- •Часть I. Гидростатика в бурении.
- •1. Уравнения гидростатики буровых жидкостей.
- •1.1. Дифференциальное уравнение гидростатики.
- •1.2. Основные уравнения гидростатики.
- •1.3. Давление жидкости в герметичной скважине при всплытии газового пузыря, поступившего в скважину из пласта.
- •1.4. Равновесие газов в скважине.
- •1.5. Относительное равновесие жидкости.
- •2. Особенности гидростатики вязкопластичных жидкостей (ВПЖ).
- •2.1. Общие замечания.
- •2.2. Расчет "пусковых" давлений на насосах.
- •2.3. Определение высоты перепада уровней вязкопластичной жидкости в трубах и заколонном пространстве при спуске и подъеме колонны труб.
- •2.4. Давление на стенки наклонно направленной скважины.
- •Часть II. Гидродинамика буровых промывочных жидкостей
- •3. Общие сведения о потоках в циркуляционной системе скважины.
- •3.1. Основные виды движения. Параметры движения несжимаемой жидкости.
- •3.2. Гидравлические сопротивления при движении буровых промывочных жидкостей в скважине.
- •4. Уравнение расхода для структурного режима движения вязкопластичной жидкости в круглой трубе.
- •4.1. Уравнения скорости потока жидкости в круглой трубе.
- •4.1.1. Основное уравнение равномерного движения.
- •4.1.2. Движение вязкопластичной жидкости. Структурное ядро потока.
- •4.1.4. Вывод уравнения профиля скоростей для случая движения вязкопластичной жидкости в круглой трубе при структурном режиме движения.
- •4.2. Формула Букингэма (уравнение расхода вязкопластичной жидкости).
- •4.2.1. Вывод формулы Букингэма.
- •4.2.2. Приведение формулы Букингэма к критериальному виду.
- •5. Методика расчета потерь давления при ламинарном режиме движения вязкопластичных и вязких жидкостей в трубах.
- •5.1. Анализ уравнения Букингэма. Формула Бингама.
- •5.2. Приведение уравнения Бингама к критериальному виду.
- •5.3. Расчёт линейных потерь давления при ламинарном движении вязких жидкостей в трубах.
- •Комментарий к разделам 4 и 5.
- •6. Турбулентный режим движения вязких и вязкопластичных жидкостей в трубах.
- •6.1. Кризис структурного режима движения в трубах. Определение критических скорости и расхода.
- •6.3. Расчет линейных потерь давления при турбулентном режиме движения в трубах.
- •7. Линейные потери давления при движении псевдопластичной ("степенной") жидкости в трубах.
- •7.1. Профиль скоростей при ламинарном движении в трубах.
- •7.2. Расчет потерь давления при ламинарном движении.
- •7.3. Потери давления при турбулентном режиме движения степенной жидкости в трубах.
- •8. Потери давления в заколонном пространстве.
- •8.1. Потери давления при ламинарном режиме движения вязких жидкостей в заколонном пространстве.
- •8.2. Потери давления при турбулентном режиме движения вязкой жидкости в заколонном пространстве.
- •8.3. Потери давления при структурном режиме движения вязкопластичной жидкости в заколонном пространстве.
- •8.4. Кризис структурного режима движения в заколонном пространстве.
- •8.5. Линейные потери давления при турбулентном движении вязкопластичной жидкости в заколонном пространстве.
- •8.6. Потери давления при ламинарном режиме течения степенной жидкости в заколонном пространстве.
- •8.8. Потери давления при турбулентном течении степенной жидкости в заколонном пространстве.
- •9. Потери давления, обусловленные наличием соединений труб (замков, муфт).
- •9.1. Потери давления в соединениях нефтепромысловых труб (внутри их).
- •10. Перепад давления в промывочной системе долот.
- •10.1. Методика расчета перепада давления на долоте.
- •11. Потери давления в манифольде (в обвязке насосов), перепад давления в турбобуре.
- •11.1. Расчет потерь и перепадов давления.
