Способ определения состава углеводородного флюида
METHOD FOR DETERMINING HYDROCARBON FLUID COMPOSITION

Изобретение относится к способу анализа сложных углеводородных флюидов и может применяться для анализа нефти и газоконденсата.
Данные о составе углеводородных флюидов используются, в частности, для контроля выработки запасов месторождений углеводородов, для привязки к объекту разработки (нефтегазоносному пласту) месторождения, для оценки динамики изменения свойств флюидов в процессе выработки запасов и в процессе воздействия на пласт посредством методов увеличения нефтеотдачи. Высокая точность определения состава углеводородного флюида особенно важна при построении моделей смесимости углеводородных флюидов различных резервуаров, при определении вклада флюида каждого резервуара в состав скважинной продукции, если добыча из них происходит совместно. При этом необходимо обеспечить высокую точность определения состава флюида или набора данных, который отражает состав флюида (так называемый «фингрепринт» - набор параметров, однозначно характеризующих углеводородный флюид, отобранный из конкретного нефтегазоносного пласта, т.е. индивидуализирующих параметров состава флюида) для его распознавания в смеси двух и более различных углеводородных флюидов.
Основной метод определения состава углеводородных флюидов, используемый в настоящее время - метод газовой хроматографии в сочетании с пламенно-ионизационным детектором (ПИД/FID). Также широкое применение находит газовая хроматография, совмещенная с квадрупольным масс-анализатором (GC-MS) либо с другими типами масс-анализаторов (детекторов), например, время-пролетным масс-анализатором (GC-TOF).
Принципы детектирования соединений, входящих в состав углеводородного флюида, различных анализаторов отличаются, в связи с чем отличается также и их разрешающая способность.
Принцип действия ПИД основан на измерении зависимости электрической проводимости ионизированного газа от его состава. В квадрупольном масс-анализаторе используется фокусировка ионизированных частиц по направлению и скоростям путем наложения электромагнитного поля. Принципом действия время-пролетного масс-анализатора является различие скоростей движения ионов в зависимости от их масс в бесполевом пространстве. Из уровня техники известно, что с помощью время-пролетного детектора можно измерять широкий диапазон масс, в десятки и сотни тысяч атомных единиц [Н.А. Клюев, Е.С. Бродский. Современные методы масс-спектрометрического анализа органических соединений. Рос. хим. ж. (Ж. Рос. хим. об-ва им. Д.И. Менделеева), 2002, т. XLVI, № 4, стр. 57-63], отмечается, что измерение масс больших молекул является преимуществом метода [М. Токарев. Что такое масс-спектрометрия и зачем она нужна. https://chromatec.ru/upload/iblock/761/7615ae44b53a73f5cd42369482c680f1.pdf]. В связи с этим время-пролетный анализатор используется в основном для определения тяжелых молекул. Высокую точность определения состава в широком диапазоне масс с использованием этого анализатора связывают с высокой скоростью сканирования независимо от диапазона масс [J.Binkley, M.Libarondi. Comparing the Capabilities of Time-of-Flight and Quadrupole Mass Spectrometers. LC GC. Solution for separation scientists. 2010. Vol.8, Iss.3, p. 28-33]. В этом же источнике отмечается также, что для квадрупольного масс-анализатора, чем шире диапазон сканирования (диапазон масс), тем ниже скорость регистрации сигнала/детектирования. Т.е. для квадрупольного масс-анализатора при увеличении диапазона масс должны снижаться количество детектируемых сигналов и, соответственно, точность определения состава.
Известен способ для анализа проб (патент RU 2707621, опубл. 28.11.2019 г., МПК: E21B 49/10), который включает выбор аналитического метода, анализ набора калибровочных масел, анализ проб калибровочных масел для химического состава с использованием системы датчиков, при этом спектр данных содержит набор откликов от каждого сенсорного элемента, при этом каждый элемент реагирует на набор конкретных типов компонентов. Указанный способ позволяет определить вязкость битумов и тяжелой нефти или других объемных свойств нефти или битума в пластах, провести геохимический анализ ключевых компонентов нефти. При этом выбор аналитического метода основан на оценке по меньшей мере одного типа химического соединения или разницы молекулярной массы, основанной на составе нефти или на идентификации и контроле геохимических процессов или свойств, контролирующих вязкость нефти. Общим признаком с заявляемым изобретением является возможность анализа пробы методами газовой хроматографии или хромато-масс-спектроскопии для определения химического состава.
Однако известный способ направлен на определение вязкости, в частности, на основе данных о химическом составе, и не позволяет определить состав углеводородных флюидов с высокой точностью, например, для построения моделей смесимости.
Известен способ анализа сложной смеси, содержащей углеводороды (патент RU 2341792, опубл. 20.12.2008 г., МПК: G01N 27/62, G01N 30/72), согласно которому посредством хромато-масс-спектрометрического анализа образцов углеводородов нефтяных скважин получают фингерпринт исследуемого флюида и используют полученные фингерпринты различных смесей для прогнозирования происхождения и свойств одной из углеводородных смесей. При этом используют различные методики ионизации углеводородного флюида для повышения точности определения состава флюида и получения его фингерпринта. Общим признаком с заявленным способом является определение состава углеводородного флюида методом газовой хроматографии.
Однако в известном техническом решении не учитывают принцип действия самого детектора, свойства анализируемых флюидов (в частности, плотностные характеристики, фракционный состав углеводородного флюида) и влияние этих параметров на разрешающую способность детектора. Это приводит к уменьшению точности детектирования при использовании только одного типа детектора для определения состава и получения фингерпринта углеводородного флюида при анализе нефтей различного состава.
Известен способ применения фингерпринтов нефти для определения количественного вклада каждого флюида при одновременной добычи из нескольких продуктивных пластов (M.A. McCaffrey, D.K. Baskin. Unconventional Resources Technology Conference, 2016, URTeC: 2460348), в котором для получения фингерпринта определяют состав нефти методом газовой хроматографии с использованием ПИД. Общим признаком с заявленным способом является использование метода газовой хроматографии, совмещенной с детектором ионизированных частиц (а именно ПИД), для определения состава и получения фингерпринта углеводородного флюида.
