Коррекция поверхностного газа с помощью модели равновесия вклада групп

Коррекция поверхностного газа с помощью модели равновесия вклада групп

Иллюстрации

Показать все

Реферат

ПРИОРИТЕТ

Эта заявка является международной заявкой и заявляет приоритет согласно предварительной патентной заявке США №61/805,828 под названием «КОРРЕКЦИЯ ПОВЕРХНОСТНОГО ГАЗА С ПОМОЩЬЮ МОДЕЛИ РАВНОВЕСИЯ ВКЛАДА ГРУПП», поданной 27 марта 2013 года, также от имени Mathew Dennis Rowe как изобретателя, описание которой полностью включено в настоящий документ путем ссылки.

ОБЛАСТЬ ТЕХНИКИ

Настоящее изобретение относится в целом к каротажу бурового флюида или газовому каротажу в процессе бурения и, более конкретно, к способу и системе для получения характеристик пластовых флюидов в реальном времени.

УРОВЕНЬ ТЕХНИКИ

Во время буровых работ пластовые флюиды и газы могут быть захвачены буровым флюидом. Эти газы могут быть извлечены на поверхность в газовую ловушку с механическим перемешиванием и проанализированы с помощью газохроматографа, масс-спектрометра или подобного оборудования, благодаря чему определяется углеводородный профиль пласта на каждый линейный фут скважины, пробуренной на всю глубину. В частности, молярные концентрации различных требуемых компонентов паровой фазы измеряются газохроматографом, масс-спектрометром или другим аналитическим оборудованием, а расчеты уравнений состояния с помощью этих данных затем используются для экстраполяции данных измерений в углеводородный профиль.

Для описания термодинамического и химического состояния системы было разработано много различных уравнений. В нефтегазовой отрасли традиционно для целей газокаротажа с умеренным успехом используется уравнение состояния Пенга-Робинсона. Однако существующие способы газокаротажа часто не обладают достаточной точностью, а потому требуют нахождения и использования поправочных коэффициентов. Например, известной практикой является первоначальная циркуляция бурового флюида в баке во время газокаротажных измерений и корреляция измерений с помощью лабораторного испытания для определения поправочных коэффициентов перед бурением. Данные способы не практикуются в режиме реального времени из-за необходимости периодического экспериментального лабораторного тестирования с целью получения точных результатов.

КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙ

На фиг. 1 показана система буровой установки, которая может использоваться в сочетании с иллюстративным вариантом осуществления настоящего изобретения;

на фиг. 2 показана технологическая схема способа получения характеристик пластового флюида согласно иллюстративному способу настоящего изобретения и

на фиг. 3 показана технологическая схема, иллюстрирующая другой способ 300 получения характеристик пластового флюида, в котором используются пробы входящего и выходящего потоков согласно иллюстративному способу настоящего изобретения.

ОПИСАНИЕ ИЛЛЮСТРАТИВНЫХ ВАРИАНТОВ РЕАЛИЗАЦИИ

Иллюстративные варианты осуществления изобретения и связанные с ними способы настоящего изобретения описаны ниже так, как они могут применяться в системе или способе определения характеристик пластового флюида в реальном времени. Для ясности здесь описаны не все особенности фактического варианта осуществления или способа. Разумеется, следует понимать, что при усовершенствовании любого такого фактического варианта реализации должны быть приняты многочисленные решения конкретного осуществления для достижения конкретных целей разработчиков, такие как совместимость с системными и экономическими ограничениями, которые изменяются от одного случая применения к другому. Кроме того, понятно, что попытки такого усовершенствования могут быть сложными и трудоемкими, но однако, тем не менее, настоящее описание может быть руководством к действию для специалистов, для которых очевидны преимущества настоящего изобретения. Дополнительные аспекты и преимущества различных вариантов реализации и соответствующих способов согласно настоящему изобретению станут очевидными после ознакомления с приведенным ниже описанием и сопроводительными чертежами.

