Способ разработки нефтяной залежи

(51) б 3 ОБРЕТЕНИ етельству шение эффективности разработки залежи за счет вытеснения нефти из пласта смачивающей ее поверхность микрозародышевой смесью углеводородного газа в воде. Для этого закачивают смесь газа и воды в предпереходном фазовом состоянии. На каждый 1 м закачиваемой в залежь воды добавляют 0,07 (1-10 ) (То-Тпл) ) - 0,25 1-10 (То-Т,) 1 м сухого углеводородного-ззгаза при пластовом давлении в залежи, где То и Тпл - начальная и максимальная температуры пласта в процессе реализации способа, С, 1 табл., 2 ил.(54) СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙЗАЛЕЖИ(57) Изобретение относится к способамразработки нефтяных залежей с применением водогазового воздействия, Цель - повыТо: Я 0,2 О,З -. Г/Р, ъ/ цИ24 16 74,4 Р Ю,ЗГ,М 1 а (Г,Г 3)9 7,2 б 5,4Ф 36 10 Ю ОССИЙСКОЕ АГЕНТС ТЕНТАМ И ТОВАРНЫМ 2) ОПИСАН к авторскому с 11) 1822219 (13)1 В 43/22 43/20Федеральныи инстит прОмышленной собственнОсти Г) тделе н и а В ПТ 5Изобретение относится к нефтяной промышленности, точнее к способам разработки нефтяной залежи.Целью изобретения является повышение эффективности разработки нефтяной залежи путем вытеснения нефти смачиваюшим ее поверхность микрозародышевым раствором углеводородного газа в воде. Цель достигается тем, что вытеснение нефти из пласта осуществляют микрозародышевым раствором углеводородного газа в воде, объемное отношение компонентов которого при пластовом давлении в залежи составляет 0,07 1-10 (То -Тпл) 3 - 0,25 1-10 (То-Тпл) 1 м газа на 1 м воды.3 зп"Отличие предложенного способа от прототипа и аналога определяется прежде всего тем, что у вытесняющего водоуглеродистого газового раствора (ВГР) в ППФС появляются дополнительные нефтевымывающие и вытесняющие свойства. Отсутствие указанных дополнительных свойств у прототипа и аналога объясняется появлением у ВГР смачиваюших поверхность нефти свойств, меньшим поверхностным натяжением йа границе раздела нефть - ВГР, чем нефть - ВВР (прототип) и чем нефть - двухфазная смесь воды и свободного углеводородного газа (аналог). Кроме того, в ВГР в ППФС имеются неравновесные вязкоупругие свойства, отсутствующие у двухфазной смеси воды и свободного углеводного газа (аналога).Другое отличие предложенного способа от прототипа определяется снятием ограничения на величину отношения давления на забое нагнетательных скважин к пластовому давлению. Последнее позволяет использовать заявленный способ без ограничения глубины залегания объекта и пластового давления в залежи (см. пример 16).Наличие указанных дополнительных по отношению к аналогу и прототипу нефтевымывающих и вытесняющих свойств опредепоявление дополнительного (сверхсуммарного) эффекта как по приросту нефтеотдачи, так и по снижению газоводяного фактора закачиваемого агента. Последний уменьшается в 1,5-2 раза по сравнению с прототипом (и на порядок и более по сравнению с аналогом).Новые свойства ВГР и ППФС существенно изменяют в формуле изобретения диапазон добавок газа, последний во всем рассмотренном интервале температур и давлений практически не пересекается с прототипом,Сущность предлагаемого способа состоитв том, что ВГР в ППФС лучше вымываети вытесняет нефть из пласта, чем ВВР вППФС в диапазоне давлений 1-40 МПа итемператур 20-150 С.По закону Генри количество газа,растворенного в 1 м воды (Г, нм /м ),3 3 3пропорционально равновесному давлению всистеме(с Г 1Г=яГ(Р,;) =аР, где а=-О,нм /м МПа - коэффициент растворимости3 3газа в воде, зависящий от температуры системы как и = ао(10 фЛТ), где Р, град температурная поправка к коэффициенту растворимости, определяется при температуре Т выше пластовой температуры Тпл: ЛТТплО.