Тема 6. Основные закономерности разработки залежей нефти

6.1 Динамика текущего пластового давления в процессе разработки. Заводнение залежи: преимущества и недостатки.

 

Пластовое давление в продуктивном пласте на какую-либо дату, устанавливающееся при работе практически всего фонда скважин называют текущим или динамическим пластовым давлением. Получение и анализ данных о текущем пластовом давлении в различных точках залежи и по залежи в среднем – важнейшая часть контроля за разработкой залежи.

Использовать для контроля за изменением пластового давления абсолютные его значения неудобно, поскольку значение начального пластового давления тесно связано с глубиной залегания пласта — оно увеличивается с возрастанием глубины. В процессе разработки на одних участках залежи давление может снижаться, на других возрастать. Рост давления после некоторого периода его снижения может быть обусловлен уменьшением отбора жидкости из пластов или искусственным воздействием на пласты.

Искусственное поддержание пластового давлениядостигается методами законтурного, приконтурного и внутриконтурного заводнения, а также закачкой газа в газовую шапку пласта.

Метод законтурного заводнения(рис.6.1.) применяют при разработке сравнительно небольших по размерам залежей.

Рис.6.1. Система разработки нефтяной залежи с законтурным заводнением: контуры нефтеносности: 1 — внешний, 2 — внутренний; скважины: 3 — нагнетательные, 4 - добывающие

Он заключается в закачке воды в пласт через нагнетательные скважины, размещаемые за внешним контуром нефтеносности на расстоянии 100 м и более. Эксплуатационные скважины располагаются внутри контура нефтеносности параллельно контуру.

В результате заводнения приток воды к пласту увеличивается и давление и нефтяной залежи поддерживается на высоком уровне.

Метод приконтурного заводнения применяют на месторождениях с низкой проницаемостью продуктивных пластов в части, заполненной водой. Поэтому нагнетательные скважины располагают либо вблизи контура нефтеносности, либо непосредственно на нем (рис.6.2.)

 

 

Рис.6.2 Система разработки нефтяной залежи с приконтурным заводнением: контуры нефтеносности: 1 — внешний, 2 — внутренний; скважины: 3 — нагнетательные, 4 - добывающие

 

Метод внутриконтурного заводнения применяется для интенсификации разработки нефтяной залежи, занимающей значительную площадь.

 

Внутриконтурное заводнение

Внутриконтурное заводнение представлено целым рядом разновидностей:

¨ разрезание рядами нагнетательных скважин;

¨ площадное;

¨ избирательное;

¨ очаговое;

¨ головное;

¨ барьерное.

Выделяют несколько подвидов разрезания рядами нагнетательных скважин — разрезание на площади, блоковое и сводовое (центральное).

При заводнении с разрезанием эксплуатационного объекта на площади самостоятельной разработки разрезающие ряды располагают таким образом, чтобы выделить площади самостоятельной разработки, значительно различающиеся по геолого-промысловой характеристике (участки с разным количеством пластов в эксплуатационном объекте, с разной продуктивностью разреза, с различным характером нефтеводонасыщения и т. д.).

Большое преимущество системы разработки с разрезанием объекта на площади — возможность начинать проектирование и разработку с площадей наиболее продуктивных и с наибольшими запасами.

 

Блоковое заводнение

При блоковом заводнении нефтяную залежь разрезают рядами нагнетательных скважин на полосы (блоки), в пределах которых размещают ряды добывающих скважин такого же направления. При вытянутой форме залежи ряды скважин располагают обычно перпендикулярно к ее длинной оси (рис.6.3). При «круговой» форме залежей, особенно с обширными площадями нефтеносности, направление рядов скважин выбирают с учетом зональной неоднородности продуктивных пластов — в крест выявленной по данным разведки превалирующей ориентации зон с повышенной мощностью (и, как правило, с повышенной пористостью и проницаемостью) коллекторов. В результате достигается пересечение всех зон, содержащих основную часть запасов нефти, линиями разрезания и, следовательно, обеспечение большего влияния в них закачки воды. При ином направлении блоков, принятом без учета данных о границах зон разной продуктивности, разрезающие ряды в значительной части могут оказаться на участках с пониженной проницаемостью пласта, что обусловит низкую приемистость значительной части нагнетательных скважин и отсутствие в части высокопродуктивных зон воздействия нагнетаемой воды.