Как описано здесь, иллюстративные варианты осуществления настоящего изобретения обеспечивают альтернативные способы для исправления данных поверхностного флюида, исходя из уравнений состояния для описания вклада фазового равновесия во время скважинных операций в реальном времени. В результате общее количество углеводородов в многофазном скважинном флюиде (т.е., переносящем текучие среды и твердые частицы), извлеченном из геологического пласта, определяется в режиме реального времени. В одном иллюстративном обобщенном способе извлечение газа на буровой площадке происходит через газовый экстрактор при заданном давлении, определенной температуре, определенной плотности и контролируемой объемной скорости. Количество различных требуемых соединений/компонентов определяется из проб бурового флюида, поступающего в скважину (т.е. входящего потока) и выходящего из скважины (т.е. выходящего потока), через газовый экстрактор путем решения системы уравнений состояния с помощью модели равновесия вклада групп. Примерный химический состав жидкой фазы и твердой фазы флюида перед загрязнением материалами геологического пласта в сочетании с определением газовой фазы и описанием твердой фазы из геологического пласта, позволяет определить общее количество определяемых углеводородов, извлеченных из пласта. Кроме того, как будет описано более подробно ниже, разница в составах входящего и выходящего потоков флюида скважины может использоваться для определения материала, выработанного геологическим пластом или поглощенного из него, что способствует достоверности последующего анализа флюида.

Хотя в приведенном ниже описании акцент делается на буровых работах, иллюстративные варианты осуществления настоящего изобретения могут быть использованы при любой скважинной операции, при которой флюид входит в скважину или выходит из нее.

На фиг. 1 показана система 100 буровой установки, которая может использоваться в сочетании с иллюстративным вариантом осуществления настоящего изобретения. Вместе с тем на фиг. 1 показана буровая платформа 2, оснащенная буровой вышкой 4, которая удерживает лебедку 6 для поднятия и опускания бурильной колонны 8. На лебедке 6 подвешен верхний привод 11, подходящий для вращения бурильной колонны 8 и ее опускания через устье 13 скважины. К нижнему концу бурильной колонны 8 подсоединено буровое долото 15. Буровое долото 15 при вращении создает ствол скважины 17, который проходит через различные пласты 19. Система циркуляции бурового флюида включает в себя насос 21 для циркуляции бурового флюида через питающую трубу 22 к верхнему приводу 11, вниз через внутреннюю часть бурильной колонны 8, через отверстия в буровом долоте 15, обратно на поверхность через затрубное пространство вокруг бурильной колонны 8 и в сточный колодец 24 через возвратную трубу 23. Буровой флюид транспортирует буровой шлам из скважины в колодец 24 и помогает поддерживать работоспособность скважины 16. Для бурового флюида могут использоваться различные материалы, включающие в себя, помимо прочего, проводящий буровой флюид на основе соленой воды.

Экстрактор 54 соединен по текучей среде с системой циркуляции бурового флюида через канал 56 для извлечения пробы газа выходящего потока из бурового флюида, выходящего из ствола скважины 17 через возвратную трубу 23. Кроме того, экстрактор 54 соединен по текучей среде с питающей трубой 22 через канал 52 для извлечения пробы газа входящего потока из бурового флюида, поступающего в скважину 17. Как понятно специалисту в данной области, экстрактор 54 может быть любой разновидностью таких устройств. Кроме того, экстрактор 54, хотя это не показано, включает в себя датчик температуры для измерения температуры проб газа входящего и выходящего потока, а также датчик давления для измерения давления проб газа входящего и выходящего потока. Аналитический прибор 60 соединен с экстрактором 54 через линию 58 и измеряет пробы газа входящего или выходящего потока, благодаря чему определяется молярный вклад каждого требуемого компонента паровой фазы в буровом флюиде. Аналитическим прибором 60 могут быть различные устройства, такие как, например, газохроматограф, масс-спектрометр или другой газоанализатор. Компьютерное обрабатывающее устройство («CPU») 56 (также называется здесь системой обработки информации) соединено с экстрактором 54 и аналитическим прибором 60. CPU 56 включает в себя процессор и запоминающее устройство, содержащее набор команд, который при выполнении процессором вызывает определение процессором парциального давления пара и молярного вклада каждого из требуемых компонентов жидкой фазы и паровой фазы с помощью модели равновесия вкладов групп, как подробнее будет описано ниже.