Для метан-этановых газовых смесей с содержанием 92-96% метана и 3-6% этана (обычный состав природного и осушенного нефтяного газов) в диапазоне температур Т = 20-150 С и давлений 1-40 МПа имеем (3): ио = 0,15-0,25 нм /м МПа (первая цифра3 3для Р6 МПа), Р = 10 градИз закона Генри давление насыщения воды газом определяется как Рф= Г/ао(1- ДАТ), (1)Предпереходное фазовое состояние ВГР возникает в диапазоне давлений в 1,1-2 раза больше давления насыщения воды данным количеством газа, т.е. при условии1,1Рпл/РфР/Рф3. (2)Неравенства (2) означают, что ППФС ВГР предлагается реализовать в пасте в диапазоне давлений РРпл и в диапазоне температур ТоТИпл, т.е. охватить ППФС закачиваемого ВГР область пласта между забоем нагнетатель ной скважины и внешней границей зоны возмущения пласта с давлением Рпл и (в случае теплового воздействия на залежь) от максимальной температуры нагрева пласта (Тп) до начальной пластовой температуры (Тпл). При этом ППФС вытесняющего ВГР не обязательно должно начинаться на забое нагнетательной скважины (как в прототипе), а может начинаться несколько глубже в пласте (на некотором расстоянии от забоя ),Условие формулы изобретения следует из неравенства (2) и соотношения (1); обозначим предложенную величину б = Г/Р, тогда из выражения (2) с учетом выражения (1)а (1-(ЗЬТ) а (1-(3 ЬТ)Г(3) получим1,1и, подставляя в (3) численные значения ао и Р, приходим к определению граничных значений интервала добавок углеводородногогаза на 1 м закачиваемой воды и 1 МПа пластового давления в залежи, обеспечивающего ППФС0,07(1-10 ЬТ)б 0,25(1-10 ЛТ), (4).На фиг. 1 приводятся величины нефтеотдачи слоистого пласта (у) при вытеснении нефти однофазовыми ВГР в ППФС (заявленный способ, кривые 1-6, сплошные участки), ВВГ в ППФС (прототип, кривые 7-12), а также двухфазной смесью воды и углеводородного газа (аналог, пунктирные участки кривых 1-6), как функции величины б = Г/Рпл при трех различных температурах То = 20, 100 и 150 С.На фиг. 2 приводится схема приготовления и подачи в пласт ВГР в ППФС. В таблице дается сопоставление основных показателей предложенного способа, прототипа и аналога.Представленные на фиг. 1 зависимости коэффициента нефтеотдачи построены для модельного двухслойного пласта, проницаемость слоев 0,5 и 2 мкм, нефть вязкостью220 мПафс (в стандартных условиях), Начальная пластовая температура Тпл = 20 С. Условия опытов и результаты для прототипа соответствуют выражению (2).Точки пересечения зависимостей ц(б) с осью ординат при б = О (Г = О) соответствуют вытеснению нефти водой, при этом достигают нефтеотдачи ц = 0,10 при То = 20 С, ц = 0,25 при 100 С и юу = 0,34 при 150 С.Выпуклые участки кривых ц(б) соответствуют вытеснению нефти из пласта ВГР в ППФС (сплошные участки кривых 1-6) и ВВР в ППФС (аналогичные участки кривых 7-12) и определяют достижение цели в рамках предложенного способа и прототипа, Пунктирные "хвосты" кривых 1-6 соответствует аналогу - вытеснению нефти двухфазной смесью воды и свободного углеводородного газа. Область перехода от сплошных к пунктирным участкам кривых соответствует области фазового перехода (ФП) газа из воды.Рассмотрим приведенные на фиг. 1 примеры подробнее.Пример 1. Вытеснение нефти водой и углеводородным газом при температуре То = 20 С, Г = 3,6 нм /м (по кривой 1).1.1, Предлагаемый способ. Вытеснение ВГР в ППФС, Давление насыщения для ВГР с Г = 2,6 нм /м при Ь То = О равно Рф = Г/ио = 3,6/0,15 = 24 МПа, Граничными б - точками области ППФС для данного ВГР являются; слева значение б = 0,076, справа б = 0,143 нм /м МПа (см. точки3 3на кривой 1). В указанных точках имеем: слева давление Р = Г/б = 3,6/0,76 = 47 МПа и Р/Рф = 47/24 = 1,97 = 2; справа Р3,6/0,143 = 25 МПа и Р/Рф = 25/24 1,05 = 1,1, границы соответствуют 1,1Р/Рф2, фактические значения границ интервала также соответствуют расчетным по формуле изобретения 0,07;0,23.