Однако известно, что разрешающая способность ПИД зависит от проводимости газа, которая в свою очередь зависит от концентрации в нем ионов. При этом концентрация ионов в пламенах высших углеводородов может быть выше по сравнению с легкими углеводородами. Соответственно, чем выше концентрация ионов, тем выше чувствительность и точность детектирования ионизированных частиц, соответственно и определения фингерпринтов каждого флюида. В известном способе не учитываются свойства углеводородных флюидов, зависимость свойств и состава углеводородных флюидов, который напрямую влияет на точность получения фингерпринта пробы углеводородного флюида при сопоставимых условиях проведения газовой хроматографии. В связи с чем в известном способе не обеспечивается точность определения состава и получения фингерпринтов углеводородных флюидов различного состава, различной плотности.
Известен способ определения состава и свойств пластового флюида на основе геологических характеристик пласта (патент RU 2720430, опубл. 29.04.2020 г., МПК: E21B 49/08, G06F 17/18, G01N 33/26), в котором состав и свойства флюидов определяют методами физико-химического анализа, которые предназначены для определения перечня параметров состава и/или свойств пластовых флюидов, которые обеспечивают различимость флюидов исследуемой пары пластов, используя базу данных и геологические характеристики пластов.
Однако, известный способ позволяет обеспечить различимость флюидов при определении состава и/или свойств флюидов, используя данные о геологических характеристиках пласта, но не учитывает свойства самих флюидов при определении состава и не позволяет обеспечить повышение точности определения состава углеводородных флюидов.
Из патента RU 2720430 известен также машиночитаемый носитель для использования в известном способе. Однако, программный код компьютерной программы, которая сохранена на известном машиночитаемом носителе не позволяет определить конкретный метод газовой хроматографии, совмещенной с детектором ионизированных частиц, и обеспечить повышение точности определения состава этого флюида.
Ближайшим аналогом (прототипом) является способ определения фракционного состава методом газовой хроматографии (ГОСТ Р 56720-2015, «Нефтепродукты и конденсат газовый стабильный»). Согласно указанному способу пробу нефтепродукта анализируют на газовом хроматографе с пламенно-ионизационным детектором в режиме программирования температуры термостата колонок. Общим признаком известного способа с заявленным является использование газового хроматографа, оснащенного пламенно-ионизационным детектором, для определения состава углеводородного флюида (газового конденсата).
Однако, как указывалось выше, разрешающая способность (в частности количество регистрируемых сигналов) ПИД зависит от проводимости газа, которая напрямую зависит от состава углеводородного флюида при сопоставимых условиях проведения газовой хроматографии и, соответственно, свойств анализируемых углеводородных флюидов, что не учитывается в известном способе. В связи с тем, что в известном способе не учитывается взаимосвязь свойств углеводородного флюида и принципа действия детектора, это не позволяет обеспечить высокую точность определения состава и получения фингерпринта углеводородного флюида.
Техническим результатом изобретения является повышение точности определения состава и получения фингерпринта углеводородного флюида, что в свою очередь приводит к увеличению степени различия углеводородных флюидов друг относительно друга.
Технический результат достигается при осуществлении способа определения состава углеводородного флюида, включающего определение плотности углеводородного флюида, определение состава углеводородного флюида методом газовой хроматографии, совмещенной с время-пролетным масс-анализатором в случае значений плотности углеводородного флюида 0,85 г/мл или менее, совмещенной с пламенно-ионизационным детектором либо с квадрупольным масс-анализатором в случае значений плотности углеводородного флюида свыше 0,85 г/мл, но не более 0,96 г/мл.
Технический результат достигается за счет предварительного определения плотности углеводородного флюида. Плотность нефти как смешанного углеводородного флюида позволяет предварительно оценить её фракционный состав: чем больше углеводородов легких дистиллятных фракций (которые содержат углеводороды с меньшей молекулярной массой и, соответственно, с меньшим количество изомеров) входит в состав углеводородного флюида, тем ниже, соответственно плотность этого флюида. Так, плотности нефти 0,85 г/мл соответствует содержанию легких фракций углеводородов порядка 40%. В рамках заявленного изобретения при использовании способа установлено, что при применении метода газовой хроматографии повышается точность определения состава углеводородного флюида с содержанием легких фракций углеводородов 40% и более  (т.е. при плотности углеводородного флюида) 0,85 г/мл и менее) именно при его совмещении с время-пролетным масс- анализатором. При плотности свыше 0,85 г/мл, но не более 0,96 г/мл содержание фракций тяжелых углеводородов повышается, а также повышается содержание изомеров с одинаковой молекулярной массой. Вместо с тем при использовании заявленного способа также установлено что при применении метода газовой хроматографии повышается точность определения состава углеводородного флюида при плотности углеводородного флюида свыше 0,85 г/мл, но не более 0,96 г/мл (т.е. при уменьшении содержания легких фракций менее 40% и увеличении диапазона масс углеводородов) именно при его совмещении с квадрупольным масс-анализатором либо с ПИД. Повышение точности определения состава и получения фингерпринта углеводородного флюида связано с тем, что, как указывалось выше, детекторы ионизированных частиц отличаются по принципу действия. Различия в принципе действия в зависимости от состава анализируемых жидкостей, а именно от количества легких и тяжелых фракций углеводородов в составе флюида, приводят к детектированию (получению) различного количества сигналов. Чем большее количество сигналов получено при определении состава флюида методом газовой хроматографии, совмещенной с детектором ионизированных частиц, тем выше точность определения состава этого флюида, при одинаковых или сопоставимых условиях проведения газовой хроматографии и ионизации.
Время-пролетный детектор используют, как указывалось выше, для определения состава в широком диапазоне масс, в основном для детектирования тяжелых молекул. В рамках заявленного изобретения показано, что указанный детектор не позволяет обеспечить высокую точность определения состава сложного углеводородного флюида (нефти) в связи с наличием большого числа отдельных изомеров, масса которых одинакова. С увеличением количества атомов углерода в составе углеводородов (т.е. при увеличении их молекулярной массы и, соответственно, плотности флюидов, в которые входят такие углеводороды), увеличивается также число изомеров, массы ионов которых одинаковы. Для углеводородных флюидов с плотностью выше 0,85 г/мл характерно низкое содержание углеводородов с низкой молекулярной массой (легких углеводородных фракций) - менее 40%, и увеличение содержания углеводородов с более высокой молекулярной массой. Определение изомеров будет обеспечиваться только за счет получения в процессе ионизации осколочных ионов, т.е. будет присутствовать только один возможный механизм детектирования изомеров углеводородов (детектирование фрагментов (осколочных ионов) способствует идентификации соединений, которые входят в состав углеводородного флюида, поскольку состав каждого фрагмента уникален). Таким образом, при увеличении молекулярной массы углеводородов в составе флюида (соответственно при увеличении плотности флюида) количество получаемых на детекторе сигналов будет уменьшаться, соответственно снижается точность определения состава углеводородных флюидов с такой плотностью для этого детектора.
