vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

1. Физические свойства нефтегазового пласта, принципы их определения и области использования.

Нефтегазовый пласт – это сложная многопараметрическая система, насыщенная различными фазами и имеющая свойства, способные изменяться во времени

Физическое свойство – способность взаимодействовать с искусственными и природными физическими полями.

Конкретной числовой характеристикой является мера взаимодействия пласта с полями. Действующими полями являются: гравитационное, барическое, электромагнитное,

радиационное и др.

Под действием полей пласт приобретает свойство саморегуляции Технологическое свойство пласта – его реакция на технологическое воздействие. К таким

свойствам относятся: буримость (скорость разбуривания), проницаемость и проч.

Методы изучения пласта.

1

Экспериментальные

Методы изучения физических свойств пласта:

1.Анализ керна из разведочных скважин.

2.Скважинные геофизические исследования (каротаж).

3.Межскважинные геофизические исследования.

4.Скважинные гидродинамические исследования.

5.Межскважинные гидродинамические исследования.

6.Литолофациальный анализ

2. Характеристика структурно-текстурного строения нефтегазового пласта. Различают слоистую и литологическую неоднородность.

глина

Классифицируется на:

алевролит

аргиллит

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Структура порового пространства – это характер распределения пор по размерам, форме и конфигурации, а так же по взаимному расположению пор относительно друг друга. Определяет возможность движения флюида в пласте и характеризуется однородностью.

Структурно-текстурной неоднородностью характеризуется неоднородность скелета породы.

Взависимости от структуры пласта можно различить:

псафитовую(>2 мм)

псаммитовую(0,1-2 мм)

алевритовую(0,01-0,1 мм)

пелитовую( менее 0,01 мм)

Текстура указывает на слоистость, характер размещения и расположения пород, взаиморасположение и количественное расположение цемента

Уровни неоднородности.

3. Коллектора нефти и газа и их свойства.

Нефтегазовым коллектором называется горная порода, обладающая физическими свойствами, позволяющими аккумулировать в ней нефть и газ, а также фильтровать, отдавать их при наличии перепада давления. Основные критерии коллектора нефти и газа – его емкостная и фильтрационная характеристики, определяемые вещественным составом, пористостью и проницаемостью, а в более общем виде – типом коллектора. Принято все коллекторы нефти и газа разделять на терригенные и карбонатные.

Терригенные коллекторы. Породы-коллекторы терригенного типа состоят из зерен минералов и обломков пород разных размеров, сцементированных цементами различного типа. Обычно эти породы представлены в разной мере сцементированными песчаниками, алевролитами, а также в виде смеси их с глинами и аргиллитами. Для характеристики терригенных коллекторов большое значение имеет их минералогический и гранулометрический составы.

Карбонатные коллекторы. Породы-коллекторы карбонатного типа слагаются в основном известняками и доломитами

4. Физические и физико-технологические свойства нефтегазового пласта.

Физико-технологическое свойство – это реакция пласта на технологическое воздействие (буримость, проницаемость).

Физическое свойство – способность взаимодействовать с искусственными и природными физическими полями.

Конкретной числовой характеристикой является мера взаимодействия пласта с полями. Действующими полями являются: гравитационное, барическое, электромагнитное, радиационное и др.

Под действием полей пласт приобретает свойство саморегуляции.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Основные физические и физико-технологические свойства нефтегазового пласта и покрышки; области их использования.

Физические:

Механические

Термодинамические

Акустические

капилярные

Физико-технологические

Буримость породы

проницаемость

5. Минералогический и гранулометрический состав нефтегазового пласта. Гранулометрический анализ - анализ гранул (частиц), из которых состоит пласт.

Гранулометрический состав – массовое содержание (количество) в породе частиц определённой крупности (размера).

Степень неоднородности пород характеризуется показателем. Чем хуже коллекторские свойства, тем больше у него будет разброс по диаметрам.

По размерам гранул породы делятся как:

1)дресва (гравий, дресвяник, гравелит) – 2-10 мм;

2)песок, песчаник – 0.1-2 мм;

3)алеврит, алевролит – 0.01-0.1 мм;

4)глина, аргиллит 0.01 мм – пелитовая структура.

М, %

60

Для оценки гранулометрического состава используются данные микроскопического, ситового и седиментационного анализа.

Данные микроскопического изучения предпочтительны, т.к. пласт сохраняет свою природную структуру. Данные ситового и седиментационного анализа предполагают нарушения природной структуры пласта.

В процессе дезинтеграции появляются обломки не характерные для природного состава породы (более крупные частицы).

После дезинтеграции частицы пропускают через сита разного диаметра. С помощью чего определяется количество частиц определённого размера.

Как правило используются для определения частиц размеров от 0.05 и более миллиметров.

Для этого берутся стандартные наборы сит: 10; 7; 5; 3; 2; 1; 0.5; 0.25 мм.

Все частицы, которые меньше 0.05 мм исследуются с помощью седиментационного анализа. Он основан на закономерностях осаждения частиц в водной среде. Для этого используется формула Стокса. Она справедлива для частиц правильной, шарообразной формы, размером 0.1¼0.01 мм. Эта формула связывает скорость осаждения с диаметром частиц и плотностью:

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

v=(g d2/(18 )) ( п/ ж – 1),

где d – диаметр частиц,

- кинематическая вязкостьп – плотность породыж – плотность жидкости

v – скорость осаждения.

Частицы, размером менее 0.01 мм не подчиняются этому закону.

6. Структура внутрипорового пространства нефтегазового пласта.

Структура порового пространства – это характер распределения пор по размерам, форме и конфигурации, а также по взаимному расположению пор относительно друг друга.

Координационное число – количество капилляров, подходящих к одной крупной поре

Если rп>>rк, то такие поры будут вести себя как непроточные. Крупные поры отвечают за запасы, капилляры – за извлечение, поэтому при определённом соотношении запасы будут трудноизвлекаемы.

Типы пор:

хорошо отсортированный песчаник

плохо отсортированный песчаник

глина, содержащая замкнутые поры

трещинный тип

кавернозный тип

Первичные поры по форме могут быть различной конфигурации, в зависимости от гранулометрического состава:

1)ромбоидальной формы (это в основном высокопористые, открытопористые, хорошо окатанные песчаники)

2)тетраэдральной формы (это спрессованные песчаники)

3)трещиноватые (глины, слюды и др.)

