NO20111253A1 - Bestemmelse av asfalteninnholdet nede i bronnen - Google Patents

Description

Reservoarfluidanalyse er en nøkkelfaktor for å forstå og å optimalisere reservoarhåndtering. I de fleste hydrokarbonreservoarer, varierer fluidsammenset-ning vertikalt og lateralt i en formasjon. Fluider kan utvise gradvise forandringer i sammensetning forårsaket av gravitasjon eller biologisk nedbrytning, eller de kan utvise bråere endringer på grunn av strukturell eller stratigrafisk kompartmentalise-ring. Tradisjonelt blir fluidinformasjon oppnådd ved å ta prøver, enten ved nedhulls- eller overflatebetingelser, og deretter måle ulike egenskaper for prøvene i et overflatelaboratorium. De siste årene har nedhullsfluidanalyse (DFA) teknikker, så som de som bruker et "Modular Dynamics Tester" (MDT) verktøy, blitt brukt for å tilveiebringe nedhullsfluidegenskapsinformasjon. De ekstreme betingelsene ved nedhullsmiljøet begrenser imidlertid forfinelsen av DFA måleverktøyer, og begrenser derfor målingen av fluidegenskaper til et lite undersett av de tilveiebrakt ved en konvensjonell overflatelaboratorieanalyse.

OPPSUMMERING

Den foreslåtte målingen tilveiebringer kompletterende informasjon til den som allerede er tilveiebrakt ved MDT DFA med OFA og CGA, etc. For eksempel fremskaffelsen av den gjennomsnittlige molmasse for oljen som, når kombinert med C1 til C6 fraksjonen og C02, totalt tilveiebringer mer detaljer om den kjemiske sammensetning for reservoarmodellering ved regulering av de brukte ti I— standsligningsparameterne.

I én utførelsesform, er det tilveiebrakt et nedhullsverktøy for nedhullsanalysen av væsker. Nedhullsverktøyet inkluderer et hus, et løsemiddelreservoar posisjonert innen huset, en væskeprøvetilførselsåpning, en fortynningsmodul og en størrelsesutelukkelsesmodul. Fortynningsmodulen er posisjonert innen huset og inkluderer et blandekammer konfigurert for å motta løsemiddel fra løsemiddelre-servoaret og en hydrokarbonvæskeprøve fra væskeprøvetilførselsåpningen. Stør-relsesutelukkelsesseparasjonsmodulen er posisjonert innen huset og koplet til fortynningsmodulen. Størrelsesutelukkelsesseparasjonsmodulen inkluderer minst én størrelsesutelukkelseskromatografikolonne konfigurert for å motta løsemiddel og minst en del av hydrokarbonvæskeprøven fra injeksjonsmodulen.

I en annen utførelsesform, omfatter en fremgangsmåte oppnåelse av en hydrokarbonprøve fra en hydrokarbonformasjon i et reservoar ved en gitt dybde ved anvendelse av et nedhullsverktøy og å isolere en væskefase av hydrokarbon-prøven innen nedhullsverktøyet. Væskefasen av hydrokarbonprøven blir utsatt for nedhullsanalyse innen nedhullsverktøyet for å danne en kromatografiprøve, hvori nedhullsanalysen er basert minst delvis på størrelsesutelukkelseskromatografi. En første egenskap av kromatografiprøven blir målt for å oppnå en målt verdi, og en andre egenskap av kromatografiprøven blir estimert basert på den målte verdien og kjente kalibreringskurver.

I enda en annen utførelsesform, omfatter en fremgangsmåte for anvendelse i et nedhullsverktøy overføring av en kjent mengde av et løsemiddel og en kjent mengde av en hydrokarbonvæskeprøve til en fortynningsmodul i nedhullsverktøyet og vente på at hydrokarbonvæskeprøven skal løses opp i løsemiddelet i fortynningsmodulen for å danne en kromatografiprøve. En kjent mengde av prøven blir trukket inn i en injeksjonssløyfe i nedhullsverktøyet. Kromatografiprøven blir injisert fra injeksjonssløyfen inn i en strøm av løsemiddelet som strømmer inn i et kolonnesett i nedhullsverktøyet. Et fluid som forlater kolonnesettet får strømme til en detektor i nedhullsverktøyet, hvori fluidet inneholder løsemiddel og minst en del av kromatografiprøven. Utdata fra detektoren blir registrert som et kromatogram og en temperatur for detektoren blir registrert. De registrerte utdata blir analysert.

KORT BESKRIVELSE AV TEGNINGENE

For en mer fullstendig forståelse, refereres det nå til den følgende beskrivelse tatt i forbindelse med de ledsagende tegninger i hvilke: Fig. 1A er et diagram av én utførelsesform av et nedhullsverktøy; Fig. 1B er et diagram av en (p,T) seksjon som illustrerer boblekurver, dugg-kurver og kritiske punkter for reservoarfluider; Fig. 2 er et diagram av en mer detaljert utførelsesform av nedhullsverktøyet ifølge Fig. 1A; Fig. 3A er et diagram av en mer detaljert utførelsesform av nedhullsverkt-øyet ifølge Fig. 2; Fig. 3B er et diagram av én utførelsesform av et miljø som nedhullsverkt-øyet ifølge Fig. 1 kan bli brukt innen; Fig. 3C er et diagram av en annen utførelsesform av et miljø som nedhulls-verktøyet ifølge Fig. 1 kan bli brukt innen; Fig. 3D er et diagram av en utførelsesform av et nedhullsverktøy innen mil-jøet ifølge Fig. 3C; Fig. 4 er et flytskjema av én utførelsesform av en fremgangsmåte som inkluderer å utføre nedhullsstørrelsesutelukkelseskromatografi; Fig. 5 er et flytskjema av én utførelsesform av en fremgangsmåte for å analysere hydrokarbonprøver ved anvendelse av nedhullsstørrelsesutelukkelses-kromatografi; Fig. 6 er et flytskjema av én utførelsesform av en fremgangsmåte for en nedhullsbestemmelse av gjennomsnittlig molekylvekt, API tetthet og asfaltenvektprosent for en olje uten behovet for en intern standard ved anvendelse av en massedetektor som er i stand til å utvise en spenningsrespons for hver; og Fig. 7 er et flytskjema av én utførelsesform av en fremgangsmåte for en nedhullsbestemmelse av asfaltenvektprosent av en olje ved hjelp av en intern standard kalibreringsmetode ved anvendelse av en massedetektor som er i stand til å utvise en spenningsrespons for hver.

DETALJERT BESKRIVELSE

Foreliggende redegjørelse omhandler ulike betraktninger og utførelsesfor-mer av et system og fremgangsmåte for nedhullsstørrelsesutelukkelseskromato-grafi. Figurene er ikke nødvendigvis tegnet i målestokk, og i noen tilfeller har tegningene blitt overdrevet og/eller forenklet i posisjoner, bare for illustrerende formål. En fagperson vil innse de mange mulige anvendelser og variasjoner basert på de beskrevne utførelsesformer.

De millioner forskjellige organiske kjemiske forbindelser som kan foreligge i hydrokarbonprøver har som kjent mange kjemiske og fysiske karakteristikker som kan bli brukt for å detektere og klassifisere de ulike forbindelsene. Ulike teknikker kan bli brukt for å separere hydrokarbonene til mer håndterbare fraksjoner som spenner fra de sammensatt av et enkelt kjemikalium til de sammensatt av mang-foldige forbindelser dannet fra noen få lignende forbindelser, noen få hundre forbindelser, eller til og med mange tusen forbindelser. Hver av de brukte teknikkene bidrar til delvis belysning av disse kjemikaliene og en bedre forståelse av reser-voarfluidene og/eller sluttbrukegenskapene av hydrokarbonene. Typiske separa-sjonsteknikker inkluderer enkeltfaseseparasjon (dvs. gass versus væske), gass-kromatografi, løsningsutfelling, kromatografi på kolonne, høyytelsesvæskekroma-tografi (HPLC) og andre. Med én gang de er separert, blir det brukt andre teknikker for å identifisere og kvantifisere mengden av separerte forbindelser så som flammeionisering, termisk ledningsevne, dielektrisk konstant, massespektrometri, brytningsindeks, spektroskopi (inkludert ultrafiolett (UV), nær infrarød (NIR) og infrarød (IR)), atomabsorpsjon og induktivt koplet plasma (ICP) atomemisjons- spektrometri (AES). Slike teknikker kan også bli brukt for å evaluere andre egenskaper så som tetthet eller viskositet.

