BRPI1009528B1

BRPI1009528B1 - método

Info

Publication number: BRPI1009528B1
Application number: BRPI1009528A
Authority: BR
Inventors: Carlos Abad; Anthony R.H Goodwin; Bruno Drochon
Original assignee: Prad Research And Development Limited
Priority date: 2009-03-11
Filing date: 2010-03-04
Publication date: 2020-02-04
Also published as: US8899107B2; BRPI1009528A2; WO2010104728A3; US9023280B2; US20140157877A1; WO2010104728A2; NO20111253A1; US20100229623A1

Abstract

método um sistema e método para determinação do teor de asfaltenos de uma amostra de óleo de poço são fornecidos. em um exemplo, o método inclui a obtenção de uma amostra de hidrocarbonetos de uma formação de hidrocarbonetos de um reservatório em uma determinada profundidade usando uma ferramenta de poço. uma fase líquida da amostra de hidrocarbonetos é isolada dentro da ferramenta de poço e a fase líquida é submetida à análise no fundo do poço dentro da ferramenta de poço para criar uma amostra de cromatografia. a análise no fundo do poço é baseada, pelo menos parcialmente, em cromatografia por exclusão de tamanho. uma primeira propriedade da amostra de cromatografia é medida para obter um valor medido, e uma segunda propriedade da amostra de cromatografia é estimada com base no valor medido e curvas de calibração conhecidas

Description

MÉTODO

FUNDAMENTOS

A análise do fluido de reservatório é um fator chave para a compreensão e otimização da gestão do 5 reservatório. Na maioria dos reservatórios de hidrocarbonetos, a composição do fluido varia vertical e lateralmente em uma formação. Fluidos podem apresentar mudanças graduais na composição, causadas pela gravidade ou biodegradação, ou eles podem apresentar alterações mais abruptas, devido à compartimentação estrutural ou estratigráfica. Tradicionalmente, informações de fluido são obtidas através da captura de amostras, tanto em condições no fundo do poço, como na superfície e, em seguida, medição de várias propriedades das amostras em um laboratório na superfície. Nos últimos anos, técnicas de análise de fluido no fundo do poço (DFA), tais como aquelas que utilizam uma ferramenta Modular Dynamics Tester (MDT) (Testador da Dinâmica de Formação Modular), têm sido utilizadas para fornecer informações sobre propriedades do fluido de poço.

No entanto, as condições extremas do ambiente no fundo do poço limitam a sofisticação das ferramentas de medição de DFA e, portanto, limitam a medição das propriedades de fluido a um pequeno subconjunto daquelas fornecidas por uma análise convencional de laboratório na superfície.

SUMÁRIO

A medição proposta fornece informações complementares àquelas já previstas pela DFA do MDT com OFA e CGA etc.. Por exemplo, o fornecimento da massa molar média do óleo que, quando combinado com a fração de Cl a C6 e CO2, fornece detalhes mais gerais da composição quimica para modelagem do reservatório, pelo ajuste da equação dos parâmetros de estado utilizados.

Em uma modalidade, é fornecida uma ferramenta de poço para a análise de líquidos no fundo do poço. A ferramenta de poço inclui um alojamento, um reservatório de solvente posicionado dentro do alojamento, uma abertura de entrada da amostra líquida, um módulo de diluição, e um módulo por exclusão de tamanho. O módulo de diluição é posicionado dentro do alojamento e inclui uma câmara de misturação configurada para receber solvente do reservatório de solvente e uma amostra líquida de hidrocarbonetos a partir da abertura de entrada da amostra líquida. O módulo de separação por exclusão de tamanho é posicionado dentro do alojamento e acoplado ao módulo de diluição. 0 módulo de separação por exclusão de tamanho inclui, pelo menos, uma coluna de cromatografia por exclusão de tamanho configurada para receber solvente e, pelo menos, uma parte da amostra líquida de hidrocarbonetos a partir do módulo de injeção.

