Презентация на тему "Pvtсвойства пластовых систем. Создание pvt таблиц"

Содержание

• 
  Слайд 1

  PVTсвойства пластовых систем. Создание PVT таблиц

• 
  Слайд 2

  Основные вопросы:

  Необходимость изучения свойств пластовых флюидов Типы пластовых флюидов Изучение свойств газа. Газоконденсатные исследования Изучение свойств нефти Математическое моделирование свойств флюидов Понятие «PVT-таблицы». Классификация таблиц. Выгрузка ключевых слов

• 
  Слайд 3
  

  Подсчет запасов Запасы сухого газа, С2-С4, С5+ Запасы нефти и растворенного в ней газа Проектирование разработки Инженерные расчеты при проектировании разработки Выбор оптимальных систем разработок Выбор методов повышения нефтеотдачи и конденсатоотдачи и т.д. Проектирование обустройства Расчеты системы сбора флюидов Расчеты промысловой подготовки добываемого УВ сырья Продажа целевых продуктов Качество нефти и газа Маркетинговые исследования необходимости на рынке добываемых флюидов 06.10.2019 3 Необходимость изучения свойств пластовых флюидов

• 
  Слайд 4
  

    Геологические запасы нефти и растворённого газа   Геологические запасы свободного газа   Подсчёт запасов пластовой нефти Подсчёт запасов пластового газа (газоконденсата) Извлекаемые запасы стабильного конденсата   Гидродинамическое моделирование Определение притока жидкости к скважине (формула Дюпюи)   Определение притока газа к скважине (формула Дюпюи)   Необходимость изучения свойств пластовых флюидов

• 
  Слайд 5
  

  Типы пластовых флюидов и их свойства

• 
  Слайд 6
  

  Основные признаки углеводородов по МакКейну Типы пластовых флюидов

• 
  Слайд 7
  

  Типы пластовых флюидов Основные признаки углеводородов по Лари Лейку

• 
  Слайд 8
  

  Типы пластовых флюидов Вид фазовой диаграммы для разных типов углеводородов

• 
  Слайд 9
  

  9 Сухой газ Типы пластовых флюидов Фазовая диаграмма Пластовые условия сепаратор

• 
  Слайд 10
  

  10 Жирный газ Типы пластовых флюидов Фазовая диаграмма Пластовые условия сепаратор

• 
  Слайд 11
  

  Пластовые условия сепаратор Типы пластовых флюидов Фазовая диаграмма Газоконденсатная система

• 
  Слайд 12
  

  Типы пластовых флюидов Фазовая диаграмма Околокритический флюид Нефть и газ Пластовые условия сепаратор нефть Газ критическая точка, газ критическая точка, нефть

• 
  Слайд 13
  

  13 Фазовая диаграмма Типы пластовых флюидов Нефть Пластовые условия сепаратор

• 
  Слайд 14
  

  14 Фазовая диаграмма Типы пластовых флюидов Тяжелая нефть Пластовые условия сепаратор Критическая точка

• 
  Слайд 15
  

  Изучение свойств газа. Газоконденсатные исследования

• 
  Слайд 16
  

  Закон Авога́дро— в равных объёмах газов, взятых при одинаковых температурах и давлениях, содержится одно и то же количество молекул (NA=6.022*1023моль-1) Следствие 1 - один моль любого газа при одинаковых давлении и температуре занимает одинаковый объем: при н.у. (0,1013 МПа и 0°С )– 22,4 л/моль при ст.усл. (0,1013 МПа и 20°С) – 24,04 л/моль на другие условия можно пересчитать через уравнение Клапейрона Следствие 2 - отношение масс одинаковых объемов двух газов есть величина постоянная для данных газов и называется относительной плотностью газа D: М1 и М2 – молярные массы двух газообразных веществ Принято, что М2 – молярная масса воздуха 28,98 г/моль (плотность при 0,1013 МПа и 20°С – 1,205 кг/м3)   Свойства газа

• 
  Слайд 17
  

  Уравнение Менделеева-Клапейрона - формула, устанавливающая зависимость между давлением, молярным объёмом и абсолютной температурой идеального газа. *RT, N – количество молей газа, m – масса газа, M – молярная масса газа   Свойства газа

