Файл: Салимжанов Э.С. Алгоритмы идентификации и оптимизации режима скважин.pdf

Скачать файл
Заказать решение

ВУЗ: Не указан

Категория: Не указан

Дисциплина: Не указана

Добавлен: 22.07.2024

Просмотров: 101

Скачиваний: 0

ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.

Д а в л е н и я Д е б И т ы 1кеда влипщ Коэф. нефтесодер. S * *

 

 

 

P i

 

Р~

 

 

Si

 

 

а'-'~

 

 

CJ

 

1 1а

I

на IV

№ N ‘

№ №

 

 

 

 

 

 

 

і і

а ~

 

с -

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

скважин

Pri

 

 

 

 

 

 

 

Q f

 

 

 

 

 

 

 

 

 

п . п

БАШ

рас­

(14,

q J

па

I

на IV

 

д іі

 

 

І 1

на

на

IV

і

71

г.

71 г.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

11И Л к

четы.

32)

 

71

г.

71 г'(1683)

 

точи.

npill

 

І-7І

71

г.

 

 

 

 

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

16

17

18

19

41

1 dt d-П

29,9

12,3

17,9

14,28

17,2

0,682

2,58

1665,9

0,92

8,57

8,51

1,25

0,04

0,15

0,22

-0 ,1 6

—2,05

42

д ч л .п

28,3

20,4

7,9

14,42

27,0

8,1

 

9,72

1656,1

0,19

8,58

8,71

7,71

0,3

0,36

0,21

—3,00

—4,62

43

я ^ _ п

29,5

15,2

14,9

14,32

1,9

1,862

1,52

1681,2

5,01

8,52

8,52

3,2

0,98

0,17

0,21

— 1,71

—1,37

44

ЛЯП

28,7

18,8

10,9

14,45

63,3

9,495

10,76

1619,8

0,11

8,83

8,92

2,43

0,15

0,22

-5 ,6 7

—6,93

45

Ä7fi

28,0

18,8

11,4

14,41

49;9

6,487

6,99

1633,2

0,15

8,75

8,82

2,39

0,13

0,14

0,22

—3,49

—3,99

46

28g -Q

28,9

12,3

17,5

14,19

64,0

4,48

7,68

1619,1

0,24

8,71

8,77

1,32

0,07

0,12

0,22

-2 ,3 4

—5,54

47

1066-0

29,7

12,3

17,6

14,31

6.4

1,536

2,30

1676,7

2,57

8,5

8,53

0,69

0,24

0,36

0,21

-1 ,4 3

- 2 ,2 1

48

1349-0

30,3

15,2

14,8

14,32

4,7

4,606

2,12

1678,4

3,09

8,53

8,53

0,17

0,98

0,45

0,21

-4 ,5 9

—2,1

49

]0 6 5 -0

29,2

12,3

17,2

14,30

12,7

4,572

3,36

1670,4

1,3

8,56

8,56

0,42

0,36

0,26

0,21

-4,44

—3,17

50

1nn.n

31,0

15,9

15,2

14,31

11,4

0

 

выкл.

1671,7

1,27

8,56

8,56

0,43

0

ВЫ КЛ .

0,22

0,13

0,13

51

**71

30,5

16,7

13,8

14,32

3,0

2,850

2,46

1680,1

4,42

8,52

8,52

0,32

0,95

0,82

0,21

—2,82

—2,643

52

372

30

14

16.2

14,32

0,3

0,291

0,29

1682,8

40,37

8,51

8,51

2,43

0,97

0,96

0,21

—0,27

—0,27

53

428

29,5

12,7

17,0

14,29

17,7

7,08

 

5,13

1665,4

0,74

8,56

8,58

2,34

0,4

0,29

0,21

—6,07

-5 ,1 2

54

374

30

15,2

14,8

14,32

4,0

0,6

 

0,68

1679,1

3,07

8,53

8,53

1,5

0,15

0,17

0,21

-0 ,4 5

—0,53

55

1065-n

29,9

12,3

17,6

14,31

4,3

1,548

1,12

1678,8

2,93

8,51

8,52

2,98

0,36

0,26

0,21

— 1,23

—0,8

56

662

29,6

15,2

14,4

14,32

0,6

0,334

ВЫКЛ.