 

 

Рис.6.3. Система разработки нефтяной залежи с блоковыми заводнением: 1 — контур нефтеносности; скважины: 2 — нагнетательные; 3 — добывающие

 

При разрезании залежи рядами нагнетательных скважинзакачка воды в пласты производится через нагнетательные скважины, расположенные в пределах самой залежи рядами, называемыми разрезающими рядами или линиями разрезания.

Обычно все скважины разрезающего ряда после бурения непродолжительно эксплуатируются на нефть при возможно более высоких дебитах. Это дает возможность очистить призабойную зону пласта и снизить пластовое давление в ряду, т.е. создает условия для успешного освоения скважин под закачку воды. Затем скважины через одну осваивают под нагнетание, продолжая интенсивную добычу нефти из промежуточных скважин ряда. Это способствует перемещению нагнетаемой в пласт воды вдоль разрезающего ряда. После обводнения промежуточных скважин они также переводятся под закачку воды. При такой технологии освоения скважин разрезающего ряда вдоль него в пласте создается полоса воды.

Добывающие скважины при этой разновидности заводнения располагают в рядах, параллельных разрезающим рядам. Отбор нефти из добывающих скважин и продолжающееся нагнетание воды в скважины разрезающего ряда обусловливают расширение полосы воды, созданной вдоль ряда, и перемещение ее границ в направлении к добывающим рядам. Таким путем обеспечиваются вытеснение нефти водой и перемещение ее в пласте к добывающим скважинам.

 

Сводовое заводнение

При сводовом заводнении нагнетание воды осуществляется в скважины одного практически прямолинейного (рис.6.4) или кольцевого разрезающего ряда (рис.6.5.), расположенного в сводовой части залежи.

 

 

Рис.6.4. Осевое заводнение

Контуры нефтеносности: 1 — внешний; 2 — внутренний;

Скважины: 3 — нагнетательные, 4 — добывающие

 

 

Рис.6.5. Центральное заводнение

Контуры нефтеносности: 1 — внешний; 2 — внутренний;

Скважины: 3 — нагнетательные, 4 — добывающие

 

Эти разновидности заводнения применяют для пластов, геолого-физическая характеристика которых благоприятна для применения разрезания вообще. Рациональны они для залежей с умеренной площадью нефтеносности. Показания для применения - низкая проницаемость пластов или наличие экранирующего слоя под залежью, необходимость дополнить законтурное заводнение для усиления воздействия на центральную часть залежи.

 

Площадное заводнение

Площадное заводнение также разновидность внутриконтурного заводнения, при котором в условиях общей равномерной сетки скважин нагнетательные и добывающие скважины чередуются в строгой закономерности, установленной проектным документом на разработку.

Системы разработки с площадным заводнением (площадные системы) обладают большей активностью по сравнению с системами, охарактеризованными ранее. Это обусловлено тем, что в рамках систем с площадным заводнением каждая добывающая скважина с самого начала разработки непосредственно контактирует с нагнетательными, в то время как, например, при внутриконтурном разрезании в начале разработки под непосредственным влиянием нагнетательных скважин находятся лишь скважины внешних (первых) добывающих рядов. Кроме того, при площадном заводнении на одну нагнетательную скважину обычно приходится меньшее количество добывающих скважин, чем при ранее рассмотренных системах.

Применяют несколько вариантов формы сеток и взаимного размещения нагнетательных и добывающих скважин, при которых системы разработки характеризуются различной активностью, т.е. разной величиной отношения количеств добывающих и нагнетательных скважин.

Применяемые при площадном заводнении формы сетки скважин показаны на рисунке 6.6.

Системам разработки с площадным заводнением свойственны и некоторые негативные моменты. Они практически не позволяют регулировать скорость продвижения воды к разным добывающим скважинам элемента системы разработки путем перераспределения объемов закачиваемой воды. В связи с этим возрастает вероятность преждевременного обводнения значительной части добывающих скважин.

