся заключённые в полезных ископаемых минералы, металлы, другие химические элементы и их соединения, извлечение которых обоснованно технологическими и технико–экономическими расчетами.

В зависимости от формы нахождения связи, с основными полезными ископаемыми и с учетом требований к условиям их разработки попутные полезные ископаемые и компоненты разделяются на три основных группы:

1) Попутные полезные ископаемые, которые образуют самостоятельные, пласты, залежи или другие рудные тела в горных породах, вмещающих основных полезные ископаемые. Применительно к месторождениям нефти и газа – это подземные воды продуктивных пластов водоносных горизонтов, содержащие повышенные концентрации I, Br, B, соединений Mg, K, Li, Rb, St и других, а также воды пригодные для бальнеологичных, теплоэнергичных и других целей.

2) Компоненты, заключенные в полезных ископаемых и выделяемые при его добыче в самостоятельные продукты. В нефтяных залежах – попутный газ, в газоконденсатных – конденсат.

3) Попутные полезные компоненты, присутствующие в составе основных полезные ископаемые, выделяемые лишь при его переработке. На месторождениях нефти и битумов – S, Va, Ti, Ni. В свободном газе, в растворённые нефти газе – C2H6, C3H8, C4H10, H2S, He, Ar, Hg. В пластовых водах – I, Br, содержание металлов.

2 Определение объема залежи без использования карты изопахит (пластовая сводовая залежь).

Обычно применяются при подсчете запасов нефти по низким категории по окончании поискового этапа геологоразведочных работ, то есть при получении промышленного притока нефти хотя бы в одной скважине. При этом могут быть определены объемы залежей различных типов: пластовые сводовые, литологически и тектонически экранированные, стратиграфически экранированные.

Объем залежи без составления карты изопахит может быть также определен при подсчете запасов нефти в залежах сложного и очень сложного геологического строения, когда не удаётся построить карту.

пластовая сводовая залежь. Если промышленный приток нефти получен в одной скважине и при этом толщина продуктивного пласта не изменяется, то hэфн принимается по данным этой единственной пробуренной скважине. Нефтенасыщенный объем залежи определяется без составления карты изопахит.



Объем коллекторов в пределах залежи запасами категорий С1 определяется следующим образом:

VC1 =




Объем запасов категории С2 определяется объемом коллекторов в пределах площади с запасами категории С2 и состоит из двух частей:

1. оставшегося объема в пределах внутреннего контура нефтеносности;

2. объема водонефтяной зоны (ВНЗ)











Билет 2. 1 1. Условия отнесения запасов нефти, газа, конденсата и содержащихся в них компонентов по степени изученности к категории А.

Категория А – запасы залежи изучены с детальностью, которая обеспечивает определение следующих основных параметров:

  1. тип, форма, размер залежи;

  2. эффективная нефтенасыщенная или газонасыщенная толщина;

  3. тип коллектора и характеристика изменения коллекторских свойств;

  4. нефте- и газонасыщенность пластов;

  5. состав и свойства нефти, газа и конденсата;

  6. основные особенности залежи, от которых зависят условия ее разработки (режим работы, продуктивность скважин, пластовое давление, дебиты нефти, газа и конденсата, гидропроводность, пьезопроводность).

Запасы категории А подсчитываются по залежи, ее части, разбуренной с утвержденным проектом разработки месторождения нефти и газа.

Они подсчитываются только по разрабатываемым месторождениям, степень изученности которых отвечает требованиям классификации.

Обоснование границ запасов категории А

1) если залежь разбурена в полном соответствии с проектом разработки месторождения изучена с детальностью, отвечающей требованиям классификации, то границы запасов категории А соответствует границам залежи, то есть проводятся внешнему контуру нефтеносности (рисунок 1).