• 
  Слайд 18
  

  Свойства газа Состав и свойства пластового газа     Расчет потенциального содержания УВ С5+ ZC5+, МС5+- мольная доля % и масса УВ С5+В =   ==   ===   mг – масса газа, Zi– мольная доля компонента в газовой смеси, мол%, ρг – плотность газа, кг/м3Vст.усл – объем газа в стандартных условиях (24,04 л/моль), - относительная плотность газа по воздуху   Расчет массы и плотности пластового газа

• 
  Слайд 19
  

  Свойства газа =   =   Расчет псевдокритического давления и температуры Расчет приведенного давления и температуры =   =   Pci – критическое давление компонента, Рpc – псевдокритическое давление, Рpr – приведенное давление, Р – давление, при котором находится смесь Тci – критическая температура компонента, Тpc– псевдокритическая температура, Тpr– приведенная температура, Т - температура, при которой находится смесь Состав и свойства пластового газа

• 
  Слайд 20
  

  Свойства газа Зависимость коэффициента сверхсжимаемости для природного газа (с содержанием неуглеводородных компонентов и компонентов С5+В менее 10 %,об) от приведенного давления и температуры =   =   ==2,17   ==1,55   Z=0.82 ==   Расчет объемного коэффициента газа bг – объемный коэффициент газа, Vгпл – объем газа в пластовых условиях, Vгст – объем газа в стандартных условиях, Z, Т, Р – коэффициент сверхсжимаемости, давление и температура при пластовых условиях, Zо, То, Ро – при стандартных условиях газа

• 
  Слайд 21
  

  06.10.2019 21 Определение свойств пластовых флюидов. Газоконденсат

• 
  Слайд 22
  

  Сырой конденсат Дегазированный (стабильный) конденсат Методы проведения первичных промысловых исследований скважин Метод промышленных Отборов Сепараторная установка (газ сепарации и насыщенный конденсат) Метод малых отборов Многофазный расходомер, мобильная замерная установка (газ сепарации и насыщенный конденсат) Глубинные пробы (в т.ч. MDT) одноступенчатая сепарация двухступенчатая сепарация Промысловый этап получения газоконденсатной характеристики Газ сепарации – газ, выходящий из сепаратора Насыщенный конденсат (сырой, нестабильный)– жидкая фаза, образующаяся после первой ступени промысловой сепарации Стабильный конденсат (дегазированный) – жидкая фаза, после удаления газообразных УВ при стандартных условиях Газ дегазации – газ, выделившийся при дегазации сырого конденсата Коэффициент усадки – отношение объема дегазированного конденсата к объему сырого конденсата Конденсатогазовый фактор (КГФ) – отношение дебита нестабильного или стабильного конденсатата к газу сепарации, см3/м3, г/м3

• 
  Слайд 23

  Анализ кондиционности промысловых исследований

  06.10.2019 23 W – скорость течения, м/с; Q – расход, тыс. м3/сутки; Т – температура, К; Р – давление, атм; d- диаметр НКТ, см;z – коэффициент сжимаемости Расчет минимальной скорости для выноса жидкости по методикам: Turner, Точигина и др.

• 
  Слайд 24
  

  06.10.2019 24

• 
  Слайд 25
  

  Лабораторные этап получения газоконденсатной характеристики

• 
  Слайд 26
  

  Лабораторный этап получения газоконденсатной характеристики Определение состава пластового газа Глубинные пробы Стандартная сепарация Состав и плотность газа сепарации Состав и плотность стабильного конденсата Состав пластового газа (математическая рекомбинация КГФ Газ сепарации Насыщенный конденсат Состав газа дегазации Состав и плотность дегазированного (стабильного) конденсат Стандартная сепарация дегазация КГФ Состав и плотность насыщенного конденсата (математическая рекомбинация Состав и плотность газа сепарации Состав и плотность насыщенного конденсата Состав пластового газа (математическая рекомбинация КГФнас

• 
  Слайд 27
  

  Газ сепарации yi Дегазированный конденсат нефть xi Пластовый газ/ пластовая нефть zi             ni(g) – число молей i-ого компонента в растворенном газе, приходящееся на 1 тонну дегазированной нефти/стабильного конденсата; ni(o)– число молей дегазированной нефти/стабильного конденсата; Rsb(м3/т) – отношение объема растворенного газа к массе дегазированной нефти/стабильного конденсата; Мо – молекулярная масса дегазированной нефти/стабильного конденсата; xi, yi, zi – мольные доли i-ого компонента в сепарированной нефти/стабильном конденсате, растворенном газе и пластовой нефти/газе, соответственно Определение состава пластового газа