Что касается вторичных пор, то они связаны с деформацией, выщелачиванием и другими седиментационными процессами. Они, в свою очередь, подразделяются на:

1)щелевидные

2)каверновые

1. Сверхкапиллярные поры с dэф 10 4 м . Через такие поры хорошо

фильтруются нефть, газ, вода; для них нехарактерны эффекты на границе фаз.

2.Капиллярные поры с d эф 10 7 10 4 м . Такие поры проявляют эффекты межфазного взаимодействия, фильтрация в них затруднена.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

фильтруется.

7.Пористость нефтегазового пласта, коэффициенты ее характеризующие. Пористость – способность содержать пустоты.

коэффициентом общей пористости - доля любых пор в единице объема

(vгр+vтрещ+vкав)/vобщ=kп=kп.гр+kп.тр+kп.кав

коэффициент открытой пористости – доля сообщающихся пор

kо.п.=vотк.пор/vобщ

коэффициент нефтегазонасыщения – доля пор содержащих нефть или газ

kн.г.=vн.г./vпор

эффективная пористость

kэф.=kо.п. kн.г.

динамической пористости – мера, характеризующая полезную емкость пласта

kдинам.п.=kо.п. (kн – kо.н.н.),

где kн – коэффициент нефтенасыщения kо.н.н. – коэффициент остаточного нефтенасыщения

8. Гранулярные трещинные и кавернозные пласты. Коллекторы делятся на

е

9. Понятие проницаемости, законы однофазной фильтрации и области использования проницаемости.

Проницаемость – площадь всех отверстий, через которые проходят флюиды.

Проницаемостью горных пород называют их способность пропускать жидкость или газ под действием перепада давления. Почти все без исключения осадочные породы обладают проницаемостью

Абсолютная проницаемость - проницаемость горной породы, которая определена по жидкостям или газам, полностью насыщающим пустотное пространство породы и химически инертным по отношению к ней. Абсолютная проницаемость характеризует

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

только свойства самой породы и не должна зависеть от физико-химических свойств фильтрующейся жидкости или газа и от условий фильтрации.

Фазовая (эффективная) проницаемость - проницаемость горной породы для одной фазы при наличии или движении в поровом пространстве породы многофазной системы. Фазовая проницаемость зависит не только от свойств породы, но и от условий фильтрации, в основном от насыщенности порового пространства той или иной фазой и от характера межмолекулярного взаимодействия на границах раздела

между фазами и на поверхности пор. kпр.а. kпр.ф.

Относительная фазовая проницаемость – это отношение фазовой проницаемости к абсолютной

Закон Дарси

Скорость фильтрации жидкости в пористой среде прямо пропорциональна перепаду давления и обратно пропорциональна вязкости:

v=(1/ ) k р/ L

р – градиент давления

L – длина образца

k – коэффициент пропорциональности – способность пористой среды реагировать на изменение давления/фильтрации. Иначе, коэффициент проницаемости.

Закон Дарси используется для определении как абсолютной, так и фазовой проницаемости горных пород. Он справедлив в широком диапазоне условий и нарушается лишь при высоких скоростях фильтрации.

v=Q/F, т.е. kпр=Q L/( р F),

.

[kпр]=[(м3/с) (Па с) м/((Па) (м2))]=[м2]

10. Удельная поверхность нефтегазового пласта, коэффициенты ее характеризующие, области использования.

Удельная поверхность породы - величина суммарной поверхности частиц, приходящейся на единицу объема образца.

От величины удельной поверхности нефтеносных пород зависят их проницаемость, содержание остаточной воды, адсорбционная способность и т. д. Если пористая среда имеет большую удельную поверхность, то число поверхностных молекул жидкости возрастает и становится сравнивым с числом объемных молекул. Поэтому поверхностномолекулярные явления в малопроницаемой породе могут оказать более существенное влияние на процесс фильтрации жидкости, чем в высокопроницаемых породах.

Взаимосвязь между объёмной и массовой удельной поверхностью выражается следующим образом:

Sп=Sтв тв (1 – kп.),

где Sтв – массовая удельная поверхность Sп - объёмная удельная поверхность

тв – плотность породы

Способы определения.

1.разрушение породы (теряется структура);

2.шлиф;

3.используя породу как адсорбент, можно исследовать площадь адсорбции.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Sтв=Q/(m ); =3 10-7¼17 10-7 г экв/м2, где Q- количество адсорбируемого вещества;

- количество вещества в монослое; m- масса вещества.

11. Обобщенный закон Дарси, понятие фазовой проницаемости, коэффициенты ее характеризующие и область применения.

Qн= (k0 / н) fн(S) grаd (Рн)

Qв= (k0/ в) fв(S) grаd (Рв) k0 – абсолютная проницаемость пласта.

Рн = Рв – Рк, где Рк – капиллярное давление.

Капиллярное давление свойственно системе, состоящей, по крайней мере, из трёх фаз.

Рк=2 соs /rк,

где соs - косинус угла смачивания;- поверхность натяжения.

Относительная фазовая проницаемость.

fн=kн/kа fв=kв/kа

Фазовая проницаемость – проницаемость такой фиктивной среды, которая состоит из доли пор, насыщенной данной фазы, и при этом влияние другой фазы пор не ощущается.

Пористость фиктивной пористой среды записывается следующим образом:

Они зависят от степени нефтенасыщенности: kн.н.=1 – kв(Sв)

Фазовая проницаемость зависит от степени водонасыщенности:

fв= (Sв)

Каждая фаза движется по своей системе пор и не влияет на другую.

Начиная с S водяная фаза преодолевает порог перколяции, образуя фазу.

S2 - точка, где нефть/газ перестаёт двигаться. В ней максимальная водонасыщенность. Нефть в объёме пор находится в связанном состоянии.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Sос=(1-S2) – характеризует долю нефти/газа, которые неподвижны – остаточная нефтенасыщенность.

В обоих случаях f 1.

0 – точка равенства проницаемостей по нефти и по воде.

Т.е. фазовая проницаемость характеризует фильтрационную способность пласта в присутствии другой фазы.

