Разработка метода прогнозирования показателей освоения нефтяных трещинно-поровых коллекторов тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.17, кандидат технических наук Новоселов, Дмитрий Владимирович

• Новоселов, Дмитрий Владимирович
• кандидат технических наук
• 2011

Оглавление диссертации кандидат технических наук Новоселов, Дмитрий Владимирович

ВВЕДЕНИЕ.

1. СОСТОЯНИЕ ПРОБЛЕМЫ ФОРМИРОВАНИЯ ТЕХНОГЕННЫХ ТРЕЩИН ПРИ РАЗРАБОТКЕ АЧИМОВСКИХ ОТЛОЖЕНИЙ.

1.1. Методы расчета вертикальных трещин.

1.2. Оценка влияния трещинообразования в пласте на эффективность нефтедобычи.

1.3. Характеристика объекта исследования.

1.3.1. Экспериментальные методы исследования.

1.3.2. Геолого-геофизические особенности разработки ачимовских отложений Среднего Приобья.

1.3.3. Характеристика объекта исследований на примере месторождения севера Западной Сибири.

Выводы по разделу 1.

2. ФАКТОРНЫЙ АНАЛИЗ УПРУГИХ СВОЙСТВ АЧИМОВСКИХ ОТЛОЖЕНИЙ.

2.1. Экспериментальные исследования упругих геомеханических характеристик коллекторов.

2.2. Выявление зависимости между фильтрационно-емкостными параметрами.

3. МОДЕЛИРОВАНИЕ ПРОЦЕССА ОБРАЗОВАНИЯ ТРЕЩИН.

3.1. Теоретические предпосылки для математического описания процесса образования и развития трещин в поровой среде.

3.2. Определение градиента разрыва на примере пласта ачимовской свиты.

3.3. Определение функции раскрытия трещин.

Выводы по разделу 3.

4. АПРОБАЦИЯ МЕТОДИКИ ПРОГНОЗИРОВАНИЯ ПАРАМЕТРОВ РАЗРАБОТКИ.

Выводы по разделу 4.

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Разработка метода прогнозирования показателей освоения нефтяных трещинно-поровых коллекторов»

Актуальность работы

Проблемы увеличения нефтеотдачи весьма актуальны для Западной Сибири, где разрабатываются месторождения со сложным геологическим строением, обусловленным резкой изменчивостью и неоднородностью по площади и разрезу. Принципы освоения таких залежей нефти детально не отработаны и требуют научного изучения и обоснования. Основная проблема -невысокие фильтрационно-емкостные характеристики пластов, сильная зональная и послойная неоднородность, наличие техногенной трещиноватости.

В Западной Сибири к сложнопостроенным коллекторам с двойной пористостью, содержащим значительные запасы нефти и газа, относятся коллекторы ачимовской толщи, баженовской и тюменской свит при глубинах их залегания свыше 2500- 2500 м. Например, к ачимовской залежи относятся коллекторы месторождений, расположенных в границах Восточно-Уренгойской поисковой зоны [1,2] в пределах от Западно-Таркосалинского месторождения на юге до Северо-Уренгойского на севере. Нефтегазоконденсатные и нефтяные залежи имеют сложное геологическое строение, приурочены к литологически экранированным ловушкам, характеризуются аномально - высоким пластовым давлением (коэффициент аномальности 1,7) и, как показано в работе [3], на основании комплексного анализа результатов кернового материала и гидродинамических исследований - трещинно - поровым строением коллектора.

Следует отметить, что коллекторы рассматриваемых отложений характеризуются различным генезисом, морфологией и структурой емкостного пространства.

Нефтегазоконденсатные залежи в ачимовской толще Восточно - Уренгойской зоны введены в опытно - промышленную эксплуатацию в 1997 г и их поведение на различных режимах в процессе длительной эксплуатации изучено достаточно.

Таким образом, одним из важнейших условий оптимального режима работы скважин в сложнопостроенных коллекторах как в нефте-, так и газонасыщенных, наряду с условиями, предупреждающими неуправляемое развитие и смыкание трещин, разрушение коллектора и вынос породы из пласта, снижение забойных давлений ниже давления насыщения нефти газом является условие компенсированного отбора пластового флюида.