В альтернативных вариантах осуществления изобретения отдельные экстракторы 54 могут быть использованы для проб газа выходящего и входящего потоков. Например, первый экстрактор может быть соединен по текучей среде с возвратной трубой 23 для извлечения пробы газа выходящего потока из бурового флюида, покидающего скважину 17. Первый экстрактор может иметь специально предназначенный датчик температуры (т.е. первый датчик температуры), соединенный с ним для измерения температуры пробы газа выходящего потока. Первый датчик давления может также быть соединен с ним для измерения давления пробы газа выходящего потока. Первый аналитический прибор (т.е. первый газоанализатор) может быть подсоединен к первому экстрактору для измерения молярного вклада паровой фазы выходящего потока каждого требуемого компонента в выходящем потоке бурового флюида. В то же время второй экстрактор может быть соединен с питающей трубой 22, благодаря чему извлекается проба газа входящего потока из входящего бурового флюида, поступающего в скважину 17. Кроме того, второй экстрактор может содержать специально предназначенный датчик температуры (т.е. второй датчик температуры) и специально предназначенный датчик давления (т.е. второй датчик давления) для измерения соответственно температуры и давления газа пробы газа входящего потока в дополнение к соединению со своим собственным аналитическим прибором (т.е. вторым газоанализатором) для определения молярных вкладов паровой фазы. Поэтому CPU 56 может быть функционально связано с обоими экстракторами и другими связанными устройствами для определения парциального давления пара и молярного вклада каждого требуемого компонента жидкой фазы и паровой фазы с помощью модели равновесия вкладов групп, как подробнее будет описано ниже.

Следует также отметить, что CPU 56 включает в себя по меньшей мере один процессор и одно энергонезависимое и машиночитаемое запоминающее устройство, все взаимосвязанные через системную шину. Команды программного обеспечения, выполняемые процессором для осуществления иллюстративных способов, описываемых в данном документе, могут храниться в локальном запоминающем устройстве или на какой-то другом машиночитаемом носителе. Также понятно, что те же самые команды программного обеспечения могут быть загружены в запоминающее устройство из компакт-диска или других соответствующих носителей информации проводными или беспроводными способами.

Более того, специалисту в данной области будет понятно, что различные аспекты данного изобретения можно осуществлять на практике с помощью различных конфигураций компьютерной системы, включая портативные устройства, многопроцессорные системы, микропроцессорную или программируемую бытовую электронику, миникомпьютеры, суперкомпьютеры и т.п. Для использования в настоящем изобретении приемлемо любое количество компьютерных систем и компьютерных сетей. Изобретение может быть осуществлено в среде распределенных вычислений, где задачи выполняются с помощью удаленных обрабатывающих устройств, которые связаны с помощью сети связи. В среде распределенных вычислений программные модули могут быть расположены как на локальных, так и на удаленных сохраняемых на компьютере носителях, включая запоминающие устройства. Следовательно, настоящее изобретение может быть реализовано в связи в разнообразной аппаратурой, программным обеспечением или их сочетанием, в компьютерной системе или другой обрабатывающей системе.