Den følgende redegjørelse beskriver utførelsesformer som illustrerer anvendelsen av nedhullsstørrelsesutelukkelsesvæskekromatografi som en metode for å grovt separere hydrokarbonmolekyler fra en hydrokarbonformasjonsprøve primært ifølge deres størrelse. Redegjørelsen beskriver også utførelsesformer rettet mot å estimere den gjennomsnittlige molekylvekten av mobile hydrokarbon-prøver (hovedsakelig svarte og asfalteniske oljer), estimere "the American Petro-leum Institute" (API) tettheten og derved den spesifikke (massic) eller mengden av substanstetthet, og estimere asfalteninnholdet av hydrokarbonene ved å kombi-nere flersone-nedhullsprøvetakning og analyseresultater. Deler av analysen kan også gjøres ved overflaten og kan bli kombinert med kalibreringsprosedyrer ved anvendelse av mer omstendelig prøveanalyse så som densimetri eller SARA (saturates, aromatics, resins, asphaltenes) (mettede forbindelser, aromatiske forbindelser, harpikser, asfaltener) analyse av valgte prøver brakt til overflaten.

Refererer til Fig. 1A, én utførelsesform av et nedhullsverktøy 100 er illustrert. Verktøyet 100 kan bli brukt i et borehull 102 dannet i en geologisk formasjon 104, og kan bli ført ved "wire-line", borerør, rørsystem eller enhver annen måte (ikke vist) brukt i industrien. Med ytterligere referanse til Fig. 1B, er det illustrert faseopptredenen for kategoriene av tørr gass, våt gass, gasskondensat, flyktig olje, svartolje og tungolje som kan foreligge i formasjonen 104.1 Fig. 1B, er klassi-fiseringen med hensyn til topologien av de kritiske og tre-fase kurvene under no-menklaturen til Bolz et al. som beskrevet i A. Bolz, U. K. Deiters, C. J. Peters og T. W. deLoos, Pure Appl. Chem. 70 (1998) 2233-2257, og er vurdert til å utvise bare klasse l<p>faseopptreden. Unntatt for såkalte svart- og tungoljer, begynner boble-kurven ved temperaturer umiddelbart under kritisk mens duggkurven begynner ved temperaturer umiddelbart over kritisk og når, etter økning, et maksimum og avtar deretter, om enn ved trykk lavere enn det tilsvarende bobletrykk ved den samme temperaturen. For svart- (konvensjonell) olje, forekommer duggtemperatu-rene ved temperaturer umiddelbart under kritisk.

For tørr gass, også kjent som konvensjonell gass, entrer ikke produksjons-(p, T) veien to-fase regionen mens med våt gass, som reservoartemperaturen er over krikondentermen for, krysser produksjonsveien duggkurven ved en temperatur under den for reservoaret. Et retrograd gasskondensat er kjennetegnet ved reservoartemperatur over den kritiske temperaturen Tc, men under temperaturen for krikondentermen. I løpet av trykkutarming ved reservoartemperatur, dannes væsker innen selve formasjonen ved retrograd kondensasjon. Det relative volumet av væske i formasjonen og dens innvirkning på produksjon er en funksjon av for-skjellen mellom systemet og kritiske temperaturer og av reservoarbergets egenskaper. For et retrograd gassystem, vil væske foreligge i produksjonsrørsystem og overflatefasiliteter ettersom produksjons- (p, T) veien entrer to-fase regionen. Flyktig olje (også et konvensjonelt fluid) opptreden ligner den for retrograde gasskondensater fordi T er mindre enn Tc, men sammenlignet med svartoljer ved en reservoartemperatur nær Tc. Hovedforskjellen mellom flyktige oljer og retrograde kondensater er at i løpet av produksjon, og derfor reservoarressursutarming, ut-vikles en gassfase i formasjonen ved trykk mindre enn bobletrykket. Små forandringer i sammensetning som kunne oppstå ved fremgangsmåten valgt for å ta prøve av fluidet kan føre til den feilaktige utpeking av et gasskondensat for en flyktig olje eller vice versa. Under disse omstendighetene, kunne produksjonsingeniø-rer designe en fasilitet som er uegnet for fluidet som skal bli produsert. Reservoartemperaturen for svartolje er langt borte fra Tc.

Det relative volumet av gass utviklet når p blir redusert til 0,1 MPa ved T= 288 K (såkalte lagertankbetingelser) fra fluid er kjent som Gass-Olje forholdet (GOR). Kvantitativ analyse av de normalt gassformige komponentene er krevet for å evaluere (væske + gass) fasegrensen med semi-empiriske tilstandsligninger så som de utviklet fra van der Waals ligning. De nødvendige data kan bli oppnådd i et laboratorium eller estimert nedhulls med, for eksempel, en optisk fluidanalysator tilvirket ved Schlumberger Limited. For svartolje, er GOR-et lite sammenlignet med andre fluidtyper og resulterer i relativt store volumer av væske ved separator- og omgivelsesbetingelser. Svartolje er også kjent som konvensjonell olje og utgjør hoveddelen av fluidene som har blitt produsert og brukt hittil. For såkalte konvensjonelle og utvinnbare Newtonske hydrokarbon væsker, er tettheten ofte innen området 700 til 900 kg-m"<3>mens viskositeten er mellom 0,5 og 100 mPa-s og det er gass-til-væske faseopptredenen som dominerer karakteristikkene av flyktige olje-og gasskondensater. Faktisk blir faseopptredenen for gasskondensater bestemt ved kunnskap om de normalt flytende komponenter med høyere molmasse, mens den for flyktige og konvensjonelle oljer blir bestemt ved konsentrasjonen av normalt gassformige bestanddeler.

(Fast stoff + væske) faseopptredenen for petroleumfluider avhenger av fordelingen av hydrokarbonene med høyere molmasse {M(C2sH52) * 0,350 kg-mol"<1>}, så som asfaltener, parafiner, aromatiske forbindelser og harpikser i fluidene. Avsetninger av vokser (og hydrater) blir hovedsakelig dannet ved en reduksjon i temperatur, mens avsetninger av asfaltener blir dannet ved en trykkreduksjon.

(Fast stoff + væske) fasediagrammet, som inkluderer såkalt voks og asfaltener, kan dominere substansens egenskaper og denne fasegrensen kan bli estimert ved en bestemmelse av fordelingen av hydrokarbonene med høyere molmasse {M(C25H52) « 0,350 kg-mol"<1>}. Denne tilnærmelse tillater også estimeringen av alle termofysiske egenskaper for disse hydrokarbonene som er viktige for alle trinn av hydrokarbonressurs fra utforskning for verdiberegning og i løpet av produksjon for reservoarhåndtering og optimalisering.

Tungolje kan ha viskositet på opp til omkring 10 kcP, mens bitumen har et lavere gassinnhold og ofte høyere tetthet enn tungolje mens viskositeten er større enn 10 kcP. 10 kcP brytningspunktet er en definisjon innført ved De forente nasjo-ner og er støttet av eksperimentelle beviser. Følgelig er viskositeten og, i en mindre utstrekning, tettheten, viktige for tungolje og bitumen. Den kjemiske sammensetningen er også viktig ettersom den bestemmer faseopptredenen som kan bli estimert fra en tilstandsligning (EoS). EoS prediksjonene kan deretter bli brukt i en reservoarsimulator for porøse media, og fluider og strøm i rør. I en slik simula-tor, blir reservoaret og fluidet segmentert til blokker. Simulatoren kan bli brukt for å estimere en optimal produksjonsstrategi. EoS-en er semi-empirisk og målinger av tetthet, viskositet, fasegrense og kjemisk sammensetning blir brukt for å regulere parametere innen en simuleringsmodell.