1682,5

15,28

8,51

8,51

3,11

0,54

В Ы КЛ .

0,21

—0,27

ВЫКЛ.

57

268

29,5

15,4

14,4

14,32

4,2

1,05

 

2.02

1678,9

2,14

8,52

8,53

3,22

0,25

0,48

0,21

—0,72

—1,69

58

67K

29,3

11,8

17,6

14,25

48,5

3.88

 

3,88

1634,6

0,32

8,68

8,72

1,27

0,08

0,08

0,21

—2,32

—2,32

59

122

29

13,3

16,1

14,29

27,6

1,932

1,93

1655,5

0,53

8,62

8,63

0,84

0,07

0,07

0,21

—1,32

—1,32

60

111

29,6

17,8

11,8

14,32

4

0,04

 

0

1679,1

1,45

8,53

8,52

3,57

0,01

0

 

0,21

 

0,31

0,35

61

9 8 8 -p

28,9

123

16,6

14,32

1,2

0,6

 

0,14

1681,9

5,54

8,51

8,51

5,98

0,05

0,12

0,21

-0 ,4 2

0,04

62

1066-B

29,7

12,3

17,4

14,32

1,2

0,312

0,43

1681,9

3,14

8,51

8,5

8,11

0,26

0,36

0,21

-0 ,0 7

—0,19

63

1.4 4 9 -в

30,3

15,2

15,1

14,32

4,7

4,606

2,11

1678,4

1,36

8,52

8,53

5,3

0,98

0,45

0,21

- 4

—1,5

64

722

31,4

15,2

16,2

14,32

0,5

0,27

 

0,5

1682,6

19,54

8,51

8,51

3,82

0,54

0,51

0,21

-0 ,2 2

—0,45

65

105-n

31

15,9

15,1

14,32

1,9

0,

 

ВЫКЛ.

1681,2

4,53

8,51

8,52

6,02

0

выкл.

0,21

 

0,28

0,28

66

413

30,6

10,5

20,1

14,33

2,0

1,26

 

1,18

1681,1

6,79

8,52

8,52

2,69

0,63

0,59

0,21

—1,13

—1,05

67

4 4 5 - R

29,5

15,2

14,3

14,32

0,6

0,36

 

0,48

1682,5

16,21

8,51

8,51

2,72

0,6

0,8

0,21

—0,32

—0,44

68

4 4 4 - R

30,2

17,5

12,7

14,32

3,3

1,65

 

1,25

1679,8

3,25

8,53

8,53

1,17

0,5

0,38

0,21

— 1,56

-1 ,1 6

69

380

30,3

18,3

12,0

14,32

2,6

2,522

2,52

1680,5

4,35

8,52

8,52

0,41

0,97

0,97

0,21

—2,49

—2,49

70

RfiR-n

29,8

16,2

14.8

14,31

13,4

6,7

 

10,05

1669,7

0,8

8,55

8,57

2,45

0,5

0,75

0,21

-5 ,8 9

—9,24

71

832-B

28,8

20 3

8,5

14,33

3,0

2,97

 

2,96

1680,1

1,51

8,53

8,53

2,39

0,99

0,98

0,21

—2,79

—2,78

72

Я44-П

28,3

20,4

7,9

14,38

16,0

8,0

 

5,76

1667,1

0,39

8,62

8,63

1,0

0,5

0,36

0,21

—7,61

-5 ,3 7

73

103

29,3

15,2

14,1

14,32

0

0

 

0

1683,1

СО

8,51

8,51

8,32

0,23

0

 

0,21

 