• 
  Слайд 28
  

  установку PVT 1500/700 FullVisibility, производства «SANCHEZ TECHNOLOGIES» (Франция).     Проведение термодинамических исследований Исследования проводятся на специальных установках, обеспечивающих совместное перемешивание разных фаз и термодинамическое равновесие Sanchez, Vinchi, Oilpase DBR

• 
  Слайд 29
  

  Зависимость коэффициента конденсатоотдачи при С5+

• 
  Слайд 30
  

  Появление первых капель жидкости Рdew – давление начала конденсации Vcell – объем ячейки Vliq – объем выделившейся из газа жидкости Исследование при постоянной массе. Constant Mass Expansion (CCE) Определяемые величины: Давление начала конденсации Рнк (Рdew); Относительный объем Vrel Объём жидкой фазы Сжимаемость флюида; Коэффициент сверхсжимаемости пластового газа Плотность и вязкость пластового газа при давлении выше Рнк   Температура = CONST

• 
  Слайд 31
  
• 
  Слайд 32
  
• 
  Слайд 33
  

  расширение расширение Появление первых капель жидкости Рdew – давление начала конденсации Vcell – объем ячейки Vliq – объем выделившейся из газа жидкости Выпуск газа Выпуск газа Контактно-дифференциальная конденсация Constant Volume Depletion (CVD) Определяемые величины: Объём жидкой фазы Коэффициент сверхсжимаемости пластового газа Состав и свойства добываемого газа на ступенях Состав и свойства оставшегося в ячейке конденсата Коэффициент извлечения газа Коэффициент извлечения конденсата КИК=, q – объем оставшегося в ячейке конденсата, при снижении давления до 0,1 МПа   Температура = CONST

• 
  Слайд 34
  
• 
  Слайд 35
  

  Необходимые свойства газа для подсчета запасов и гидродинамических моделей Геологические запасы свободного газа   Извлекаемые запасы стабильного конденсата   Кривые пластовых потерь конденсата при CCE и CVD КИК=, q – объем оставшегося в ячейке конденсата, при снижении давления до 0,1 МПа   1. Состав пластового газа 2. Мольная доля сухого газа (неуглеводородные газы, УВ С1-С4) 3. Потенциальное содержание УВ С2, С3, С4, С5+ 4. Коэффициент сверхсжимаемости при пластовых условиях (эксперимент или номограмма) 5. Коэффициент извлечения конденсата   ПССУВ - Потенциальное содержание УВ С2, С3, С4, С5+ - мольная доля, % и молярная масса УВ С2, С3, С4, С5+  

• 
  Слайд 36
  

  Изучение свойств пластовой нефти

• 
  Слайд 37
  

  Давление насыщения нефти газом Psat (Pbub) (saturation)– это давление, при котором в процессе изотермического расширения однофазной пластовой нефти появляются первые признаки свободного газа (bubble point). Объемный коэффициент нефти- равен отношению объема, занимаемого УВ жидкой фазой пластовой смеси при пластовых условиях Vнп, к объему дегазированной нефти Vнд Газосодержаниенефти - количество газа, выделившегося из растворенного состояния при изменении условий от пластовых до стандартных (0.101325 МПа, 20 C) и отнесенного к объему (массе) дегазированной нефти Vнд: Плотность пластовой нефти Относительная плотность нефти Свойства нефти Определение давления насыщения нефти =  

• 
  Слайд 38
  

  Объемный коэффициент при давлении насыщения Давление насыщения Изотермический коэффициент сжимаемости Объемный коэффициент при давлении выше давления насыщения Г - газовый фактор, м3/м3 ρсн , ρг - плотности дегазированной нефти и растворенного газа, кг/м3 t - пластовая температура, ˚С Оценка объемного коэффициента по корреляции Стэндинга при давлении, равном и выше давления насыщения Свойства нефти. Корреляционные зависимости

• 
  Слайд 39
  

  Свойства нефти. Корреляционные зависимости для газосодержания и объемного коэффициента

• 
  Слайд 40
  

  Свойства нефти. Расчет вязкости нефти. Корреляция Беггс и Робинсон 1. Расчет вязкости при атм. давлении и пластовой температуре 2. Расчет вязкости для газонасыщенной нефти

• 
  Слайд 41
  

  Свойства нефти. Расчет вязкости нефти Разные корреляции дают большой диапазон изменения вязкости.