При этом ионы изомеров, обладая одинаковой молекулярной массой, могут иметь значительные отличия в структуре, например, при отсутствии симметрии геометрической конфигурации молекул, и, соответственно, обладать различными дипольными моментами. Это приводит к отличиям их поведения в электрическом поле, которое создается в квадрупольном масс-спектрометре. При увеличении молекулярной массы углеводородов (соответственно при увеличении плотности флюидов, в состав которых входят такие углеводороды) влияние изменения структурной конфигурации соединения на его дипольный момент увеличивается. Уменьшение симметрии молекул приводит к увеличению колебаний, которые связаны с изменениями дипольных моментов молекул, что позволяет детектировать ионы изомеров углеводородов при увеличении молекулярной массы.
Для углеводородных флюидов с плотностью свыше 0,85 г/мл характерно повышение молекулярной массы углеводородов, которые входят в их состав. В результате для флюидов указанной плотности обеспечивается получение большего количества пиков на хроматограмме (сигналов), т.е. приводит к повышению точности определения состава углеводородного флюида методом газовой хроматографии, совмещенной с квадрупольным масс-анализатором. При уменьшении молекулярной массы углеводородов, т.е. уменьшении плотности углеводородных флюидов, в состав которых они входят, не будет столь значительных изменений в симметрии молекул, что приводит к уменьшению количества получаемых сигналов и снижению точности определения состава для указанного метода.
Выше рассматривалось, что разрешающая способность ПИД также может повышаться при увеличении концентрации ионов, которая выше в пламенах высших углеводородов. Т.е. разрешающая способность (количество получаемых сигналов) этого детектора для углеводородов легких фракций ниже, чем для углеводородов тяжелых фракций. В связи с тем, что разрешающая способность ПИД зависит от проводимости пламени, больший дипольный момент молекул при уменьшении их симметрии (соответственно, ионов этих молекул) также может влиять на повышение точности определения состава углеводородных флюидов с плотностью свыше 0,85 г/мл, в состав которых входят углеводороды с высокой молекулярной массой, методом газовой хроматографии, совмещенной с ПИД.
Таким образом, при определении состава углеводородных флюидов с плотностью свыше 0,85 г/мл (для которых характерно увеличение молекулярной массы углеводородов, которые входят в их состав) получение большего количество сигналов и, соответственно, повышение точности определения состава обеспечивается при использовании метода газовой хроматографии, совмещенной с квадрупольным масс-анализатором либо с пламенно-ионизационным детектором. В то время как для углеводородных флюидов с плотностью 0,85 г/мл или менее, для которых характерно значительное содержание в составе углеводородов с низкой молекулярной массой, большее количество сигналов и, соответственно, повышение точности определения состава обеспечивается при использовании метода газовой хроматографии, совмещенной с время-пролетным детектором.
Верхнее значение плотности в заявленном способе обусловлено плотностью углеводородных флюидов, составы которых были определены на практике методом газовой хроматографии. Для нефтей с плотностью свыше 0,96 г/мл характерно высокое содержание смолисто-асфальтеновых компонентов, которые при нагревании переходят в пластическое состояние, а при температуре свыше 300°C разлагаются с образованием газообразных и жидких веществ и твердого остатка – кокса, т.е. определение состава таких нефтей (углеводородных флюидов) методом газовой хроматографии затруднено.
Нижнее значение плотности определяется минимальной плотностью углеводородного флюида (т.е. жидкой углеводородной смеси). Для нефти минимальная плотность составляет 0,73 г/мл. Для газоконденсата - 0,7 г/мл. Углеводородные флюиды с плотностью ниже 0,73 г/мл содержат большое количество низкомолекулярных углеводородов, в результате испарения которых может происходить неверное определение как плотности самого флюида, так и его состава за счет потерь в результате испарения углеводородных соединений. Определение плотности и состава углеводородных флюидов более низкой плотности согласно заявленному способу возможно при исключении испарительных потерь низкомолекулярных углеводородов. При этом ограничиваются только физическим состоянием флюида (жидким), а также ограничениями самого метода газовой хроматографии.
Определение плотности углеводородного флюида может включать определение количества проб углеводородного флюида для отбора по установленной и зафиксированной в базе данных взаимосвязи количества проб углеводородного флюида для отбора, достаточного для определения состава и свойств этого флюида, и проницаемости пласта залежи углеводородов, отбор проб углеводородного флюида из скважины, вскрывшей залежь углеводородов, определение плотности углеводородного флюида каждой пробы, определение средней плотности углеводородного флюида.
Определение количества проб в зависимости от проницаемости пласта позволяет повысить точность определения области значений плотности углеводородного флюида данного пласта и его средней плотности. Более точное значение плотности углеводородного флюида позволит определить его состав тем методом, согласно заявленному способу, который обеспечит достижение технического результата.
Достижение технического результата обеспечивается также при осуществлении способа определения состава углеводородного флюида, включающего определение фракционного состава углеводородного флюида, определение состава углеводородного флюида методом газовой хроматографии, совмещенной в случае содержания в составе углеводородного флюида легких фракций углеводородов 40% и более с время-пролетным масс-анализатором, а в случае содержания в составе углеводородного флюида легких фракций углеводородов менее 40% с пламенно-ионизационным детектором либо с квадрупольным масс-анализатором.
Предварительное определение количественного содержания в составе углеводородного флюида лёгких и, соответственно, тяжелых углеводородных фракций позволяет определить состав флюида методом газовой хроматографии, совмещенной с детектором ионизированных частиц, который будет обеспечивать достижение технического результата.
11
24
14
30
Углеводородные фракции отличаются друг от друга, плотностью (которая зависит от природы углеводородов, входящих в состав флюида) и пределами выкипания, т.е. температурами кипения углеводородов, которые входят в их состав. Легкие дистиллятные фракции нефти (бензиновая и лигроиновая), например, представляют собой смесь легких углеводородов состава до CH и CH соответственно. Температура выкипания при атмосферном давлении легких фракций составляет до 180°С-200°С. В рамках данного изобретения, к легким фракциям относят углеводородные фракции с температурой выкипания до и включая 180°С.