Успешное решение повышения полноты извлечения нефти из продуктивных пластов в значительной степени зависит от эффективности методов воздействия на пласт, например его гидравлического разрыва (ГРП) и системы нагнетания при которой формируются техногенные трещин. Но в монографии И.И.Клещенко, Г.В.Крылова и С.К.Сохошко [4] отмечается, что специфические особенности сложнопостроенных малопродуктивных объектов ачимовского нефтегазоносного комплекса не позволяют механически переносить на них методические и технологические разработки. Большое значение при обосновании технологии интенсификации компонентоотдачи имеют результаты анализа механизма трещинообразования в продуктивном объекте.

Цель работы

Повышение эффективности нефтедобычи совершенствованием системы разработки с применением гидродинамической модели заводнения и техногенного трещинообразования.

Основные задачи

1. Систематизировать данные о геолого-физических параметрах и геолого-технических особенностях разработки продуктивных пластов ачимовских отложений.

2. Провести экспериментальные исследования упругих свойств пород-коллекторов для проектирования геолого-технологических мероприятий с учетом техногенного трещинообразования.

3. Теоретически обосновать и разработать гидродинамическую модель пласта, основанную на результатах исследований упругих свойств. Изучить процесс формирования и развития трещин, его влияния на эффективность разработки месторождения.

4. Оценить условия применимости заводнения в коллекторах ачимовских отложений с ухудшенными фильтрационно-емкостными свойствами и склонных к трещинообразованию.

Объект и предмет исследования

• Объектом исследования являются гидродинамические системы поддержания пластового давления, трещинно-поровые коллекторы, предметом - процесс нефтеизвлечения в условиях техногенного трещинообразования.

Научная новизна выполненной работы

1. Выявлена зависимость между упругими геомеханическими характеристиками и фильтрационно-емкостными свойствами продуктивных пластов ачимовских отложений месторождений Среднего Приобья (ТНК-ВР и Сургутнефтегаз).

2. Научно обоснованы факторы, вызывающие образование трещин и необходимость их применения при гидродинамическом моделировании.

Доказана достоверность гипотезы о динамике формирования и развития трещин вследствие перераспределения градиентов давления.

3. Разработана методика определения критериев и параметров трещинообразования, основанная на обработке данных акустических исследований и целенаправленного ГРП.

Практическая ценность и реализация

1. Результаты экспериментальных исследований по оценке упругих свойств пород-коллекторов учитываются при моделировании разработки ачимовских залежей нефтяных месторождений.

2. Разработаны методы учета техногенного трещинообразования, позволяющие оптимизировать процесс добычи нефти с применением ГРП и системы 1111Д.

3. Метод анализа кривой динамики давления при целенаправленном ГРП применяется для прогнозирования значения градиента давления разрыва ачимовских отложений.

4. Модифицированная гидродинамическая модель используется в учебном процессе по направлению «Нефтегазовое дело» для анализа процессов эксплуатации нагнетательных скважин с учетом количественных факторов образования трещин: градиент давления разрыва, модуль Юнга, сжимаемость породы.

Основные защищаемые положения

1. Метод теоретического определения градиента разрыва и параметров раскрытия трещин на основе результатов акустического исследования керна

2. Методика прогнозирования показателей освоения нефтяных трещинно-поровых коллекторов при заводнении.

3. Технология заводнения нефтяных месторождений, ограничивающая систему размещения нагнетательных и добывающих скважин минимально допустимым расстоянием между ними, препятствующим развитию техногенных трещин.

Соответствие диссертации паспорту научной специальности

Область исследований включает разработку технологии нефтедобычи с применением поддержания пластового давления в порово-трещинных коллекторах с целью повышения эффективности эксплуатации месторождений.

Указанная область исследований соответствует паспорту специальности 25.00.17 - разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений, а именно пункту 5: «Научные основы компьютерных технологий проектирования, исследования, эксплуатации, контроля и управления природно-техногенными системами, формируемыми для извлечения углеводородов из недр или их хранения в недрах с целью эффективного использования методов и средств информационных технологий, включая имитационное моделирование геологических объектов, систем выработки запасов углеводородов и геолого-технологических процессов».