Рисунок 1 – Схема к обоснованию границ запасов категории А

1 - нагнетательные скважины; 2 - добывающие скважины, разбуренные в соответствии с проектом разработки залежи нефти; 3 - эксплуатационные скважины, разбуренные по проекту опытно-промышленной эксплуатации залежи газа

2) если залежь частично разбурена и изучена с детальностью, отвечающей требованиям классификации, то для этой части залежи запасы категории выделяются в границах, проведенным по эксплуатационным скважинам, разрабатывающимся в соответствии с проектом разработки месторождения.

2. Определение объема залежи без использования карты изопахит (тектонически экранированная залежь).

Обычно применяются при подсчете запасов нефти по низким категории по окончании поискового этапа геологоразведочных работ, то есть при получении промышленного притока нефти хотя бы в одной скважине. При этом могут быть определены объемы залежей различных типов: пластовые сводовые, литологически и тектонически экранированные, стратиграфически экранированные.

Объем залежи без составления карты изопахит может быть также определен при подсчете запасов нефти в залежах сложного и очень сложного геологического строения, когда не удаётся построить карту.

Особенность расчета объема пород-коллекторов залежей этого типа заключается в геометризации приразломной зоны. При вертикальной плоскости нарушения в пластовых залежах эффективная нефтенасыщенная толщина в зоне нарушения учитывается полностью. В принаклонной плоскости нарушения используется значение, равное половине толщины продуктивного пласта.







;

Билет 3 1 Условия отнесения запасов нефти, газа, конденсата и содержащихся в них компонентов по степени изученности к категории В.

Категория В. Запасы залежи или ее части, нефтегазоностность которой установлена на основании полученных промышленных притоков нефти или газа в скважинах на различных гипсометрических отметках. При этом должны быть изучены в степени, достаточной для составления проектов разработки залежи, следующие параметры:

  1. тип, форма и размер залежи;

  2. эффективнная нефте- и/или газонасыщенная толщина;

  3. тип породы-коллектора и характеристика изменения коллекторских свойств;

  4. нефте- или газоносыщенность продуктивных пластов;

  5. состав и свойства нефти, газа и конденсата в пластах и стандартных условиях и др.

Запасы категории В подсчитываются по залежи или ее части, разбуренной в соответствии с утвержденной технологической схемой разработки месторождения нефти или проектом опытно-промышленной разработки месторождения газа.

Запасы категории В подсчитываются на разрабатываемых месторождениях, степень изученности которых отвечает требованиям классификации.



2. Определение объема залежи без использования карты изопахит (стратиграфически экранированная залежь).

Обычно применяются при подсчете запасов нефти по низким категории по окончании поискового этапа геологоразведочных работ, то есть при получении промышленного притока нефти хотя бы в одной скважине. При этом могут быть определены объемы залежей различных типов: пластовые сводовые, литологически и тектонически экранированные, стратиграфически экранированные.

Объем залежи без составления карты изопахит может быть также определен при подсчете запасов нефти в залежах сложного и очень сложного геологического строения, когда не удаётся построить карту.



Билет 4 1 Условия отнесения запасов нефти, газа, конденсата и содержащихся в них компонентов по степени изученности к категории С1.

Категории С1 – запасы залежи или ее части, нефтегазоносность которой установлена на основании полученных в скважинах промышленных притоков нефти или газа, при этом часть скважин может быть опробована испытателями пластов, в неопробованных скважинах получены положительные результаты геологических и геофизических исследований.

Для отнесения запасов к категории С1 должны быть известны:

1) тип, форма и размеры;

2) условия залегания пластов-коллекторов по результатам бурения разведочных и эксплуатационных скважин и проверенные для данного района методам геологических и геофизических исследований;

3) литологический состав, тип коллектора, коллекторские свойства, нефте- и газоностность, коэффициент вытеснения, эффективная нефте- и газонасыщенная толщина, изученная по керну и материалам геолого-геофизических исследований;

4) состав и свойства нефти, газа конденсата в пластовых и стандартных условиях, изученных по данным опробования скважин;

5) по газонефтяной залежи установлена промышленная ценность нефтяной оторочки;

6) продуктивность скважин, гидропроводность и пьезопроводность пласта, пластовые давления (Рпл), и температуры (t 0 С), дебиты нефти, газа и конденсата, изученные по результатам испытания и исследования скважин;

7) гидрогеологические и геокриологические условия установлены по результатам бурения скважин и по аналогии с соседними разведанными месторождениями.