0

0

74

14 1 4 -n

29,8

12,3

18,0

14,3

7,2

1,008

1,01

1675,9

2,11

8,52

8,53

1,67

0,14

0,15

0,21

-0,71

—0,71

75

1548

30.2

12.3

18,2

14,31

2,7

1,08

 

0,81

1680,4

5,6

8,52

8,52

1,85

0,4

0,3

0,21

—0,96

—0,69

76

1097-n

30,1

15,2

15,5

14,32

0,1

0,096

0,07

1683,0

123,1 1

8,51

8,51

1,90

0.96

0,07

0,21

-0 ,1 0

—0,07

77

867-B

30,1

15,2

16,0

14,32

0,3

0,294

0,29

1682,8

32,58

8,51

8,51

3,70

0,98

0,97

0,21

—0,291

—0,291

78

423

30,4

15,2

16,9

14,32

0,7

0,693

0,69

1682,4

12,68

8,51

8.51

4,77

0,99

0,99

0,21

—0,61

—0,61

79

415

30,7

20,8

9,9

14,32

1,4

0,280

0,21

1681,7

3,22

8,52

8,52

3,21

0,2

0,15

0,21

—0,17

— 0 ,10

80

416

30,9

19,0

12,0

14,32

0.3

0,27

 

0,26

1682,8

19,79

8,51

8,51

3,6

0,9

0,86

0,21

—0,24

—0,23

81

222,2

30,6

18

14,1

14,32

0,3

0,291

0,3

1682,2

18,62

8,51

8,51

5,06

0,97

0,99

0,21

—0,25

—0,26

82

866

30,3

9,7

20,7

14,31

0,9

0,873

0,88

1688,2

14,98

8,51

8,51

4,29

0,97

0,98

0,21

-0 ,7 9

—0,79

83

1098-B

30,5

17,4

13,3

14,32

2,2

2,112

0,18

1680,9

3,85

8,52

8,52

2,87

0,96

0,08

0,21

-1 ,9 5

—0,02

П р н м е ч а и и е

20

 

 

 

Д

а в л

е н и

Я

 

Д

е б и

т

ы

Числа о.ішпші!

 

Я й Л 'ь

 

Р і

 

 

 

 

8 і

 

 

Q r

 

а-

1

 

 

 

 

 

Pf

 

 

 

 

 

 

п . п. ск в аж и н

Р гі

 

 

 

 

 

 

 

1

ß ll

 

 

 

р а с -

(14,

 

на

1

на

IV

 

 

 

 

 

 

 

Б А Ш

 

(1 6 8 3 )

 

 

 

 

 

 

32)

 

 

точи.

праб,

 

 

 

 

ч етн .

 

 

 

 

 

 

Н И Ш '

 

 

71

г.

71

г.

 

 

~ Т

2

 

3

4

5

6

7

8

 

9

10

11

12

IT

84

1 5 4 -в

30

13,3

17,2

14,32

0,2

0,194

0,19

1682,9 77,6

8,51

8,51

85

1 445 -в

30,5

12,3

18,3

14,31

4,8

1,92

0,38

1687,3

3,61

8 ,5 3

8,53

86

1446

 

29,1

15,5

15,3

14,32

0,04

0.38S

0,39

1682,7

3 1 ,8 8

8,51

8,51

87

1549

-в

30,6

12,3

19,1

14,28

13,7

2 .74

 

1,51

1669,4

1,1

8,53

8,55

88

1 3 0 4 -в

3 0 ,7

14,5

16,5

14,3

17,3

3,46

 

1,38

1665,8

0,78

8,56

8,58

89

1647

-в

30,9

15,2

15,7

14,32

2 ,3

2,277

2 ,2 8

1680,8

4,52

8,52

8,52

90

1169

-в

30,8

15,2

15,6

14,31

4 ,5

4 ,3 2

 

4,46

1678,6

1,94

8,51

8,5’

21 0

-в

 