Рис.6.6. Системы разработки с площадным заводнением

Формы сеток скважин: а — пятиточечная, б — семиточечная обращенная, в — девятиточечная обращенная, г — ячеистая

 

Этот процесс усугубляется неодновременным вводом новых добывающих скважин в элементе системы после начала закачки воды, продолжительными остановками отдельных скважин для подземного и капитального ремонта, отключением обводненных скважин, существенными различиями в дебитах скважин и др. Вследствие своеобразной конфигурации линий тока при площадном заводнении между скважинами могут формироваться целики (застойные зоны) нефти.

v Избирательное заводнение — разновидность внутриконтурного заводнения — предусматривает выбор местоположения нагнетательных скважин после разбуривания эксплуатационного объекта по равномерной сетке с учетом изменчивости его геологического строения. При составлении первого проектного документа на разработку местоположение нагнетательных скважин не определяют. После разбуривания объекта по равномерной сетке и некоторого периода эксплуатации всех скважин на нефть для освоения под закачку воды выбирают скважины, местоположение которых наиболее полно отвечает геологическому строению пластов и обеспечивает эффективное воздействие на весь объем залежи. В конечном счете, нагнетательные скважины оказываются размещенными по площади объекта неравномерно. Избирательное заводнение применяют при резкой зональной неоднородности пластов, выражающейся в неповсеместном залегании коллекторов, в наличии двух или трех разновидностей коллекторов разной продуктивности, распределенных неравномерно по площади и т. д., а также при нарушении объекта серией дизъюнктивных нарушений.

v Очаговое заводнение (рис.6.7.) по сути является избирательным заводнением, но применяется как дополнение к другим разновидностям заводнения (законтурному, приконтурному, разрезанию на площади, блоки и др.), если они не обеспечивают влияние закачки воды по всей площади объекта. Очаги заводнения (нагнетание воды в отдельные скважины или небольшие группы скважин) обычно создают на участках, не испытывающих или недостаточно испытывающих влияние заводнения после освоения запроектированного его вида. Под нагнетательные выбирают скважины из числа добывающих, преимущественно из тех, которые основную свою задачу уже выполнили, т. е. расположенные на заводненных (выработанных) участках объекта разработки. При необходимости для создания очагов заводнения бурят специальные дополнительные скважины.

Рис.6.7. Очаговое заводнение

1 - площади, не охваченные процессом

 

Очаговое заводнение применяют очень широко это одно из главнейших мероприятий по развитию и совершенствованию систем разработки с заводнением.

v Головное заводнение. По существу, эта разновидность близка к сводовому заводнению. Головным называют нагнетание воды в наиболее повышенные зоны залежей, тектонически или литологически экранированных в сводовых частях. Этот вид заводнения применяется при разработке месторождений нефти геосинклинального типа — в Азербайджане, Казахстане, Западной Украине и др.

v Барьерное заводнение . Эта разновидность внутриконтурного заводнения применяется при разработке нефтегазовых или нефтегазоконденсатных залежей пластового типа с целью изоляции газовой (газоконденсатной) части залежи от нефтяной. Кольцевой ряд нагнетательных скважин располагают в пределах газонефтяной зоны, вблизи внутреннего контура газоносности.

В результате нагнетания воды в пласте образуется водяной барьер, отделяющий газовую часть залежи от нефтяной. Применение барьерного заводнения обеспечивает возможность одновременного отбора нефти и газа из недр без консервации газовой шапки на длительное время, обязательной при разработке с использованием природных видов энергии или при охарактеризованных выше разновидностях заводнения.

Барьерное заводнение может сочетаться с законтурным или приконтурным, а также с использованием энергии напора пластовых вод. Наиболее эффективно его применение при относительно однородном строении и небольших углах падения пластов.

С применением барьерного заводнения разрабатывают в Западной Сибири (залежи в пластах группы «А» Самотлорского месторождения), в Томской области Лугинецкое месторождение. Таким образом, во многих случаях при проектировании системы разработки эксплуатационного объекта, исходя из его геологопромысловой характеристики, для него может быть рекомендовано две, а иногда и три разновидности заводнения. Например, приконтурное заводнение может рассматриваться наряду с осевым разрезанием или поперечным разрезанием объекта на блоки; разрезание на узкие блоки может быть рекомендовано наряду с площадным заводнением и т. д. Из числа возможных вариантов, обоснованных геологически, оптимальный вариант выбирают с помощью гидродинамических и экономических расчетов при учете других элементов системы разработки (плотности сетки добывающих скважин, перепада давления между зонами нагнетания и отбора).

 

6.2 Понятие о темпах отбора нефти, водонефтяном факторе, коэффициенте использования запасов (КИЗ), текущем коэффициенте нефтеизвлечения, Графические построения, характеризующие характер выработки запасов.