Чтобы рассматривать насыщенность только в области, где существуют обе фазы, берут приведённую насыщенность.

=(Sв–S1)/(1–S1–(1-S2))=(Sв-S1)/(S2 –S1)

2 график. В заштрихованной области могут двигаться все три фазы. Трёхфазное насыщение представляет неблагоприятную обстановку для разработки месторождения. Если в процессе фильтрации выделяется третья фаза, то она мешает первым двум фазам двигаться по поровому пространству, вследствие чего ухудшается фазовая проницаемость. Поэтому не рекомендуется при разработке нефтяных месторождений достигать давлений, при которых из нефти начинает выделяться газ, а при разработке газовых месторождений достигать давлений, при которых из газа начинает выделяться газоконденсат.

Факторы, влияющие на фазовую проницаемость:

1.геометрия структуры пор

2.градиент давления

3.характер смачивания пористой среды данной фазы

Если мы имеем аномальные жидкости, например насыщенные ПАВ. Происходит повышение проницаемости (>1)

12. Смачиваемость нефтегазового пласта, коэффициенты ее характеризующие, области использования. Капиллярное внутрифазовое давление, характеристика, области использования.

2,3= 1,3+ 1,2 соs

соs =( 2,3 - 1,3)/ 1,2

Такие соотношения называются законом (правилом) Юнга.

Величины 1,3 и 2,3 практически неизвестны, поэтому об их соотношениях судят косвенно по углу .

не зависит от размеров капли до определённых её размеров и определяется методом «висячей капли». Этот угол зависит также от природы контактирующих областей и полярности веществ.

Работа адгезии.

Wа= 2,3+ 1,2 - 1,3

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

или, записанная через угол :

Wа= 1,2 (1+соs )

Это соотношение называется соотношением Дюпре-Юнга.

2,3 - 1,3= 1,2 соs ,

где 1,2 соs называется натяжением смачиваемости, или смачиваемостью.

13. Капиллярное внутрипоровое давление, характеристика, области использования.

Капиллярное давление Рк=2 соs /rк,

где соs - косинус угла смачивания;- поверхность натяжения.

Распределение пор по размерам можно определять разными способами: ртутное выдавливание, выдавливание центрифугой и другие. Наиболее распространён способ центрифугирования, по опытным данным которого строится кривая зависимости капиллярного давления от водонасыщенности.

Рк

Sв

Функция капиллярного давления зависит от коллекторских свойств. Чем выше коэффициент k, тем более сдвинута кривая влево, тем ниже остаточная водонасыщенность.

Функция Леверетта – отношение капиллярного давления к давлению, развивающемуся в порах среднего размера:

I(S)=Рк(S)/Р

I(S)

S

Капиллярное давление имеет гистерезис, который определяется тем, какой процесс

идёт:

увеличение насыщения водой (пропитка)

уменьшение насыщения водой (дренаж) Соответствующие кривые для пропитки и дренажа совершенно разные:

Рк

Р0

S* S

Красная линия соответствует дренажу, синяя - пропитке.

Явление гистерезиса характерно и для кривых фазовой проницаемости. Кривые фазовой проницаемости определяются характером взаимодействия между фазой и пористой средой.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

14. Гидрофильные и гидрофобные пласты, характеристика и основные свойства.

– гидрофобный пласт

– гидрофильный пласт

Для гидрофобных пластов фазовая проницаемость по воде выше, чем для гидрофильных, следовательно: не следует заводнять гидрофобные пласты (они лучше проводят воду). В них присутствует эффект смазки. Жидкость встречает меньше сопротивления, т.к. поверхность не оказывает влияния на движение.

если 0 90 - преимущественно гидрофильная поверхность;

если 90 180 - преимущественно гидрофобная поверхность.

К преимущественно гидрофобным поверхностям относятся поверхности таких минералов как: битумы, ископаемые угли, гидрофобные глины (нефтематеринские породы, например баженовские глины).

К преимущественно гидрофильным – остальные глины, кварц, полевые шпаты, кальцит. Поверхности таких минералов как доломит, ангидрит, а также известняк относятся либо к

преимущественно гидрофильным, либо имеют избирательную смачиваемость.

Избирательная смачиваемость наиболее вероятна, если пластовые воды были повышенной минерализации, с повышенным содержанием ионов Са и Мg.

В карбонатных коллекторах условия для возникновения гидрофобных поверхностей более благоприятны, чем в терригенных.

15. Способы определения смачиваемости пласта. (см 14)

Для оценки смачиваемости используют классический подход, связанный с нахождением

угла , но он довольно условен. Характеристика имеет классификационный характер, и выглядит классификация следующим образом:

=0 - поверхность полностью гидрофильна;

=180 - поверхность полностью гидрофобна.

Наша поверхность в основном относится к смешанному (неравномерно смачиваемому) типу, т.к. нефть состоит из смоло-асфальтеновых компонентов, которые, адсорбируясь гидрофильными (по большей части своей) минералами, гидрофобизуют пласт, а плёнка адсорбированных тяжёлых углеводородов располагается неравномерно.

В газовых месторождениях присутствует до 28-30% адсорбированных углеводородов. Поверхность, покрытая битуминозной массой, гидрофобная. Поэтому наряду с

гидрофильной поверхностью у нас присутствуют отдельные участки гидрофобности, что даёт сложную мозаичную смачиваемость пласта.

Поэтому такие мозаичные поверхности делятся в зависимости от угла на следующие типы:

если 0 90 - преимущественно гидрофильная поверхность; если 90 180 - преимущественно гидрофобная поверхность.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

К преимущественно гидрофобным поверхностям относятся поверхности таких минералов как: битумы, ископаемые угли, гидрофобные глины (нефтематеринские породы, например баженовские глины).

К преимущественно гидрофильным – остальные глины, кварц, полевые шпаты, кальцит. Поверхности таких минералов как доломит, ангидрит, а также известняк относятся либо к

преимущественно гидрофильным, либо имеют избирательную смачиваемость.

Избирательная смачиваемость наиболее вероятна, если пластовые воды были повышенной минерализации, с повышенным содержанием ионов Са и Мg.

В карбонатных коллекторах условия для возникновения гидрофобных поверхностей более благоприятны, чем в терригенных.