Взаимосвязь принципа действия и состава углеводородного флюида, в частности фракционного состава, а также влияние на повышение точности определения состава углеводородного флюида методом газовой хроматографии, совмещенной с различными типами детекторов, описана выше.
Повышение точности определения состава методом газовой хроматографии, совмещенно с время-пролетным детектором, при содержании легких фракций углеводородов 40% и более полагают связано со следующим. Во-первых, легкие фракции углеводородов содержат значительное количество моноциклических углеводородов. При увеличении молекулярной массы углеводородов в составе содержаться бициклические и полициклические углеводороды. Количество изомеров циклических углеводородов меньше по сравнению с количеством изомеров н-алканов той же молекулярной массы. Во-вторых, тяжелые углеводороды при ионизации образуют также более мелкие осколочные ионы, с меньшей молекулярной массой, соответственно, при уменьшении молекулярной массы ионов влияние структуры на дипольный момент будет уменьшаться и увеличение симметрии ионов будет приводить к уменьшению колебаний, которые связаны с изменениями дипольных моментов, что уменьшит точность их детектирования при использовании, например, квадрупольного масс-анализатора, т.е. для квадрупольного масс-анализатора количество получаемых сигналов будет меньше, соответственно, точность определения состава также будет ниже.
Определение фракционного состава углеводородного флюида может включать определение количества проб углеводородного флюида для отбора по установленной и зафиксированной в базе данных взаимосвязи количества проб углеводородного флюида для отбора, достаточного для определения состава и свойств этого флюида, и проницаемости пласта залежи углеводородов, отбор проб углеводородного флюида из скважины, вскрывшей залежь углеводородов, определение содержания фракций углеводородов в каждой пробе, определение средних значений содержания фракций углеводородов в углеводородном флюиде. Определение количества проб в зависимости от проницаемости пласта позволяет повысить точность определения области значений и, соответственно, средних значений содержания углеводородных фракций. Более точное определение содержания фракций позволит определить состав флюида тем методом, согласно заявленному способу, который обеспечит достижение технического результата.
Определение фракционного состава углеводородного флюида может включать также определение плотности углеводородного флюида, определение значений содержания фракций углеводородов по установленной и зафиксированной в базе данных взаимосвязи плотностей и фракционного состава углеводородного флюида. Определение плотности при этом может включать определение количества проб углеводородного флюида для отбора по установленной и зафиксированной в базе данных взаимосвязи количества проб углеводородного флюида для отбора, достаточного для определения состава и свойств этого флюида, и проницаемости пласта залежи углеводородов, отбор проб углеводородного флюида из скважины, вскрывшей залежь углеводородов, определение плотности углеводородного флюида каждой пробы, определение средней плотности углеводородного флюида.
База данных взаимосвязи проницаемости пласта залежи углеводородов и количества проб углеводородного флюида может быть сформирована с использованием следующих стадий: проводят отбор проб углеводородного флюида из одного из пластов с известным коэффициентом проницаемости; проводят исследования состава отобранных проб флюида в одинаковых условиях; определяют область значений параметров состава углеводородного флюида; определяют количество проб углеводородного флюида, при котором область значений параметров состава углеводородного флюида не изменяется; повторяют все вышеуказанные этапы для пластов с различными значениями коэффициента проницаемости; устанавливают и фиксируют взаимосвязь количества проб углеводородного флюида, при котором область значений параметров состава углеводородного флюида не изменяется, для каждого значения коэффициента проницаемости пласта.
2
Чем ниже проницаемость нефтегазоносного пласта, тем труднее происходит перемещение флюида в пределах пласта, поэтому смешиваемость углеводородного флюида затруднена и, соответственно, тем выше различия в составе проб углеводородного флюида при отборе из различных частей нефтегазоносного пласта. Увеличение количества проб в таком случае позволяет обеспечить более точное определение области значений параметров состава и свойств углеводородного флюида. При низком коэффициенте проницаемости (например, ниже 0,05 мкм) нефтегазоносного пласта, требуется увеличить количество отобранных проб для повышения точности определения состава углеводородного флюида залежи и для достоверного определения фингерпринта пласта.
База данных взаимосвязи плотностей и фракционного состава углеводородного флюида может быть сформирована при осуществлении следующих стадий: проводят отбор проб углеводородного флюида из нескольких продуктивных пластов; определяют и фиксируют плотности углеводородных флюидов отобранных проб; проводят перегонку проб углеводородного флюида при атмосферном давлении; определяют объемы конденсатов углеводородных фракций, полученных в результате перегонки каждой пробы; фиксируют фракционный состав углеводородного флюида каждой пробы; устанавливают и фиксируют взаимосвязь плотностей и фракционного состава углеводородных флюидов.
Определение плотности и фракционного состава углеводородного флюида может дополнительно включать центрифугирование проб углеводородного флюида при повышенной температуре и отделение углеводородного флюида проб от твердого осадка и/или воды.
Определение содержания фракций углеводородов в каждой пробе может включать перегонку проб углеводородного флюида при атмосферном давлении и определение объемов конденсатов фракций углеводородов, полученных в результате перегонки.
При выделении таким образом различных углеводородных фракций каждая фракция может быть проанализирована отдельно с использованием метода газовой хроматографии, совмещенной с выделенным для каждой фракции детектором. Совмещение полученных данных позволит также определить состав углеводородного флюида с высокой точностью.
Плотность углеводородного флюида может быть определена вибрационным плотномером.
Длина хроматографической колонки при проведении газовой хроматографии может составлять от 60 до 90 метров, скорость нагрева термостата колонки составляет от 1,5°С в минуту до 5°С в минуту. Это связано с тем, что увеличение длины колонки обеспечивает большую разрешающую способность метода газовой хроматографии за счет более длительного нахождения паров углеводородного флюида в колонке, соответственно - лучшего деления флюида на индивидуальные компоненты, которые могут быть идентифицированы в пробе углеводородного флюида и составлять его фингерпринт. Увеличение длины колонки свыше 90 метров не приводит к значительному увеличению разрешающей способности метода газовой хроматографии. Указанная скорость нагрева позволяет обеспечить лучшее разделение углеводородного флюида на индивидуальные компоненты.