В области ППФС нефтеотдача достигает максимума у = 0,16 при б = 0,132 нм /м МПа. Окрестность точки б = Г/Рф = 0,150 нм /м МПа (или Р/Рф = 1, Рф = 24 МПа) соответствует для кривой 1 области фазового перехода.1.2. Аналог. В области б0,150 нм /м3 3 МПа (или Р24 МПа) кривой 1 имеет место вытеснение нефти свободными углеводородным газом и водой с монотонным уменьшением нефтеотдачи от 0,13 до 0,12 при увеличении б от бф = 0,150 до 10 бф1,5 нмз/м МПа и более.Пример 2, Вытеснение нефти водой и углеводородным газом при температуре Т = 20 С и Г = 1,8 нм (по кривой 2).2.1. Предложенный способ. Вытеснение ВГР в ППФС. Давление насыщения для ВГР с Г = 1,8 при ЬТо = 0 равно Рф = Г/ио = 1,8/0,25 = 7,2 МПа. Граничными б-точками области ППФС для данного ВГР являются: слева б = 0,130, справа б = 0,237 нм /м МПа (см. кривую 2). В этих точках имеем: слева Р = Г/б = 1,8/0,130 = 13,8 МПа и Р/Рф = 13,8/7,2 = 1,9 = 2; справа Р 1,8/0,237 = 7,6 МПа и Р/Рф = 7,6/7,2 1,08 = 1,1 (границы Р/Рф соответствуют 1,1:2, фактические границы б-интервала ППФС соответствуют рассчитанным по формуле изобретения 0,07:0,23).В области ППФС нефтеотдача достигает максимума 0,16 при б = 0,205 нм /м МПа.3 3 За пределами ППФС эффект исчезает. Окрестность точки б = Г/Рф = 0,254 нм /мз з МПа соответствует для кривой 2 области фазового перехода газа из воды.2.2. Аналог. В области б0,254 нм /м МПа (или Р7,2 МПа) кривой 2 имеет место вытеснение нефти водой и свободным углеводородным газом с монотонным уменьшением нефтеотдачи от уровня 0,13 до 0,12 при увеличении б от бф = 0,254 до 10 б = 2,5 нм /м МПа и более,Пример 3. Вытеснение нефти водой и углеводородным Н газом при То = 100 С и Г = 3,6 нм /м (по кривой 3).з з3,1. Предложенный способ. Вытеснение ВГР в ППФС. Давление насыщения для ВГР с Г = 3,6 нм /м и ЬТо = 80 С равно Р = Г/сто(1 - То) = 3,6/0,15 (1-10 80) фЛ 26,1 МПа. Граничными б-точками областиППФС для данного ВГР являются: слева б = 0,068, справа б = 0,126 нм /м МПа (см. кривую 3). В указанных точках имеем: слева Р = Г/б = 3,6/0,068 = 52,9 МПа и Р/Рф = 52,9/26,1 = 2; справа Р = 3,6/0,126 = 28,6 МПа и Р/Рф = 28,6/26,1 = 1,1 (границы Р/Рф соответствуют 1,1-2, фактические О-границы удовлетворяют рассчитанным по формуле изобретения б - (0,07-0,25) (1-10-3 80) = 0,064-0,230 нм МПа.В области ППФС нефтеотдача достигает максимума= 0,35 при б = 0,011 нм /м,3 3 За пределами ППФС эффект исчезает. Окрестность точки б = Г/Рф = 0,138 нм /м3 3 МПа соответствует для кривой 3 области фазового перехода газа из воды.3.2. Аналог. В области б0,138 нм /м3 МПа (или Р26,1 МПа) кривой 3 имеет место вытеснение нефти свободным углеводородным газом и водой при монотонном уменьшении нефтеотдачи от уровня 0,29 до 0,28 при увеличении б от бф = 0,138 до 10 бф = 1,38 нм /м МПа и более.Пример 4. Вытеснение нефти водой и углеводородным газом при То = 100 С и Г = 1,8 нм /м (по кривой 4).3 34.1. Предложенный способ, Вытеснение ВГР в ППФС. Давление насыщения для ВГР с Г = 18 и ЛТо= 80 С равно Рф Г/аох(1-ЩТо) = 1,8/0,15 0,92 = 13,0 МПа.