Запасы категории С1 подсчитываются по результатам геологоразведочных работ и эксплуатационного бурения и должны быть изучены в степени, достаточной для получения исходных данных для составления технологической схемы разработки месторождения нефти или проекта опытно промышленной разработки месторождения газа.

Обоснование границ запасов категории С1

на разведанных и разрабатываемых месторождениях (залежах):

если часть залежи уже разбурена в соответствии с технологической схемой разработки месторождения нефти, то запасы категории С1 примыкают к запасам категории В;

При этом граница между ними проводится по линии, соединяющей эксплуатационные скважины.



1.2. Если залежь еще не разбурена эксплуатационными скважинами, то запасы категории С1, выделяются в границах, проведенных по данным испытаний и геофизических исследований скважин, достоверно обеспечивающим гипсометрическое положение контактов газ-нефть-вода.



1.3 Если разведана только часть залежи, то для исследованной части категория С1 выделяется в границах, проведенных на расстоянии равном удвоенному интервалу между эксплуатационными скважинами, предусмотренными технологической схемой или проектом разработки.



l – расстояние между эксплуатационными скважинами.

2) на новой площади запасы категории С1 могут быть выделены по данным бурения и испытания одной скважины при условии получения в ней промышленного притока нефти и газа. Граница участка подсчета запасов категории С1 проводится в радиусе, равном удвоенному расстоянию между эксплуатационными скважинами, принятыми в данном районе на аналогичных месторождениях.



Параметры подсчета запасов определяются по керну, гис, по аналогии с соседним месторождениями нефти и газа.

  1. Определение объема залежи без использования карты изопахит (метод многоугольников).


Применяется при резком изменении значений эффективной нефтенасыщенной толщины по площади залежи и невозможности построения карты изопахит. В этом случае вся Fзал делится на отдельные блоки.

С этой целью соседние скважины соединяются прямыми линиями, в середине которых восстанавливаются перпендикуляры до пересечения с соседними перпендикулярами.

Таким образом, получают сумму многоугольников в пределах Fзал. Затем F каждого многоугольника замеряется с помощью планиметра, а hэфн для каждого блока принимается равной hэфн части пласта в скважине, расположенного в центре многоугольника.



С помощью планиметра замеряется площадь каждого многоугольника и определяется эффективная нефтенасыщенная толщина в каждой скважине, расположенной в центре многоугольника. Объем элементарного участка в пределах каждого многоугольника рассчитывается следующим образом:






Объем залежи рассчитывается путем суммирования объемов элементарных участков:






Билет 5 1 Условия отнесения запасов нефти, газа, конденсата и содержащихся в них компонентов по степени изученности к категории С2.

Категория С2 – это запасы залежей, наличие которых обосновано данными геологических и геофизических исследований:

1) в недоразведанных частях залежи, приуроченных к участкам с запасами более высоких категорий;

2) в неопробованных залежах разведанных месторождений:

а) залежей в промежуточных неопробованных пластах;

б) залежей в вышезалегающих неопробованных пластах.

Для залежи с запасами категории С2 должны быть определены в общих чертах по результатам геологических и геофизических исследований с учетом данных по более изученной части залежи или по аналогии с разведанными месторождениями следующие параметры:

1) форма и размеры залежи;

2) условия залегания продуктивного пласта;

3) толщина и коллекторские свойства

4) состав и свойства нефти, газа и конденсата.

Границы запасов категории С2 проводятся по контуру выявленной залежи.

Запасы категории С2 частично используются для составления проектных документов для разработки залежей.

2.. Определение объема залежи без использования карты изопахит (метод графического интегрирования по профилям).