- •11.2. Определение коэффициента А обвязки буровых насосов (насосных агрегатов) в условиях буровой.
- •12.1. Гидравлическая характеристика скважины.
- •12.2. Гидравлическая характеристика насосных агрегатов.
- •12.3. Совмещение гидравлических характеристик скважины и насосов.
- •12.4. Решение задачи совмещения гидравлических характеристик скважины и насосов с учетом технических и технологических ограничений
- •12.5. Вопросы рационального использования гидравлической мощности насосов.
- •13. Расчет параметров промывки скважины и режима работы буровых насосов.
- •13.1. Упрощенная методика пересчета параметров промывки при изменении подачи насосов.
- •13.1.1. Вязкопластичные жидкости.
- •13.1.2. Псевдопластичная жидкость.
- •13.2. Вы6op режима работы буровых насосов.
- •14. Гидродинамические давления, возникающие при движении колонны труб в скважине.
- •14.1. Природа возникновения гидродинамических давлений при движении колонны.
- •14.2. Методика определения гидродинамических давлений при равномерном движении труб.
- •14.2.1. Постановка задачи. Вывод уравнения скорости спутного потока.
- •14.2.3. Расчет коэффициента Кск для случая, когда в скважине вязкопластичная (бингамовская) жидкость.
- •14.2.4. Расчет коэффициента Кск для случая, когда в скважине псевдопластичная (степенная) жидкость.
- •14.3. Методика расчета допустимой скорости спуска (подъема) "закрытой" колонны в скважине.
- •Часть III. Проектирование и оптимизация гидравлических программ буровых процессов
- •15. Расчет гидродинамических давлений при равномерном движении “открытых” трубных колонн в скважине.
- •15.1. Методика расчета гидродинамического давления при равномерном движении “открытой” колонны труб.
- •15.2. Расчет допустимой скорости движения “открытой” колонны нефтепромысловых труб.
- •16. Неустановившиеся течения буровых жидкостей в скважине.
- •16.1. Расчет гидродинамических параметров при цементировании обсадных колонн. Прогнозирование отрывного течения.
- •16.2. Контроль и управление давлением на забое скважины при газопроявлении.
- •17. Гидромониторные струи и их воздействие на разрушаемую долотом породу.
- •17.1. Экспериментальные исследования промывочных узлов гидромониторных долот и затопленных струй
- •17.1.1. Экспериментальная установка и методика исследований
- •17.1.2. Исследование гидравлических сопротивлений промывочных узлов гидромониторных долот
- •17.2. Фильтрационные потоки в разрушаемой породе, возникающие при воздействии на нее подвижной гидромониторной струи.
- •17.3. Исследование влияния природных и технологических факторов на характеристики фильтрационных потоков на забое скважины
- •18. Оптимизация режима промывки скважины.
- •18.1. Традиционная (безоптимизационная) методика проектирования режима промывки скважины при роторном бурении.
- •18.3. Оптимизация режима промывки скважины при роторном бурении по критерию J.
- •18.4. Упрощенная (приближенная) методика расчета оптимальных параметров режима промывки.
- •18.5. Оптимизация режима промывки скважины при бурении забойными двигателями.
- •19. Оптимизация режима промывки скважины с учётом фактора "утяжеления" восходящего потока в заколонном пространстве выбуренной породой.
- •19.3. Оптимизация промывки скважины с учетом фактора "утяжеления" раствора выбуренной породой.
- •Список использованных источников
- •ВВЕДЕНИЕ
- •1. Исходные данные для расчета курсовой работы.
- •2. Методика расчета гидравлических параметров промывки.
- •2.1. Обработка исходных данных.
- •2.2. Расчет промывки при бурении с помощью забойных двигателей.
- •2.2.1. Секционные турбобуры с постоянной линией давления (типа ТСШ, Т12М и др.)
- •2.2.2. Турбобуры с падающей к тормозу линией давления.
- •2.3. Расчет промывки при роторном бурении.