Минералогический состав и углы смачивания на границе пластинки и капли не информативны.

Академиком Ребиндером был введён новый способ оценки смачиваемости: образец, предварительно насыщенный пластовой нефтью, изучают на какое-то физическое свойство, затем этот образец экстрагируют (удаляют все органические компоненты, в том числе смолоасфальтеновый состав), снова проверяют на то же свойство и по разнице оценивают, какая часть была занята смоло-асфальтенами. Он предложил следующий параметр:

=Qсм.в/Qсм.н - коэффициент Ребиндера,

где Qсм.в – теплота смачивания в водоносной среде; Qсм.н – теплота смачивания в нефтеносной среде.

Ребиндер обнаружил, что если на горизонтальную поверхность воздействовать ПАВ, то деформационные свойства изменятся (поверхность станет мягче, так что её легче будет бурить).

По коэффициенту Ребиндера определяют характер смачивания: если >1, то пласт гидрофильный;

если 1, то пласт гидрофобный.

Конечно, этот способ не нашёл определённого применения, поскольку дифференциация по теплоте смачивания невелика.

Был предложен способ изучения параметра Ребиндера с помощью ядерно-магнитного резонанса. Если мы воздействуем магнитным полем, а затем поле снимаем, молекулы

начинают прецессировать и определяется по спиновому времени (времени релаксации). Этот способ получил название – метода спиноворешёточной релаксации.

= в/ н

Выравнивание собственных моментов по направлению естественного магнитного поля и искусственного, которое мы создаём.

Н Н

16. Влияние смачиваемости на природную и технологическую структуру многофазного пласта. ( см 14, 15)

17. Напряжение и деформации нефтегазового пласта.

Горное давление – механические силы, которые действуют в пласте, как в его природном состоянии, так и в техногенном изменении пласта.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Напряжение – реакция пласта на приложенную нагрузку.

Если напряжения действуют в одном направлении, то мы получим одноосное напряжённое состояние.

Если напряжения действуют в плоскости в разных направлениях, мы получим плоское напряжённое состояние.

Если у нас происходит изменение напряжения в объёме, возникает объёмное напряжённое состояние.

В зависимости от того, как действует напряжение, оно подразделяется на:

первичные – напряжения, связанные с образованием пласта;

вторичные – напряжения, связанные с деятельностью человека.

где - главное (нормальное) напряжение, Рik – совокупность девяти напряжений при i=k

и касательных при i k.

Деформация – изменение формы (объёмов, размеров) под воздействием напряжений. Деформация зависит от вида напряжённого состояния, т.о. можно выделить:

линейные деформации;

сдвиговые деформации;

объёмные деформации.

18. Зависимость деформаций от напряжений, разрушение пород, упругие и пластические де формации.

Типичные графики зависимости ( ) выглядят следующим образом:

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Пласт, имеющий упругую деформацию. Такой вид деформации описывается законом Гука. Наклон графика характеризуется модулем Юнга. Пласт упругопластического типа. Переход

от упругого состояния в пластическое характеризуется пределом упругости .

Пласт пластического типа. Пластическая деформация характерна упругопластическим породам, таким как глина, спрессованная порода.

Для пород, слагающих пласты, нарушается закон Гука:

V/V=(3 (1 - 2 )/Е )р, р=( х+ у+ z)/3. Упругость пласта – это способность пласта сопротивляться изменению размеров тела и его формы.

Если пласт изотропен и однороден, то связь между деформациями и напряжениями запишется так:

х=1/Е ( х - ( у+ z))у=1/Е ( у - ( z+ х))z=1/Е ( z - ( у+ х))

где х, у, z – главные нормальные напряжения; ν - коэффициент Пуассона;

Е - модуль Юнга.

Сдвиговые деформации можно расписать как:

ху=1/G ху; уz=1/G уz; zх=1/G zх G – модуль сдвига.

Разрушение – разрыв между частицами кристаллической решётки и молекулами. Разрыв межатомных связей в разрушающейся решётке происходит, если касательные

напряжения G/(2 ); нормальные - 0.1 Е

19. Тензор Напряжений и тензор деформаций.

Рik – совокупность девяти напряжений при i=k и касательных при i k.

Деформации удлинения и сдвига можно разложить на составляющие по осям координат и на их основе написать тензор деформаций T.

20. Упругие свойства нефтегазовых пластов и взаимосвязь между ними.

Большая часть пород при отсутствии высокого всестороннего давления как в условиях одноосного, так и сложного напряжённого состояния при быстром нагружении или разгрузке в большом диапазоне напряжений подчиняется закону Гука.

По мере увеличения напряжения на сжатие усиливается и деформация.

Можно приблизительно подобрать такие значения, что деформацию можно будет считать линейной.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Если пласт изотропен и однороден, то связь между деформациями и напряжениями запишется как:

х=1/Е ( х - ( у+ z))у=1/Е ( у - ( z+ х))z=1/Е ( z - ( у+ х))

х, у, z – главные нормальные напряжения;

- коэффициент Пуассона;

Е - модуль Юнга.

Сдвиговые деформации можно расписать как:

ху=1/G ху;уz=1/G уz;

zх=1/G zх.

G – модуль сдвига.

Связь между такими параметрами, как G, и Е находится с помощью соотношения:

G=Е/(2 (1+ ))

Упругие свойства пласта зависят от:

минералогии;

особенностей строения, в частности: слоистого строения

Е1 V1 11 Е2 V2 12 Е3 V3 13

При сдавливании пласта поперёк напластований его общая деформация складывается из полных деформаций всех слоёв и:

1/Е = Vi/Еi

При сдавливании пласта вдоль напластований, то направления суммируются и:

ЕII= Vi Еi

Анизотропия – разница свойств Е и ЕII напластований.

Т.о. выражается анизотропия деформационных свойств. Величина анизотропии характеризуется цифрами 0.7¼1.55. (Антрацит, глина, песчаник).

Модули упругости зависят от направления исследований.

Пористость

Относительное удлинение связано с пористостью зависимостью:

Е/Е0=(1 - а kп)2

Минимальными значениями, связанными с модулем Юнга, как правило, обладают кварцы, а полевые шпаты и известняки – максимальным.