Em outra modalidade, um método compreende a obtenção de uma amostra de hidrocarbonetos de uma formação de hidrocarbonetos de um reservatório em uma determinada profundidade, usando uma ferramenta de poço e isolando uma fase líquida da amostra de hidrocarbonetos dentro da 5 ferramenta de poço. A fase líquida da amostra de hidrocarbonetos é submetida à análise no fundo do poço dentro da ferramenta de poço para criar uma amostra de cromatografia, onde a análise no fundo do poço é baseada, pelo menos parcialmente, em cromatografia por exclusão de 10 tamanho. Uma primeira propriedade da amostra de cromatografia é medida, para obter um valor medido, e uma segunda propriedade da amostra de cromatografia é estimada, com base no valor medido e curvas de calibração conhecidas.

Em outra modalidade ainda, um método para uso em 15 uma ferramenta de poço compreende a transferência de uma quantidade conhecida de um solvente e de uma quantidade conhecida de uma amostra liquida de hidrocarbonetos para dentro de um módulo de diluição na ferramenta de poço e espera, para que a amostra líquida de hidrocarbonetos se 20 dissolva no solvente, no módulo de diluição, para formar uma amostra de cromatografia. Uma quantidade conhecida da amostra é aspirada para dentro de um circuito de injeção na ferramenta de poço. A amostra de cromatografia é injetada do circuito de injeção para dentro de uma corrente do 25 solvente fluindo no interior de um conjunto de colunas na ferramenta de poço. Um fluido saindo do conjunto de colunas é escoado para um detector na ferramenta de poço, em que o fluido contém solvente e pelo menos uma parte da amostra de cromatografia. Uma saída do detector é registrada como um cromatograma, e uma temperatura do detector é registrada. A saída registrada é analisada.

BREVE DESCRIÇÃO DOS DESENHOS

Para uma compreensão mais completa, é feita agora referência à descrição a seguir, tomada em conjunto com os Desenhos anexos, em que:

a Fig. IA é um diagrama de uma modalidade de uma ferramenta de poço;

a Fig. 1B é um diagrama de uma seção (p, T) , ilustrando as curvas de bolha, curvas de orvalho, e pontos críticos para fluidos de reservatório;

a Fig. 2 é um diagrama de uma modalidade mais detalhada da ferramenta de poço da Figura IA;

a Fig. 3A é um diagrama de uma modalidade mais detalhada da ferramenta de poço da Figura 2;

a Fig. 3B é um diagrama de uma modalidade de um ambiente, dentro do qual a ferramenta de poço da Figura 1 pode ser utilizada;

a Fig. 3C é um diagrama de outra modalidade de um ambiente, no qual a ferramenta de poço da Figura 1 pode ser utilizada;

a Fig. 3D é um diagrama de uma modalidade de uma ferramenta de poço dentro do ambiente da Fig. 3C;

a Fig. 4 é um fluxograma de uma modalidade de um método, que inclui a execução da cromatografia por exclusão de tamanho do poço;

a Fig. 5 é um fluxograma de uma modalidade de um método para analisar amostras de hidrocarbonetos usando cromatografia por exclusão de tamanho do poço;

a Fig. 6 é um fluxograma de uma modalidade de um método para determinação do peso molecular médio, densidade API, e porcentagem em peso de asfaltenos de um óleo no fundo do poço, sem a necessidade de um padrão interno, usando um detector de massas capaz de exibir uma resposta de tensão para cada um deles; e a Fig. 7 é um fluxograma de uma modalidade de um método para determinação da porcentagem em peso de asfaltenos de um óleo de poço, por meio de um método de calibração do padrão interno, usando um detector de massas capaz de exibir uma resposta de tensão para cada um deles.

DESCRIÇÃO DETALHADA

A divulgação atual se relaciona a várias vistas e modalidades de um sistema e método para cromatografia por exclusão de tamanho do poço. As figuras não são necessariamente traçadas em escala e, em alguns casos, os desenhos foram exagerados e/ou simplificados em certos lugares, apenas para fins ilustrativos. Uma pessoa com habilidade comum na arte irá apreciar as muitas aplicações e variações possíveis com base nas modalidades descritas.