- •2.3.1. Проектирование режима промывки без поиска оптимального варианта.
- •2.3.2. Поиск оптимального варианта гидромониторной промывки забоя и скважины.
- •3. Методика гидродинамических расчетов при спускоподъемных операциях.
- •3.1. Общие замечания и рекомендации.
- •3.2. Спуск колонны труб в скважину.
- •3.3. Подъем колонны труб из скважины.
- •РЕКОМЕНДУЕМАЯ ЛИТЕРАТУРА
- •ПРИЛОЖЕНИЯ
- •Приложение 1. Задание на выполнение курсовой работы по дисциплине “Гидромеханика бурения и крепления скважин”.
- •Приложение 2. Сводка исходных данных.
- •Приложение 3. Алгоритм расчета потерь и перпадов давления в циркуляционной системе скважины.
- •Приложение 4. Варианты задания по расчету промывки скважины.
- •Приложение 5. Варианты реологических параметров буровой промывочной жидкости.
- •Приложение 6. Таблица выбора вариантов заданий для расчета промывки скважины.
- •Приложение 8. Варианты задания для расчета гидродинамических параметров при спускоподъемных операциях.
- •Приложение 11. Гидравлическая характеристика обвязки насосных агрегатов.
- •Приложение 17. Суммарная площадь сечения промывочных отверстий и коэффициентов расхода промывочной системы долот при различных сочетаниях гидромониторных насадок.
- •Приложение 18. Форма титульного листа.
- •Приложение 19. Гидравлическая программа промывки скважины.
vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
47
Приложение 11. Гидравлическая характеристика обвязки насосных агрегатов.
Класс насосного агрегата |
Максимальная |
Показатель гидравлических |
|
|
грузоподъемность |
сопротивлений Аобв, |
Кодовое |
|
буровой установки, кН |
Па*с2/(кг*м3) |
обозначение |
Буровые насосы |
менее 1000 (100 тс) |
7,5*105 |
1 |
|
1000…1600 |
5,0*105 |
2 |
|
более 1600 |
3,4*105 |
3 |
Цементировочные |
|
при цементировании обсадных |
4 |
агрегаты и насосные |
Независимо от класса |
колонн через манифольд БМ- |
|
агрегаты для |
буровой |
700 |
|
гидроразрыва пласта |
установки |
3,5*106 |
|
|
|
при работе агрегатов в одну |
5 |
|
|
линию |
|
|
|
6,0*106 |
|
vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
|
|
|
Приложение 12. |
Насосные агрегаты и их технические характеристики. |
|
|
|
|
|||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Шифр |
|
|
|
|
|
|
Диаметр цилиндровых втулок, |
мм |
|
|
|
|
|
||||
насоса |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Импортные |
203 |
|
196 |
190 |
|
184 |
177 |
171 |
165 |
|
158 |
152 |
146 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Отечествен. |
200 |
|
190 |
185 |
|
180 |
170 |
160 |
150 |
|
140 |
130 |
127 |
120 |
115 |
95 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
У8-6М, |
Qт*103, м/с |
|
|
48-32 |
|
|
40,4-27 |
35,6- |
31-20,5 |
26,7- |
|
21,7- |
19,7- |
|
|
|
|
код 1 |
|
|
|
|
|
|
|
23,6 |
|
17,8 |
|
14,6 |
12,6 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
рв.доп, МПа |
|
|
11,1 |