I en reservoarsimulator kan det imidlertid være i størrelsesorden 10<6>påkall til en EoS pakke som beregner de termofysiske egenskaper av fluidet. Følgelig, blir metodene valgt for å estimere disse egenskapene utvalgt for å ikke bidra signifikant til tiden krevet for å utføre simuleringen. Dette kravet forhindrer typisk, i det minste for rutinearbeid, anvendelsen av intensive beregningsmetoder som er basert på detaljert kunnskap om den kjemiske sammensetningen. På grunn av ønsket om relativt enkle korrelasjoner, blir den kjemiske sammensetningen ofte for-kortet til grupper og typisk redusert til mindre enn ti parametere med hyppig utnyt-telse av både empiriske og semi-empiriske metoder for en spesiell prosess. De ti parameterne representerer de såkalte lette og tunge endene. De lette (Citil Ce) komponentene kan bli estimert ved anvendelse av den tidligere nevnte optisk fluidanalysator. Den følgende redegjørelsen beskriver anvendelsen av nedhulls gelpermeeringskromatografi (GPC) for å oppnå fordelingen av hydrokarboner med høyere molmasse {M(C2sH52)« 0,350 kg-mol"<1>}. Følgelig, kan verktøyet 100 bli konfigurert for å utføre nedhulls GPC for å tilveiebringe i sann-tid dataene som er nødvendige for å forenkle estimeringen av reservoarets hydrokarbonopptreden. Anvendelsen av GPC kan involvere ytterligere målinger så som viskositet, men disse kan bli lett tilgjengelige ved anvendelse av funksjonalitet tilveiebrakt ved verktøyet 100.

Refererer igjen spesifikt til Fig. 1A, i det foreliggende eksempel inkluderer verktøyet 100 et hus 105 som inneholder en prøvetakningssonde 106 med en forsegling (f.eks. pakning) 108 som blir brukt for å erverve en alikvot av hydrokarbon fra formasjonen 104. Hydrokarbonet kan bli mobilisert ved en metode så som oppvarming og/eller fortynningsmiddelinjeksjon. Som sådan er hydrokarbonmobilise-ring velkjent innen faget, de ulike komponentene som er nødvendige for slik mobi-lisering er ikke illustrert i verktøyet 100.

Det mobiliserte hydrokarbonet entrer en strømningsledning 110 som kan bli brukt for å transportere hydrokarbonet til enhver lokalisering innen verktøyet 100 ved en pumpe 112. Én lokalisering som hydrokarbonet kan bli transportert til er en optisk fluidanalysator 114 som kan tilveiebringe et estimat av den kjemiske sammensetning fra Citil C6(som beskrevet over). En annen lokalisering som hydrokarbonet kan bli transportert til for analyse er en størrelsesutelukkelsessepara-sjons- (f.eks. gelpermeeringskromatografi (GPC)) modul 116. Løsemidler krevet for analysen er inneholdt i ett eller flere løsemiddelreservoarer 118, som hvert kan inneholde forskjellige løsemidler (også kjent som fortynningsmidler eller eluerings-midler). Løsemidlene kan bli brukt med GPC modul 116 for å bestemme molmas-sen av komponentene som vil bli beskrevet under. I én utførelsesform, kan analysen bruke hydrokarbonviskositetsmålinger som kan bli oppnådd ved et viskometer i den optiske fluidanalysatoren 114 eller et annet sted i verktøyet 100.

Refererer til Fig. 2, en annen utførelsesform av verktøyet 100 ifølge Fig. 1A er illustrert. I det foreliggende eksempel, har pumpen 112 og optisk fluidanalysator 114 blitt utelatt for klarhetsformål. En prøvetaknings- og separasjonsmodul 200 er koplet til prøvetakningssonden 106. Prøvetaknings- og separasjonsmodulen 200 mottar en prøve (ikke vist) fra formasjonen 104 og separerer prøven til ulike deler, så som til gass/kondensat, svartolje og vanndeler. Prøvetaknings- og separasjonsmodulen 200 fører prøven inn i én eller flere prøvetakningsventiler 202, som er koplet til løsemiddelreservoaret(ene) 118, en fortynnings-/injeksjonsmodul 204 og GPC modulen 116. Prøvetakningsventilene 202, som kan være del av fortynnings-/injeksjonsmodulen 204 i noen utførelsesformer, kan bli brukt for å regulere strøm-ningshastigheten og/eller strømningsveien for ulike substanser, inkludert prøven og løsemidlet.

Fortynnings-/injeksjonsmodulen 204 kan inkludere en fortynningsdel brukt for å blande prøven med løsemiddel for å fortynne prøven for størrelsesutelukkel-se ved GPC modulen 116 og en injeksjonsdel som har injeksjonsventiler og en injeksjonssløyfe. En deteksjonsmodul 206 kan motta prøven fra GPC modulen 116 og utføre ulike målinger på prøven. I noen utførelsesformer, kan deteksjonsmodulen 206 være del av GPC modulen 116. En kontrollmodul 208 kan være koplet via signalveier (ikke vist) til ulike moduler av verktøyet 100, inkludert prøvetak-nings- og separasjonsmodulen 200, ventiler 202, fortynnings-/injeksjonsmodul 204, GPC modul 116 og deteksjonsmodul 206. Signalveiene kan være kablet og/eller trådløse, avhengig av den spesielle konfigurasjonen av verktøyet 100. Kontrollmodulen 208 kan også inkludere funksjonalitet for å kommunisere med overflateutstyr.

Refererer til Fig. 3A, en mer detaljert utførelsesform av verktøyet 100 ifølge

Fig. 2 er illustrert. Det blir forstått at verktøyet 100 kan ha en temperatur som er ekvivalent med temperaturen for borebrønnen eller deler av verktøyet kan være oppvarmet eller avkjølt. Prøvetaknings- og separasjonsmodulen 200 (Fig. 2) inkluderer en separator 300 koplet til en prøvetakningsåpning 301. Prøvetakningsåp-ningen 301 kan være koplet til prøvetakningssonden 106 eller kan inkludere prø-vetakningssonden 106. Separatoren 300 separerer en hydrokarbonprøve (ikke vist) mottatt via prøvetakningsåpningen 301 til en gass/kondensatdel 302, en svartolje del 304 og en vanndel 306. Løsemiddelreservoaret 118 blir brukt for å lagre løsemiddelet brukt ved andre moduler av verktøyet 100.

Fortynnings-/injeksjonsmodulen 204 (Fig. 2) inkluderer én eller flere prøve-takningsventiler 202, et blandekammer 308 og en utleveringsåpning 310.1 noen utførelsesformer, kan fortynnings-/injeksjonsmodulen 204 også inkludere en pre-injeksjon konsentrasjonsestimeringsmodul 312.1 det foreliggende eksempel, inkluderer fortynnings-/injeksjonsmodulen 204 også en injeksjonsmodul som har én eller flere injeksjonsventiler 314, som kan bli delt med andre moduler av verktøyet 100. Injeksjonsventilene 314 er koplet til en injeksjonssløyfe 316 som også kan være delt. Det blir forstått at fortynnings- og injeksjonsmodulene kan være separat fra hverandre, eller en annen modul kan inneholde injeksjonsventilene 314 og/eller injeksjonssløyfen 316 og fortynningsmodulen 204 kan dele disse komponentene.

GPC modulen 116 (Fig. 2) inkluderer en høytrykksstrømningskontrollpumpe 318 og en størrelsesutelukkelsesseparasjonsdel dannet ved et kolonnesett som inneholder kolonner 322 (og forkolonner 320 i noen utførelsesformer). Pumpen 318 kan være lignende eller identisk med pumpen 112.1 noen utførelsesformer, kan GPC modulen 116 inkludere en avgassingsenhet 328.

Deteksjonsmodulen 206 (Fig. 2), som kan være del av GPC modulen 116 i noen utførelsesformer, er koplet til et utløp av kolonnesettet og inkluderer én eller flere detektorer 324 som kan være forbundet i serie eller parallelt (som vist). Ty-pen av detektorer 324 kan variere avhengig av konfigurasjonen av verktøyet 100, men eksempeldetektorer inkluderer spektrofotometere som er i stand til å måle UV absorbans og UV fluorescens og statisk lysspredningsdetektorer. Et utløp av detektorene 324 kan bli koplet til en utleveringsåpning 326 for utleveringen av prøve/løsemiddelblandingen som passerer gjennom detektorene.