Получил широкое распространение при определении Vзал, приуроченных к продуктивным пластам с резкой изменчивостью толщины и выклиниванием в различных направлениях. Кроме того, применяется при подсчете запасов нефти и газа в залежах, приуроченных к линейно-вытянутым структурам, когда построение карты hэфн затруднено.

Применению этого метода благоприятствует профильная схема расположения разведочных и эксплуатационных скважин.

Для определения Vзал вся ее площадь разбивается схемой профилей. Может быть использованы уже составленные геолого-профильные разрезы, часть таких разрезов может быть составлена дополнительно. По каждому направлению составляется геологический профильный разрез.







С помощью планиметра замеряется площадь сечения залежи в каждом геологическом профильном разрезе.

Для определения Vзал строится результирующий график, по оси х которого откладываются, расстояния между профилями, а по оси у – значения площадей залежи, замеренные в пределах каждого геологического профильного разреза.

С помощью планиметра замеряют площадь полученного многоугольника, которая с учетом масштаба чертежа будет численно составлять Vзал.

Билет 6 1 Условия отнесения ресурсов нефти, газа, конденсата и содержащихся в них компонентов по степени изученности и обоснованности к категории С3.

Категория С3 – это перспективные ресурсы нефти и газа которые выделяются:

1) в подготовленных для глубокого бурения ловушках, находящихся в пределах нефтегазоносного района и оконтуренных проверенными для данного района методами геологических исследований и геофизических исследований (главным методом является детальная сейсморазведка, профили должны пройти через критические точки, в т.ч. замок структуры).

2) в невскрытых бурением пластах разведанных месторождений, если продуктивность этих пластов установлена на других месторождениях района.

Основные параметры предполагаемой залежи (форма, размер), а также условия ее залегания определены в общих чертах в результате геологических и геофизических исследований. Толщина и ЕФС пластов состав и свойства флюидов принимаются по аналогии с соседними разведанными месторождениями

2. Способы определения среднего значения коэффициента открытой пористости. В настоящее время в зависимости от степени разведанности залежи и особенностей ее геологического строения применяются различные способы определения коэффициента отрытой пористости:

1. средняя арифметическая величина






2. Средняя величина коэффициента открытой пористости с учетом частоты:






поj - среднее значение коэффициента открытой пористости в каждом классе, mj - число наблюдений Кпо в каждом классе (частота), k - количество классов, n - общее число значений.

первый и второй способы расчета по могут быть применены в случаях:

-если не установлена закономерность изменения параметра в пределах залежи;

- если статистическое распределение наблюдений значений параметров соответствует теоретическому закону распределения значений параметров (кривая гаусса).

Отклонение статистического распределения параметров от закона нормального распределения определяется с помощью критерия Пирсона 2.

3) средняя величина Кпо, рассчитанная путем осреднения данных по отдельным скважинам. (продуктивный пласта характеризуется резкой литологической неоднородностью )

Кпо рассчитывается для каждого пропластка в отдельности, а по в целом в пределах скважины определяется путем взвешивания значений Кпо по толщине пропластков.








Этот способ применяется при Кпо с использованием каротажных диаграмм

4) средневзвешенные по площади залежи величина Кпо. Этот способ применяется, когда устанавливается закономерность изменения Кпо в пределах залежи.

В этом случае определение Кпо проводится в несколько этапов:

4.1. строится карта hэфн





4.2. строится карта Кпо.






4.3. Накладывается карта hэфн на карту Кпо.






4.4. находим произведение hэфн Кпо.




4.5. путем интерполяции полученных значений строится карта hэфн Кпо.






4.6. рассчитывается средневзвешенная по объему залежи величина Кпо.



























а среднее значение по рассчитывается как средневзвешенная по объему залежи величина:





Билет 7 1 Условия отнесения ресурсов нефти, газа, конденсата и содержащихся в них компонентов по степени изученности и обоснованности к категориям D1, D и D2. Категория Д – прогнозные локализованные ресурсы ловушек, выявленные по результатам поисковых геологических и геофизических исследований, находящиеся в пределах районов с установленной или возможной нефтегазоносностью.