Для характеристики процесса разработки каждого объекта разработки и месторождения в целом используются показатели разработки, которые регулярно определяются и постоянно пополняются. Для хранения их существуют определенные формы в виде таблиц, массивов и баз данных, карт и графиков. Эти данные используются для учета и отчетности добываемой нефти, анализа состояния и управления процессом разработки месторождения.

Коэффициент извлечения нефти (КИН). Часто употребляют термин «коэффициент нефтеотдачи пласта». КИН - это основной показатель, отражающий технологическую эффективность разработки нефтяного месторождения. Он зависит от многих факторов: геологического строения залежи, физико-химических свойств нефти и вытесняющего агента; технологии и системы разработки.

Различают фактический и прогнозный КИН. Фактический КИН определяется как доля извлеченной нефти от вовлеченных в разработку начальных балансовых запасов нефти (НБЗ).

, (6.1)

где: Q_н - добыча нефти с начала разработки.

График зависимости текущего КИН по характеру подобен графику изменения накопленной добычи нефти из залежи во времени, он непрерывно возрастает и асимптотически стремится к конечному КИН.

Прогнозный КИН (рис.6.8.) рассчитывают при составлении технологических схем разработки. Обычно представляют его в виде произведения коэффициентов вытеснения К_выт и охвата пласта разработкой К_охв:

, (6.2)

а в большинстве случаев в виде:

, (6.3)

Среди ученых и нефтяников нет однозначного толкования смысла коэффициентов К₁ и К₂.

К_выт – отношение максимально возможного объема извлеченной нефти из участка залежи, охваченного воздействием закачиваемой водой, к первоначальным запасам таких участков.

По госстандарту за К_выт принимают отношение вытесненного объема нефти из образца керна к начальному объему нефти в этом образце при прокачке воды до десяти поровых объемов.

Коэффициент вытеснения зависит

• от физических свойств пласта,

• его микронеоднородности, смачиваемости пород водой,

• характера проявления капиллярных сил,

• структурно-механических свойств нефти,

• от температурного режима пластов.

Коэффициент вытеснения нефти водой для месторождений не превышает 0, 6 - 0, 7; коэффициент охвата - от 0, 7 до 0, 9.

К₁- коэффициент охвата объема пласта разработкой или доля дренируемого объема пласта ко всему нефтенасыщенному объему объекта. Его называют коэффициентом сетки и определяют по формуле:

, (6.4)

где: S_с – площадь на одну скважину;

α – коэффициент, определяемый по промысловым данным разработки.

К_с зависит

• от прерывистости пласта, с уплотнением сетки он увеличивается,

• от отношения числа добывающих и нагнетательных скважин;

К₂- доля извлечения подвижных запасов нефти, вовлеченных в разработку, часто называют коэффициентом заводнения. Он показывает кратность промывки заводненного объема и зависит:

• от послойной и зональной неоднородности пласта;

• геометрии расположения скважин;

• соотношения вязкости нефти и воды;

• от % обводненности скважин при их отключении;

• системы разработки месторождения.

В однородных пластах КИН выше, чем в неоднородных пластах. С увеличением вязкости нефти КИН уменьшается. КИН из месторождений с неньютоновскими нефтями меньше, чем из месторождений с ньютоновскими нефтями.

Теоретические и экспериментальные исследования показывают, что охлаждение пласта приводит к снижению КИН. Высоковязкие нефти имеют структурно-механические свойства. При разработке таких залежей методом заводнения в пласте образуются застойные зоны, не охватываемые заводнением. Для уменьшения размеров застойных зон требуются более высокие темпы закачки воды в пласт. В гидрофильном пласте конечный коэффициент нефтеизвлечения выше, чем в гидрофобном пласте.

По данным лабораторных опытов вытеснение пластовой водой обеспечивает более высокий коэффициент нефтеотдачи, чем при вытеснении пресной водой.

Темп отбора нефти от НИЗ и текущих извлекаемых запасов (ТИЗ) определяются как отношение годовой добычи нефти соответственно к НИЗ и ТИЗ, обычно выражается в процентах или в долях единицы:

, (6.5)

Текущие извлекаемые запасы на конец года вычисляются путем вычитания накопленной добычи нефти к этому времени от НИЗ:

, (6.6)

Темп отбора нефти от НИЗ в начальный период разработки возрастает, затем, достигнув своего максимального значения, постепенно снижается. Характер графика изменения темпа отбора нефти от НИЗ подобен кривой изменения годовой добычи нефти из залежи. Характер изменения кривой темпа отбора от ТИЗ несколько другой (рис.6.8.)