|
|
12,5 |
14,3 |
16,9 |
19 |
|
22,3 |
25 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
БРН-1, |
Qт*103, м/с |
|
|
|
|
|
34,2- |
30,4- |
26,6- |
23,1-15 |
|
19,8- |
16,8- |
|
|
|
|
код 2 |
|
|
|
|
|
|
22,2 |
19,8 |
17,3 |
|
|
12,9 |
10,9 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
рв.доп, МПа |
|
|
|
|
|
9,8 |
11 |
12,5 |
14,4 |
|
16,9 |
20 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
НБТ-600, |
Qт*103, м/с |
|
|
|
|
|
43,1- |
38,3- |
33,9-22 |
29,8- |
|
26-16,9 |
22,3- |
|
19,1- |
|
|
код 3 |
|
|
|
|
|
|
28,8 |
24,8 |
|
18,7 |
|
|
14,4 |
|
12,4 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
рв.доп, МПа |
|
|
|
|
|
11,3 |
12,7 |
14,3 |
16,2 |
|
18,7 |
21,6 |
|
25 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
У8-7МА2, |
Qт*103, м/с |
50,2- |
|
44,8- |
|
|
39,8- |
35-22,7 |
30,5- |
26,3-17 |
|
22,3- |
|
|
|
|
|
код 4 |
|
32,6 |
|
29,1 |
|
|
25,8 |
|
19,8 |
|
|
14,4 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
рв.доп, МПа |
14,2 |
|
15,9 |
|
|
18 |
20,4 |
23,4 |
27,2 |
|
32 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
УНБ -600A |
Qт*103, м/с |
51,1- |
|
45,8- |
|
|
40,8- |
36,0- |
31,5- |
27,3- |
|
23,3- |
19,7- |
|
|
|
|
код 5 |
|
32,2 |
|
29,8 |
|
|
26,5 |
23,4 |
20,5 |
17,8 |
|
15,2 |
12,8 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
рв.доп, МПа |
10,0 |
|
11,5 |
|
|
12,5 |
14,5 |
16,5 |
19,0 |
|
22,5 |
25,0 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
УНБ -1250 |
Qт*103, м/с |
51,4- |
|
45,9- |
|
|
40,7- |
35,7- |
31,1- |
26,7- |
|
|
|
|
|
|
|
код 6 |
|
33,4 |
|
29,9 |
|
|
26,5 |
23,2 |
20,2 |
17,4 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
рв.доп, МПа |
21,0 |
|
23,5 |
|
|
26,5 |
30,5 |
35,0 |
40,0 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
УНБТ-950 |
Qт*103, м/с |
|
|
|
|
|
46,1 – |
41,1 – |
36,4 – |
32,0 – |
|
27,1 – |
|
|
|
|
|
код 7 |
|
|
|
|
|
|
32,3 |
28,8 |
25,5 |
22,4 |
|
19,0 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
рв.доп, МПа |
|
|
|
|
|
19 |
21 |
24 |
27,5 |
|
32 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
2Р-1300, |
Qт*103, м/с |
51 - |
|
47 - |
44 -30,5 |
|
41-28,6 |
38 -26,6 |
35 -22,7 |
32-20,8 |
|
29-18,9 |
26 -16,9 |
24 -15,6 |
|
|
|
Румыния, |
|
34,9 |
|
33,1 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
код 8 |
рв.доп, МПа |
16,2 |
|
17,4 |
18,5 |
|
20,1 |
21,7 |
23,6 |
25,7 |
|
28 |
31,2 |
34 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
49
|
Приложение 13. |
Ориентировочные значения реологических параметров |
|
||||
|
|
|
буровой промывочной жидкости. |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Тип бурового раствора |
Реологические |
|
|
Характеристика условий бурения |
|
||
|
параметры |
|
|
|
|
|
|
|
|
нормальные |
возможно |
возможны обвалы пород |
|||
|
|
|
|||||
|
|
|
|
|
поглощение |
|
|
|
|
|
неутяжеленные |
утяжеленные |