Количественная оценка прогнозных локализованных ресурсов определяется с учетом плотности прогнозируемых ресурсов категории Д1 и устанавливает площади выявленных объектов.

Категория Д1 – прогнозные ресурсы нефти и газа литолого-стратиграфических комплексов, оцениваемых в пределах крупных региональных структур с доказанной промышленной нефтегазоносностью.

Количественная оценка прогнозных ресурсов производится по результатам региональных геологических исследований и по антологии с разведанными месторождениями в пределах оцениваемого региона.

Категория Д2 – прогнозные ресурсы нефти и газа литолого-стратиграфических комплексов оцениваемые в пределах крупных региональных структур промышленная нефтегазоносность которых еще не доказана.

Перспективы нефтегазоносности этих комплексов прогнозируются на основе данных геологических, геофизических и геохимических исследований.

Количественная оценка прогнозных ресурсов категории Д2 производится по предположительным параметрам на основе общих геологических представлений и по аналогии с другими более изученными регионами, где имеются разведанные месторождения нефти
2 Способы определения среднего значения коэффициента нефтенасыщенности

определяется таким же образом, как и . Однако если установлена зависимость коэффициента нефтенасыщенности от hэфн и Кпо, то в этом случае значение Кн будет равно средневзвешенной по объему порового пространства залежи величина.

С этой целью строится карта hэфн Кпо. Кн, расчет осуществляется по формуле:



- по карте hэфн Кпо. Кн
- по карте hэфн Кпо.


Билет 8 1 Группы запасов и ресурсов нефти, газа и конденсата.

При подсчете и учете запасов нефти, газа, конденсата и содержащихся в них компонентов выделяют:

1) геологические запасы – количество нефти, газа, конденсата находящееся в недрах (балансовые).

2) извлекаемые – часть геологических запасов, извлечение которых из недр на дату подсчета экономически эффективно при рациональном использовании современных технических средств и технологии добычи с учетом соблюдения требований по охране недр и окружающей среды.

Для сравнения нефтегазоносности различных территорий пользуются интегрированными оценками, включающими в себя, накопленную добычу, а также запасы и ресурсы нефти, газа, конденсата всех категорий.

В качестве общей оценки ресурсов нефтегазоносного бассейна или его участков и комплексов используется термин «начальные суммарные ресурсы».

Начальные суммарные ресурсы – сумма накопленной добычи углеводородов на дату оценки разведанных (А+В+ С1) и предварительно оцененных (С2) запасов открытых месторождений, а также перспективных (С3) и прогнозных (Д11л+ Д2) ресурсов.

НСР= Qн доб + (А+В+ С1)+ С23+ (Д1л+Д12)

Текущие суммарные ресурсы не учитывают добычу нефти, газа и конденсата, полученную в районе с начала разработки месторождений, т.о ТСР меньше НСР на величину накопленной добычи углеводородов на разработанных месторождениях к моменту оценки ресурсов.

ТСР=(А+В+ С1)+ С23+ (Д1л+Д12)

Различают также полные и оценённые НСР

Полные – ресурсы геологического объекта, скопившиеся в нем в результате геологических и геохимических процессов в земной коре.

Оценённые – ресурсы, рентабельные для освоения (установленные НСР).

2 Понятие коэффициента извлечения нефти (КИН). Способы расчёта проектных величин КИН при водонапорном режиме (использование многомерных статических моделей, покоэффициентный метод). Коэффициент извлечения ?- это разность между начальным объемом нефти равным единице и объемом оставшейся в пласте нефти по окончанию разработки залежи

Опредеение теоретической величины КИН по многомерным статистическим моделям

Составляются статистические модели с использованием геолого-промысловой информации. В этой выборке учавствуют максимально возможные данные модели

Данные модели могут применяться на месторождениях со сходным геологическим строением и условиями разработки.