Далее после общего описания различных иллюстративных вариантов осуществления настоящего изобретения более подробно будет рассмотрен способ использования модели равновесия вкладов групп для получения характеристик требуемых компонентов бурового флюида. Интенсивное состояние термодинамической системы устанавливается, если ее температура, давление и состав всех ее фаз являются установившимися. В равновесии эти переменные не являются полностью независимыми, и количество независимых переменных определяется законом равновесия фаз. Например, в общей парожидкостной системе (предполагается, что температура (T) и давление (P) везде равномерно распределены), имеющей m компонентов, независимыми переменными являются температура T, давлением P, m-1 мольные доли жидкости и m-1 мольные доли пара. Из этих 2m независимых переменных закон равновесия фаз показывает, что если переменные m известны, то остальные переменные m могут быть определены одновременным решением m уравнений равновесия:

где и обозначают летучесть фаз жидкости и пара, соответственно. На практике в уравнении состояния, кроме летучести или в дополнение к ней, могут использоваться и другие параметры.

Использование уравнения равновесия вкладов групп по заявленному способу не требует дополнительных лабораторных испытаний для определения равновесия пара и жидкости («VLE»), равновесия жидкости с жидкостью («LLE»), равновесия между твердой и жидкой фазами («SLE»), и газа, растворенного в жидкости, при абсолютном давлении от 0 до 10 бар и температуре от 200 до 500 градусов по Кельвину. В некоторых иллюстративных вариантах осуществления настоящего изобретения уравнения состояния используют модель группового вклада, такую как, например, универсальный квазихимический коэффициент активности («UNIQUAC»), универсальный квазихимический коэффициент активности функциональных групп («UNIFAC»), модифицированный UNIFAC или модифицированный UNIFAC (Дортмунд). Благодаря представленному описанию изобретения специалистам в данной области понятно, что модель равновесия вклада групп - это способ оценки и прогнозирования термодинамических и других свойств молекулярных структур, опирающийся на равновесие. Знание приблизительного химического состава жидкой фазы флюида и твердой фазы флюида перед загрязнением веществами геологического пласта наряду с определением газовой фазы и описанием твердой фазы из геологического пласта позволяет выполнить определение всех определяемых углеводородов пласта на поверхности, а их концентрацию выразить в мольных или массовых долях для веществ, поступающих из ствола скважины во время бурения.

На фиг. 2 показана технологическая схема способа 200 для получения характеристик пластового флюида согласно иллюстративному способу настоящего изобретения. Такой способ будет выполняться CPU 56 после извлечения одной или более проб газа. Таким образом, как показано на фиг. 1 и 2, в блоке 202 экстрактор 54 извлекает пробу газа из контрольного объема выходящего потока бурового флюида, циркулирующего в скважине 17. Стоит обратить внимание, что в альтернативных способах проба извлекаемого газа может быть из входящего потока. В этом способе извлечение происходит при известном давлении и температуре, которые определяются датчиками давления или температуры экстрактора 54. Кроме того, объем бурового флюида известен или может быть оценен. К тому же, в данном варианте осуществления изобретения для извлечения пробы газа может использоваться газ-носитель.

В блоке 204 аналитический прибор 60 откалиброван. Здесь, например, газохроматограф может быть использован для калибровки данных масс-спектрометра. Возможен и вариант, когда масс-спектрометр может быть непосредственно откалиброван. Кроме того, здесь аналитический прибор 60 при необходимости может преобразовать объем пробы извлеченного газа из промилле по объему (ppmv) в промилле по массе (ppmm). Благодаря представленному описанию изобретения специалистам в данной области понятно, что в блоке 206 аналитический прибор 60 определяет молярную долю/вклад каждого требуемого компонента/соединения из концентрации по массе или объему. После этого, исходя из данных, вводимых пользователем, CPU 56 удаляет вклад газа-носителя из расчетов, рассматривает газ-носитель как инертное соединение в системе или проводит газ-носитель через последующие вычисления.