Como é sabido, os milhões de diferentes compostos químicos orgânicos, que podem estar presentes em amostras de hidrocarbonetos, têm várias características químicas e físicas, que podem ser usadas para detectar e classificar os vários compostos. Várias técnicas podem ser usadas para separar os hidrocarbonetos em frações mais controláveis, que vão desde aquelas compostas de uma única substância química a aquelas compostas de vários compostos formados a partir de alguns compostos, algumas centenas de compostos, ou até vários milhares de compostos semelhantes. Cada uma das técnicas utilizadas contribui para a elucidação parcial desses produtos químicos e a uma melhor compreensão dos fluidos do reservatório e/ou das propriedades de utilização final dos hidrocarbonetos. Técnicas de separação típicas incluem separação de fases simples (ou seja, gás versus líquido), cromatografia gasosa, precipitação de solução, cromatografia em coluna, cromatografia líquida de alto desempenho (HPLC), entre outras. Uma vez separadas, outras técnicas são utilizadas para identificar e quantificar a quantidade de compostos separados, tais como ionização de chama, condutividade térmica, constante dielétrica, espectrometria de massa, índice de refração, espectroscopia (incluindo ultravioleta (UV), infravermelho próximo (NIR) e infravermelho (IR)), absorção atômica e Espectrometria de Emissão Atômica (AES) por Plasma Indutivamente Acoplado (TCP). Essas técnicas também podem ser usadas para avaliar outras propriedades, como densidade ou viscosidade.

A divulgação a seguir descreve modalidades ilustrando o uso de cromatografia líquida por exclusão de tamanho do poço, como um meio de separar grosseiramente moléculas de hidrocarbonetos de uma amostra de formação de hidrocarbonetos, de acordo principalmente com seu tamanho. A divulgação também descreve modalidades direcionadas para estimar o peso molecular médio de amostras de hidrocarbonetos móveis (principalmente óleos crus e asfaltênicos), estimando a densidade do American Petroleum Institute (API) e, assim, a densidade mássica ou da quantidade de substância, e estimando o teor de asfalteno dos hidrocarbonetos, através de combinação da amostragem de vários poços zonais e dos resultados de análise. Partes da análise também podem ser feitas na superfície, e podem ser combinadas com procedimentos de calibração, usando análise mais elaborada de amostras, como análise de densimetria ou SARA (saturados, aromáticos, resinas, asfaltenos) de amostras selecionadas, trazidas à superfície.

Referindo-se à Fig. 1A, uma modalidade de uma ferramenta de poço 100 é ilustrada. A ferramenta 100 pode ser usada em um furo 102 formado em uma formação geológica 104, e pode ser conduzida por cabo de rede fixa, tubo de perfuração, duto, ou qualquer outro meio (não mostrado) utilizado na indústria. Com referência adicional à Fig. 1B, é ilustrado o comportamento de fases das categorias de gás seco, gás úmido, condensado gasoso, óleo volátil, óleo cru e óleo pesado, que podem estar presentes na formação 104. Na Fig. IB, a classificação é em relação à topologia das curvas criticas e trifásicas sob a nomenclatura de Bolz e outros, conforme descrito em A. Bolz, U. K. Deiters, C. J. Peters e T. W. deLoos, Pure Appl. Chem. 70 (1998) 22332257, e são considerados por exibirem somente um comportamento de fase da classe I^p. Exceto para os chamados óleos crus e pesados, a curva de bolha começa a temperaturas imediatamente abaixo das criticas, enquanto a curva de orvalho começa a temperaturas imediatamente acima das criticas e, após o aumento, atinge um máximo e depois diminui, embora a pressões mais baixas do que a pressão de bolha correspondente à mesma temperatura. Para o óleo cru (convencional), as temperaturas de orvalho ocorrem em temperaturas logo abaixo da critica.