Kontrollmodulen 208 er i stand til toveiskommunikasjon med ulike moduler og modulkomponenter, avhengig av den spesielle konfigurasjon av verktøyet 100. For eksempel kan kontrollmodulen 208 kommunisere med moduler, som i sin tur kontrollerer sine egne komponenter, eller kontrollmodulen 208 kan kontrollere komponentene direkte. I det foreliggende eksempelet, kan kontrollmodulen 208 kommunisere med separatoren 300, prøvetakningsventilene 202, blandekammeret 308, pre-injeksjon konsentrasjonsestimeringsmodulen 312, injeksjonsventilene 314, pumpen 318, avgassingsenheten 328 og detektorene 324. Kontrollmodulen 208 kan inkludere en sentralenhet (CPU) eller annen prosessor 328 koplet til et minne 330 hvor det blir lagret instruksjoner for ervervelsen og lagringen av de kre-vede parametere, så vel som for andre funksjoner. CPU-en 328 kan også være koplet til et kommunikasjonsgrensesnitt 332 for kablede og/eller trådløse kommu-nikasjoner. Det er forstått at CPU-en 328, minnet 330 og kommunikasjonsgrense-snittet 332 kan være kombinert i en enkelt anordning eller kan være fordelt på mange forskjellige måter. I noen utførelsesformer, kan metoder for å drive verk- tøyet 100 og overføre informasjonen til overflaten også være inkorporert i kontrollmodulen 208.

I ett eksempel på driften av verktøyet 100 ifølge Fig. 3A, separerer separatoren 300 en prøve mottatt via prøvetakningsåpningen 301 til gass/kondensatdelen 302, svartoljedelen 304 og vanndelen 306. Dette kunne bli oppnådd ved gravitasjonsseparatorer, en sentrifuge og/eller andre metoder. Svartoljedelen 304 blir ført videre til prøvetakningsventilene 202.1 noen utførelsesformer kan gass/ kondensatdelen 302, svartoljedelen 304 og vanndelen 306 alle bli ført til prøvetak-ningsventilene 202, og gass/kondensatdelen 302 og vanndelen 306 kan bli avluftet via utleveringsåpningen 310 (som også kan inkludere en vakuumpumpe). Løsning fra løsemiddelreservoaret 104 kan også bli ført inn i prøvetakningsventilene 202. Både svartoljedelen 304 og løsningen kan bli blandet i blandekammeret 308 for å tilveiebringe en ønsket prøve for senere størrelsesutelukkelsesseparasjon. Den blandede prøven kan bli ført gjennom pre-injeksjon konsentrasjonsestimeringsmodulen 312 (hvis den foreligger) og inn i injeksjonsventiler 314.1 noen utførelses-former, kan den blandede prøven bli returnert til blandekammeret 308 basert på resultatene av pre-injeksjon konsentrasjonsestimeringsmodulen 312.

Løsning fra løsningsreservoaret 118 blir ført gjennom avgassingsenhet 328 (hvis den foreligger) og pumpe 318. Den blandede prøven blir trukket inn i injek-sjonssløyfen 316 og pumpen 318 pumper den blandede prøven gjennom injeksjonsventilene 314 og inn i kolonnesettet. Den blandede prøven entrer forkolon-nene 320 og kolonnene 322 fra injeksjonsventilene 314 for størrelsesutelukkelse. Etter størrelsesutelukkelsesprosessen, utfører detektorer 324 deteksjonsfunksjo-ner og den blandede prøven kan bli avluftet via utleveringsåpning 326. Denne prosessen kan bli helt eller delvis kontrollert ved kontrollmodul 208.

Refererer til Fig. 3B, én utførelsesform av et miljø 349 med et "wireline" verktøy 350 er illustrert hvor aspekter av den foreliggende redegjørelse kan bli implementert. "Wireline" verktøyet 350 kan være lignende eller identisk med ned-hullsverktøyet 100 ifølge Fig. 1. "Wireline" verktøyet 350 blir senket ned i en brønnboring 352 i formasjonen 104 (Fig. 1) fra den nedre enden av en flerlederka-bel 354 som er spolet på en vinsj (ikke vist) ved jordens overflate. Ved overflaten, blir kabelen 354 kommunikativt koplet til et elektronikk- og prosesseringssystem 356. "Wireline"verktøyet 350 inkluderer et langstrakt legeme 358 som inkluderer en formasjonstester 362 som har en selektivt forlengbar sondesammenstilling 364 og et selektivt forlengbart verktøyforankringselement 366 som er arrangert på motsatte sider av det langstrakte legemet 358. Ytterligere komponenter 360 (f.eks. komponenter beskrevet over med hensyn til Fig. 1A, 2 og 3A) kan også være inkludert i verktøyet 350.

Ett eller mer aspekter ved sondesammenstillingen 364 kan hovedsakelig være lignende de beskrevet over med referanse til utførelsesformene vist i Fig. 1 A, 2 og 3A. For eksempel, er den forlengbare sondesammenstilling 364 konfigurert for å selektivt forsegle av eller isolere valgte deler av veggen av brønnborin-gen 352 for å på fluid måte kople til den tilgrensende formasjonen 104 og/eller for å trekke fluidprøver fra formasjonen 104. Formasjonsfluidet kan bli separert, for-tynnet, analysert og drevet ut gjennom en åpning (ikke vist) som beskrevet heri og/eller det kan bli sendt til ett eller flere fluidoppsamlingskammere 368 og 370.1 det illustrerte eksempelet, er elektronikk- og prosesseringssystemet 356 og/eller et nedhullskontrollsystem (f.eks. kontrollmodulen 208 ifølge Fig. 2) konfigurert for å kontrollere den forlengbare sondesammenstillingen 364 og/eller trekkingen av en fluidprøve fra formasjonen 104. Doble pakninger kan også bli brukt for å bevirke en forsegling med formasjonen og ved anvendelse av nedtrekkingstrykk ekstra-here en alikvot av prøve fra formasjonen.

Refererer til Fig. 3C, én utførelsesform av et miljø 398 illustrerer et brønn-stedsystem som aspekter av den foreliggende redegjørelse kan bli implementert i. Brønnstedet kan være på land eller offshore. I dette eksempelvise systemet, blir et borehull 371 dannet i formasjoner under overflaten (f.eks. formasjonen 104 ifølge Fig. 1) ved roterende boring på en måte som er velkjent. Utførelsesformer av rede-gjørelsen kan også bruke retningsboring.

En borestreng 372 blir senket ned innen borehullet 371 og har en bunnhull-sammenstilling 373 som inkluderer en borkrone 374 ved dens nedre ende. Overflatesystemet inkluderer plattform og boretårnsammenstilling 375 posisjonert over borehullet 371, sammenstillingen 375 inkluderer et rotasjonsbord 376, drivrør 377, krok 378 og rotasjonssvivel 379. Borestrengen 372 blir rotert ved rotasjonsbordet 376, forsynt med energi ved innretninger som ikke er vist, som kobles til drivrøret 377 ved en øvre enden av borestrengen. Borestrengen 372 blir senket ned fra kroken 378, festet til en transportabel blokk (heller ikke vist), gjennom drivrøret 377 og rotasjonssvivelen 379 som tillater rotasjon av borestrengen i forhold til kroken. Som det er velkjent, kunne det alternativt bli brukt et toppdrevet system.

I det foreliggende eksempel, inkluderer overflatesystemet videre borefluid eller slam 381 lagret i en grop 382 dannet på brønnstedet. En pumpe 383 leverer borefluidet 381 til det indre av borestrengen 372 via en åpning i svivelen 379, og forårsaker at borefluidet strømmer nedover gjennom borestrengen 372 som indikert ved retningspilen 384. Borefluidet 381 forlater borestrengen 372 via åpninger i borkronen 374, og sirkulerer deretter oppover gjennom ringromsregionen mellom utsiden av borestrengen og veggen av borehullet 371, som indikert ved retnings-pilene 385. På denne velkjente måten, smører borefluidet 381 borkronen 374 og bærer formasjonsborekaks opp til overflaten ettersom det blir returnert til gropen 382 for resirkulering.

Bunnhullssammenstillingen 373 av den illustrerte utførelsesformen inkluderer en logging-under-boring (LWD) modul 386, en måling-under-boring (MWD) modul 387, et roto-styrbart system og motor 380 og borkrone 374.