В блоке 208 процессор CPU 56 определяет объем флюида в экстракторе 54. Благодаря представленному описанию изобретения специалистам в данной области понятно, что такое определение можно получить с помощью разнообразных способов, например, с помощью оценки объема конуса или конуса с объемом снятого верхнего полусферического цилиндра, смотря по тому, какой является наиболее точным для данной системы, что определяется на основе геометрии и расхода системы. В блоке 210 CPU 56 определяет парциальное давление (P_νpi) пара для каждого требуемого компонента. Поскольку все из компонентов, обычно требуемых в нефтегазовой отрасли, относительно легкие и хорошо известны, P_νpi может быть определено с помощью уравнения Антуана для давления пара:

где A_i, B_i, и C_i являются заранее определенными постоянными для соединений, а i и T являются температурой (°C). Благодаря представленному описанию изобретения специалистам в данной области будет понятен и вариант, когда имеется способ оценки парциального давления P_νpi пара.

В блоке 212 CPU 56 используется модель равновесия вклада групп для определения молярного вклада каждого требуемого компонента жидкой фазы выходящего потока в пробе извлеченного газа. Для получения этого в определенных вариантах осуществления CPU 56 решает систему уравнений состояния для равновесия вкладов групп для молярной концентрации жидкой фазы (x_i) и коэффициента активности (γ_i) одновременно, как подробнее описано ниже. Коэффициент активности γ_i в идеале основывается на уравнениях UNIQUAC, UNIFAC, модифицированной UNIFAC или модифицированной UNIFAC (Дортмунд). С помощью этих данных CPU 56 вычисляет массу/моли текучих сред и твердых веществ в экстракторе 54. Затем все представляющие интерес данные преобразуются в моли с помощью данных о плотности и объеме (извлеченного газа), определенных с помощью измерителя массы/плотности (который в некоторых вариантах осуществления изобретения является составной частью экстрактора 54).

Для решения уравнений состояния CPU 56 может применить следующий иллюстративный способ. Во-первых, для большинства систем представленное выше уравнение 1 может быть выражено как:

где x_i представляет собой молярную концентрацию жидкой фазы, y_i - молярную концентрациею фазы пара, γ_i - коэффициент активности, ϕ_i - коэффициент летучести компонента в смеси, - коэффициент летучести чистого компонента при насыщении компонента, P_νpi - парциальное давление пара, а (PC)_i - поправочный коэффициент давления для i-го компонента.

Когда давление находится на уровне или ниже атмосферного давления, то предполагается, что система может быть идеальной, и применяются следующие зависимости:

Соответственно, уравнение 3 может быть упрощено следующим образом:

Уравнение 5 перегруппируется для нахождения молярной концентрации x_i жидкой фазы:

Молярная концентрация y_i паровой фазы для каждого компонента известна, поскольку значения были измерены аналитическим прибором 60 (например, газохроматографом, масс-спектрометром или другим подходящим прибором). Ввиду этого парциальное давление P_νpi пара вычисляется CPU 56, как описано выше.

Коэффициент активности γ_i неизвестен, но может быть определен с помощью уравнений UNIQUAC, UNIFAC, модифицированной UNIFAC или модифицированной UNIFAC (Дортмунд) или другой подходящей модели. В этих вариантах осуществления изобретения применяется модифицированный способ UNIFAC (Дортмунд), в зависимости от модели:

где γ_i - коэффициент активности компонента i, - коэффициент активности комбинационного компонента i, а - коэффициент активности остаточного компонента i.

Кроме того, применяются следующие уравнения:

где x_i - мольная доля компонента i в жидкой фазе, - модифицированная объемная/мольная доля компонента i в смеси, V_i - объемная/мольная доля состава i в смеси, q_i - относительная площадь ван-дер-ваальсовой поверхности состава i, а r_i - относительный ван-дер-ваальсов объем состава i.

где R_k - относительный ван-дер-ваальсов объем компонента k, Q_k - относительная ван-дер-ваальсова площадь поверхности компонента, а - количество структурных групп типа k в молекуле i.

где Г_k - коэффициент групповой активности группы k в смеси, - это коэффициент групповой активности группы k в чистом веществе i, Θ_m - доля поверхности группы m в жидкой фазе, а Ψ_mn - член UNIFAQ, содержащий температуру.