• 
  Слайд 42
  

  Требования к отбору глубинной пробы согласно требованиям СТО РМНТК 153-39.2-002-2003 «Нефть. Отбор проб пластовых флюидов»: Глубинная проба из работающей скважины (классический пробоотборник) Глубинная проба при испытании скважины в открытом стволе глубинным пластоиспытателем (MDT, RCI) Главное требование к отбору глубинной пробы – давление отбора выше давления насыщения Ротб>Рнас При невозможности отобрать глубинные пробы допускается отбор проб газа сепарации и насыщенной нефти из сепаратора (фиксируют газосодержание для рекомбинации пробы в лаборатории) Исследование пластовой нефти. Отбор глубинной пробы Начало разгазирования Однофазный флюид Запись давления по стволу скважины   Пробу рекомендуется отбирать при ГРР, в начальный период разработки, а также в зонах с начальным пластовым давлением

• 
  Слайд 43
  

  Состав пластовой нефти Состав пластовой нефти Глубинные пробы Стандартная сепарация Состав и плотность газа сепарации Состав и плотность стабильного конденсата Состав пластовой нефти (математическая рекомбинация) ГС Газ сепарации Насыщенная нефть Состав газа дегазации Состав и плотность дегазированной нефти Стандартная сепарация дегазация ГС Состав и плотность насыщенной нефти (математическая рекомбинация Состав и плотность газа сепарации Состав и плотность насыщенной нефти Состав пластовой нефти (математическая рекомбинация) ГС

• 
  Слайд 44
  

  Виды исследования пластовой нефти Стандартная сепарация – частный случай контактного разгазирования, когда выделение газа осуществляется при стандартных условиях – температуре 20 оСи давлении 0,101325 МПа (допускается текущее атмосферное давление) Ступенчатая сепарация – ступенчатое разгазированиепри термобарических условиях, соответствующих системе промысловой сепарации Дифференциальное разгазирование– ступенчатое разгазирование при постоянной (пластовой) температуре

• 
  Слайд 45
  

  Контактное разгазирование. Constant Mass Expansion (CCE) Появление первых пузырьков газа Рbub – давление насыщения Vcell – объем ячейки Vliq – объем выделившейся из газа жидкости Температура = CONST Р>Pbub Pbub Р

• 
  Слайд 46
  
• 
  Слайд 47
  

  Контактное разгазирование. Constant Mass Expansion (CCE)  Зависимость от давления изотермического коэффициента сжимаемости пластовых нефтей различных месторожденийпри температуре: 1) Усинское, 19 С 2) Дмитриевское, 51 С 3) Тенгизское (скв. 1), 51 С 4) Тенгизское (скв. 1), 107 С 5) Карачаганакское (скв. 33), 84 С Для большинства нефтей (10 - 50)10-4МПа-1

• 
  Слайд 48
  

  Дифференциальное разгазирование Определяемые величины: Газосодержание нефти Объемный коэффициент нефти Плотность разгазированной нефти Составы и свойства газа на ступенях (Z-фактор, плотность, вязкость) Состав остатка нефти на последней ступени VO1, VO2, VO3 - объем нефти на ступенях VOS – объем нефти на последней ступени Р1, Р2, Р3 – давление на ступенях Рst – давление 0,10132 МПа 8-10 ступеней снижения давления при пластовой температуре (на каждой ступени фиксируют объем нефти и объем газа) При атмосферном давлении температура снижается от пластовой до стандартной (20 оС). Оставшаяся нефть называетсяразгазированной

• 
  Слайд 49
  
• 
  Слайд 50
  
• 
  Слайд 51
  

  Сепаратор тест Определяемые величины: Газосодержание на ступенях Stage Суммарное газосодержаниеTotal GOR=(Vg1+Vg2)/Vo2 Объемный коэффициент на ступенях stage FVF=Voj/Vo2 Суммарный объемный коэффициент нефти Total FVF=Vob/Vo2 Плотность разгазированной нефти Составы и свойства газа на ступенях (Z-фактор, плотность, вязкость) Состав и свойства нефти на последней ступени   VO1, VO2, объем нефти на ступенях VOb – объем нефти при давлении насыщения Vg1, Vg2 – объем газа на ступенях Схема ступенчатой сепарации