При проведении газовой хроматографии в результате обычно получают хроматограмму, которая характеризует состав углеводородного флюида. Способ может дополнительно включать получение фингерпринта углеводородного флюида по значениям относительных высот межалкановых пиков полученной хроматограммы, характеризующей его состав. Т.е. формирование набора характеристических соединений, используемых для составления фингерпринта флюида, может производится обработкой хроматографических данных любым известным методом (в частности, методом главных компонент), который в дальнейшем может использоваться для сравнения с фингерпринтами других углеводородных флюидов и для определения фингерпринта конкретного углеводородного флюида в смеси.
Технический результат достигается также при использовании системы выбора метода определения состава углеводородного флюида, включающей блок ввода значений плотности углеводородного флюида, соединенный с блоком выбора метода газовой хроматографии для определения состава углеводородного флюида на основе плотности флюида, который выполнен с возможностью определения метода газовой хроматографии в зависимости от плотности флюида, при этом выбирается метод газовой хроматографии, совмещенной с время-пролетным масс-анализатором, в случае значений плотности углеводородного флюида 0,85 г/мл или менее, метод газовой хроматографии, совмещенной с пламенно-ионизационным детектором либо с квадрупольным масс-анализатором, в случае значений плотности углеводородного флюида свыше 0,85 г/мл, но не более 0,96 г/мл., при этом блок выбора метода газовой хроматографии соединен с блоком вывода данных о выбранном методе определения состава углеводородного флюида.
Технический результат также при использовании системы выбора метода определения состава углеводородного флюида, включающей блок ввода данных фракционного состава углеводородного флюида, соединенный с блоком выбора метода газовой хроматографии для определения состава углеводородного флюида на основе фракционного состава флюида, который выполнен с возможностью определения метода газовой хроматографии в зависимости от фракционного состава флюида, при этом выбирается метод газовой хроматографии, совмещенной с время-пролетным масс-анализатором, в случае содержания легких фракций углеводородов 40% или более, метод газовой хроматографии, совмещенной с пламенно-ионизационным детектором либо с квадрупольным масс-анализатором, в случае содержания легких фракций углеводородного флюида менее 40%, при этом блок выбора метода газовой хроматографии соединен с блоком вывода данных о выбранном методе определения состава углеводородного флюида.
Технический результат достигается за счет выбора того метода газовой хроматографии, совмещенной с детектором ионизированных частиц, который обеспечит получение большего количества сигналов на детекторе и, соответственно, повышение точности определения состава углеводородного флюида в зависимости от плотности флюида, которая дает предварительную информацию о фракционном составе флюида, либо от содержания легких фракций углеводородов. Выше указаны взаимосвязь плотности углеводородного флюида и его фракционного состава, а также с чем связано повышение точности при определении состава углеводородного флюида с плотностью 0,85 г/мл и менее и содержанием легких фракций углеводородов 40% и более методом газовой хроматографии, совмещенной с время-пролетным масс-анализатором, с плотностью от 0,85 г/мл до 0,96 г/мл и содержанием легких фракций углеводородов менее 40% - методом газовой хроматографии, совмещенной с ПИД либо с квадрупольным масс-анализатором.
Система выбора метода определения состава углеводородного флюида, содержащая блок выбора метода газовой хроматографии по плотности углеводородного флюида, дополнительно может включать базу данных, в которой зафиксирована взаимосвязь количества проб углеводородного флюида для отбора, достаточного для определения состава и свойств этого флюида, и проницаемости пласта залежи углеводородов, соединенную с блоком определения количества проб углеводородного флюида для отбора, выполненным с возможностью определения количества проб углеводородного флюида для отбора, достаточного для определения состава и свойств этого флюида, по плотности углеводородного флюида, при этом в блоке выполняется определение количества проб углеводородного флюида для отбора по установленной и зафиксированной в базе данных взаимосвязи количества проб углеводородного флюида для отбора, достаточного для определения свойств этого флюида, и проницаемости пласта залежи углеводородов, соединенным с блоком ввода значений плотности углеводородного флюида.
Система выбора метода определения состава углеводородного флюида, содержащая блок выбора метода газовой хроматографии на основе фракционного состава углеводородного флюида, дополнительно может включать базу данных, в которой зафиксирована взаимосвязь количества проб углеводородного флюида для отбора, достаточного для определения свойств этого флюида, и проницаемости пласта залежи углеводородов, соединенную с блоком определения количества проб углеводородного флюида для отбора, выполненным с возможностью определения количества проб углеводородного флюида для отбора, достаточного для определения состава и свойств этого флюида, по фракционному составу углеводородного флюида, при этом в блоке выполняется определение количества проб углеводородного флюида для отбора по установленной и зафиксированной в базе данных взаимосвязи количества проб углеводородного флюида для отбора, достаточного для определения свойств этого флюида, и проницаемости пласта залежи углеводородов, соединенным с блоком ввода данных фракционного состава углеводородного флюида.
Указанная база данных может быть сформирована с использованием следующих стадий проводят отбор проб углеводородного флюида из одного из пластов с известным коэффициентом проницаемости, проводят определение состава и свойств отобранных проб флюида в одинаковых условиях, определяют область значений параметров состава и свойств углеводородного флюида, определяют количество проб углеводородного флюида, при котором область значений параметров состава и свойств углеводородного флюида не изменяется, повторяют все вышеуказанные этапы для пластов с различными значениями коэффициента проницаемости, устанавливают и фиксируют взаимосвязь количества проб углеводородного флюида, при котором область значений параметров состава и свойств углеводородного флюида не изменяется, для каждого значения коэффициента проницаемости пласта.
Система выбора метода определения состава углеводородного флюида, содержащая блок выбора метода газовой хроматографии на основе фракционного состава углеводородного флюида, дополнительно может базу данных взаимосвязи плотностей и фракционного состава углеводородного флюида,  соединенную с блоком определения фракционного состава углеводородного флюида по его плотности, при этом в блоке выполняется определение фракционного состава флюида по установленной и зафиксированной в базе данных взаимосвязи плотностей и фракционного состава углеводородного флюида, соединенным с блоком ввода данных фракционного состава углеводородного флюида. При этом база данных может быть сформирована с использованием следующих стадий проводят отбор проб углеводородного флюида из нескольких продуктивных пластов, определяют и фиксируют плотности углеводородных флюидов отобранных проб, проводят перегонку проб углеводородного флюида при атмосферном давлении, определяют объемы конденсатов углеводородных фракций, полученных в результате перегонки каждой пробы, фиксируют фракционный состав углеводородного флюида каждой пробы, устанавливают и фиксируют взаимосвязь плотностей и фракционного состава углеводородных флюидов.