и

где x_m - молярная доля группы m, T - абсолютная температура (K), a_nm, b_nm, и c_nm - параметры взаимодействия, V_wk - ван-дер-ваальсов групповой объем соединений k, a A_wk - площадь ван-дер-ваальсовой поверхности соединений k. В этом иллюстративном способе вышеприведенные уравнения 6-20 решаются CPU 56 одновременно, благодаря чему обеспечиваются данные молярной концентрации жидкой фазы в режиме, близком к реальному времени.

В блоке 214 CPU 56 затем определяет по меньшей мере одну из характеристик пластового флюида. Для достижения этой цели в одном иллюстративном способе, из молей каждого компонента в выходящем потоке бурового флюида моли соответствующего компонента бурового флюида вычитаются из входящего потока, поступающего в скважину. Разница - это моли каждого компонента, связанные с пластом. В некоторых вариантах осуществления изобретения химический состав бурового флюида может быть определен из данных производителя. Возможен и вариант, когда молярные значения требуемых компонентов входящего потока бурового флюида могут быть определены путем извлечения газа из известного контрольного объема входящего потока бурового флюида, циркулирующего через скважину при известном давлении и температуре, и повторения блоков 202-212 для пробы входящего потока. С помощью такого анализа входящего потока бурового флюида вклады от переноса газа могут быть устранены, благодаря чему обеспечиваются более точные данные при последующих анализах.

После этого CPU 56 преобразует данные обратно в объемную или массовую долю, промилле по объему (ppmv) или промилле по массе (ppmm), исходя из исходных единиц определения. Затем эти данные корректируются для ограничений равновесия. С помощью данных о скорости проходки при бурении, размере долота и бура-расширителя и расходе CPU 56 вычисляет молярную концентрацию пробуренного пласта и текучих сред на единицу объема бурового флюида. В частности, по размеру долота и бура-расширителя вычисляется объем пробуренного пласта на пробуренный фут, и полученные данные, представляющие флюид из пласта по объему пласта, пробуренного на линейный фут, нормализуются, что дает характеристику пластового флюида.

На фиг. 3 показана технологическая схема, иллюстрирующая другой способ 300 для получения характеристик пластового флюида, в которой используются пробы входящего и выходящего потоков согласно иллюстративному способу настоящего изобретения. Подобно способу, описанному выше, в CPU 56 могут полностью или частично выполняться определенные шаги способа 300. В блоке 302 проба газа выходящего потока извлекается из выходной трубы 23 через канал 56 во время операции бурения. Температура и давление пробы могут быть одновременно измерены с помощью датчиков температуры и давления, описанных выше. В блоке 304 определяется молярный вклад паровой фазы вытекающего потока каждого требуемого компонента в буровом флюиде. Например, молярный вклад паровой фазы каждого требуемого компонента в пробе газа выходящего потока может быть измерен аналитическим прибором 60 (например, газовый хроматограф, масс-спектрометр или другой подходящий прибор).

В блоке 306 CPU 56 определяет парциальное давление паров в выходящем потоке с помощью результатов измерений температуры выходящего потока, полученных от датчиков температуры экстрактора 54, и одного или более уравнений, описанных выше со ссылками на фиг. 2. В блоке 308 CPU 56 затем вычисляет молярный вклад каждого компонента жидкой фазы с помощью определенного парциального давления пара выходящего потока и определенного молярного вклада паровой фазы выходящего потока согласно уравнению состояния для описания вклада равновесия пар-жидкость, как описывалось ранее. Здесь первое и второе уравнение состояния для описания вклада равновесия групп будут использоваться для флюида выходящего и входящего потоков соответственно. В блоке 310 CPU 56 затем определяет по меньшей мере одну характеристику пластового флюида путем вычитания известного состава входящего потока бурового флюида из суммы молярных вкладов паровой фазы и жидкой фазы выходящего потока всех компонентов. Как ранее описано в одном иллюстративном способе, химический состав бурового флюида может быть определен по данным производителя.