Предел прочности

Напряжение, при котором возникает разрушение пласта, называется пределом прочности.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

21. Пластические свойства нефтегазового пласта, реологические модели, явление ползучести и релаксации напряжений.

Пластическая деформация.

В результате переупаковки зёрен в процессе деформации происходит их поворот и проскальзывание относительно своей оси, что приводит к пластической деформации.

Как правило, пластическая деформация характерна упругопластическим породам, таким как глина, спрессованная порода.

Для того, чтобы охарактеризовать пластические свойства, используется понятие

секущего модуля упругости.

сж

Здесь: сж – предел прочности; Е – предел упругости.

Коэффициент пластичности определяет работу, которую нужно затратить на разрушение пластичной породы к работе на разрушение упругой породы.

kпл=SОСD/SАВО=Е/Едеф

Пластичные свойства присущи многим породам, залегающим на глубине. Причём, чем больше глубина залегания, тем больше проявляются пластичные свойства. Кроме того, пластические свойства могут интенсифицироваться с ростом водонасыщенности.

Если же мы будем использовать физико-химические или волновые воздействия на пласт, то увидим следующую закономерность: например, известняки и алевролиты начнут

проявлять пластичные свойства при давлениях порядка 108 Па, а песчаники - 4 108 Па. В наибольшей степени пластические деформации характерны для солей и глин.

Пластическими деформациями можно охарактеризовать, например выдавливание пласта в скважину и другие явления.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Реологические модели.

Важным моментом в понимании деформационных свойств являются реологические

модели.

Реологические модели описывают схематизированное поведение породы при деформации посредством отдельных элементов.

22. Прочность и разрушение нефтегазового пласта.

Прочность определяется величиной критических напряжений, при которой происходит разрушение породы.

Критические напряжения делятся на напряжения: сжатия; растяжения; объёмного сжатия; сдвиговые,

действия которых определяются видом напряжённого состояния.

Разрушение – разрыв между частицами кристаллической решётки и молекулами.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Разрыв межатомных связей в разрушающейся решётке происходит, если касательные напряжения G/(2 ); нормальные - 0.1 Е

3 0.1 Е.

Нефтегазовые пласты в отличие от сплошной среды имеют дефекты: поры, трещины и явления концентрации напряжений (возникающими в местах контакта зёрен). В этих местах

нормальные напряжения намного превышают приложенную нагрузку. Рассмотрим фиктивную модель:

Р

1

К тому же наличие границ зёрен приводит к тому, что при изменении горного давления происходят пластические деформации, образуются дислокации.

С целью изменения концентрации напряжений на границах зёрен, для чего должны быть достигнуты минимальные напряжения, происходит переупаковка зёрен.

В результате применения ГРП (гидроразрыва), вторичного вскрытия (пластовой перфорации), процесса бурения происходит вынос песка (под действием разницы давлений происходит отрыв отдельных частиц, которые устремляются в скважину).

23. Физический механизм разрушения пласта. Теория прочности Мора.

Для удобства понимания можно представить разрушение в виде кругов Мора:

kсц – коэффициент сцепления.

Положение огибающей будет характеризовать условие разрушения в случае сложно напряжённого состояния.

Огибающую можно представить так: =kсц+ tg

Это соотношение называется паспортом прочности. Физический смысл таков: он выражает предел прочности на срез.

Прочность зависит от:

микроструктуры пласта;

пористости;

минерального состава.

Для примера: с ростом цементирующего вещества между зёрнами прочность падает. С ростом пористости – прочность падает.

сж= сж.0 (1 - а kп)2

kп 0

а – коэффициент, характеризующий структуру пласта.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Коэффициент анизотропии показывает различие плоскостных свойств вдоль и поперёк напластования.

kан= / II 1 (растяжение) kан= / II 1 (сжатие)

Для песчаника: сж 1/4 108 II; сж 1/3 108 ;р 8.3 106 II; р 7.3 106 .

27. Типы волн в нефтегазовых пластах и их характеристика.

Упругие колебания – процесс распространения в породе знакопеременных упругих деформаций.

v2 2U= 2U/ t2, где v – скорость распространения упругих колебаний, U – упругое смещение.

По частоте упругие колебания подразделяются на:

Эти колебания, как и сейсмический диапазон частот, используются в нефтегазовом деле.

Сейсмические колебания быстро затухают, но распространяются на длительное расстояние от центра.

Деформации бывают продольные поперечные и сдвиговые, в соответствии с этим, волны делятся на:

продольные – характеризуются продольными деформациями попеременного сжатия и растяжения (свойственны газу, воде, нефти и др.)

поперечные – связаны с деформацией сдвига (характерны для твёрдой фазы, т.к. для жидкостей и газов сопротивления сдвигу не существует).

Оба типа волн распространяются по всему объёму пласта и поэтому называются объёмными.

Кроме объёмных волн, существуют волны, связанные с поверхностями раздела – это поверхностные волны. В них движения частиц происходят неравномерно и по разным направлениям.

Если движение происходит в горизонтальной плоскости, то образуются волны, именуемые волнами Лява. Эти поверхностные волны присущи только для твёрдых тел.

Для описания и исследования волн необходимо знать волновые/акустические свойства. Это: скорости распространения упругих волн; коэффициенты поглощения упругих волн;

коэффициенты, характеризующие волновое сопротивление; коэффициенты отражения и преломления.

28. Поглощение и отражение упругих волн, коэффициенты характеризующие явление.

Скорость распространения волны не зависит от частоты. Но от частоты зависят затухания волны (амплитуда со временем затухает по мере удаления от источника).

Затухание обусловлено:

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

1)Поглощением части волновой энергии породой и трансформацией этой энергии

в тепло;

2)Рассеянием акустической энергии на элементах фрагментарности (границах зёрен, порах) в различных направлениях.

Амплитуда волны падает по мере прохождения волны по следующему закону:

U=U0 е- х,

где U0 – амплитуда упругих колебаний; U – амплитуда на расстоянии х;

- коэффициент поглощения [1/м].

Коэффициент поглощения показывает потерю энергии по мере прохождения вглубь пласта. Этот коэффициент зависит от свойств породы, таких как: тепловые свойства, коэффициент внутреннего трения, структура, а также частота колебания.