Апробация результатов исследований

Результаты диссертационной работы и ее основные положения докладывались и обсуждались на: научно-практической конференции, посвященной 45-летию кафедры «Бурение нефтяных и газовых месторождений» «Инновационные технологии для нефтегазового комплекса» (Тюмень, 2010); научно-практической конференции «Пути реализации нефтегазового и рудного потенциала Ханты-Мансийского автономного округа - Югры» (Ханты-Мансийск, 2010); семинарах и заседаниях кафедры «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений» ТюмГНГУ (Тюмень, 2008-2011 гг.)

Публикации

Результаты выполненных исследований отражены в 5 публикациях, в том числе в 3 изданиях, рекомендованных ВАК РФ.

Объем и структура работы

Диссертационная работа изложена на 127 страницах машинописного текста, содержит 8 таблиц, 50 рисунков. Состоит из введения, четырех разделов, основных выводов и рекомендаций, списка использованных источников из 67 наименований.

Заключение диссертации по теме «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений», Новоселов, Дмитрий Владимирович

Выводы по разделу 4:

1. Сопоставление результатов вычислительных экспериментов, полученных на адаптированной гидродинамической модели, с фактическими режимами работы скважин показало достоверность полученных результатов.

2. При эксплуатации нагнетательных скважин необходимо учитывать все количественные факторы образования трещин: градиент разрыва, коэффициент Пуассона, модуль Юнга, сжимаемость породы геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений». 2004. № 11. с. 55-59

18. Физические свойства горных пород и полезных ископаемых под редакцией Н.Б.Дортман "Недра" М.1976г.

19. Акустические методы исследования скважин Б.Н.Иванкин, Е.В.Карус, О.Л.Кузнецов "Недра" М. 1973г.

20. Дубков A.A. Влияние давления и температуры на механические свойства пород-коллекторов нефти и газа «НТВ«Каротажник». Тверь: Изд. АИС. 2008.- № 12. - с. 73-82

21. Маркевич В. П., Гурари Ф.Г. К проекту стратиграфической схемы мезозойских и третичных отложений Западно-Сибирской низменности // Труды Межведомственного совещания по разработке унифицированных стратиграфических схем Сибири (1956). - Л.: Гостоптехиздат, 1957. - С. 129139.

22. Трушкова Л. Я. К стратиграфии отложений неокома Обь-Иртышского междуречья// Геология нефтегазоносных районов ЗападноСибирской низменности. - Новосибирск: СНИИГГиМС, 1966. - С. 52-64.

23. Трушкова Л.Я. Особенности строения продуктивной толщи неокома Обь-Иртышского междуречья/ЯТроблемы стратиграфии Новосибирск: СНИИГГиМС, 1969. -Вып. 94. -С. 164-168.

24. Гольберт А. В., Гурари Ф. Г., Климова И. Г. О возрастной миграции неокомских свит Западной Сибири - Новосибирск, 1971. -С. 4-9. -Тр. СНИИГГиМС, вып. 115.

25. Онищук Т. М., Наумов А. П., Векслер Л. А. Корреляция продуктивных пластов нижнего мела в Среднеобской НТО // Геология нефти и газа. - 1977. - № 6. - С. 32-37.

26. Эрвье М. Ю. Дельтовые отложения на Нижневартовском своде // Нефтегазовая геология и геофизика. - 1974. - № 11. - С. 25-28.

27. Наумов А. Л. К методике реконструкции рельефа дна ЗападноСибирского раннемелового бассейна // Геология и геофизика. - 1977. - № 10. - С. 38-47.

28. Нежданов А. А., Останина Г. М. Использование палеоэкологического анализа для решения седиментологических задач (на примере неокомских отложений Федоровского и Покачевского месторождений нефти) // Экология юрской и меловой фауны ЗападноСибирской равнины. - Тюмень, 1981. - С. 93-100. - Тр. ЗапСибНИГНИ, вып. 163.

29. Гогоненков Г. Н., Михайлов Ю. А. Сейсмостратиграфические подразделения нефтегазоносных осадочных толщ Западной Сибири // Геология нефти и газа. - 1983. - № 7. - С. 49-56.

30. Шимкус К. М., Шлезингер А. Е. Клиноформы осадочного чехла по данным сейсморазведки // Литология и полезные ископаемые. - 1984. - № 1.-С. 105-116.

31. Нестеров И. И., Высоцкий В. Н. Литолого-фациальная характеристика берриас-валанжинских седиментационно-сейсмических комплексов Среднего Приобья // Сейсморазведка для литологии и стратиграфии. - Тюмень: ЗапСибНИГНИ, 1985. - С. 41-54.