Рис.6.8. Прогнозные показатели разработки

6.3 Стадии разработки нефтяной залежи; характе­ристика отдельных стадий. Основной период разработки залежи.

При водонапорном режиме процесс добычи нефти продолжается более 30—50 лет и проходит через ряд стадий, отличающихся новым качественным состоянием залежи.

Стадия - это период процесса разработки, характеризующийся определенным зако­номерным изменением технологических и технико-экономиче­ских показателей.

По динамике добычи нефти выделяют четыре стадии процесса разработки залежей пластового типа в гранулярных кол­лекторах при водонапорном режиме (рис.6.9.). Графики построены в зависимости от безразмерного времени т, представляющего собой отношение накопленной добычи жидкости к балансовым запасам нефти.

 

 

Рис.6.9. Типовая динамика темпа до­бычи нефти Т_дн, жидкости Т_дж и обводненности продукции п_в при во­донапорном режиме с выделением стадий разработки: I - освоение эксплуатационного объекта; II - поддержание высокого уровня добычи нефти; III - значительное снижение до­бычи нефти; IV - завершающая

 

Первая стадия — освоение эксплуатационного объекта - характеризуется:

интенсивным ростом добычи нефти до максимального задан­ного уровня (прирост составляет примерно 1—2 % в год от ба­лансовых запасов);

быстрым увеличением действующего фонда скважин до 0, 6- 0, 8 от максимального;

резким снижением пластового давления (по месторождениям с искусственным водонапорным режимом снижение пластового давления в зоне отбора достигает 30 % от первоначального, так как освоение системы заводнения обычно отстает во времени на 6—8 лет);

небольшой обводненностью продукции пв (обводненность продукции достигает 3—4 % при вязкости нефти не более 5 мПа·с и 35 % при повышенной вязкости;

достигнутым текущим коэффициентом нефтеотдачи (около 10 %).

Продолжительность стадии зависит от промышленной ценности залежи и составляет 4—5 лет, за окончание стадии принимается точка резкого перегиба кривой темпа добычи нефти Тдн (отношение среднегодового отбора нефти к балансо­вым ее запасам).

Вторая стадия - поддержание высокого уровня добычи нефти - характеризуется:

более или менее стабильным высоким уровнем добычи нефти (максимальный темп добычи нефти находится в пределах 3—17%) в течение 3—7 лет и более для месторождений с маловязкими нефтями и 1—2 года — при повышенной вяз­кости;

ростом числа скважин, как правило, до максимума за счет резервного фонда;

нарастанием обводненности продукции nв (ежегодный рост обводненности составляет 2—3 % при малой вязкости нефти и 7 % и более при повышенной вязкости, на конец стадии обводненность колеблется от нескольких до 65 %);

отключением небольшой части скважин из-за обводнения и переводом многих на механизированный способ добычи нефти;

текущим коэффициентом нефтеотдачи, составляющим к концу стадии 30-50 %, а для месторождений с «пикой» добычи - 10-15%.

Устойчивость уровня добычи нефти обеспечивается бурением оставшегося основного фонда скважин и части резервного, а также применением методов интенсификации отбора жидко­сти. Однако по мере обводнения продукции скважин наступает момент, когда интенсивность обводнения продукции становится выше интенсивности роста добычи жидкости. После этого на­чинается снижение добычи нефти, несмотря на увеличение до­бычи жидкости, что может обусловливаться отключением части обводнившихся скважин и ограниченными возможностями оборудования и установок по сбору и подготовке нефти. Про­должительность стадии зависит от максимального уровня до­бычи нефти и соотношения вязкостей нефти и воды. Границу между второй и третьей стадиями устанавливают по точке пере­гиба кривой темпа отбора нефти в сторону уменьшения, кото­рая почти всегда четко отмечается, несмотря на продолжаю­щийся иногда рост темпа добычи жидкости Тдж (отношения среднегодового отбора жидкости к балансовым запасам нефти).