Для однородных тел зависимость ( ) (от частоты) записывается по закону Стокса-Кирхгофа. Для однородных сред: ,=2/3( 2 /(v3 )),

где - циклическая частота;- коэффициент вязкости;- плотность среды.

=2 f

Для реальных, пористых сред зависимость коэффициента поглощения от частоты носит логарифмический характер.

=F(f)

В данном случае оказывает влияние характер насыщения. , как функция f будет различной, в зависимости от насыщения водой, нефтью или газом.

Важным моментом является логарифмический декремент затухания.

D= v/f – эта величина вводится, чтобы можно было избавиться от влияния частоты. Соотношение D/ получило название коэффициента механических потерь;

а /D – добротности.

Часто в расчётах используется удельное волновое сопротивление пласта:

Z=v

Этот коэффициент характеризует способность пласта отражать и преломлять упругие волны.

Коэффициент отражения – это отношение энергии отражённой волны к энергии падающей волны:

k0=А0/А=(z1 - z2)/(z1+z2),

где z- удельное волновое сопротивление

Чем больше разница волновых сопротивлений, тем больше энергии отражается. Также больше энергии отражается, с ростом контрастности сред.

При переходе из воздуха в воду отражается более 99,8% их энергии, а из воды в породу – до 85%.

Т.о. от коэффициента отражения зависит эффективность передачи волновой энергии в пласт.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

29. Взаимодействие упругих волн с нефтегазовым пластом.

Слоистое строение нефтегазового пласта приводит к различию скоростей упругих волн при прохождении вдоль и поперёк пласта, причём vII>v .

где vi – объём i-ого слоя, ui – скорости распространения в i-ом слое.

Для продольных и поперечных волн зависимости от характера насыщения различны и претерпевают инверсию.

Это происходит по следующим причинам:

Проникновение продольных и поперечных волн в пласт различно;

Для примера возьмём водоносный пласт, то вдали от скважины будут фиксироваться продольные волны, а вблизи скважины – поперечные.

Содержание глины в пласте оказывает существенную роль;

Сростом коэффициента глинистости растёт коэффициент поглощения.

р,s

S

Р

Кгл

Влияет трещинноватость:

Коэффициент поглощения растёт с ростом коэффициента трещинноватости.

р,s

S

Р

Ктр

Вывод: поперечные волны более чувствительны к неоднородности пласта.

30. Волновые свойства нефтегазовых пластов, их определение и области использования.

Волновые свойства связаны с процессами распространения упругих колебаний в нефтегазовых пластах.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Для описания и исследования волн необходимо знать волновые/акустические свойства. Это:

скорости распространения упругих волн;

коэффициенты поглощения упругих волн;

коэффициенты, характеризующие волновое сопротивление;

коэффициенты отражения и преломления. Области использования:

Технология низкочистотного воздействия. Прирост 30%, все остальные 10-15

31. Природный тепловой режим нефтегазового пласта, характеризующие его параметры и свойства.

32. Типы теплопроводности и их физический смысл

1. кондуктивный перенос тепла;

Осуществляется вследствие соударения молекул, электронов и агрегатов элементарных частиц друг с другом. (Теплота переходит от более нагретого тела к менее нагретому). Или в металах: постепенная передача колебаний кристаллической решётки от одной частицы к другой (упругие колебания частиц решётки – фононная теплопроводность).

2. конвективный перенос;

Этот перенос связан с движением частиц флюидов и обусловлен перемещением микроскопических элементов веществ, его осуществляет свободное или вынужденное движение теплоносителя.

Под воздействием градиента температуры в земной коре возникают конвективные потоки не только тепла, но и вещества. Возникает термогидродинамический градиент давления.

t

Н

Можно наблюдать и такое явление, что при возникновении гидродинамического градиента давления нефть удерживается в пласте без покрышки.

3. Теплообмен, связанный с излучением.

Радиоактивная единица в результате распада выделяет тепло, и это тепло выделяется вследствии излучения.

33. Тепловые свойства нефтегазового пласта, характеристика и область использования.

3)Коэффициент температуроппроводности а

1. Теплоёмкость:

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

степени наполненности скелета.

Теплопроводности флюидов.

Существует такой параметр, как контактный коэффициент теплопроводности.

Наибольшим из контактных коэффициентов обладает кварц – 7-12 Вт/(м К). Далее идут гидрохимические осадки, каменная соль, сильвин, ангидрит.

Пониженный контактный коэффициент имеют уголь и асбест.

Аддитивность для коэффициента теплопроводности не соблюдается, зависимость не подчиняется правилу аддитивности.

Например, теплопроводность минералов может быть записана следующим образом:

1g = vi 1g i,

где 1g i – логарифм i-ой фазы с объёмным содержанием vi.

Важным свойством является величина обратная теплопроводности, именуемая тепловым сопротивлением.

Вследствие теплового сопротивления, мы имеем сложное распределение тепловых полей. Это приводит к тепловой конвекции, благодаря которой могут образовываться особые типы залежей – не обычная покрышка, а термодинамическая.

Термодинамическое сопротивление снижается со снижением плотности, проницаемости, влажности, а также (в северных районах) степени льдистости.

Повышается оно при замещении воды нефтью, газом или воздухом в процессе теплового изменения давления, с увеличением слоистой неоднородности, явления анизотропии.

Наибольшим тепловым сопротивлением обладают угли, сухие и газонасыщенные породы.

При переходе от терригенных пород к карбонатным тепловое сопротивление снижается.

Минимальным тепловым сопротивлением обладают гидрохимические осадки, такие как галит, сильвин, мирабелит, ангидрит, т.е. породы, обладающие структурой пластинчатой соли.

Глинистые пласты, среди всех пластов, выделяются максимальным тепловым сопротивлением.

Из всего этого мы можем заключить, что тепловое сопротивление определяет степени тепловой инерции, тепловой проводимости.

3Температуропроводность.

На практике часто используется такой коэффициент, как температуропроводность, который характеризует скорость изменения температуры при нестационарном процессе теплопередачи.

а= /(с ), когда =соnst.

На самом деле «а» не является постоянной, т.к. является функцией координат и температуры, а с – коэффициента пористости, массы и т.д.