91

3 0 ,6

15,2

15,4

14,32

4 ,7

0,799

0,56

1678,4

0,35

8,51

8,53

92

1168

-в

31,2

18,2

13,0

14,33

13,4

4,02

 

1,34

1669,7

0,43

8,55

8,58

93

1167

-в

31

19,6

11,4

14,35

15,4

3,85

 

1,08

1667,7

0 ,3 6

S.57

8,6

94

45 7

-в

3 0 ,5

18,1

12,4

14,32

2,1

1,806

0,29

1681,0

0,39

8,51

8,52

95

20 6

-в

30,7

18,5

17,7

14,3

8,5

6,8

 

1,62

1674,6

0,35

8,5

8,54

616

 

 

96

 

30,3

8,8

11,5

14,32

2,0

1,96

 

1,95

1681,1

1,86

8,51

8,52

97

1216 -в

3 0 ,3

12,3

18,0

14,31

3,1

0 ,248

0,25

1680,0

2,25

8,51

8,52

98

1276

 

31,6

15,2

16,9

14,32

1,3

0,741

1,16

1671,8

7,43

8,51

8,51

99

61 7

 

32

15,2

16,8

14,32

1,1

1,067

1,05

1682,0

11,45

8,51

8,51

100

1556 -в

3 0 ,3

15,2

15,3

14,32

0,5

0,48

 

0,18

1682,6

17,09

8,51

8,51

101

858

-в

29,7

18,3

11,6

14,32

1,2

1,176

1,08

1687,9

4,04

8,51

8,51

102

1166

-в

30,1

17,4

13,5

14,33

2 0 ,5

1,68

 

2,05

1662,6

0,19

8 ,5 5

8,62

103

618

 

30,1

15,2

15,8

14,31

4 ,2

2 ,7 3

 

0,29

1678,9

0,35

8,5

8,52

104

163

 

30,1

10,3

18,2

14,33

1*0

0,75

 

0,49

1682,1

4,35

8,52

8,52

105

614

 

30

17.2

14,3

14,32

1,0

0,95

 

0,92

1682,1

3,51

8,51

8,51

106

458

-в

30

17,2

15,2

14,32

1,0

1,0

 

0 ,4

1682,1

2 .24

8,51

8,51

107

1 165-в

30,3

12,3

17,3

14,31

4 ,8

4,56

 

0,1

1672,3

1,24

8,51

8,53

108

7 7 6 -в

28,1

16,1

14,3

14,33

1,0

0 ,0 6

 

0,09

1682,1

8,31

8,52

8,52

109

8 5 2 -в

2 9 ,7

12,3

13,8

14,32

1,7

0 ,085

0,1

1681,4

7,61

8 ,5 2

8,52

ПО

851 -в

30,6

15,2

14,7

14,32

1,4

1,288

0,46

1681,7

9,58

8,52

8,52

111

8 4 9 -в

31,7

12,3

19,4

14,32

0,2

0,18

 

 

 

1682,9 9 1,76

8,51

8,51

 

Коэф. исфтесодер.

s**

 

 

 

 

Сі

 

і

па I

на IV

 

на

I

па

IV

71 г.

71 г.

 

71

г.

71

г.

 

 

 

14

15

16

17

18

19

1,01

0,94

0.98

0,21

—0,19

—0,19

0,6

0,4

0,08

0,21

—1,85

—0,31

1,52

0,97

0,96

0,21

—0,38

—0,38

2,41

0,02

0,11

0,21

—1,93

—0,7

 