Третья стадия - значительное снижение добычи нефти - характеризуется:

снижением добычи нефти (в среднем на 10-20 % в год при маловязких нефтях и на 3-10 % при нефтях повышенной вязкости); темпом отбора нефти на конец стадии 1-2, 5%;

уменьшением фонда скважин из-за отключения вследствие обводнения продукции, переводом практически всего фонда скважин на механизированный способ добычи;

прогрессирующим обводнением продукции пв до 80-85 % при среднем росте обводненности 7-8 % в год, причем с боль­шей интенсивностью для месторождений с нефтями повышенной вязкости повышением текущих коэффициентов нефтеотдачи на ко­нец стадии до 50-60 % для месторождений с вязкостью нефти не более 5 мПа · с и до 20-30 % для месторождений с нефтями повышенной вязкости;

суммарным отбором жидкости 0, 5-1 объема от балансовых запасов нефти.

Эта стадия наиболее трудная и сложная для всего процесса разработки, ее главная задача — замедление темпа снижения добычи нефти. Продолжительность стадии зависит от продолжительности предыдущих стадий и составляет 5-10 и более лет. Определить границу между третьей и четвертой стадиями по изменению среднегодового темпа добычи нефти Тдн обычно трудно. Наиболее четко ее можно определить по точке перегиба кривой обводненности.

Совместно первую, вторую и третью стадии называют основ­ным периодом разработки. За основной период отбирают из залежей 80—90 % извлекаемых запасов нефти.

Четвертая стадия - завершающая - характеризуется: малыми, медленно снижающимися темпами отбора нефти Тдп (в среднем около 1 %);

большими темпами отбора жидкости (средние темпы от­бора жидкости составляют 3-8 и даже 20 %; отбирают на этой стадии до 1 объема пор пласта по месторождениям с мало­вязкими нефтями и до 3-4 объемов по месторождениям с неф­тями повышенной вязкости; основная масса воды отбирается на этой стадии, конечные водонефтяные факторы достигают 0, 7- 7 м³/м³);

высокой медленно возрастающей обводненностью продукции (ежегодный рост составляет около 1 %);

более резким, чем на третьей стадии, уменьшением действующего фонда скважин из-за обводнения (фонд скважин со­ставляет примерно 0, 4-0, 7 от максимального, снижаясь иногда до 0, 1);

отбором за период стадии 10-20 % балансовых запасов нефти.

Продолжительность четвертой стадии сопоставима с длительностью всего предшествующего периода разработки залежи, составляет 15-20 лет и более, определяется пределом экономи­ческой рентабельности, т. е. минимальным дебитом, при кото­ром еще рентабельна эксплуатация скважин.

Предел рентабельности обычно наступает при обводненности продукции примерно на 98 %.

В целом динамика добычи нефти зависит от геолого-физических условий месторождения (вязкость нефти, литологический тип коллектора, продуктивность и неоднородность пластов, тип залежи), метода (с воздействием и без воздействия на залежь) и системы разработки, условий освоения объекта (темпа и по­рядка разбуривания) и эксплуатации скважин. Характер заводнения и нефтеотдача неоднородных пластов не зависят от темпа добычи нефти. На этом базируется современная разработка нефтяных месторождений высокими темпами.

В заключение отметим, что производственный процесс до­бычи нефти на протяжении четырех стадий характеризуется неравномерностью отбора нефти, нефтяного газа и воды, неравномерной нагрузкой промыслового оборудования, изменением состава потока флюидов в скважинах, трубопроводах и уста­новках во времени.

⇐ Предыдущая78910111213141516Следующая ⇒

Поделиться:

Популярное:

1. D. СОЦИОИДЕОЛОГИЧЕСКАЯ СИСТЕМА ВЕЩЕЙ И ПОТРЕБЛЕНИЯ
2. I. Методические принципы физического воспитания (сознательность, активность, наглядность, доступность, систематичность)
3. I. Определите значение терминов, сгруппируйте их по темам.
4. I. Основные решения по рекламе
5. I.2. Структура педагогической науки и её основные отрасли
6. II Основные общие и обзорные представления, понятия, положения психологии
7. II. ЭКЗАМЕН ПО ОБЩЕСТВОЗНАНИЮ: ОСНОВНЫЕ ЭЛЕМЕНТЫ ПРОВЕРКИ
8. III. ТЕМАТИКА КОНТРОЛЬНЫХ РАБОТ
9. III.3. Система классификационных единиц
10. MRPII–система как черный ящик
11. VI. Система оценки результатов освоения Рабочей учебной программы
12. А. Лупа. Б. Проекционный аппарат. В. Перископ. Г. Оптическая система глаза. Д. Любой из перечисленных в ответах А — Г систем.