Para gás seco, também conhecido como gás convencional, o curso de produção (p, T) não entra na região bifásica, enquanto com gás úmido, para o qual a temperatura do reservatório está acima da cricondentérmica, o curso de produção intercepta a curva de orvalho a uma temperatura inferior àquela do reservatório, üm condensado de gás retrógrado é caracterizado pela temperatura do reservatório acima da temperatura critica T_c, mas abaixo da temperatura cricondentérmica. Durante a depleção de pressão à temperatura do reservatório, líquidos são formados dentro da formação por condensação retrógrada. O volume relativo de liquido na formação e seu impacto na produção é em função da diferença entre o sistema e as temperaturas criticas e sobre as propriedades da rocha do reservatório. Para um sistema de gás retrógrado, liquido estará presente na tubulação de produção e instalações de superfície, quando o curso de produção (p, T) entrar na região bifásica. 0 comportamento de óleo volátil (também um fluido convencional) é semelhante ao dos condensados de gás retrógrados, porque T é menor do que T_c, mas comparado a óleos crus a uma temperatura de reservatório próxima à T_c. A principal diferença entre óleos voláteis e condensados retrógrados é que, durante a produção, e, portanto, o esgotamento de recursos do reservatório, uma fase de gás evolui na formação com pressão inferior à pressão de bolha. Pequenas mudanças na composição, que podem surgir através do método escolhido para amostrar o fluido, podem levar à atribuição incorreta de um condensado de gás para um óleo volátil, ou vice-versa. Nestas circunstâncias, os engenheiros de produção podem projetar uma instalação inadequada para o fluido a ser produzido. A temperatura de óleo cru no reservatório está muito longe de T_c.

O volume relativo de gás liberado, quando p é reduzida para 0,1 MPa em T = 288 K (chamada de condições do tanque de estocagem) a partir do fluido, é conhecido como a

Relação entre Gás e Óleo (GOR). Uma análise quantitativa dos componentes normalmente gasosos é necessária para avaliar o limite de fases (líquido + gás) com equações semi-empíricas de estado, como aquelas desenvolvidas a 5 partir da equação de van der Waals. Os dados necessários podem ser obtidos em um laboratório, ou estimados no fundo do poço, por exemplo, com um Optical Analyzer Fluid (Analisador Ótico de Fluidos) fabricado pela Schlumberger

Limited. Para	o óleo cru,	a GOR e	pequena, quando	comparada
10 com outros	tipos de	fluidos,	e	resulta em volumes
relativamente	grandes de	líquido	em	condições no	separador
e ambientais	Óleo cru	também	é	conhecido	como óleo
convencional	e forma a	maioria	dos fluidos,	que foram
produzidos e	utilizados	até a	presente data.	Para os

chamados líquidos convencionais e recuperáveis de hidrocarbonetos newtonianos, a densidade está muitas vezes dentro da faixa de 700 a 900 kg.m^-3, enquanto a viscosidade está entre 0,5 e 100 mPa-s, sendo o comportamento da fase

*	de gás para	líquido,	que	domina as	características dos
V	20 condensados	voláteis	de	óleo e	gás.	De fato, o
	comportamento	de fase	dos	condensados	de gás	é determinado

pelo conhecimento dos componentes normalmente líquidos de maior massa molar, enquanto aquele dos óleos voláteis e convencionais é determinado pela concentração de 25 constituintes normalmente gasosos.

O comportamento de fases (sólido + líquido) dos fluidos de petróleo depende da distribuição dos hidrocarbonetos de maior massa molar {M(C₂₅H₅₂) « 0,350 kg.mol^-1}, tais como asfaltenos, parafinas, aromáticos, e resinas nos fluidos. Depósitos de ceras (e hidratos) são predominantemente formados por uma diminuição da temperatura, enquanto que os depósitos de asfaltenos são formados por uma diminuição da pressão. O diagrama de fases (sólido + líquido), que inclui os assim chamados cera e asfaltenos, pode dominar as propriedades da substância, e esse limite de fases pode ser estimado com uma determinação da distribuição dos hidrocarbonetos de maior massa molar {M(C₂₅H₅₂) ® 0, 350 kg.mol^-1}. Esta abordagem também permite a estimativa de todas as propriedades termofisicas para esses hidrocarbonetos, que são importantes para todos os estágios de recurso dos hidrocarbonetos, a partir da exploração para avaliação e durante a produção para gestão e otimização do reservatório.