0,2

0,08

0,21

—2,7

-0 ,62

3,15

0,99

0,99

0.21

—2,1

—2,1

4,09

0,96

0,99

0,21

' —3,87

—4,01

8,19

0,17

0,12

0,21

0,15

0,39

4,34

0,3

0,1

0,21

—2,59

-1-0,09

3.51

0,25

0,07

0,21

—2,52

0,25

6,89

0,86

0,14

0,21

—1,45

0,07

8,79

0,8

0,19

0,21

-4,96

0,22

4,64

0,98

0,96

0,21

—1,73

—1,72

6.57

0,08

0,08

0,21

-•0,25

0,25

4,28

0,57

0,89

0,21

—1,89

—0,91

2,5

0,97

0,89

0,21

—1,

-0 ,9 8

4.01

0,96

0,95

0,21

—0,43

—0,13

4.01

0,98

0,35

0,21

— 1,12

—1,03

5,78

0,96

0,9

0,21

—16,91

+0,72

8.52

0,65

0,1

0,2

—1,89

0,59

8,23

0,75

0,7

0,21

—0,65

—0,29

6,39

0,95

0,49

0,21

—0,79

—0,79

7,71

1

 

0,92

0,21

—0,81

—0,21

6,76

0,95

0,4

0,21

—4,48

—0,02

3.57

0,06

0,02

0,21

—0,03

—0

0,51

0,05

0,09

0,21

—0,07

-0 ,0 8

0,77

0,92

0,06

0,21

—1,26

—0,43

0,62

0,9

0,33

0,21

—0,15

 

П р и м е ч а н и е

20

опытно-промышленного управления режимами Туймазинского месторождения в целом [на фонде скважин в несколько сот (до тысячи) единиц]. Основная трудность, над которой в настоящее время работают авторы, заключается в иденти­ фикации притоков и нефтенасыщеииости в скважинах совме­ стного способа эксплуатации. Преодоление указанной труд­ ности, а также завершение работ по доводке М Ф К, о которых мы скажем ниже, будут означать новый этап массовых натур­ ных экспериментов.

В связи с отмеченными трудностями разделения прито­ ков в скважинах совместной эксплуатации, рассмотренная выше цифровая модель и график рис. 24 носят условный ха­ рактер, удерживая лишь качество и отношение частичного по­

рядка. Существует несколько альтернатив (рис. 24),

которые

исследовались посредством М Ф К с последующей

оценкой

точности

на основе матрицы влияний, полученной Р. 3. Сай-

футдиновой и А. И. Белозеровой

на электроинтеграторе в

Баш. НИПИ. Пологий характер

(«площадка») наиболее ин­

тересной

части кривой G (Q) указывает на хорошие перспек-

тпвы оптимизации режимов выработки пласта в условиях прогрессирующего обводнения, характерных для месторожде­ нии Туймазииской группы. Данную «площадку» следует рас­ сматривать как зону экономического поиска. Возможно, что

режим

наибольшей

рентабельности

не совпадает

с точкой

максимальной

.производительности

НГДУ*.

(см. ко­

В заключение отметим, что «обобщенный отклик»

лонки

18 и 19

цифровой модели) подсчитывался по формуле

 

ДОГ, -

 

 

 

 

 

 

Д*п

. (Р. - « „ ■ Ч ,)

 

(.3.16),

 

 

 

 

являющейся следствием МФК. Здесь A*q,, AG-r — изме­

нения дебита і-ои (возмущающей) скважины и і-ой (реагиру­ ющей) квазискважины, остальные обозначения — прежние.

Приведем реализацию одной из альтернатив (см. точку «В» рис. 24) :

№№

% воды

Дебнты

' NfeMs

% воды

Дебиты

приживаемых

м3/сут.

скважины

м3/сут.

скважин

 

 

 

 

 

 

 

774

94

88,3

1096

93

116,8

1165

94

384,0

209

91

308,5

1216

92

189,5

223

94

65,9

457

89

344,5

1414

93

126,4

206

86

387,0

105

100

69,0

382

97

10,1

111

99

207,0

1167

90

417,5.

общ.

 

■1074,7

318

92

360,2

 

 

 

* В данном контексте НГДУ рассматривается как открытая система. Оптимальный отбор жидкости может превышать таковой, если он опреде лиется по критерию максимальной рентабельности НГДУ (как закрытой системы), что обусловлено интересами народного хозяйства в целом. Од-, иако (в любом случае) он не должен смещаться правей точки максималь­ ной производительности.