LWD modulen 386 er innbygget i en spesiell type av vektrør, som er kjent innen faget, og kan inneholde ett eller flere kjente typer loggeverktøyer. Det blir også forstått at mer enn én LWD og/eller MWD modul kan bli anvendt, f.eks. som representert ved LWD verktøyrekke 386A. (Referanser, gjennom det hele, til en modul ved posisjonen 386 kan alternativt også bety en modul ved posisjonen 386A.) LWD modulen 386 (som kan være lignende eller identisk med verktøyet 100 eller kan inneholde komponenter av verktøyet 100) kan inkludere evner til å måle, prosessere og lagre informasjon, så vel som til å kommunisere med over-flateutstyret. I foreliggende utførelsesform, inkluderer LWD modulen 386 en fluid-prøvetakningsanordning, så som den beskrevet med hensyn til Fig. 1 A, 2 og 3A.

MWD modulen 387 er også innbygget i et spesielt type vektrør, som er kjent innen faget, og kan inneholde én eller flere anordninger for å måle karakteristikker av borestrengen 372 og borkronen 374. MWD modulen 387 inkluderer videre en apparatur (ikke vist) for å generere elektrisk kraft til nedhullssystemet. Dette kan typisk inkludere en slamturbingenerator drevet ved strømningen av borefluidet, det blir forstått at andre energi- og/eller batterisystemer kan bli anvendt. I den foreliggende utførelsesform, kan MWD modulen 387 inkludere én eller flere av de føl-gende typer måleanordninger: en vekt-på-borspiss-måleanordning, en dreiemo-mentmåleanordning, en vibrasjonsmåleanordning, en støtmåleanordning, en "lugge"-måleanordning, en retningsmåleanordning og en hellingsmåleanordning.

Figur 3D er et forenklet diagram av en prøvetakning-under-boring loggean-ordning av en type beskrevet i U. S. Patent 7 114 562, inkorporert heri ved referanse, anvendt som LWD modulen 386 eller del av LWD verktøyrekken 386A. LWD modulen 386 blir utstyrt med en sonde 388 (som kan være lignende eller

identisk til sonden 106 ifølge Fig. 1) for å etablere fluidkommunikasjon med formasjonen 104 og trekke fluid 391 inn i modulen, som indikert ved pilene 392. Sonden 388 kan være posisjonert i et stabilisatorblad 389 av LWD modulen 386 og forlen-get derfra for å kontakte en vegg 394 av borehullet 371. Stabilisatorbladet 389 kan inkludere ett eller flere blader som er i kontakt med borehullveggen 394. Fluid 391 trukket inn i LWD modulen 386 ved anvendelse av sonden 388 kan bli målt for å bestemme, for eksempel, før-test og/eller trykkparametere. LWD modulen 386 kan også bli brukt for å oppnå, filtrere og måle ulike karakteristikker av fluidet 391 ved anvendelse av, for eksempel, størrelsesutelukkelseskromatografi og assosierte detektorer. I tillegg kan LWD modulen 386 være utstyrt med anordninger, så som prøvekammere, for oppsamling av fluidprøver som skal hentes opp ved overflaten. Reservestempler 390 kan også være tilveiebrakt for å bistå i utøvelse av kraft for å presse LWD modulen 386 og/eller sonden 388 mot borehullveggen 394.

Refererer til Fig. 4, en metode 400 illustrerer én utførelsesform av en prosess som kan bli utført fullstendig eller delvis ved anvendelse av et nedhullsverk-tøy, så som nedhullsverktøyet 100 ifølge Fig. 1-3. Metoden 400 kan bli brukt for å logge forskjellige egenskaper av nedhullshydrokarboner som en funksjon av den vertikale eller horisontale dybden av verktøyet 100. Det blir forstått at metoden 400 kan bli utført ved anvendelse av andre verktøyer og, i noen utførelsesformer, kan deler av metoden 400 bli utført på overflaten snarere enn innen verktøyet 100.

I trinn 402, kan én eller flere hydrokarbonprøver bli oppnådd ved gitt dybde av et reservoar. For eksempel kan hydrokarbonprøven bli oppnådd via prøvetak-ningssonden 106 ved anvendelse av oppvarming og/eller fortynningsmiddelinjeksjon. Prosessen med å oppnå en slik hydrokarbonprøve kan forekomme ved anvendelse av kjente nedhullsprøvetakningsverktøyer og metoder og er derfor ikke beskrevet i detalj heri.

I trinn 404, kan væskefasen (f.eks. svartolje) av hydrokarbonprøven bli isolert. Dette kan bli oppnådd ved anvendelse av, for eksempel, separatoren 300 for å separere prøven til deler så som en gass-/kondensatdel, en svartoljedel, og en vanndel. Væskefasen kan deretter bli blandet med løsemiddel for å oppnå en øns ket konsistens. I trinn 406, blir væskefasen av hydrokarbonprøven utsatt for en nedhullsanalyse basert primært på størrelsesutelukkelseskromatografisk separasjon i en størrelsesutelukkelseskromatografimodul så som GPC modulen 116.1 trinn 408, kan ulike egenskaper av svartolje/løsemiddel blandingen som representerer hydrokarbonprøven bli målt for å oppnå én eller flere målte verdier ved anvendelse av én eller flere tilstrømningsdetektorer, så som detektorene 324 som foreligger i deteksjonsmodulen 206.

I trinn 410, kan ulike egenskaper av svartoljen bli estimert basert på de målte verdiene og kjente kalibreringskurver, som kan være universelle og/eller reservoarspesifikke. Slike egenskaper inkluderer, men er ikke begrenset til, molekylvektfordeling, API tetthet, gjennomsnittlig molmasse og asfalteninnhold. Disse estimatene kan bli utført ved anvendelse av kontrollmodulen 208 eller annen logikk inneholdt innen verktøyet 100.

Det blir forstått at trinnene 402, 404, 406, 408 og 410 kan bli gjentatt ved forskjellige dybder for å oppnå mange målinger og estimater. Antallet dybder som metoden 400 blir gjentatt ved kan variere basert på slike faktorer som den ønskede mengden informasjon, dybden av reservoaret, dybden av det interessante området og enhver annen faktor. Følgelig kan det bli gjort en bestemmelse i trinn 412 angående om trinnene skulle bli gjentatt ved en annen dybde. Hvis ja, blir verktøyet 100 flyttet og metoden 400 vender tilbake til trinn 402. Hvis ikke, fort-setter metoden 400 til trinn 414.

I trinn 414, kan en diskontinuerlig logg av molmassefordelingen og/eller av de forskjellige hydrokarbonegenskapene som en funksjon av reservoardybde bli etablert basert på estimatene. Trinn 414 kan bli utført ved anvendelse av kontrollmodulen 208 eller annen logikk inneholdt innen verktøyet 100, eller kan bli utført på overflaten ved annet utstyr. I noen utførelsesformer, kan noen estimater bli ut-ført ved verktøyet 100 og andre kan bli utført på overflaten.

I andre utførelsesformer, kan minst deler av én eller flere av hydrokarbon-prøvene bli transportert til overflaten og utsatt for den samme analysen på frittstå-ende utstyr (dvs. snarere enn utstyret tilveiebrakt ved verktøyet 100). Delene kan også bli utsatt for andre uavhengige målinger for å validere og re-kalibrere ned-hullsmålingene.

I enda andre utførelsesformer, hvis nødvendig, kan egenskapene for hver av hydrokarbonprøvene bli re-estimert basert på re-kalibreringen for de prøvene analysert både ved overflaten og nedhulls. Følgelig, kan en prosess med kalibrering og re-kalibrering bli brukt for å korrigere for mulige feil og for å oppnå en mer nøyaktig oppfatning av hydrokarbonformasjonen 104.

Refererer til Fig. 5, en metode 500 illustrerer én utførelsesform av en prosess som kan bli utført minst delvis ved anvendelse av et nedhullsverktøy, så som nedhullsverktøyet 100 ifølge Fig. 3A. Metoden 500 kan bli brukt i forbindelse med, eller som del av, metoden 400 ifølge Fig. 4 for å analysere hydrokarbonprøver ved hjelp av nedhullsstørrelsesutelukkelseskromatografi. For eksempel, kan deler av metoden 500 bli brukt for å utføre trinnene 402, 404 og 406 av metoden 400.

I trinn 502, blir en kjent mengde løsemiddel overført via ventilene 202 til fortynnings-/injeksjonsmodulen 204, så som inn i blandekammeret 308.1 trinn 504, blir en kjent mengde av en hydrokarbonvæskeprøve overført via ventilene 202 til fortynnings-/injeksjonsmodulen 204, så som inn i blandekammeret 308.1 noen utførelsesformer kan et "inline"-filter bli brukt for å holde tilbake partikler.