Блок вывода данных о составе углеводородного флюида любой из заявленных систем выбора метода определения состава углеводородного флюида может быть дополнительно соединен блоком анализа данных о составе углеводородного флюида, соединенный с блоком вывода данных о выбранном методе определения состава углеводородного флюида, при этом в блоке анализа данных о составе углеводородного флюида дополнительно выполняется построение хроматограммы, характеризующей состав углеводородного флюида.
В блоке анализа данных о составе углеводородного флюида дополнительно может выполняться получение фингерпринта углеводородного флюида по значениям относительных высот межалкановых пиков полученной хроматограммы, характеризующей его состав.
Изобретение поясняется следующими фигурами.
На фигуре 1 представлен график зависимости содержания легких фракций углеводородов в составе углеводородного флюида от его плотности.
На фигуре 2 представлен график зависимости содержания дизельной фракции в составе углеводородного флюида от его плотности.
На фигуре 3 представлена хроматограмма, характеризующая состав углеводородного флюида с плотностью 0,801 г/мл и полученная методом газовой хроматографии, совмещенной с время-пролетным детектором.
9
10
На фигуре 4 представлена увеличенная часть хроматограммы для углеводородов области от С до С, характеризующая состав углеводородного флюида с плотностью 0,801 г/мл и полученная методом газовой хроматографии, совмещенной с время-пролетным детектором (получена с использованием специализированного программного обеспечения).
9
10
На фигуре 5 представлена увеличенная часть хроматограммы для углеводородов области от С до С, характеризующая состав углеводородного флюида с плотностью 0,801 г/мл и полученная методом газовой хроматографии, совмещенной с ПИД (получена с использованием специализированного программного обеспечения).
На фигуре 6 представлена хроматограмма, характеризующая состав углеводородного флюида с плотностью 0,848 г/мл и полученная методом газовой хроматографии, совмещенной с время-пролетным масс-анализатором.
На фигуре 7 представлена хроматограмма, характеризующая состав углеводородного флюида с плотностью 0,923 г/мл и полученная методом газовой хроматографии, совмещенной с квадрупольным масс-анализатором.
На фигуре 8 представлены графики зависимостей среднего количества полученных (детектируемых) сигналов при определении состава углеводородного флюида от его плотности для время-пролетного анализатора, ПИД и квадрупольного масс-анализатора.
На фигуре 9 представлены графики зависимостей среднего количества полученных (детектируемых) сигналов при определении состава углеводородного флюида от содержания легких фракций углеводородов для время-пролетного анализатора, ПИД и квадрупольного масс-анализатора.
На фигуре 10 представлен график оценок, полученный при анализе относительных высот межалкановых пиков хроматограмм углеводородных флюидов разной плотности методом главных компонент (отражены четырьмя отдельными группами точек).
На фигуре 11 представлен график оценок, полученный при анализе относительных высот пиков ароматических углеводородов хроматограмм углеводородных флюидов разной плотности методом главных компонент (отражены четырьмя отдельными группами точек).
На фигуре 12 представлен график оценок, полученный при анализе относительных площадей пиков ароматических углеводородов хроматограмм углеводородных флюидов разной плотности методом главных компонент (отражены четырьмя отдельными группами точек).
При этом на фигурах 10 - 12 «PC1» - ось первой главной компоненты, «PC2» - ось второй главной компоненты.
Способ определения состава углеводородного флюида, в котором определяют плотность углеводородного флюида. В случае значений плотности углеводородного флюида 0,85 г/мл или менее определяют состав углеводородного флюида методом газовой хроматографии, совмещенной с время-пролетным масс-анализатором. В случае значений плотности углеводородного флюида более 0,85 г/мл до 0,96 г/мл определяют состав углеводородного флюида методом газовой хроматографии, совмещенной с пламенно-ионизационным детектором либо с квадрупольным масс-анализатором.
Ниже приведены примеры реализации согласно заявленному способу.
2
Пример 1. Проводят отбор 5 проб углеводородного флюида (нефть) залежи из продуктивной скважины, вскрывшей один из пластов залежей углеводородов (проницаемость пласта 0,371 мкм). Число проб было определено по установленной ранее зависимости количества проб, необходимых для отбора от значений проницаемости пласта, с использованием базы данных как указано выше.
Проводят подготовку проб углеводородного флюида и получение образцов углеводородного флюида. Пробы центрифугируют при повышенной температуре и отделяют водную фазу, а также твердый осадок, в состав которого входят механические примеси.
Определяют плотность углеводородного флюида вибрационным плотномером. Плотность в среднем для образцов составила 0,806 г/мл, что характерно для сверх лёгких нефтей, в состав которых преимущественно входит бензиновая фракция.
Сравнивают полученные данные с базой данной, в которой зафиксирована взаимосвязь плотностей и фракционного состава углеводородных флюидов, примеры для легких и дизельной фракций показаны соответственно на фиг. 1 и 2. База данных сформирована как указано в описании выше.
Как видно из фигуры 1, для нефтей такой плотности характерно преобладание в составе легких фракций, содержание которых составляет около 60%, в то время как содержание дизельной фракции, например, составляет всего около 23%.
Также проводят перегонку проб образцов углеводородного флюида при атмосферном давлении для получения точных данных по содержанию фракций углеводородов в составе флюида. Получено, что в состав входит 59% легких фракций от общего объема полученного конденсата (температуры выкипания до 180°С), т.е. выше 40%, 18% керосиновой фракции (температура выкипания от 180°С до 240°С), 23% дизельной фракции (температура выкипания от 240°С до 300°С).
Определяют состав образцов углеводородного флюида методом газовой хроматографии, совмещенной с время-пролетным масс-анализатором. Длина хроматографической колонки составила 60 м, скорость нагрева составила 1,5°С.
Получают хроматограммы (пример одной из хроматограмм представлен на фиг. 3), которые отражают состав исследуемого углеводородного флюида. При этом полученные хроматограммы анализируют по относительным высотам межалкановых пиков. Значения среднего количества полученных сигналов, которые отражают точность определения состава приведены в таблице 1. Сравнивают полученные хроматограммы всех пяти проб углеводородного флюида, определяют среднее квадратичное отклонение значений пиков хроматограмм. При анализе полученных значений относительных высот межалкановых пиков с применением метода главных компонент получают фингерпринт исследуемого углеводородного флюида.