В блоке 312 проба газа входящего потока затем извлекается из питающей трубы 22 через канал 52. В блоке 314 указанные выше блоки 304-308 затем повторяются для пробы входного потока. Как таковая, проба газа входящего потока измеряется для определения молярного вклада паровой фазы каждого компонента входящего потока во входящем потоке бурового флюида. Затем парциальное давление пара каждого компонента входящего потока определяется с помощью температуры входящего потока. Молярный вклад жидкой фазы каждого компонента входящего потока определяется с помощью парциального давления пара входящего потока и молярных вкладов паровой фазы входящего потока с помощью уравнений состояния для описания вклада равновесия пар-жидкость, как описывалось ранее. После этого в блоке 316, используя молярные вклады паровой фазы и жидкой фазы входящего потока и известный состав исходного бурового флюида, CPU 56 может компенсировать рециркулированный пластовый газ во входящем потоке бурового флюида. Соответственно, будет обеспечиваться достоверность последующих характеристик флюида.

Соответственно, иллюстративные способы и варианты осуществления, описываемые здесь, обеспечивают получение характеристик бурового флюида в реальном времени. Система, описываемая в данном документе, может быть установлена на буровой площадке и использоваться в режиме реального времени в ходе буровых работ без необходимости получения экспериментальных поправочных коэффициентов. В связи с этим операция бурения может быть начата и пластовые флюиды точно охарактеризованы в режиме реального времени на буровой площадке, благодаря чему обеспечиваются изменения буровых работ в режиме реального времени, исходя из характерных данных пластового флюида.

Варианты осуществления настоящего изобретения, описываемые в настоящем документе, относятся к одному или более из следующих параграфов:

1. Способ получения характеристик пластового флюида, включающий в себя извлечение пробы газа из флюида, подверженного воздействию пласта во время скважинных операций; измерение температуры пробы газа; определение из пробы газа молярного вклада паровой фазы каждого из одного или более требуемых компонентов в флюиде; определение парциального давления паров для каждого требуемого компонента с использованием температуры; определение молярного вклада жидкой фазы каждого требуемого компонента с использованием определенного парциального давления пара, определенного молярного вклада паровой фазы и уравнения состояния для описания вклада равновесия пар-жидкость; и вычитание известного химического состава бурового флюида из суммы определенных молярных вкладов паровой фазы и жидкой фазы всех компонентов для получения характеристик пластового флюида.

2. Способ по параграфу 1, в котором извлечение пробы газа включает в себя извлечение пробы газа входящего или выходящего потоков.

3. Способ по параграфу 1 или 2, в котором вычисление молярного вклада жидкой фазы каждого компонента дополнительно включает в себя для каждого из одного или более компонентов приравнивание летучести жидкой фазы к летучести паровой фазы, причем летучесть паровой фазы является математическим произведением молярного вклада паровой фазы, коэффициента летучести паровой фазы компонента в флюиде, и давления; а летучесть жидкой фазы является математическим произведением по меньшей мере молярного вклада жидкой фазы, коэффициента летучести жидкой фазы компонента как чистого вещества при насыщении, и коэффициента активности компонента; и для всех из одного или более компонентов вместе одновременное решение системы уравнений состояния для описания вклада для молярного вклада (вкладов) жидкой фазы и коэффициента (коэффициентов) активности.

4. Способ по любому из параграфов 1-3, в котором коэффициент (коэффициенты) активности основаны на уравнениях из одной из группы, содержащей универсальную квазихимическую модель коэффициента активности, модель универсальную квазихимическую модель коэффициента активности функциональных групп, модифицированную универсальную квазихимическую модель коэффициента активности функциональных групп и Дортмундскую модифицированную универсальную квазихимическую модель коэффициента активности функциональных групп.

5. Способ по любому из параграфов 1-4, в котором определение парциального давления пара для каждого компонента дополнительно включает в себя расчет парциального давления пара для каждого компонента с помощью уравнения Антуана для давления пара.