I trinn 506, blir hydrokarbonvæskeprøven tillatt å oppløses til løsemiddelet for å danne en homogen løsning i blandekammeret 308. Denne oppløsningspro-sessen kan bli gjennomført ved å vente en tilstrekkelig tidsperiode eller kan bli ak-selerert ved hjelp av en konveksjonsdrevet mekanisme så som mekanisk omrø-ring, ultralyd, resirkulering med en pumpeanordning eller ved ren diffusjon. Andre mekanismer brukt for å akselerere fortynningshastigheten så som statiske blande re, bevegelige deler eller temperaturprofiler kan bli brukt. Med én gang prøven har blitt fullstendig oppløst, blir løsningen referert til heri som en "kromatografi-prøve."

I trinn 508, kan en kjent mengde av kromatografiprøven bli trukket inn i in-jeksjonssløyfen 316.1 trinn 510, blir kromatografiprøven injisert inn i en løsemid-delstrøm som strømmer gjennom kolonnesettet dannet ved kolonnene 322 i stør-relsesutelukkelsesseparasjonsmodulen 116 (Fig. 2). Det blir lagt merke til at løse-middelstrømmen kan bli dannet ved en kjent kontrollert strømningshastighet av løsemiddel fra løsemiddelreservoaret 118 som blir kontinuerlig strømmet gjennom kolonnesettet. Kromatografiprøven kan bli filtrert når den entrer injeksjonssløyfen 316 og/eller før den entrer kolonnesettet ved hjelp av "in-line" filtere. Kolonnesettet blir valgt for å tilveiebringe en fungerende størrelsesutelukkelseskromatografisk separasjon. Som denne gangen, er den aktuelle tiden utpekt som "injeksjonstid"

(f.eks. injeksjonstid = aktuell tid). I trinn 512, blir fluid som forlater kolonnesettet

strømmet inn i detektorene 324 av deteksjonsmodulen 206. Denne strømmen av fluid inn i detektorene 324 kan være kontinuerlig.

I trinn 514, blir utgangssignaler produsert ved detektorene 324 registrert. Registreringen kan forekomme i en forutbestemt tidsperiode som kan være definert som en tidsperiode som er lang nok til å sikre at alle forbindelser som foreligger i kromatografiprøven har eluert fullstendig gjennom kolonnesettet og detektorene 324.1 andre utførelsesformer, kan tidsperioden være definert på andre måter og kan være dynamisk bestemt basert på, for eksempel, nærværet eller fraværet av partikler i fluidet som forlater kolonnesettet. På dette tidspunktet blir den aktuelle tiden utpekt som "sluttid" (f.eks. sluttid = aktuell tid). Den registrerte utgangen for hver av detektorene mellom "injeksjonstiden" og "sluttiden" blir lagret som et "kromatogram." Kromatogrammene kan bli lagret i minnet 330 av kontrollmodulen 208 eller annet sted. I løpet av denne tiden, kan temperaturen av detektorene 324 også bli registrert og temperaturregistreringen kan være kontinuerlig.

I trinn 516, blir de registrerte signalene (f.eks. kromatogrammene) analysert ved passende metoder (eksempler på disse er beskrevet under i større detalj) for å estimere de ønskede oljeegenskapene. Selv om det ikke er vist, kan i noen utfø-relsesformer, en kjent prøve (en smal eller bred standard som kan være en polymer eller en olje) bli injisert som en kalibreringssjekk før trinn 516. Hvis nødvendig, kan kalibreringsmetodene bli modifisert basert på kalibreringssjekken.

Selv om det ikke er vist i Fig. 5, kan i noen utførelsesformer, et trinn bli satt inn før trinn 510.1 et slik trinn, kan kromatografiprøven bli sjekket ved pre-injeksjon konsentrasjonsestimeringsmodulen 312 for å bestemme om den er klar for injeksjon. Hvis kromatografiprøven ikke er klar for injeksjon, kan dens konsentrasjon bli endret for å tilveiebringe en analyse av høyere kvalitet.

Foreksempel kan pre-injeksjon konsentrasjonsestimeringsmodulen 312 måle UV-absorpsjonen av kromatografiprøven ved en egnet bølgelengde for å sikre at med én gang den er injisert inn i kolonnesettet, vil deteksjonssignalene ikke mette (saturate). Hvis UV-absorpsjonen av kromatografiprøven overstiger en forutbestemt maksimal absorpsjonsverdi, kan en viss kjent mengde av kromatografiprøven inneholdt i fortynnings-/injeksjonsmodulen 204 bli avhendet og en ekvivalent mengde løsemiddel kan bli overført til fortynningsmodulen. Hvis UV-absorpsjonen av kromatografiprøven er under en forutbestemt minimal absorpsjonsverdi, blir en viss kjent mengde av kromatografiprøven inneholdt i fortynnings-/injeksjonsmodulen 204 avhendet, og en ekvivalent mengde av kromatografiprøven kan bli overført til fortynningsmodulen. Denne prosessen kan bli gjentatt inntil UV-absorpsjonen av kromatografiprøven er lavere enn den maksimale absorpsjonsverdien og høyere enn den minimale absorpsjonsverdien.

Refererer til Fig. 6, en metode 600 illustrerer én utførelsesform av en fremgangsmåte som kan bli brukt for en nedhullsbestemmelse av gjennomsnittlig molekylvekt, API tetthet og asfalten masse prosent for en olje uten behovet for en intern standard ved anvendelse av en massedetektor som er i stand til å utvise en spenningsrespons for hver. Eksempler på slike detektorer inkluderer refraktome-tere som er i stand til å måle brytningsindeks, spektrofotometere som er i stand til å måle UV absorbans ved bølgelengder lavere enn 400 nm og spektrofotometere som er i stand til å måle UV fluorescens ved bølgelengder lavere enn 400 nm. Det blir forstått at disse bare er eksempler og at andre detektorer 324 kan bli brukt i forbindelse med eller som alternativer til de tilveiebrakte eksemplene. Metoden 600 kan bli brukt i forbindelse med, eller som del av, metoden 500 ifølge Fig. 5. For eksempel, kan metoden 600 kan bli brukt for å utføre trinn 516 av metoden 500.

I trinn 602, blir et kromatogram valgt, så som kan bli produsert i trinn 514 ifølge Fig. 5. Det registrerte signalet av kromatogrammet kan bli betraktet som en "signalvektor" SG(i), hvor i er punktnummeret. Den registrerte tiden kan bli betraktet som en "tidsvektor" TM(i), hvor i er punktnummeret.

I trinn 604, kan en "elueringsvolumvektor" EV(i) bli definert som EV(i) = TM(i)<*>Strømningshastighet.

I trinn 606, kan en "molekylvektvektor" MW(i) bli definert basert på en kalibrering MW(i)=CAL_MW[EV(i)], hvor CAL_MW[EV(i)] er en matematisk funksjon. Et eksempel på en slik matematisk funksjon er MW(i) = exp[AA+BB<*>EV(i)], hvor AA og BB er konstanter. CAL_MW[EV(i)] funksjonen kan bli valgt basert på overflatekalibrering med eller uten videre modifisering basert på en nedhullskalibre-ringssjekk med en kalibreringsstandardinjeksjon.

Selv om det ikke er vist i Fig. 6, kan i noen utførelsesformer, et Y-X plott bli dannet hvor "signalvektoren" SG(i) er Y og "elueringsvolumvektoren" EV(i) er X. I andre utførelsesformer, kan et X-Y plott bli dannet hvor "signalvektoren" SG(i) er X og "elueringsvolumvektoren" EV(i) er Y.

I trinn 608, blir et første elueringsvolum identifisert som "integreringsstart" EV(is) og et andre elueringsvolum blir identifisert som "integreringsslutt" EV(ie).

I trinn 610, blir et første elueringsvolum identifisert som "asfaltenstart" EV(as), slik at EV(is)<EV(as)<EV(ie). Et andre elueringsvolum blir identifisert som "asfaltenslutt" EV(ae), slik at EV(as)<EV(ae)<EV(ie).