Граничными б точками области ППФС для данного ВГР являются: слева б = 0,07, справа б = 0,130 нм /м МПа (см. кривую3 34). В указанных точках имеем: слева Р = Г/б = 1,8/0,07 = 26 МПа и Р/Рф = 26/132; справа Р = 1,8/0,130 = 13,1 МПа и Р/Рф = 13,1/13 = 1,1 (границы Р/Рф соответствуют 1,1-2, фактические б границы 0,07-0,13 удовлетворяют расчетным по формуле изобретения О = 0,064-0,23). В области ППФС нефтеотдача достигает максимума д0,34 при б = 0,130 нм /м МПа. За пределами ППФС эффект исчезает. Окрестность точки б = бф = Г/Рф = 0,138 нмз/м МПа соответствует для кривой 4 фазовому переходу газа из воды.4.2. Аналог. В области О0,138 нм /м МПа (или Р13 МПа) кривой 4 имеет место вытеснение нефти свободным углеводородным газом и водой при монотонном уменьшении нефтеотдачи от уровня 0,29 до 0,28 при увеличении б от 0,138 до 10 бф1,4 нм /м МПа,Пример 5. Вытеснение нефти водой и углеводородным газом при То = 150 С и Г = 3,6 нм /м (по кривой 5).3 35.1. Предложенный способ. Вытеснение ВГР в ППФС, Давление насыщения для ВГР с Г = 3,6 пи ЛТО = 130 С равно Рф 3,6/0,15/1-10 130 = 27,6 МПа.Граничными б-точками области ППФС для данного ВГР являются: слева б = 0,065, справа 6 = 0,116 нм /м МПа (см. кривую3 35). В указанных точках имеем: слева Р Г/б = 3,6/0,065 = 55,2 МПа и Р/Рф 55,2/27,6 = 2, справа Р = 3,6/0,116 = 28,9 МПа Р/Рф = 28,9/27,6 = 1,1 границы Р/Рф соответствуют 1,1-2, фактические б-границы 0,065-0,116 удовлетворяют рассчитанным по формуле изобретения (0,07-0,25) (1-10 3 130) = 0,61-0,218 нм /м МПа.В области ППФС нефтеотдача достигает максимума д = 0,43 при б = 0,101 нм /м МПа. За пределами ППФС эффект исчезает. Окрестность точки б = б = Г/Р = 3,6/27,60,130 нм /м МПа соответствует для3 3кривой 5 области фазового перехода,5,2, Аналог. В области б0,130 нм /м3 3 МПа (или Р27,6 МПа) кривой имеет место вытеснение нефти водой и свободным газом с монотонным уменьшением нефтеотдачи от 0,38 до 0,36 при увеличении б от бф = 0,13 до 10 бф = 1,3 нм /м МПа и более.Пример 6. Вытеснение нефти водой и углеводородным газом при То = 150 С и Г = 1,8 нм /м (по кривой 6).6.1. Предложенный способ. Вытеснение ВГР в ППФС. Давление насыщения для ВГР при Г = 1,8 и ЛТО = 130 С равно Рф 1,8/0,15/1-10 130/ = 13,8 МПа. Граничными б-точками области ППФС для данного ВГР являются: слева б = 0,065, справа б = 0,118 нм /м МПа (см. кривую 6). В указанных3 3точках имеем: слева Р = Г/б = 1,8/0,065 = 27,6 МПа и Р/Рф = 27,6/13,8 = 2, справа Р = 1,8/0-118 = 15,2 МПа и Р/Рф = 15,2 МПа и Р/Рф = 15,2/13,8 = 1,1.В области ППФС нефтеотдача достигает максимума= 0,42 при б = 0,115 нм /м МПа. Окрестность точки б = бф = Н/Рф = 1,8/13,8 = 0,130 нм /м МПа соответствует3 3для кривой б фазовому переходу газа из воды.6.2. Аналог. В области б0,130 нм /м МПа (или Р13,8 МПа) кривой б имеет место вытеснение нефти свободным углеводородным газом и водой с монотонным уменьшением нефтеотдачи от 0,38 до 0,36 при увеличении б от Оф = 0,130 до 10 Сф = 1,3 нм /м МПа и более.Примеры 7, 9 и 11. Прототип (данные взяты из известного технического решения). Вытеснение нефти ВВР в ППФС при Г = 4,95 нмз/м и температурах То = 20 С (7), 100 С (9) и 150 С (11).Примеры 8, 10 и 12. Прототип (данные взяты из известного технического решения). Вытеснение нефти ВВР в ППФС при Г = 2 нм /м и температурах То = 20 С (8), 100 С (10) и 150 С (12),Сопоставление основных показателей предложенного способа, прототипа и аналога представлено в таблице. Из анализа таблицы следует:- эффект роста нефтеотдачи при вытеснении нефти ВГР приходится на область ППФС, которая соответствует диапазону, указанному в формуле изобретения, при этом заявленный б-диапазон ППФС ВГР практически не пересекается с областью ППФС ВВР прототипа:в предложенном б-диапазоне ППФС ВГР максимальная нефтеотдача 1 превышает максимальную нефтеотдачу прототипа (или иначе сумму нефтеотдачи аналога и прироста нефтеотдачи между прототипом и аналогом). Как было указано, механизм нефтеотдачи предложенного способа включает механизм аналога, микроза роды шевый неравновесновязкоупругий механизм прототипа плюс дополнительный механизм повышения нефтевымывающих и вытесняющих свойств ВГР, отсутствующий у аналога и прототипа ( последний и обеспечивает сверхсуммарный эффект).