При разработке мы можем использовать процессы, в которых возможно возникновение внутреннего источника тепла (например, закачка кислоты), в таком случае уравнение будет выглядеть так:

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Т/ t=а 2Т+Q/(с ),

где Q – теплота внутреннего источника тепла, - плотность породы.

4.Теплопередача.

Следующим важным параметром является теплопередача.

Q=kт Т S t,

где kт – коэффициент теплопередачи.

Его физический смысл: количество тепла, ушедшего в соседние пласты, через единицу поверхности, в единицу времени при изменении температуры на один градус.

Обычно теплопередача связана с вытеснением в выше и ниже лежащие пласты.

34. Влияние температуры на изменение физических свойств нефтегазового пласта.

Тепло, которое поглощается породой, расходуется не только на кинетические тепловые процессы, но и на совершение механической работы, она связана с тепловым расширением пласта. Это тепловое расширение связано с зависимостью сил связи атомов в решётке отдельных фаз от температуры, в частности появляющаяся в направленности связей. Если атомы легче смещаются при удалении друг от друга, чем при сближении, происходит смещение центров колющихся атомов, т.е. деформация.

Связь между ростом температуры и линейной деформацией может быть записана: dL= L dТ,

где L – первоначальная длина [м], - коэффициент линейного теплового расширения [1/град].

dL/L= dТ Аналогично для объёмного расширения:

dV/V= т dТ,

где т – коэффициент объёмной тепловой деформации.

Поскольку коэффициенты объёмного расширения сильно различаются для разных зёрен, то в процессе воздействия произойдут неравномерные деформации, что приведёт к разрушению пласта.

В точках соприкосновения происходит сильная концентрация напряжений, следствием чего является вынос песка и соответственно разрушение породы.

1

2

4

Явление вытеснения нефти и газа также связано с объёмным расширением. Это так называемый процесс Джоуля-Томпсона. При эксплуатации происходит резкое изменение объёма, возникает эффект дросселирования (теплового расширения с изменением температуры). Термодинамическая дебитометрия основана на изучении этого эффекта.

Введём ещё один параметр – адиабатический коэффициент: s=dТ/dр.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Дифференциальный адиабатический коэффициент определяет изменение температуры в зависимости от изменения давления.

Величина S>0 при адиабатическом сжатии. При этом вещество нагревается. Исключением является вода, т.к. в интервале от 0¼4 она остывает.

Величину S можно рассчитать следующим образом:S=V/(Ср g) Т,

где V – объём, Т – температура, - коэффициент линейного расширения, g – ускорение свободного падения.

Коэффициент Джоуля-Томпсона определяет изменение температуры при дросселировании.

=dТ/dр=V/(Ср g) (1 - Т)=V/(Ср g) - S,

где V/(Ср g) определяет нагрев за счёт работы сил трения

S – охлаждение вещества за счёт адиабатического расширения.

Для жидкости V/Ср g>> S Жидкости нагреваются. Для газов 0 Газы охлаждаются.

На практике используют шумометрию скважин – метод, основанный на явлении, когда газ при изменении температуры выделяет колебательную энергию, вызывая шум.

35. Изменение свойств нефтегазового пласта в процессе разработки залежи.

1. В естественном состоянии пласты находятся на большой глубине, а, судя по

геотермическим ступеням, температура в этих условиях близка к 150 , поэтому можно утверждать, что породы изменяют свои свойства, ведь при проникновении в пласт мы

нарушаем тепловое равновесие.

2.Когда мы закачиваем в пласт воду, эта вода имеет температуру поверхности. Попадая в пласт, вода начинает охлаждать пласт, что неминуемо приведёт к различным неблагоприятным явлениям, например парафинизации нефти. Т.е. если в нефти есть парафинистая составляющая, то в результате охлаждения выпадет парафин и закупорит пласт.

Кпримеру, на месторождении Узень температура насыщения нефти парафином Тн=35 (40 ), и при его разработки были нарушены эти условия, в результате температура пласта снизилась, парафин выпал, произошла закупорка и разработчикам пришлось длительное время закачивать горячую воду и прогревать пласт, пока весь парафин не растворился в нефти.

3.Высоковязкие нефти.

Для их разжижения используют теплоноситель: горячую воду, перегретый пар, а

также внутренние источники тепла. Так в качестве источника используютнефть фронт горения:

соли

поджигают нефть и подают окислитель.

глиныВ Швейцарии, Франции, Австрии, Италии реализуют и такиеэкраны проекты:

вода

радиация

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Метод снижения вязкости нефтей посредством радиоактивных отходов. Они хранятся 106 лет, но при этом греют высоковязкую нефть, позволяя легче её добывать.

36. Физическое состояние углеводородных систем в нефтегазовых пластах и характеристики этих состояний.

Возьмём простое вещество и рассмотрим диаграмму состояния:

Р

С

Ж

Г

Т

Точка С является критической точкой, в которой различие между свойствами

исчезает.

Давление (Р) и температура (Т), которые характеризуют пласт, могут измеряться в

150 С. В зависимости от этого наши залежи, в которых находятся углеводороды, могут быть разделены на газовые, нефтяные и т. д.

Т.к. на различных глубинах давления меняются от нормальных геостатических до аномально высоких, то углеводородные соединения могут находиться в газообразном, жидком или в виде газожидкостных смесей в залежи.

При высоких давлениях плотность газов приближается к плотности лёгких углеводородных жидкостей. В этих условиях тяжёлые нефтяные фракции могут растворяться в сжатом газе. В результате нефть будет частично растворена в газе. Если количество газа незначительно, то с ростом давления газ растворяется в нефти. Поэтому в зависимости от количества газа и его состояния выделяются залежи:

1.чисто газовые;

2.газоконденсатные;

3.газонефтяные;

4.нефтяные с содержанием растворённого газа.

Граница между газонефтяными и нефтегазовыми залежами условна. Она сложилась исторически, в связи с существованием двух министерств: нефтяной и газовой промышленности.

В США залежи углеводородов делятся по значению газоконденсатного фактора, плотности и цвету жидких углеводородов на:

1)газовые;

2)газоконденсатные;

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

3) газонефтяные.

Газоконденсатный фактор – это количество газа в кубических метрах, приходящееся на кубометр жидкой продукции.