• 
  Слайд 52
  

  Результаты исследования пластовой нефти Черная нефть. Black oil Тяжелая нефть. Heavy oil Для пластовых нефтей с небольшим количеством растворенного газа, находящихся при невысоких давлении и температуре, значения объемного коэффициента, газосодержания и плотности дегазированной нефти не сильно зависит от способа их определения При увеличении количества растворенного газа, давления, температуры значения объемного коэффициента и плотности дегазированной нефти, полученные в результате дифференциального разгазирования при пластовой температуре, возрастают по сравнению с параметрами, определенными в результате ступенчатой сепарации. Причины: При высоких температуре и давлении легкокипящие фракции группы С5+ пластовой нефти испаряются в газовую фазу на ступенях дифференциального разгазирования и удаляются вместе с газом. В результате этого увеличивается плотность и уменьшается объем дегазированной нефти, что приводит к завышению значений объемного коэффициента и газосодержания пластовой нефти.

• 
  Слайд 53
  
• 
  Слайд 54
  

  06.10.2019 54 Результаты исследований нескольких проб нефти Зависимость свойств нефти от давления отбора пробы

• 
  Слайд 55
  

  06.10.2019 55 Зависимость свойств нефти от давления отбора пробы Результаты исследований нескольких проб нефти

• 
  Слайд 56
  

  Создание флюидальной модели

• 
  Слайд 57
  

  06.10.2019 57 Флюидальная модель– это математический алгоритм, описывающий фазовое поведение реальной углеводородной системы при различных термодинамических условиях Этапы создания флюидальной модели Создание флюидальной модели

• 
  Слайд 58
  

  Использовать результаты фракционной разгонки по Энглеру Остаток С5+ разбивается на узкие фракции согласно результатам фракционной разгонки, свойства фракций определены по корреляциям (зависимость молярной массы и плотности от температуры кипения) Использовать результаты вакуумной разгонки по ИТК Остаток С5+ разбивается на узкие фракции согласно результатам фракционной разгонки, имеются свойства узких фракций Использовать результаты хроматографии. Фракции ранжируются по номеру нормального парафина до С36+, свойства фракций определены по корреляциям Отсутствуют результаты хроматографии, фракционной разгонки – Разбиение отстатка по методу Whitson Занесение состава пластового флюида Состав пластового газа Варианты разбиения остатка С7+

• 
  Слайд 59
  

  06.10.2019 59 Зависимость молекулярного веса углеводородных компонентов от логарифма их весовой доли Занесение состава пластового газа

• 
  Слайд 60
  

  Занесение состава пластового газа Свойства SCN-фракций Katz, Firoozabadi Определение свойств фракций по результатам разгонки по Энглеру

• 
  Слайд 61
  

  Состав пластового газа с использованием результатов фракционной разгонки по Энглеру Занесение состава пластового газа

• 
  Слайд 62
  

  Состав по результатам хроматографии Фракции ранжируются по номеру нормального парафина Свойства фракций определены по корреляциям Состав пластового газа по результатам хроматографии Занесение состава пластового газа

• 
  Слайд 63
  

  06.10.2019 63 Состав до С5+ Состав до С7+ остаток дробится на множество фракций, которые затем группируются в несколько псевдокомпонентов Особенности, о которых следует помнить при работе с методом Витсона: моделируемое распределение псевдо фракций не соответствует реальному; для настройки модели необходимо наличие экспериментальных данных; без экспериментальных данных, по которым можно откалибровать модель, успешный прогноз физико-химических свойств невозможен Разбиение остатка С5+ или С7+ по методу Whitson (Витсона) Занесение состава пластового газа

• 
  Слайд 64
  

  Занесение результатов экспериментов

• 
  Слайд 65
  

  65 Идеальный газ Уравнение Ван-дер-Ваальса Уравнение Пенга-Робинсона мольный объем поправка на межмолекулярное притяжение поправка на объем, занимаемый молекулами Уравнение состояния 2. Берем шифт-параметр 3. Вычисляем поправку к объему 4. Вычисляем «улучшенное» значение объема 1. Вычисляем объем Поправка к объему