Óleo pesado pode ter viscosidade de até cerca de 10 kcP, enquanto betume tem um menor teor de gás e, muitas vezes, maior densidade do que óleo pesado, enquanto a viscosidade é superior a 10 kcP. A divisão de 10 kcP é uma definição adotada pela Organização das Nações Unidas e é apoiada por evidência experimental. Assim, a viscosidade e, em menor escala, a densidade são importantes para óleo pesado e betume. A composição química também é importante, pois ela determina o comportamento de fases que pode ser estimado a partir de uma equação de estado (EoS). As previsões da EoS podem ser, então, usadas em um simulador de reservatório para meios porosos, e fluidos e fluxo em tubulações. Em tal simulador, o reservatório e fluido são segmentados em blocos. O simulador pode ser usado para estimar uma estratégia de produção ótima. A EoS é semiempirica e medidas de densidade, viscosidade, limite de fases, e composição química são usadas para ajustar os parâmetros dentro de um modelo de simulação.

No entanto, em um simulador de reservatório, pode haver da ordem de 10⁶ chamadas para um pacote de EoS, que calcula as propriedades termofísicas do fluido. Assim, os métodos escolhidos para estimar essas propriedades são selecionados, de modo a não contribuir significativamente para o tempo necessário para realizar a simulação. Esta exigência geralmente se opõe, pelo menos para trabalhos de rotina, ao uso de métodos de cálculo intensivo, que são baseados no conhecimento detalhado da composição química. Por causa do desejo de correlações relativamente simples, a composição química é frequentemente truncada em grupos e, normalmente, reduzida a menos de dez parâmetros com a utilização freqüente de métodos empíricos e semi-empíricos para um processo particular. Os dez parâmetros representam os chamados extremos leves e pesados. Os componentes leves (Ci a C₆) podem ser estimados, utilizando o Analisador Ótico de Fluidos, mencionado anteriormente. A divulgação a seguir descreve o uso de Cromatografia de Permeação em Gel (GPC) no poço para obter a distribuição de hidrocarbonetos de maior massa molar {M(C25H₅₂) « 0,350 kg.mol^-1}. Assim, a ferramenta 100 pode ser configurada para executar GPC no fundo do poço, para fornecer em tempo real os dados necessários para facilitar a estimativa do comportamento dos hidrocarbonetos no reservatório. A aplicação da GPC pode envolver medidas adicionais, tais como viscosidade, mas essas podem ser prontamente disponíveis, usando a funcionalidade fornecida pela ferramenta 100.

Referindo-se novamente especificamente à Fig. 1A, no presente exemplo, a ferramenta 100 inclui um alojamento 105, que contém uma sonda de amostragem 106 com um selo (por exemplo, obturador) 108, que é usado para adquirir uma aliquota de hidrocarbonetos a partir da formação 104. Os hidrocarbonetos podem ser mobilizados por um método, como aquecimento e/ou injeção de diluente. Como tal mobilização de hidrocarbonetos é bem conhecida na arte, os vários componentes necessários para tal mobilização não são ilustrados na ferramenta 100.

Os hidrocarbonetos mobilizados entram em uma linha de fluxo 110, que pode ser usada para o transporte de hidrocarbonetos a qualquer local dentro da ferramenta 100 por uma bomba 112. Um local, para o qual os hidrocarbonetos podem ser transportados, é um analisador ótico de fluido 114, que pode fornecer uma estimativa da composição quimica de Ci a C₆ (como acima descrito) . Outro local, para o qual os hidrocarbonetos podem ser transportados para análise, é um módulo de separação por exclusão de tamanho 116 (por exemplo, de Cromatografia de Permeação em Gel (GPC)). Solventes necessários para a análise estão contidos em um ou mais reservatórios de solvente 118, que podem, cada qual, conter solventes diferentes (também conhecidos como diluentes ou eluentes). Os solventes podem ser usados com o módulo de GPC 116 para determinar a massa molar dos componentes, como será descrito a seguir. Em uma modalidade, a análise pode usar medidas de viscosidade de hidrocarbonetos, que podem ser obtidas por um viscosimetro no analisador óptico de fluidos 114, ou em outro lugar na ferramenta 100.