Для иллюстрации и подтверждения достижения заявленного технического результата состав указанного углеводородного флюида определяют методом газовой хроматографии, совмещенной с другими типами детекторов (ПИД и квадрупольный масс-анализатор). В таблице 1 указаны полученные при этом значения количества полученных сигналов, а также значения среднего квадратичного отклонения (СКО) для полученных сигналов.
Таблица 1
Тип детектора
Количество полученных сигналов
СКО
Время-пролетный масс-анализатор
356
5,7
Квадрупольный масс-анализатор
311
9,8
ПИД
326
6,5
Из таблицы видно, что для время-пролетного анализатора количество полученных сигналов значительно больше по сравнению с другими типами детекторов, что соответствует большей точности указанного типа детектора для анализа углеводородного флюида при содержании в составе дистиллятных фракций легких фракций углеводородов более 40% и плотности флюида менее 0,85 г/мл.
При сравнении фигур 4 и 5, на которых представлены увеличенные части хроматограмм, полученных для разных типов детекторов (время-пролетного масс-анализатора и ПИД) видно изменение формы хроматограмм и лучшее разделение пиков углеводородов при использовании время-пролетного масс-анализатора, что также свидетельствует о повышении точности при определении состава углеводородного флюида с плотностью 0,806 г/мл (менее 0,85 г/мл) при использовании заявленного способа.
2
Пример 2. Проводят отбор 16 проб углеводородного флюида (нефть) из продуктивной скважины, вскрывшей один из пластов залежи углеводородов (проницаемость пласта 0,00173 мкм). Проводят подготовку проб и получение образцов углеводородного флюида аналогично примеру 1.
Определяют плотность углеводородного флюида вибрационным плотномером. Средняя плотность составила 0,848 г/мл, что характерно для лёгких нефтей.
Также в данном случае определяли фракционный состав углеводородного флюида. Содержание легких фракций составило 41%, керосиновой фракции - 27%, дизельной фракции - 32%.
Определяют состав углеводородного флюида методом газовой хроматографии, совмещенной с время-пролетным масс-анализатором. Длина хроматографической колонки составила 60 м, скорость нагрева составила 1,5°С.
Получают хроматограммы (пример хроматограммы приведен на фиг. 6), которые отражает состав анализируемого углеводородного флюида. При этом полученные хроматограммы анализируют по относительным высотам межалкановых пиков. Значения среднего количества полученных сигналов и среднеквадратичных отклонений значений пиков хроматограмм приведены в таблице 2.
При анализе полученных значений относительных высот межалкановых пиков с применением метода главных компонент получают фингерпринт анализируемого углеводородного флюида.
Для иллюстрации и подтверждения достижения заявленного технического результата состав указанного углеводородного флюида определяют методом газовой хроматографии, совмещенной с другими типами детекторов (ПИД и квадрупольный масс-анализаторы). В таблице 2 указаны полученные при этом значения количества полученных сигналов и СКО.
Таблица 2
Тип детектора
Количество полученных сигналов
СКО
Время-пролетный масс-анализатор
350
7,8
Квадрупольный масс-анализатор
329
7,5
ПИД
341
7,7
Из таблицы видно, что максимальное количество сигналов получено при определении состава нефти методом газовой хроматографии, совмещенной с время-пролетным масс-анализатором, что свидетельствует о достижении технического результата при осуществлении заявленного способа. Для других детекторов количество полученных сигналов меньше.
2
Пример 3. Проводят отбор 5 проб углеводородного флюида (нефть) залежи из продуктивной скважины, вскрывшей один из пластов залежей углеводородов (проницаемость пласта 0,0209 мкм). Проводят подготовку проб и получение образцов углеводородного флюида аналогично примеру 1.
Определяют плотность углеводородного флюида вибрационным плотномером. Средняя плотность составила 0,923 г/мл, что характерно для нефтей средней плотности, в состав которых преимущественно входит дизельная фракция. Также определяют фракционный состав углеводородного флюида. Для этого проводят перегонку образцов углеводородного флюида при атмосферном давлении. Распределение по фракциям составило: 4,1% легких фракций углеводородов (от общего объема полученных конденсатов), 16,9% керосиновой фракции и 79% - дизельной.
Определяют состав углеводородного флюида методом газовой хроматографии, совмещенной с квадрупольным масс-анализатором. Длина хроматографической колонки составила 60 м, скорость нагрева составила 1,5°С. Достижение технического результата в данном случае возможно также при использовании ПИД.
Получают хроматограммы (пример хроматограммы представлен на фиг. 7), которые отражают состав анализируемого углеводородного флюида. При этом полученные хроматограммы анализируют по относительным высотам межалкановых пиков. Значения среднего количества полученных сигналов и среднеквадратичных отклонений значений пиков хроматограмм приведены в таблице 3.
При анализе полученных значений относительный высот межалкановых пиков с применением метода главных компонент получают фингерпринт анализируемого углеводородного флюида.
Для иллюстрации и подтверждения достижения заявленного технического результата состав указанного углеводородного флюида определяют методом газовой хроматографии, совмещенной с другими типами детекторов (время-пролетный и ПИД). В таблице 3 указаны значения количества полученных сигналов и СКО.
Таблица 3
Тип детектора
Количество полученных сигналов
СКО
Время-пролетный масс-анализатор
310
12,5
Квадрупольный масс-анализатор
355
5,8
ПИД
356
5,6
Из таблицы видно, что максимальное количество сигналов получено для ПИД, что свидетельствует о достижении технического результата при осуществлении заявленного способа. Количество сигналов, полученных при применении квадрупольного масс-анализатора также близко к количеству, полученному при использовании ПИД. Для время-пролетного анализатора количество полученных сигналов значительно уменьшается, при этом наблюдается большой рост СКО, что говорит о снижении точности этого детектора для анализа углеводородного флюида при содержании легких фракций углеводородов менее 40% и плотности флюида более 0,85 г/мл.
2
Пример 4. Проводят отбор 8 проб углеводородного флюида (нефть) залежи из продуктивной скважины, вскрывшей один из пластов залежей углеводородов (проницаемость пласта 0,0154 мкм). Проводят подготовку проб и получение образцов углеводородного флюида аналогично примеру 1.
Определяют плотность углеводородного флюида вибрационным плотномером. Средняя плотность составила 0,888 г/мл, что характерно для нефтей средней плотности.