неутяжеленные |
утяжеленные |
|
|
|
|
бурового раствора |
||||
|
|
|
растворы |
растворы |
|
растворы |
растворы |
Глинистые растворы, |
o , Па |
|
5…10 |
8…12 |
3…5 |
7..12 |
10…15 |
стабилизированные гуматными |
|
|
|
|
|
|
|
реагентами (УЩР, ТЩР) |
, Па*с |
|
0,015…0,025 |
0,022…0,030 |
0,015…0,020 |
0,018…0,025 |
0,020…0.030 |
|
|
|
|
|
|
|
|
Глинистые растворы, обработанные |
o , Па |
|
3…7 |
5…7 |
3…5 |
4…8 |
5…10 |
лигносульфонатами, крахмалом |
|
|
|
|
|
|
|
, Па*с |
|
0,012…0,015 |
0,015…0,018 |
0,012…0,015 |
0,015…0,018 |
0,018…0.022 |
|
|
|
||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
Буровые растворы, обработанные |
K, Па*сn |
|
1…3 |
2…4 |
1…3 |
3…5 |
4…8 |
акриловыми полимерами (полимерные |
|
|
|
|
|
|
|
системы) |
n |
|
0,3…0,5 |
0,4…0,6 |
0,4…0,6 |
0,45…0,60 |
0,5…0,6 |
|
|
||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
Буровые растворы на нефтяной основе |
o , Па |
|
8…12 |
10…15 |
не применяют |
8…12 |
10…15 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
, Па*с |
|
0,020…0,025 |
0,022…0,027 |
|
0,020…0,025 |
0,022…0,027 |
|
|
|
|
|
|
|
|
Примечание: Приведенные здесь величины являются весьма ориентировочными, поэтому рекомендуется воспользоваться результатами конкретных реологических исследований, проведенных на предприятии или студентом на реометрах ВСН-3, "Реотест" и др.
vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
50
|
|
Приложение 14. |
Ориентировочные величины коэффициента наполнения насосов. |
|
||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
Условия |
Глубина |
Буровые растворы на водной основе |
Нефтеэмульсионные на основе |
Буровые растворы на нефтяной |
||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
эксплуатации |
скважины, м |
Плотность раствора, кг/м3 |
глинистых растворов |
основе |
|
|||||
насосов |
|
менее 1200 |
|
1200-1350 |
более 1350 |
неутяжеленные |
утяжелен. |
неутяжелен. |
|
утяжелен. |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Без подпорного |
до 2500 |
0,95 |
|
0,93 |
0,90 |
0,93 |
0,88 |
0,90 |
|
0,85 |
насоса |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
более 2500 |
0,92 |
|
0,9 |
0,87 |
0,90 |
0,85 |
0,85 |
|
0,83 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
С подпорным |
до 2500 |
0,97 |
|
0,95 |
0,93 |
0,95 |
0,90 |
0,92 |
|
0,88 |
насосом |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
более 2500 |
0,95 |
|
0,93 |
0,90 |
0,93 |
0,88 |
0,87 |
|
0,85 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Примечание: 1. Растворы, склонные к вспениванию, существенно снижают коэффициент наполнения.
2. Влияние глубины на коэффициент наполнения связано с повышением температуры раствора в скважине.
vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
Приложение 15. Рекомендуемые значения минимально необходимых расходов буровой промывочной
жидкости Qрц* (дм3/с) при бурении.