Referindo-se à fig. 2, é ilustrada outra modalidade da ferramenta 100 da Fig. IA. No presente exemplo, a bomba 112 e o analisador óptico de fluidos 114 foram omitidos para fins de clareza. Um módulo de amostragem e separação 200 é acoplado à sonda de amostragem 106. O módulo de amostragem e separação 200 recebe uma amostra (não mostrada) a partir da formação 104 e separa a amostra em várias partes, como em partes de gás/ condensado, óleo cru, e água. O módulo de amostragem e separação 200 passa a amostra através de uma ou mais válvulas de amostragem 202, que são acopladas ao(s) reservatório(s) de solvente 118, um módulo de diluição/ injeção 204, e o módulo de GPC 116. As válvulas de amostragem 202, que podem fazer parte do módulo de diluição/ injeção 204 em algumas modalidades, podem ser usadas para regular a vazão e/ou caminho de fluxo de várias substâncias, incluindo a amostra e solvente.

módulo de diluição/ injeção 204 pode incluir uma porção de diluição usada para misturar a amostra com solvente, para diluir a amostra para exclusão de tamanho pelo módulo de GPC 116, e uma porção de injeção tendo válvulas de injeção e um circuito de injeção. Um módulo de detecção 206 pode receber a amostra a partir do módulo de GPC 116 e realizar várias medições na amostra. Em algumas modalidades, o módulo de detecção 206 pode fazer parte do módulo de GPC 116. Um módulo de controle 208 pode ser acoplado através de caminhos de sinal (não mostrados) a vários módulos da ferramenta 100, incluindo o módulo de amostragem e separação 200, válvulas 202, módulo de diluição/ injeção 204, módulo de GPC 116, e módulo de detecção 206. Os caminhos de sinal podem ser ligados com e/ou sem fio, dependendo da configuração especifica da ferramenta 100. O módulo de controle 208 também pode incluir a funcionalidade de comunicação com equipamentos de superfície.

Referindo-se à fig. 3A, é ilustrada uma modalidade mais detalhada da ferramenta 100 da Fig. 2. Entende-se que a ferramenta 100 pode ter uma temperatura, que é equivalente à temperatura do poço, ou partes da ferramenta podem ser aquecidas ou resfriadas. O módulo de amostragem e de separação 200 (Fig. 2) inclui um separador 300 acoplado a uma abertura de amostragem 301. A abertura de amostragem 301 pode ser acoplada à sonda de amostragem 106, ou pode 5 incluir a sonda de amostragem 106. O separador 300 separa uma amostra de hidrocarbonetos (não mostrada), recebida através da abertura de amostragem 301, em uma porção de gás/ condensado 302, uma porção de óleo cru 304, e uma porção de água 306. O reservatório de solvente 118 é usado 10 para armazenar o solvente utilizado por outros módulos da ferramenta 100.

O módulo de diluição/ injeção 204 (Fig. 2) inclui uma ou mais válvulas de amostragem 202, uma câmara de misturação 308, e uma abertura de eliminação 310. Em 15 algumas modalidades, o módulo de diluição/ injeção 204 também pode incluir um módulo de estimativa da concentração de pré-injeção 312. No presente exemplo, o módulo de diluição/ injeção 204 também inclui um módulo de injeção tendo uma ou mais válvulas de injeção 314, que podem ser 20 compartilhadas com outros módulos da ferramenta 100. As válvulas de injeção 314 são acopladas a um circuito de injeção 316, que também pode ser compartilhado. Entende-se que os módulos de diluição e injeção podem ser separados um do outro, ou outro módulo pode conter as válvulas de 25 injeção 314 e/ou o circuito de injeção 316, e o módulo de diluição 204 pode compartilhar esses componentes.