32. Брадучан Ю. В. Биостратиграфические предпосылки сопоставления неокомских отложений центральной части ЗападноСибирской равнины // Стратиграфия и фации фанерозоя Западной Сибири. -Тюмень: ЗапСибНИГНИ, 1982. - С. 5-20.

33. Сейсмогеологический анализ нефтегазоносных отложений Западной Сибири / ОМ. Мкртчян. JI. JI. Трусов, Н. М. Белкин и др. - М.: Наука, 1987.- 126 с.

34. Гогоненков Г Н., Михайлов Ю. А., Эльманович С. С. Анализ неокомской клиноформы Западной Сибири по данным сейсморазведки // Геология нефти и газа. - 1988. - № 1. - С. 22-30.

35. Карогодин Ю. И., Нежданов А. А. Неокомский продуктивный комплекс Западной Сибири и актуальные задачи его изучения // Геология нефти и газа. - 1988. - № 10. - С. 9-14.

36. Прогноз нефтегазоносности ачимовской толщи северной центриклинали Нижнепурского мегапрогиба / И. И. Нестеров, В. Н. Бородкин, В. Н. Высоцкий, Н. X. Кулахметов//Советская геология. - 1988. -№11. -С. 5-13.

37. Нежданов А. А. Основные закономерности строения сейсмостратиграфических комплексов неокома Западной Сибири // Геофизические методы при обосновании объектов нефтепоисковых работ в центральных районах Западной Сибири. ЗапСибНИГНИ. - Тюмень, 1988. - С. 62-70.

38. Сейсмогеологическое изучение клиноформных отложений Среднего Приобья / О. М. Мкртчян, И. JI. Гребнева, В. П. Игошкин и др. - М.: Наука, 1990. - 108 с.

39. Алехин С. В. Условия залегания неокомских отложений Баренцовоморского шельфа // Геология нефти и газа. - 1991. - № 2. - С. 9-15.

40. Шпильман В. И., Мясникова Г. П., Трусов JI. JL Перерывы при формировании неокомских клиноформ в Западной Сибири // Геология нефти и газа. - 1993.-№6.-С. 2-5.

41. Гурари Ф. Г. Клиноформы - новый тип литостратонов // Геология и геофизика. -1994. -№4. - С. 19-26.

42. Приобская нефтеносная зона / Ю. Н. Карогодин, С. В. Ершов, В. С. Сафронов и др. -Новосибирск: Изд-во СО РАН, НИЦ ОИГГМ, 1996. - 255 с.

43. Никашкин А. М.: Титова А. М., Шерстное В. А. Новые типы ловушек ачимовско-баженовской продуктивной толщи (на примере месторождений ОАО «Сургутнефтегаз») // Нефть Сургута. - М.: Нефтяное хозяйство, 1997. - С. 82-89.

44. Кропачев Н. М. Результаты анализа данных сейсморазведки для прогнозирования геологического строения и нефтегазоносности юрских и нижнемеловых отложений в Уватском районе Тюменской области // Актуальные вопросы геологии и географии Сибири: Материалы научной конференции. Т. 2. - Томск: ТГУ, 1998. - С. 86-88.

45. Сонич В.П., Черемисин Н.А, Батурин Ю.Е. Влияние снижения пластового, давления на фильтрационно-емкостные свойства пород//Нефтяное хозяйство №9.- 1997.-е. 52-57

46. Соседков В. С, Четвертных В. П. Строение ачимовской толщи Восточно-Уренгойской зоны по данным сейсморазведки // Геология нефти и газа. - 1995. - № 2. - С. 28-34.

47. Брехунцов А. М., Кучеров Г. Г., Стасюк М. Е. Тип коллектора в отложениях ачимовской толщи Восточно-Уренгойской поисковой зоны // Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. - 1998. - № 7. -С. 2-6.

48. Строение залежей углеводородов основных продуктивных пластов ачимовской толщи Восточно-Уренгойской зоны и методика их разведки / А. М: Брехунцов, В. Н. Бородкин, Н. П. Дещеня, Ю. М. Ильин //

Геология, геофизика и разведка нефтяных месторорждений. - 1999. -№ 5. - С. 16-22.