I trinn 612, blir det dannet en egnet "grunnlinjevektor" BL(i) dannet. For eksempel er én mulig metode for å danne en slik grunnlinjevektor å definere en rett linje mellom punktet [S(is),V(is)] og punktet [S(ie),V(ie)].

I trinn 614, blir en "modifisert kromatogramvektor" MC(i) dannet som MC(i) = SG(i)-BL(i).

I trinn 616, blir integralet IMC av den "modifiserte kromatogramvektoren" mellom "integreringsstarten" EV(is) og "integreringsslutten" EV(ie) beregnet som følger: I trinn 618, blir integralet IAC av "asfaltenkromatogramvektoren" mellom "asfaltenstarten" EV(as) og "asfaltenslutten" EV(ae) beregnet som følger:

I trinn 620, blir en "vektfraksjonvektor" WF(i) definert som

WF(i) = MC(i)/IMC.

I trinn 622, blir integralet INC av "tallkromatogramvektoren" beregnet som følger: I trinn 624, blir integralet IWC av "vektkromatogramvektoren" beregnet som følger: I trinn 626, blir den "tallgjennomsnittlige kjedelengden" Xn beregnet som Xn

= INC/IMC.

I trinn 628, blir den "vektgjennomsnittlige kjedelengden" Xw beregnet som

Xw = I WC/I MC.

I trinn 630, blir den "tallgjennomsnittlige molekylvekten" MWn beregnet som MWn = INC/IMC<*>14.

I trinn 632, blir den "vektgjennomsnittlige molekylvekten" MWw beregnet som MWw = IWC/IMC<*>14.

I trinn 634, blir "API tettheten" API beregnet som API = CAL_API(MWn), hvor CAL API er en matematisk funksjon. Et eksempel på en slik matematisk funksjon er API = CC + DD<*>MWn, hvor CC og DD er konstanter.

I trinn 636, blir "asfalten områdeprosenten" AAP beregnet som AAP = IAC/IMC<*>100.

I trinn 638, blir "asfalten vektprosenten" AWP beregnet som AWP = CAL ASP(AAP), hvor CAL ASP er en matematisk funksjon. Et eksempel på en slik matematisk funksjon er AWP = EE + FF<*>AAP, hvor EE og FF er konstanter.

Refererer til Fig. 7, en metode 700 illustrerer én utførelsesform av en prosess som kan bli brukt for en nedhullsbestemmelse av asfaltenvektprosent av en olje ved hjelp av en intern standard kalibreringsmetode ved anvendelse av en massedetektor som er i stand til å utvise en spenningsrespons for hver. Eksempler på slike detektorer inkluderer spektrofotometere som er i stand til å måle UV-absorbans ved bølgelengder høyere enn 400 nm, og mer foretrukket rundt 600 nm, spektrofotometere som er i stand til å måle UV-fluorescens ved bølgelengder høyere enn 400 nm og mer foretrukket rundt 600 nm, statisk lysspredningsdetektorer som er i stand til å måle lysspredning ved vinkler mellom 5 og 175 grader, mer foretrukket 90 grader, og enhver annen egnet detektor. Det blir forstått at disse bare er eksempler og at andre detektorer 324 kan bli brukt i forbindelse med eller som alternativer til de tilveiebrakte eksemplene. Metoden 700 kan bli brukt i forbindelse med, eller som del av, metoden 500 ifølge Fig. 5. For eksempel, kan metoden 700 bli brukt for å utføre trinn 516 av metoden 500.

Den interne standarden er en forbindelse med en signifikant spenningsrespons ved en retensjonstid som er tilstrekkelig forskjellig fra de forventet fra oljen. I dette eksempelet, kunne en polymer med høy molekylvekt så som polystyren bli brukt som en standard. Den interne standarden blir introdusert inn i eluenten ved en kjent mengde. Mengden av intern standard i eluenten kan bli overvåket som en konsistenssjekk ved begynnelsen eller slutten av prosessen eller prøver i mellom- tiden ved å injisere en eluentprøve og utsette den for den samme protokolltesten så som den beskrevet med hensyn til Fig. 5 og den ledsagende teksten. For denne prosedyren, er det nødvendig med volumet av hydrokarbonprøven VolHyd (som fremstilt i trinn 504 ifølge Fig. 5) og løsemiddel VolSol (som fremstilt i trinn 502 ifølge Fig. 5).

I trinn 702 blir et kromatogram valgt, så som kan bli fremstilt i trinn 514 ifølge Fig. 5. Det registrerte signalet av kromatogrammet kan bli betraktet som en "signalvektor" SG(i), hvor i er punktnummeret. Den registrerte tiden kan bli betraktet som en "tidsvektor" TM(i), hvor i er punktnummeret.

I trinn 704, kan en "elueringsvolumvektor" EV(i) bli definert som EV(i) = TM(i)<*>Strømningshastighet.

I trinn 706, kan en "molekylvektvektor" MW(i) bli definert basert på en kalibrering MW(i)=CAL_MW(EV(i)), hvor CAL_MW(EV(i)) er en matematisk funksjon. Et eksempel på en slik matematisk funksjon er MW(i) = exp[AA+BB<*>EV(i)], hvor AA og BB er konstanter. CAL_MW(EV(i)) funksjonen kan være valgt basert på overflatekalibrering med eller uten videre modifisering basert på en nedhullska-libreringssjekk med en kalibreringsstandardinjeksjon.

Selv om det ikke er vist i Fig. 7, kan i noen utførelsesformer, et Y-X plott bli dannet hvor "signalvektoren" SG(i) er Y og "elueringsvolumvektoren" EV(i) er X. I andre utførelsesformer, kan et X-Y plott bli dannet hvor "signalvektoren" SG(i) er X og "elueringsvolumvektoren" EV (i) er Y.

I trinn 708, kan elueringsvolumet bli valgt for den interne standard ISTD.

I trinn 710, kan et første elueringsvolum bli identifisert som "integreringsstart for ISTD" EV(islSTD) og et andre elueringsvolum kan bli identifisert som "integre-ringslutt for ISTD" EV(ielSTD).

I trinn 712, kan et første elueringsvolum bli identifisert som "asfaltenstart" EV(as) og et andre elueringsvolum kan bli identifisert som "asfaltenslutt" EV(ae).

I trinn 714, kan integralet AISTD av den "interne standard ISTD" mellom "integreringsstarten for ISTD" og "integreringsslutten for ISTD" bli beregnet som følger ved subtraksjon av en egnet grunnlinje BL(i): I trinn 716, kan integralet AASPH av "asfaltenkromatogramvektoren" mellom "asfaltenstarten" og "integreringsslutten" bli beregnet ved subtraksjon av en egnet grunnlinje BL(i): I trinn 718, kan "asfaltenvektprosenten" AWP bli beregnet som AWP = CAL_ASPH AASPH<*>VolSol/VolHyd, hvor CAL_ASPH er en matematisk funksjon. Et eksempel på en slik matematisk funksjon er AWP = GG+HH<*>vektASP/VolSol, hvor GG og HH er konstanter.

Det vil erkjennes av fagfolk som har fordelen ved denne redegjørelsen at variasjoner kan bli gjort til de beskrevne utførelsesformer for systemet og metode for nedhullsstørrelsesutelukkelseskromatografi. Det skulle bli forstått at tegningene og den detaljerte beskrivelsen heri skal anses på en illustrerende snarere enn en begrensende måte, og ikke er tenkt å være begrensende for de spesielle former og eksempler som er vist. Tvert imot, inkludert er alle videre modifikasjoner, forandringer, rearrangementer, substitusjoner, alternativer, designvalg og utførel-sesformer som er åpenbare for fagfolk, uten å avvike fra ånden og omfanget derav, som definert ved de følgende kravene. Det er derfor tenkt at de følgende kravene skal bli tolket som å omfatte alle slik videre modifikasjoner, forandringer, rearrangementer, substitusjoner, alternativer, designvalg og utførelsesformer.

Claims (25)

1. Nedhullsverktøy for nedhullsanalysen av væsker, omfattende: et løsemiddelreservoar posisjonert innen et hus; en væskeprøvetilførselsåpning; en fortynningsmodul posisjonert innen huset, hvori fortynningsmodulen inkluderer et blandekammer konfigurert for å motta løsemiddel fra løsemiddelreservoaret og en hydrokarbonvæskeprøve fra væskeprøvetilførselsåpningen; og en størrelsesutelukkelsesseparasjonsmodul posisjonert innen huset og koplet til fortynningsmodulen, hvori størrelsesutelukkelsesseparasjonsmodulen inkluderer minst én størrelsesutelukkelseskromatografikolonne konfigurert for å motta løse-middel og minst en del av hydrokarbonvæskeprøven fra fortynningsmodulen.