Факторы, котрые используются в статистических моделях:

1. геолого – физические:

– отн. ? (?о); hэфн; Кпр; Рпл, Тпл; коэффициент вариации проницаемости; К песч, Красч. ; количество цементирующего вещества;

2. технологические:

- плотность сетки; темп отбора жидкости; ? фильтрации жидкости в пласте;

Покоэффициентный метод:

Применяется для оценки проектного коэффициента с естественным водонапорным режимами или в залежах, разработка которых проводится с ППД путем закачки воды в пласт.

Для расчета КИНа используется формула:

,




где Квыт – коэффициент вытеснения нефти водой, зависит от структуры, пустотного пространства горных пород и физико-химических свойств нефти и воды, определяется в лабораторных условиях путем пропускания через образец горной породы объемов воды многократно превосходящих объем порового пространства горной породы; до 100% обводнения выходящей продукции;

Кзав – коэффициент заводнения, зависит от свойств горных пород (проницаемость, неоднородность)и насыщающих ее флюидов (?, ? и др). Характеризует величину потерь нефти в заводнённом объёме за счет неравномерного перемещения ВНК и прекращения добычи при достижении экономической рентабельной продукции (95-99%).

Кохв – коэффициент охвата вытеснением, представляет собой отношение части эффективного объема залежи, охвачен процессом вытеснения к общему нефтенасыщенному объему залежи.






Определяется с использованием специальных карт охвата пластов вытеснением, которые строятся на основе карт распределения коллекторов и иногда совмещается с картами hэфн

Билет 9 1 Назначение запасов и ресурсов нефти, газа и конденсата. В Классификации запасов определено и назначение запасов и ресурсов нефти и газа.

Так, данные о запасах месторождений и перспективных ресурсов нефти и газа, числящихся на государственном балансе, используются при разработке схем развития отраслей народного хозяйства, при планировании геологоразведочных работ.

Данные о запасах вновь разведанных залежей, подготовленных для промышленного освоения, используются при проектировании предприятий по добыче, транспортировке и комплексной переработке нефти и газа.

По предварительно оцененным запасам категории C2 определяются перспективы месторождения, планируются геологоразведочные работы.

Запасы категории С2 используются для определения: перспектив месторождения и планирования геологоразведочных работ; геолого-промысловых исследований при переводе скважин на вышезалегаю­щие пласты. Запасы категории С2 частично используются для составления проектных документов для разработки залежей.

Перспективные ресурсы нефти и газа С3 используются при планировании поисковых и разведочных работ.

Прогнозные локализованные ресурсы нефти и газа D используются при планировании геологоразведочных работ по подготовке ловушек к поисковому бурению и подготовке перспективных ресурсов категории С3.

2 Расчет проектной величины КИН при водонапорном и упруговодонапорном режимах графическим способом (способ М.И.Кочеткова - В.К.Гомзикова). В настоящее время методика используется для прогноза КИНа в условиях водонапорного и упругонапорного режима.

По литологическому признаку вскрытые залежи подразделяется на две группы:

С терригенно-поровым коллектором и с карбонатно-поровым коллектором.

Среди порово-терригенных пластов–коллекторов по степени неоднородности также выделяются две группы: сравнительно однородные и неоднородные.

В качестве критериев отнесения пластов к этим двум группам используется один из трех показателей:

Красчл., то есть отношение числа отдельных пропластков продуктивного пласта вскрытых в процессе бурения скважин к общему числу скважин, вскрывших эти пропластки.

Кпесчто есть отношение эффективной толщины пласта к общей толщине;

– количество характерных прослоев в продуктивном пласте.

К сравнительно однородным объектам относится пласты, имеющие Красчл<2,1; Кпесч>0,75; h<3

По величине проницаемости выделяются 5 групп пластов:

1) 20-50 10-3мкм2;

2) 50-10010-3мкм2;

3) 100-300 10-3мкм2;

4) 300-800 10-3мкм2;

5) >800 10-3мкм2.

Для каждой из выделенных групп рассчитывают зависимости КИНа от состояния вязкостей нефти и воды (?о)

Учебный материал
© bib.convdocs.org
При копировании укажите ссылку.
обратиться к администрации