§ 6. МФКДальнейшие упрощения. Техника субоптимизации. Цифровые эксперименты

В§ 2-^5 гл. Ill была введена новая модель взаимодействий

ипредложен алгоритм субоптимизации режима обводненных скважин. Здесь рассмотрим вычислительный процесс приме­

нительно к конкретной информационной модели*.

Сделаем дополнительные упрощения. Если количество скважин достаточно велико, то дебит квазискважнны можно

(приближенно)

принять не зависящим

от сопряженной воз-

мущающей скважииы:

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Qr-

 

 

 

 

 

 

Q r=

 

s Qi — s qj

—Qi

 

:COllst

 

 

 

 

 

 

 

 

 

(3.17);.

аналогично

J*i

J = l

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

І

Pj '

qi

~

 

 

 

 

(3.18).

 

p r

-

J

V

 

 

= p r

=

const

 

На основании

(3.3),

(3 4)

и

(3.5)

из § 2 имеем:

 

_____i

 

'i

 

 

_

 

i

=

a .y

=const

(3.19);

1 i

Q ~

 

Q -

'

a i i

 

Q,

 

i

 

 

i

 

 

 

1

 

 

 

 

 

поскольку Q~ >

q, и a ~ — достаточно малая величина,

:

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

(3.20),

используя

параметры

Q-

Р—, а ~~

 

как

псевдоконстанты,

 

 

 

 

 

і

’

i

i i

 

 

 

 

 

упростим

S-оператор

из

§

3,

гл.

III.

 

 

 

і

а ^

 

 

 

 

c i

 

к* — V

cІ

 

*_

 

с.1 1f Г - > 1

 

—

 

— < K* ■ Q ~ = K

 

 

a ~ ^

 

 

P;

 

I

 

 

l--

 

 

 

 

 

 

 

 

lo

 

 

 

 

i i

 

 

 

 

i i

 

 

 

 

 

(3.21)

где k*,

k —

псевдоконстанты.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Отношение ——

представим графически в

виде

семей-

 

ріо

кривых

рис.

25.

 

 

 

ства гиперболических

 

 

 

* Используются те же III скважин пласта Ді Тунмазішского место­ рождения; введено дополнительное условие; скважины, проведенные на две пачки, эксплуатируются совместно-раздельным способом.

Рис. 25

На основе (3.21) предлагается аналог алгоритма субопти­ мизации из § 4, гл. III. Упрощенный вариант отличается лишь в пи. 2, 3, которые теперь будут иметь вид:

2. Измерить промысловые параметры q , Ріо ■

3. Используя график рис. 25, определить (приближенно)

сі

величины р— іо

Иллюстрируем упрощенный алгоритм численным приме­ ром. Информационную модель ОЗЛИ заимствуем из работы [37]. Отметим, что в качестве эталона будет использована матричная модель влияний размерности 111X111 одной из площадей Туймазппского нефтяного месторождения с общем добычей нефти в 358,53 модельных единиц.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Информационная модель

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

А= Га j ;

1 =

[4,17 4,68 4,51 0,27 0,47 0,66 0,62 0,2 2,11

 

 

1,0 t

0,08

0,34 0,11

 

0,08

 

1,28 0,08 0,14

0,26 0,19

1,66 0,32 0,15 3,9

2,15

1.0 0,48 0,44 0,5 0,08

0,12

0,29 0,9S

0,48 0,4 3,47

12,07

1.03

 

1,97

4.01 5,24 0,92 0, ! 9 5,01, 0.11

 

0,15 0,24 2,57 3,09 1,3 1,27 4,42 40,37

0,74

3,07

2,93

15,28 2,14

0,32

0,53

1,45 5,45 3,13

1,32

19,54,

 

4,53

7,79

16,21

1,42

 

1,88 0,8

1,51

0,39

1000 2,11.5,6

 

123,11 32,58,

12,68

3.22

19,79

18,62

14,98 3,85 77,6 3,61

31,88

1,1

0.78

4,53 0,55

0,35

0.43

0,36 0,39

0.35

 

1,86 2,25

 

7,47

 

11,45

17,09 4,04

0,19 0,35

4,35

1.0

 

2,24

 

1,24

 

8,31

 

 

7,61

9,58

91,76].