Например, для предложенного примера 3,1 имеем гпах г = 0-35 (см. в табл. строку 3.1 и столбец 7); она складывается из эффекта аналога (строка 3.2, столбец 11)0,28 плюс микрозародышевый эффект прототипа Лг 1 = 0,33-0,28 = 0,05 (строка 9, столбец 7 минус строка 3.2, столбец 11), плюс сверхсуммарный эффект от дополнительного механизма Лу = 0,02 (2).Для достижения максимальной нефтеотдачи ц в предложенном способе требуются значения б в среднем в 1,5-2 раза меньше, чем в прототипе ( в примере 3,1 шах у обеспечивается при б 0,115 нм /м МПа, в3 3 соответствующем прототипе 9 требует б = 0,260, т.е. первая величина меньше второй в 0 26/О 115 = 2 2 раза), Тем самым обеспечивается (дополнительно к большей нефтеотдаче) 1,5-2- кратная экономия всех затрат, связанных с закачкой газа (энерго ресурсосбережение),Для практического осуществления предложенного способа (см, фиг. 2) используют действующие на залежи системы и оборудование для реализации способа-аналога или прототипа. Газ подается от компрессорной установки (КУ) в водопровод перед водораспределительной батареей (ВРБ), разводящей потоки рабочего агента по нагнетательным скважинам (НС), На пересечении водо- игазопроводов в водопроводе устанавливаетсяустройство (например, аэратор) для перемешивания воды и газа. Рабочая смесьпоступает в колонну насосно-компрессорныхтруб нагнетательной скважины, сжимаетсяпо мере ее перемещения к забою инасыщается закачиваемым газом.Расход газа через ВРБ и газоводяноеотношение закачки устанавливаются предварительным расчетом по формуле изобретения.Пример 13, Переход от заводнения пластаненагретой водой на новую технологию. Взалежь с пластовым давлением 20 МПа черезгруппу нагнетательных скважин, объединение на одной ВРБ, закачивают ненагретуюводу. Расход воды через ВРБ вд = 1000м /сут. Пластовая температура 30 С. Требу 3ется определить параметры закачки, необходимые для перевода указанного заводненияна новую технологию.Определяем по формуле изобретениядиапазон добавок углеводородного газа накаждые 1 м закачиваемой воды 1 МПа3пластового давления 0,07б0,25 нмз/мМПа, расход газа в водопровод перед ВРБЯгз = Явд(.гРпд = 1000 (0,07-0,25)20 = (1400-5000) нм /сут и газоводяное3отношение закачки Г = Ягз/бвд = (1,4-5)нм /м .3Пример 14, Переход от заводнения пластагорячей водой на новую технологию. Всеисходные данные соответствуют примеру 13,за исключением температуры закачиваемойводы, которая принимается равной 100 С.Определяем по формуле изобретенияразрешенный диапазон б:0,07 1-10 (100-з30)1б0,25 (1-10 (100-30)или 0,65б0,233 нм /м МПа и далее расход3газа, который нужно добавлять в водопроводс горячей водой перед ВРБ Ягв = Явд(.гРпд = 1000(0,065-0,233)20 = 1300-4700нм и газоводяные отношения закачки Г =3Ягз/Овд = 1,3-4,7 нм /м,з зИндентичный расчет и результаты расчета получим для перемещения ранеесозданной в пласте тепловой оторочки тойже температуры (100 С) ненагретым микрозародышевым ВГР в ППФС.Пример 15. Переход от технологиипрототипа на новую технологию закачки ВГРв ППФС. В обеих случаях закачиваютсяненагретые рабочие агенты. Положим, чтопрототип осуществляется на группе нагнетательных скважин в пласте с давлением 20МПа, с расходом воды через ВБР Явд = 1000м /сут и некоторой добавкой воздуха вдиапазоне Явв = (0,20-0,36)10020 =12 1822219 ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ пс 4000-7200 нм /сут при воздухопроводном3отношении закачки Г = Явз/Явд = 4 - 7,2 нм /м .