49. Биостратиграфия неокома северного Приобья Западной Сибири / В. А. Захаров, В. А. Казаненков, Ю. Н. Богомолов и др.//Геология и геофизика. -1999.-№ 8.-С. 1135-1148.

50. Проблемы картирования и прогноза высокоперспективных зон в ачимовской толще Восточно-Уренгойской зоны и некоторые аспекты технико-экономического обоснования ее освоения / А. М. Брехунцов, В. Н.

1 Бородкин, Н. П. Дещеня и др. // Геология, геофизизика и разработка нефтяных месторождений. - 1999. - № 11. - С. 2-13.

51. Бородкин В. П., Брехунцов А. М., Дещеня Н. П. Особенности строения, корреляции и индексации основных продуктивных резервуаров (пластов) неокома севера Западной Сибири в связи с условиями их осадконакопления // Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. - 2000. - № 2. - С. 7-17.

52. Рухин Л.Б. Основы литологии. Л.: Недра, 1969. 703С.

53. Селли Р.Ч. Введение в седиментацию. М.: Недра, 1981. 370 С.

54. Черников O.A. Литологические исследования в нефтепромысловой геологии. М.: Недра, 1981. 237 С.

55. Хаматданов Р.Т. Комплекс автономных приборов для исследования пологих и горизонтальных скважин «НТВ«Каротажник». Тверь: Изд. АИС. 2008г. №10. с. 3-16.

56. Александров С.И. Определение геометрии гидроразрыва на месторождении Узень при помощи скважинного пассивного сейсмического мониторинга/ С.И.Александров, В.П.Бандов, Г.Н.Гогоненков, А.С.Кашик, К.Н.Копеев, А.Н.Бижаков, К.О.Исказиев «НТВ«Каротажник». Тверь: Изд. АИС. 2008г. №11. с.3-14. f

57. Ширгазин Р.Г., Залевский O.A. Результаты экспериментального определения упругих геомеханических характеристик коллекторов Шаимского нефтегазоносного района/ «Нефтяное хозяйство» 2007г.№ 12 с. 87-88.

58. Морева Е.В. Методика определения истиных емкостных свойств коллекторов нефти и газа с учетом их деформационно-напряженного состояние при разработке залежи/ Тезисы докладов. Когалым: CHT ООО «КогалымНИПИнефть» 2001г.

59. Коротенко В.А. Построение зависимостей между фильтрационно-емкостными параметрами для сложнопостроенных коллекторов / В.А. Коротенко, A.A. Николаев, В.В. Попов, Е.П. Матвеев // Проблемы развития топливно-энергетического комплекса Западной Сибири на современном этапе: Межвуз. сб. науч. трудов. - Тюмень: ТюмГНГУ, 2003.- С. 3-6

60. Андреева О.В., Новоселов Д.В. Методика определения содержания аномальных породообразующих минералов//«Известия высший учебных заведений. Нефть и Газ», 2011.№2.с. 45-49.

61. Чижов С.И. Комплексные петрофизические исследования пластовых резервуаров на современном этапе/ С.И.Чижов, Д.С.Сергеев, Д.Ю.Бунин, З.Д.Зотьева, А.Ю. Самойленко, А.Н.Степанов «НТВ«Каротажник», Тверь: Изд. АИС. 2008г. № 12. с. 246-259

62. Стрекалов A.B. Математические модели гидравлических систем для управления системами поддержания пластового давления. Тюмень: ОАО Тюменский дом печати, 2007. 664 с.

63. Стрекалов A.B. Свидетельство о регистрации программы для ЭВМ №2002611864. Комплекс универсального моделирования технических гидравлических систем поддержания пластового давления (Hydra'Sym). 2002.

64. Абдуллин Ф.С., Тарко Я.Б. Влияние трещиноватости продуктивных пластов на заводнение месторождения Узень // Нефтяное хозяйство, № 8, 1980, с. 39-43.

65. Acharya R. Hydraulic fracture treatmebt design simulation. — J. Petrol. Techn., 1988, v. 40, N 2, pp. с 139-142.

66. Медведский P.И. Кондиции запасов нефтяных месторождений Западной Сибири: Монография/ Р.И.Медведский, А.Б.Кряквин, В.П.Балин, М.Е.Стасюк. - М.:Недра, 1992.-295с.