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Q°= ГЧі °] — [4,5 2,8 3,5 52,5

 

22,0

17,1

10,1

 

69.3

4,3

 

 

10,7

67.9

33,5

 

64,3

 

66,1

 

10,1

 

65,2 65,6

43.3

69,5

4,4

33,2 58,6

2,8

 

4,5

10.1

22,7 31,6 27,9

64,3 59,7 33.,5

18,2 21.2

 

12,7 3,7

0,8 9,S

4,7

0,9

3.0

17,2 27,0

1,9 63,3

49,9

64,0

6,4

4,7

12,7

11,4 3,0 0,3

17,7

 

4,0

4.3 0,6 4,2 48,5 27,6 4,0

 

1,2

1,2 4,7 0,5

1,9

2,0 0,6

3,3

2.6

 

13,4

3,0

16.0

0,012

7,2

 

2,7 0,1

0,3

0,7

 

1,4

0,3

0,3

0,9 2,2

0,2 4,8

0,4

 

 

13,7

17.3

2,3 4,5 4,7

13,4

15 4 2,1 8,5 2,0 3,1

1,3

 

1,1 0,5

 

1.2 20,5

4,2

1,0

1.0

 

4,8

1,0

1,7

1,4

0,2].

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

C = Гсі] = [0,1 0,03 0,05 1,00!0,106.160,060,0600,250,150,04 0.08 0,09 0,06 0,03 0,06 0,48 0,15 0.08 0.2 0,19 0,1 0.99 0,93 0,17 0,07 0,1 0,1 0,13 0,09 0,04 0,1 0,15 0,06 0.1 0,98 0,98 0,50 0,99 0,65 0,04 0,3 0,98 0,15 0,13 0,07 0,24 0,98 0,36 0 025 0,97 0,4 0,15 0,36, 0,54 0,25 0,08 0,07 0,01 0,05 0,26 0,98 0,54 0 0,63 0,6 0,5 0,97 0,5 0,99 0,5 0,23 0,14 0,4 0,96 0,98 0,99 0,2 0,9 0,97 0,97 0,96 0,04 0,4 0,97 0,02 0,2 0,99 0,96 0,17 0,3 0,25 0,86 0.8 0,98 0,08 0,57 0,97 0,96 0,98 0,96 0,65 0,75 0,95 1,0 0,95 0,06 0,05 0,92 0,9].

Используя (4),

определим

P °= [Pj0°] =

[0,7 2,3

1,6

2,2

1,65

3,1

5,15 3,15

6,0

4,8

7,26

7.1

5,3

6,9 2,9

6,17

5,7 7,0 5,0

4,8

2,6 4,2 4,8 5,9 5,3 5,5 2,3 4,35 5,25

5,02 3,26 0,3 5,2 2,8 2,1

5,25 3,5

3,45

4,88

1,9

1,7 2,78 4,8 2,95

1,73

1,2 0,9 0,6 0,4 0,6 0,5 3,9 3,7

2,5

5.01 5,25 5,4'2,0 1,1 6,0 10,05 13,9 8.9 12,05 6,5 4,5 4,55 8,014 7,11

2.93,84 1,65 2,1 2,3 2,7 2,59 5,15 6,33 5,4 5,98 7, 07,1 4,6 1,5 0,85 1,15 3,2 2,7 5,25 13,13, 17,05 7,25 5,85 11,58 9,22 17,8 25,0 6,7 4,2

6,51 6,56 9,7 14,33 16,35 11,8 10,56 12,05 3,69 4,4 2,0 1,0].

Смотрите также файлы