6. Способ по любому из параграфов 1-5, дополнительно включающий в себя извлечение пробы газа входящего потока при температуре входящего потока и давлении входящего потока из входящего потока флюида, поступающего в скважину в пласте во время скважинных работ; измерение пробы газа входящего потока для определения молярного вклада паровой фазы входящего потока каждого из компонентов во входящем потоке флюида; определение парциального давления пара входящего потока каждого из компонентов с использованием температуры входящего потока и определение молярного вклада жидкой фазы входящего потока для каждого компонента с использованием парциального давления пара входящего потока и молярного вклада паровой фазы входящего потока и уравнения состояния для описания вклада равновесия пар-жидкость, благодаря чему молярные вклады паровой фазы входящего потока и жидкой фазы входящего потока всех компонентов и известный химический состав исходного флюида совместно определяют состав входящего флюида, таким образом, компенсируя рециркулируемый пластовый газ во входящем потоке флюида.

7. Способ по любому из параграфов 1-6, дополнительно включающий в себя извлечение объема пробы газа с помощью газа-носителя; использование по меньшей мере одного элемента из группы, содержащей газохроматограф или масс-спектрометр для измерения молярного вклада паровой фазы каждого компонента; удаление вклада газа-носителя из молярной концентрации (концентраций) паровой фазы; и нормализацию пластового флюида по объему пласта, пробуренного на линейную глубину.

8. Система для получения характеристик пластового флиюда, содержащая газовый экстрактор, соединенный по текучей среде с потоком флюида в циркуляционной системе скважинного флюида; датчик температуры, соединенный с экстрактором; датчик давления, соединенный с экстрактором; газоанализатор, который выборочно создает выходные данные, соответствующие молярному вкладу паровой фазы каждого из одного или более требуемых компонентов в флюиде, когда он подвержен воздействию пробы газа флюида, получаемой газовым экстрактором; и систему обработки информации, соединенную с датчиком температуры, датчиком давления и газоанализатором, причем система обработки информации включает в себя процессор и запоминающее устройство, содержащее набор команд, который при выполнении процессором приводит к тому, что процессор: определяет парциальное давление пара для каждого компонента с использованием температуры пробы газа; вычисляет молярный вклад жидкой фазы каждого требуемого компонента с помощью использования парциального давления пара и молярный вклад паровой фазы согласно уравнению состояния для описания вклада равновесия пар-жидкость; и вычитает известный химический состав флюида из суммы определенных молярных вкладов паровой фазы и жидкой фазы всех компонентов для получения характеристик пластового флюида.

9. Система по параграфу 8, в которой проба газа является пробой газа выходящего или входящего потока.

10. Система по параграфу 8 или 9, в которой набор команд дополнительно приводит к тому, что процессор: для каждого из одного или более компонентов приравнивает летучесть жидкой фазы к летучести паровой фазы, где летучесть паровой фазы является математическим произведением молярного вклада паровой фазы, коэффициента летучести паровой фазы компонента в флюиде, и давления, и где летучесть жидкой фазы является математическим произведением по меньшей мере молярного вклада жидкой фазы выходящего потока, коэффициента летучести жидкой фазы компонента как чистого вещества при насыщении, и коэффициента активности компонента; и для всех из одного или более компонентов вместе одновременно решает систему уравнений состояния для молярного вклада (вкладов) жидкой фазы и коэффициента (коэффициентов) активности.

11. Система по любому из параграфов 8-10, в которой коэффициент (коэффициенты) активности основаны на уравнениях из одной из группы, содержащей универсальную квазихимическую модель коэффициента активности, универсальную квазихимическую модель коэффициента активности функциональных групп, модифицированную универсальную квазихимическую модель коэффициента активности функциональных групп и Дортмундскую модифицированную универсальную квазихимическую модель коэффициента активности функциональных групп.

12. Система по любому из параграфов 8-11, в которой набор команд дополнительно вызывает вычисление процессором парциального давления пара для каждого компонента с помощью уравнения Антуана для давлен