Диаметр скважины (долота), мм |
Промывка глинистым раствором |
Промывка технической водой |
||
|
|
|
|
|
118 – 120,6 |
6,5 |
– 7,2 |
7,5 |
– 8,3 |
|
|
|
|
|
124 |
7,5 |
7,8 |
8,5 |
9,0 |
|
|
|
|
|
139,7 |
9,0 10,0 |
11,0 |
11,5 |
|
|
|
|
|
|
142,9 144 |
9,5 10,6 |
11,8 |
12,2 |
|
|
|
|
|
|
155,6 158,7 |
12,0 |
12,9 |
14,0 |
14,8 |
|
|
|
|
|
161 165,1 |
13,0 |
13,9 |
15 16,0 |
|
|
|
|
|
|
171,4 |
14,0 |
15,0 |
15,6 |
18,0 |
|
|
|
|
|
190,5 |
17,0 |
18,5 |
20,0 |
21,5 |
|
|
|
|
|
200 |
18,0 |
20,4 |
22,5 |
23,5 |
|
|
|
|
|
215,9 |
21,0 |
23,8 |
26,0 |
27,4 |
|
|
|
|
|
222,3 |
23,0 |
25,2 |
27,0 |
29,0 |
|
|
|
|
|
244,5 - 250,8 |
28,0 |
32,0 |
34,0 |
37,0 |
|
|
|
|
|
269,9 |
34,0 |
35,0 |
37,0 |
40,0 |
|
|
|
|
|
279,4 |
35,0 |
39,0 |
41,0 |
43,0 |
|
|
|
|
|
295,3 |
36,0 |
42,0 |
45,0 |
47,0 |
|
|
|
|
|
311 |
42,0 |
44,0 |
44,0 |
50,0 |
|
|
|
|
|
349,2 |
45,0 |
52,0 |
55,0 |
58,0 |
|
|
|
|
|
393,7 |
60,0 |
64,0 |
65,0 |
70,0 |
|
|
|
|
|
444,5 |
70,0 |
– 75,0 |
75,0 |
80,0 |
|
|
|
|
|
490 |
72,0 |
77,0 |
77,0 |
82,0 |
|
|
|
|
|
Примечание: Табличные значения могут быть изменены с учетом кавернозности ствола, опыта бурения, с учетом требований по обеспечению необходимой мощности забойного двигателя, очистки ствола скважины или по результатам гидравлических расчетов.
vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
52
Приложение 16. Суммарная площадь сечения промывочных отверстий трехшарошечных долот и стандартные
диаметры отверстий гидромониторных насадок.
|
Площадь сечения fд*104, м2 |
Набор стандартных насадок |
||||||
Диаметр долота, |
центральная схема |
гидромонитор-ные |
гидромониторных долот (диаметры |
|||||
мм |
промывки |
долота для случая |
|
отверстий в мм) |
||||
|
|
турбинного бурения |
|
|
|
|
|
|
118–124 |
4,0 |
|
6,35; 7,14; 7,92; 8,74; 9,52 |
|||||
|
|
|
|
|||||
139,7 – 144 |
6,0 |
|
6,35; 7,14; 7,92; 8,74; 9,52 |
|||||
|
|
|
|
|
|
|
||
155,6–165,1 |
7,0 |
|
6,35; 7,14; |
7,92; |
8,74; |
9,52; 10,31 |
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
171,4– |
9,0 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
190,5 |
10,0 |
5,3 |
7,14; |
7,92; |
8,74; |
9,52; |
10,31; 11,09; |
|
|
|
|
|
|
11,91; 12,7 |
|
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
13,5 |
6,0 |
7,14; |
7,92; |
8,74; |
9,52; |
10,31; 11,09; |
|
200–222,3 |
|
|
|
11,91; 12,7; 14,27; |
15,88 |
|||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
16,0 |
7,7 |
7,14; |
7,92; |
8,74; |
9,52; |
10,31; 11,09; |
|
244,5– 250,8 |
|
|
11,91; 12,7; 14,27; 15,88; 17,45 |
|||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
17,0 |
8,0 |
7,14; |
7,92; |
8,74; |
9,52; |
10,31; 11,09; |
|
269,9–279,4 |
|
|
11,91; 12,7; 14,27; 15,88; 17,45 |
|||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
21,0 |
9,5 |
7,92; |
8,74; |
9,52; |
10,31; |
11,09; 11,91; |
|
295,3–311 |
|
|
|
12,7; |
14,27; |
15,88; 17,45 |
||
|
|
|
|
|
|
|||
|
21,0 |
9,5 |
8,74; |
9,52; |
10,31; 11,09; 11,91; 12,7; |
|||
349,2–393,7 |
|
|
|
14,27; |
15,88; |
17,45; 19,05 |
||
|
|
|
|
|
||||
|
21,0 |
11,5 |
9,52; |
10,31; 11,09; 11,91; 12,7; 14,27; |
||||
444,5–490 |
|
|
15,88; 17,45; |
19,05; 20,62; 22,22 |
||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|