Сравнивают полученные данные с базой данной, в которой зафиксирована взаимосвязь плотностей и фракционного состава углеводородных флюидов, примеры для бензиновой и дизельной фракций показаны соответственно на фиг. 1 и 2, указанной в примере 1. Как видно из фигуры 1, для нефтей такой плотности характерно преобладание в составе дизельной фракции (содержание которой составляет около 50%), в то время как содержание бензиновой фракции составляет около 20% (т.е. менее 40%).
Определяют состав углеводородного флюида методом газовой хроматографии, совмещенной с пламенно-ионизационным детектором. Длина хроматографической колонки составила 60 м, скорость нагрева составила 1,5°С. Достижение технического результата в данном случае возможно также при использовании в качестве детектора квадрупольного масс-спектрометра.
Получают в результате хроматограммы, которые характеризуют состав углеводородного флюида. При этом полученные хроматограммы анализируют по относительным высотам межалкановых пиков. Значения среднего количества полученных сигналов, которые характеризуют точность детектора для углеводородного флюида указанной плотности, и среднеквадратичных отклонений значений пиков хроматограмм приведены в таблице 4.
При анализе полученных значений относительных высот межалкановых пиков с применением метода главных компонент получают фингерпринт анализируемого углеводородного флюида.
Для иллюстрации и подтверждения достижения заявленного технического результата состав указанного углеводородного флюида определяют методом газовой хроматографии, совмещенной с другими детекторами (время-пролетный и квадрупольный масс-анализаторы). В таблице 4 указаны средние значения количества полученных при этом на хроматограммах сигналов и СКО.
Таблица 4
Тип детектора
Количество полученных сигналов
СКО
Время-пролетный масс-анализатор
311
7,4
Квадрупольный масс-анализатор
342
6,7
ПИД
358
4,3
Из таблицы видно, что максимальное количество сигналов получено для ПИД, что свидетельствует о достижении технического результата при осуществлении заявленного способа. Количество сигналов, полученных при применении квадрупольного масс-анализатора также близко к количеству, полученному для ПИД. Для время-пролетного анализатора количество полученных сигналов значительно уменьшается, что свидетельствует о снижении точности определения состава углеводородного флюида, содержащего легкие фракции углеводородов менее 40% и с плотностью более 0,85 г/мл с использованием время-пролетного масс-анализатора.
Аналогичным образом определили состав углеводородных флюидов разной плотности. В таблице 5 даны средние значения количества полученных сигналов при определении состава углеводородных флюидов разной плотности и разным содержанием легких фракций углеводородов методом газовой хроматографии, совмещенной либо с время-пролетным масс-анализатором, либо с квадрупольным масс-анализатором, либо с ПИД.
Таблица 5
Плотность, г/мл
Содержание легких фракций углеводородов, %
Средние значения количества сигналов, полученные на время-пролетном масс-анализаторе
Средние значения количества сигналов, полученные на квадрупольном масс-анализаторе
Средние значения количества сигналов, полученные на пламенно-ионизационном детекторе
0,806
59
358
311
325
0,821
54
362
317
330
0,832
47,5
355
315
338
0,848
41
350
326
341
0,858
36
337
329
343
0,871
29
320
338
355
0,888
17
311
342
358
0, 910
15,3
307
349
354
0,923
4,1
310
355
356
На фигурах 8 и 9 представлены графики изменения среднего значения количества полученных сигналов для трех детекторов ионизированных частиц при изменении плотности углеводородного флюида, состав которого определяли, и содержания легких фракций углеводородов. Как видно из фигуры 8 при увеличении плотности углеводородного флюида наблюдается резкое уменьшение количества сигналов при увеличении плотности более 0,85 г/мл для время-пролетного масс-анализатора, в то время как для ПИД и квадрупольного масс-анализатора количество сигналов с увеличением плотности растет и при плотности свыше 0,85 г/мл превышает количество сигналов, полученных для время-пролетного масс-анализатора. Это подтверждает достижение технического результата при реализации заявленного изобретения.
Аналогичная зависимость наблюдается на графиках, представленных на фигуре 9. При уменьшении содержания легких фракций углеводородов в составе углеводородного флюида от 40% и более наблюдается резкое увеличение количества сигналов при определении состава флюида методом газовой хроматографии, совмещенной с время-пролетным масс-анализатором, что обеспечивает повышение точности определения состава флюида. При этом для метода газовой хроматографии, совмещенной с квадрупольным масс-анализатором либо с пламенно-ионизационным детектором увеличение количества полученных сигналов (повышение точности определения состава) наблюдается при содержании легких фракций углеводородов менее 40%.
Представленные данные показывают, что для время-пролетного масс-анализатора высокая точность характерна не во всем диапазоне масс, при этом с увеличением масс углеводородов, входящих в состав углеводородного флюида, точность определения состава, наоборот, уменьшается. При этом для квадрупольного масс-анализатора при увеличении диапазона масс, которые входят в состав углеводородного флюида наблюдается повышение точности определения состава флюида.
Определение метода газовой хроматографии, совмещенной с время-пролетным масс-анализатором либо с квадрупольным масс-анализатором, либо с ПИД может также осуществляться при использовании системы выбора метода определения состава углеводородного флюида. Это происходит при введении данных либо о плотности углеводородного флюида либо о содержании легких фракций в составе флюида (о фракционном составе углеводородного флюида).
На фигуре 10 представлен график, полученный при анализе значений относительных высот межалкановых пиков методом главных компонент для всех углеводородных флюидов из примеров 1 - 4 (отражены четырьмя отдельными группами точек). Сравнение областей значений для приведенных углеводородных флюидов показывает, что степень пересечения областей составляет 30%. При этом пересечение областей значений для этих флюидов, полученное при анализе значений относительных высот пиков стерановых углеводородов методом главных компонент, составляет, например, 60%, алкановых - 63%, ароматических - 47% (фигура 11). При этом анализ значений относительной площади пика, например, ароматических углеводородов, показывает пересечение областей значений на 64% (фигура 12). Полученные данные подтверждают, что использование заявленного способа позволяет обеспечить более высокую точность определения состава и уменьшение пересечения областей значений фингерпринтов углеводородных флюидов.
Таким образом, приведенные примеры подтверждают, что заявленные способы определения состава флюида, а также системы выбора метода определения состава флюида, позволяют обеспечить увеличение точности определения состава и получения фингерпринта углеводородного флюида, что обеспечивает увеличение различимости углеводородных флюидов друг относительно друга. Достижение технического результата обеспечивается за счет предварительного определения плотности углеводородного флюида либо содержания легких фракций углеводородов в составе флюида.