з зДля перехода на новую технологию достаточно заменить воздух на углеводородный газ и обязательно изменить диапазон добавок газа (иначе эффект не будет достигнут): Ягз = (0,07:0,25)100020 = 1400-5000 нм /сут, при этом газоводзяноезз отношение закачки Г = 1,4-5 нм /м . Небольшое пересечение верхней границы величины Г для ВГР в ППФС с величиной Г для прототипа имеет место только для низких температур. Если учесть, что значимый эффект достигается не на границах, а внутри указанных диапазонов, то эти области практически не пересекаются.Пример 16. Рассмотрим случай глубоко- залегающего пласта с низким пластов ым давлением, в котором ограничение прототипа на отношение забойного давления нагнетания к пластовому давлению в залежи Рп/Рпд1,8-2 не позволяет реализовать прототип, Пусть глубина залегания пласта Н = 1500 м, а текущее пластовое давление в нем Рпв = 3 МПа (ситуация характерная для поздней стадии разработки). Давление на забое нагнетательной скважины при полностью заполненной колонке ВВР даже без избыточного давления на устье составит Рп = рН = 0,7101500 = 10,5 МПа (0,710 Способ разработки нефтяной залежи, включающий закачку смеси воды и газа в предпереходном фазовом состоянии и вытеснение ею нефти из пласта, отличающийся тем, что, с целью повышения эффективности разработки залежи за счет вытеснения нефти смачивающей ее поверхность микрозародышевой смесью углеводородного газа в воде, в качестве газа в смеси газа и воды в предпереходном фазовом состоянии испольплотность аэрированного столба ВВР в скважине). Отношение Рп/Рпп = 10,5/3,52, что превышает ограничение прототипа, причем при движении ВВР в стволе это превышение будет еще более возрастать. В рассмотренных условиях формула изобретения прототипа не может быть реализована.Для осуществления микрозародышевой технологии повышения нефтеотдачи в указанном пласте рекомендуется перейти на предложенный способ (далее см. расчет по примерам 13 и 14).Эффективность предложенного способа определяется по отношению к прототипу. Предполагается, что при реализации предложенного способа на извлечение каждой тонны нефти расходуется столько же воды, сколько в прототипе (= 3 м /т) и в 1,5-23раза меньше газа. Кроме того, добыча нефти по предложенному способу в 1,02-1,04 раза больше.При сравнении с прототипом предлагаемый способ не требует дополнительных затрат в основные фонды и может быть эффективно использован на всех объектах, удовлетворяющих требованиям традиционного заводнения, водогазового воздействия, закачки в пласт горячей воды и перемещения тепловых оторочек ненагретой водой. зуют углеводородный газ, причем закачку смеси углеводородного газа и воды в предпереходном фазовом состоянии ведут при объемном отношении компонентов 0,07 11-10 (То-Тпл.) 1-0,25 1-10 (То-Тпд.) 3 м газа на 1 м воды при пластовом давлении в3залежи, где Т, в и То - начальная и максимальная температуры пласта в процессе реализации способа, С.1822219 14 Сопостаеленнб прарлоненюго спосоаа прототмпа н амалога Фауоанй перетпд Прннечанне;неФтеотдачапрм ентесмемин нартеолой Координатенутре нн.теовапоа ПП Пнтервал ППОС Коордннатыза граннцайППФС Температура, С Номер прнмераГ, нмт/нтР Гота Способ(ФПС, нмт/му Еа с д с фант расчет поСо отУМнтоаретенчя Р 7(С о) 3,6Рт2410 2-1,1 О, О 76 О, 143 0,07 Предлоненный2-1,а,20,26 0,29 аорн щсаоаолмого углаЕОРОРОДного гата 5. 1 Г 3, 6щ 27,6Ь. г1,8Р - З,Вт1,2 Г 3,6Р,24,02.2 Г 1,8 Р щ 15 8 Г2 Рщ 5 9 Г "95 р6