• 
  Слайд 66
  

  Уравнение состояния. Структура коэффициентов

• 
  Слайд 67
  

  Настройка уравнения состояния LBC LBC-modified Критическая температура Ткрит Критическое давление Ркрит Критический объем Vкрит Ацентрический фактор Ас Omega A Omega B Бинарные коэффициенты взаимодействия BIC Коэффициенты LBC Параметры для настройки EOS

• 
  Слайд 68
  

  Понятие «PVT-таблицы». Классификация таблиц

• 
  Слайд 69

  Виды гидродинамических моделей по типу флюида

• 
  Слайд 70

  Выгрузка PVT-таблиц для моделирования

  PVT-таблицы - таблицы, в которых приводятся изменения основных свойств нефти и газа от давления при постоянной температуре: изменение объемного коэффициента нефти и газа; изменение вязкости нефти и газа изменение газосодержания нефти изменение конденсатосодежания газа Создание эксперимента CVD/DL Создание эксперимента сепаратор-тест, который соответствует условиям подготовки флюида Выгрузка таблиц PVTG/PVTO, PVDG/PVDO Создание эксперимента Composition with Depth Выгрузка ключевых слов PBVD/PDVD(изменение давления насыщения/конденсации с глубиной) или RSVD/RVVD (изменение газосодержания и конденсатосодержания с глубиной) Выгрузка таблиц BLACK OIL CVD/DL Промысловый сепаратор

• 
  Слайд 71
  

  Схема подготовки газа и конденсата на УКПГ С-1 – входной сепаратор, С2- НТС, В-1 –выветриватель, Д – дегазация, СК – стабильный конденсат ГС – газ сепарации, ФВД, ФНД – факел высокого и низкого давления (не на всех УКПГ) Давление и температуры на ступенях 1- 4 в таблице указаны ориентировочно для понимания, оптимальные условия подбираются для каждого флюида

• 
  Слайд 72
  

  Принципиальная технологическая схема сбора и подготовки нефти и нефтяного газа Подготовка нефти на УПН (если нет информации о условиях на УПН)

• 
  Слайд 73

  Виды PVT-таблиц

  Dead oil (PVDO) Dead oil (PVDO) используется: 1.Рзаб>Рнас 2. Газосодержание нефти не изменяется 3. Изменяются от давления вязкость и объемный коэффициент

• 
  Слайд 74
  

  Dry gas (PVDG) Dry gas (PVDG) используется: для нефтяных залежей: 1.Рзаб

• 
  Слайд 75
  

  Live oil (PVTO) используется: 1. Рзаб

• 
  Слайд 76
  

  Live oil (PVTO)

• 
  Слайд 77
  

  Wet gas (PVTG) Wet gas (PVTG) используется: для нефтяных залежей: Рзаб

• 
  Слайд 78

  Выгрузка свойств для композиционной модели

  Сгруппировать компоненты ориентируясь на сходство констант равновесия (С1-N2, C2-CO2, C3-C4 и т.д.) Качество группировки необходимо контролировать проверкой изменения фазовой диаграммы (минимальные расхождения с исходной) Чем меньше компонентов после группировки, тем быстрее идет расчет в гидродинамической модели Создавать эксперименты CVD/DL не обязательно – достаточно нажать на состав и указать пластовую температуру Создание эксперимента Composition with Depth Выгрузка ключевых слов ZMFVD – для получения зависимости изменения состава от глубины. Обычно используется: Необходимо учесть гравитационное влияние на свойства флюида При наличии газонефтяного контакта, когда на ГНК у вас состав газа изменяется на состав нефти Выгрузка свойств для композиционной модели

• 
  Слайд 79
  
• 
  Слайд 80
  

  Изменение свойств флюидов от глубины Характерное распределение зависимостей Рпл, Рнас и Рнк от глубины По мере удаления вниз от ГНК содержание легких фракций в нефти уменьшается, ГС снижается, Рнас снижается По мере удаления вверх от ГНК содержание тяжелых фракций в конденсате уменьшается, Рнк снижается

• 
  Слайд 81
  

  Равновесные составы газа и нефти на ГНК Свойства флюидов на газонефтяном контакте

• 
  Слайд 82
  

  А) Б) В) Г) Д) А) Б) В) Г) Д)

• 
  Слайд 83
  

  А) Б) В) Г) Д) А) Б) В) Г) Д)