2. Nedhullsverktøy ifølge krav 1 som videre omfatter en deteksjonsmodul posisjonert innen huset og koplet til et utløp fra størrelsesutelukkelsesseparasjonsmo-dulen, hvori deteksjonsmodulen inkluderer minst én tilstrømningsdetektor konfigurert for å oppnå en måling av minst én egenskap av hydrokarbonvæskeprøven og for å generere utdata som representerer målingen.

3. Nedhullsverktøy ifølge krav 2 som videre omfatter en kontrollmodul koplet til minst deteksjonsmodulen, hvori kontrollmodulen er konfigurert for å registrere ut-dataene fra den minst ene tilstrømningsdetektoren.

4. Nedhullsverktøy ifølge krav 3 hvori kontrollmodulen videre er konfigurert for å kalibrere den minst ene tilstrømningsdetektoren basert på informasjon mottatt fra en komponent posisjonert utenfor nedhullsverktøyet.

5. Nedhullsverktøy ifølge krav 3 hvori kontrollmodulen videre er konfigurert for å analysere de registrerte utdata fra den minst ene tilstrømningsdetektoren for å estimere minst én egenskap av hydrokarbonvæskeprøven.

6. Nedhullsverktøy ifølge krav 1 som videre omfatter en injeksjonsmodul posisjonert innen huset og koplet til fortynningsmodulen og løsemiddelreservoaret, hvori injeksjonsmodulen er koplet til en pumpe og konfigurert for å injisere løse-middel og minst en del av hydrokarbonvæskeprøven inn i størrelsesutelukkelses-separasjonsmodulen.

7. Nedhullsverktøy ifølge krav 6 som videre omfatter en avgassingsenhet koplet mellom løsemiddelreservoaret og pumpen.

8. Nedhullsverktøy ifølge krav 6 hvori injeksjonsmodulen videre inkluderer et "inline" filter konfigurert for å fange partikler.

9. Nedhullsverktøy ifølge krav 6 hvori injeksjonsmodulen inkluderer et sett av injeksjonsventiler koplet til en injeksjonssløyfe.

10. Nedhullsverktøy ifølge krav 9 hvori settet av injeksjonsventiler og injek-sjonssløyfe er delt med fortynningsmodulen.

11. Nedhullsverktøy ifølge krav 6 som videre omfatter en pre-injeksjon konsentrasjonsestimeringsmodul posisjonert innen huset og koplet til fortynningsmodulen, hvori pre-injeksjon konsentrasjonsestimeringsmodulen er konfigurert for å teste om hydrokarbonvæskeprøven er klar for injeksjon i størrelsesutelukkelsessepara-sjonsmodulen.

12. Nedhullsverktøy ifølge krav 1 hvori størrelsesutelukkelsesseparasjonsmodulen videre er konfigurert for å kontrollere og overvåke temperaturen av hydrokarbonvæskeprøven.

13. Fremgangsmåte, som omfatter å: oppnå en hydrokarbonprøve fra en hydrokarbonformasjon av et reservoar ved en gitt dybde ved anvendelse av et nedhullsverktøy; isolere en væskefase av hydrokarbonprøven innen nedhullsverktøyet; utsette væskefasen av hydrokarbonprøven for nedhullsanalyse innen nedhulls-verktøyet for å danne en kromatografiprøve, hvori nedhullsanalysen er basert minst delvis på størrelsesutelukkelseskromatografi; måle en første egenskap ved kromatografiprøven for å oppnå en målt verdi; og estimere en andre egenskap ved kromatografiprøven basert på den målte verdien og kjente kalibreringskurver.

14. Fremgangsmåte ifølge krav 13 som videre omfatter å etablere en diskontinuerlig logg av minst én av en molekylvektfordeling og forskjellige hydrokarbon-egenskaper som en funksjon av reservoardybde basert på estimeringen.

15. Fremgangsmåte ifølge krav 13 som videre omfatter å: bestemme om en skal gjenta trinnene med å oppnå, isolere, utsette, måle og estimere ved en annen dybde; og gjenta trinnene med å oppnå, isolere, utsette, måle og estimere ved den andre dybden hvis bestemmelsen indikerer at trinnene skal bli gjentatt.

16. Fremgangsmåte ifølge krav 13 hvori estimering av den andre egenskapen inkluderer estimering av minst én av en molekylvektfordeling, en American Petro-leum Institute (API) tetthet, en gjennomsnittlig molekylvekt og et asfalteninnhold for kromatografiprøven.

17. Fremgangsmåte ifølge krav 13 som videre omfatter å: transportere minst en del av én av hydrokarbonprøven og kromatografiprøven til overflaten; teste den transporterte delen for å oppnå en overflatemåleverdi; og sammenligne overflatemåleverdien med den målte verdien for å oppnå en sam-menligningsverdi.

18. Fremgangsmåte ifølge krav 17 som videre omfatter å re-kalibrere nedhulls-verktøyet basert på sammenligningsverdien.

19. Fremgangsmåte for anvendelse i et nedhullsverktøy, som omfatter å: overføre en kjent mengde av et løsemiddel og en kjent mengde av en hydrokar-bonvæskeprøve til en fortynningsmodul i nedhullsverktøyet; vente på at hydrokarbonvæskeprøven skal løses opp til løsemiddelet i fortynningsmodulen for å danne en kromatografiprøve; trekke en kjent mengde av kromatografiprøven inn i en injeksjonssløyfe i nedhulls- verktøyet; injisere kromatografiprøven fra injeksjonssløyfen til en strøm av løsemiddelet som strømmer inn i et kolonnesett i nedhullsverktøyet; strømme et fluid som forlater kolonnesettet til en detektor i nedhullsverktøyet, hvori fluidet inneholder løsemiddel og minst en del av kromatografiprøven; registrere utdata fra detektoren som et kromatogram og registrere en temperatur for detektoren; og analysere de registrerte utdata.

20. Fremgangsmåte ifølge krav 19 som videre omfatter å: kontinuerlig la løsemiddelet strømmer inn i kolonnesettet ved en kjent strømnings-hastighet; og kontinuerlig la fluidet som forlater kolonnesettet strømme til detektoren.

21. Fremgangsmåte ifølge krav 19 hvori registreringen forekommer i en forutbestemt tidsperiode.

22. Fremgangsmåte ifølge krav 19 som videre omfatter å: registrere en injeksjonstidsverdi som lik en første aktuelle tidsverdi når en injiserer kromatografiprøven; og registrere en sluttidsverdi som lik en andre aktuelle tidsverdi som er senere enn den første aktuelle tidsverdien, hvori de registrerte utdata mellom injeksjonstids-verdien og sluttidsverdien er representert ved kromatogrammet.

23. Fremgangsmåte ifølge krav 19 som videre omfatter å: bestemme om kromatografiprøven er klar for injisering før kromatografiprøven inji-seres; og hvis kromatografiprøven ikke er klar, endre en konsentrasjon av kromatografiprø-ven før injisering av kromatografiprøven.

24. Fremgangsmåte ifølge krav 23 hvori bestemmelse av om kromatografiprø-ven er klar for injisering inkluderer måling av en ultrafiolett (UV) absorpsjonsverdi for kromatografiprøven for å bestemme om UV-absorpsjonsverdien er lavere enn en definert maksimal absorpsjonsverdi og høyere enn en definert minimal absorpsjonsverdi.

25. Fremgangsmåte ifølge krav 24 hvori endring av konsentrasjonen av kroma-tografiprøven inkluderer å: hvis UV-absorpsjonsverdien overstiger den definerte maksimale absorpsjonsverdien, avhende en kjent mengde av kromatografiprøven inneholdt i fortynningsmodulen og overføre en ekvivalent mengde løsemiddel inn i fortynningsmodulen; og hvis UV-absorpsjonsverdien er under den definerte minimale absorpsjonsverdien, avhende en kjent mengde av kromatografiprøven inneholdt i fortynningsmodulen og overføre en ekvivalent mengde av kromatografiprøven til fortynningsmodulen.