По американскому стандарту к газоконденсатам относятся залежи, из которых добываются слабоокрашенные или бесцветные углеводородные жидкости с плотностью равной 740-780 кг/м3 и с газоконденсатным фактором 900-1100 м3/м3.

Вгазовых залежах может содержаться адсорбированная связанная нефть, состоящая из тяжёлых углеводородных фракций, составляющая до 30% порового объёма.

Кроме того при определённых давлениях и температурах возможно существование газогидратных залежей, где газ находится в твёрдом состоянии. Наличие таких залежей – большой резерв наращивания добычи газа.

Впроцессе разработки происходит изменение первоначальных давлений и температур

ипроисходят техногенные преобразования углеводородов в залежи.

Как то из нефти при непрерывной системе разработки может выделится газ, в результате чего у нас произойдёт снижение фазовой проницаемости, увеличение вязкости, в призабойной зоне происходит резкое снижение давления, за которым последует выпадение конденсата, что приведёт к образованию конденсатных пробок.

Кроме того, при транспортировке газа могут происходить фазовые преобразования

газа.

38. Фазовые диаграммы однокомпонентных и многокомпонентных систем.

Правило фаз Гипса (показывает вариантность системы – число степеней свободы) r=N+2-m

N - число компонентов системы m – число ее фаз.

Пример: H2O (1 комп.) N=1 m=2 r=1 При заланном Р одна только Т

Однокомпонентная систеиа.

Сжимаем от А к В – первая капля жидкости (точка росы или точка конденсации

Р=Рнас)

В точке Д остаётся последний пузырек пара, точка парообразования или кипения У каждой изотермы свои точки кипения и парообразования.

Двухкомпонентная система

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Изменяется Р и Т, т. е. давление начала конденсации всегда меньше давления парообразования.

39. Уравнения состояния идеальных и природных газов.

Закон состояния идеального газа Менделеева-Клапейрона: Р V=G R Т (справедлив для идеального газа).

Идеальные газы – газы, силами взаимодействия в которых можно пренебречь. ( Е/ V)Т=0, где Е – внутренняя энергия парообразования.

Свойство идеальных газов заключается в том, что: Р V/(G R Т)=1=z.

Новый введённый нами коэффициент z, который для идеальных газов равен 1, а для реальных газов отличен от неё, называется коэффициентом сверхсжимаемости.

z – коэффициент, с помощью которого свойства идеальных газов прилагаются к реальным. Он характеризует степень отклонения идеального газа от реального.

Реальные(природные) газы – смесь углеводородных и не углеводородных компонентов. Молекулы аргона, ксенона, криптона и метана имеют сферическую конфигурацию. Молекулы таких газов, как пропан и бутан, - несферическую, поэтому для учёта формы молекул был

введён параметр – ацентрический фактор ( ). Он показывает, что если молекула сферическая, то силы, которые на неё действуют – сферические, что указывает на симметрию сил. Если же молекулы не сферические, то возникает асимметрия действующих сил.

z=z(Рпр, Тпр, ) zсм=z0(Рпр, Тпр)+z1(Рпр, Тпр) см,

где z0 – коэффициент сверхсжимаемости простого газа. Для простого газа молекулы сферические и =0.

z1 – поправка к коэффициенту сверхсжимаемости непростого газа, который зависит от Рпр, Тпр и 0.

см – ацентрический фактор всей смеси, характеризуемой определёнными концентрациями:

см= уi i

Отсюда можно видеть, что ацентрический фактор смеси зависит от ацентричного фактора каждого компонента.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

уi – молярная концентрация компонента.

40,41. Физические свойства реальных газов. Физические свойства газового конденсата.

Природный газ – это газообразная смесь углеводородных и не углеводородных газов (в основе любого состава лежат гомологи метана СnН2n+2, кроме того, в газах могут присутствовать: азот, окись углерода СО2, сероводород Н2S, меркаптаны, а также редкоземельные инертные газы, такие как гелий, криптон, аргон, ксенон).

Свойства газа меняются в процессе разработки месторождения (из нефтегазовой в чисто газовую).

Плотность природного газа и стабильного конденсата.

Для природного газа: Р, t= Р0, t0 (Р z0 Т0)/(Р0 z Т)

Для стабильного конденсата: (С5+)=1.003 Мк/(Мк+44.29) [кг/см3]

По коэффициенту преломления, определяемого на опыте, можно рассчитать:

1gМк=1.939+0.0019 tк+1g(2.15 - nD),

где tк – температура кипения конденсата; nD – коэффициент преломления. Эти коэффициенты носят эмпирический характер.

Но плотность стабильного конденсата можно вычислить и по иной формуле, а именно:

к= хi Мi/ хi ni/ i,

где хi – молярная доля i-ого компонента;

i – плотность i-ого компонента; Мi – молекулярная масса.

Вязкость газов и углеводородных конденсатов.

Вязкость газа при низких давления и температурах близка вязкости идеального газа. Значит, можно воспользоваться кинематической теорией, записав уравнение для разреженного газа:

= v /3,

где v – средняя скорость движения молекул; - длина свободного пробега. Согласно кинетической теории, вязкость зависит от давления и температуры:

С повышением давления плотность возрастает, но снижается, следствием чего является возрастание вероятности соударения, средняя скорость движения при этом постоянна, и

вязкость в начальный период практически постоянна ( р ).

С ростом температуры вязкость возрастает, т.к. увеличивается средняя скорость движения молекул, а плотность и длина свободного пробега практически не меняются.

В то же время из определения вязкости, силы, препятствующие перемещению одного слоя относительно другого должны меняться, а, значит, изменение вязкости носит сложный характер.

Рmах

Рmin T

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

При малых давлениях мало зависит от перепада давлений. С ростом давления и увеличением температуры вязкость газов ( ) снижается.

Если у нас возрастает молекулярная масса газа, то вязкость увеличится соответственно. Учёт наличия неуглеводородных газов, их влияние на вязкость проводится следующим

образом:

=уа а+(1 – уа) у,

где у – молярная доля;а – вязкость неуглеводородного газа;

у – вязкость углеводородного газа.

Зависимость от молекулярной массы может быть графически изображена:

М

42. Физические свойства природных нефтей.

Нефть – смесь жидких углеводородов, которая может содержать твердые не углеводороды.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943