67. Афанасьева A.B., Горбунов А.Т., Шустеф И.Н. Заводнение нефтяных месторождений при высоких давлениях нагнетания. — М.: Недра, 1975. —230 с.

Подготовка образцов

Качественные и высокоточные измерения физических свойств породобеспечиваются тщательной подготовкой образцов. Образцы, используемые для изучения на приборе АШоЬаЬ 1500 должны иметь форму правильных цилиндров.

Цилиндрические образцы изготавливаются из образцов керна, отобранного в процессе бурения скважины. Образцы выбуриваются с помощью алмазных коронок, установленных на сверлильном или фрезерном станке. Образцы из керна, как правило, выбуриваются параллельно напластованию. Подготовка торцов образца выполняется в зависимости от того, какие исследования требуется провести. При измерении растяжения и акустических свойств образца требуется более тщательная его подготовка. Торцы образца должны быть пришлифованы и параллельны с точностью 103 мм/мм. Параллельность торцов образца является необходимостью для проведения любого эксперимента. Небольшое отклонение от параллельности образца может вызвать неравномерную нагрузку. Более того, при измерении скоростей пробега акустических волн неровности могут привести к отсутствию контакта между образцом, источником и/или приемником.

Ультразвуковые волны восприимчивы к деформациям менее 10-7. Любые неровности на поверхности образца могут понизить коэффициент усиления волны и, в итоге, изменить ее форму. Это напрямую сказывается на качестве измерения скоростей волн и коэффициентов их затухания.

Проведение измерений

Наиболее проста процедура упаковки образца в манжету для экспериментов по измерению проницаемости и скоростей пробега волн. Берется часть гибкой трубки, длина которой на 20 мм (0,8 дюйма) длиннее образца. Внутренний диаметр манжеты должен соответствовать внешнему диаметру образца.

После того, как образец помещается по центру длины манжеты, он готов к установке на датчики. Каждый из концов манжеты плотно натягивается на концы датчиков посредством стяжки двух боковые металлических стержней. Стержни легко стягиваются при помощи пары плоскогубцев.

Когда образец подготавливается к эксперименту по определению скоростей пробега волн, перед помещением в манжету образец покрывают смазкой, обеспечивающей измерение поперечных волн; поместите небольшое количество смазки на торцы образца и разровняйте их. При помещении образца между акустическими датчиками убедитесь, что направления поляризации для поперечных волн на обоих датчиках установлены одинаково. На каждом из датчиков проведена линия. Эти пометки должны быть выровнены. Помещенный в манжету образец, закрепляется между датчиками и может быть помещен в автоклав.

Ультразвуковой преобразователь PS2 позволяет создавать и регистрировать скорости продольной (Р) и двух поперечных волн (S1 и S2) в образце породы. Колебания двух поляризованных поперечных волн ориентированны друг к другу под углом 90о. Преобразователь состоит из набора пьезоэлектрических кристаллов, способных возбуждать продольные и поперечные волны в образце породы диаметром 20-40 мм и 15-50 мм длиной. Средняя частота преобразователя 700 kHz. Горное и поровое давления создаются гидроусилителями, управляемыми сервоклапанами при давлении до 100 МПа.

После измерения интервалов времени задержки акустического импульса через образцы заданной длины определяются скорости упругих волн:

Vs = « где: 1 - длина образца, мм; tp , ts - время прохождения импульсов по тракту преобразователь -образец - преобразовател , мкс; tpo ? tso - аппаратурная задержка, мкс.

Основные причины, которые могу повлиять на точность экспериментально получаемых значений скоростей упругих волн, обусловлены методикой эксперимента и связаны с особенностями исследуемых пород. Наиболее значительная погрешность в значениях измеряемых скоростей при данном методе определяется сложностью совмещения импульсов на экране осциллографа при выполнении измерений. На установке AutoLabl500 эта погрешность сведена к минимуму за счет применения цифрового осциллографа и программного обеспечения, позволяющего записывать и воспроизводить на мониторе фиксированную волновую картину процесса. Снижение погрешности в определении размеров образцов, при измерении которых является достаточной точность ± 0.01 мм, достигается применением цифрового штангенциркуля. Погрешность, вносимая слоем специального состава, обеспечивающего акустический контакт в измерительной системе, компенсируется программным обеспечением. Руководство пользователя для установки AutoLab 1500 New England Research Inc.2007r.