O módulo de GPC 116 (Fig. 2) inclui uma bomba de alta pressão de controle de fluxo 318 e uma porção de separação por exclusão de tamanho formada por um conjunto de colunas contendo as colunas 322 (e as pré-colunas 320 em algumas modalidades). A bomba 318 pode ser semelhante ou idêntica à bomba 112. Em algumas modalidades, o módulo de GPC 116 pode incluir uma unidade de desgaseificação 328.

módulo de detecção 206 (Fig. 2), que pode fazer parte do módulo de GPC 116 em algumas modalidades, é acoplado a uma saida do conjunto de colunas, e inclui um ou mais detectores 324, que podem ser conectados em série ou em paralelo (como mostrado). 0 tipo de detectores 324 pode variar, dependendo da configuração da ferramenta 100, mas detectores exemplares incluem espectrofotômetros capazes de medir absorbância UV e fluorescência UV, e detectores de dispersão de luz estática. Uma saida dos detectores 324 pode ser acoplada a uma abertura de eliminação 326 para a eliminação da mistura de amostra/ solvente passando pelos detectores.

O módulo de controle 208 é capaz de efetuar comunicação bidirecional com vários módulos e componentes de módulo, dependendo da configuração especifica da ferramenta 100. Por exemplo, o módulo de controle 208 pode se comunicar com módulos que, por sua vez, controlam seus próprios componentes, ou o módulo de controle 208 pode controlar diretamente os componentes. No presente exemplo, o módulo de controle 208 pode se comunicar com o separador 300, as válvulas de amostragem 202, a câmara de misturação 308, o módulo de estimativa da concentração de pré-injeção 312, as válvulas de injeção 314, a bomba 318, a unidade de desgaseif icação 328, e os detectores 324. O módulo de controle 208 pode incluir uma unidade de processamento central (CPU) ou outro processador 328 acoplado a uma memória 330, na qual são armazenadas instruções para a aquisição e armazenamento dos parâmetros exigidos, bem como para outras funções. A CPU 328 também pode ser acoplada a uma interface de comunicação 332 para comunicações com e/ou sem fio. Entende-se que a CPU 328, memória 330, interface de comunicação 332 podem ser combinadas em um único dispositivo, ou podem ser distribuídas de muitas maneiras diferentes. Em algumas modalidades, meios para alimentar a ferramenta 100 e transferir as informações para a superfície também podem ser incorporados ao módulo de controle 208.

Em um exemplo da operação da ferramenta 100 da Fig.

3A, o separador 300 separa uma amostra recebida através da abertura de amostragem 301 na porção de condensado/ gás 302, porção de óleo cru 304, e na porção de água 306. Isso pode ser conseguido com separadores por gravidade, uma centrífuga, e/ou outros métodos. A porção de óleo cru 304 é passada para as válvulas de amostragem 202. Em algumas modalidades, a porção de condensado/ gás 302, porção de óleo cru 304, e porção de água 306 podem ser, todas elas, passadas para as válvulas de amostragem 202, e a porção de condensado/ gás 302, e a porção de água 306 podem ser ventiladas através da abertura de eliminação 310 (que também pode incluir uma bomba de vácuo). Ά solução do reservatório de solvente 104 também pode ser passada para as válvulas de amostragem 202. A porção de óleo cru 304 e a solução podem ser misturadas na câmara de misturação 308, para fornecer uma amostra desejada, para posterior separação por exclusão de tamanho. A amostra misturada pode ser passada através do módulo de estimativa da concentração de pré-injeção 312 (se houver) e das válvulas de injeção 314. Em algumas modalidades, a amostra misturada pode ser devolvida à câmara de misturação 308, com base nos resultados do módulo de estimativa da concentração de préinjeção 312.

A solução do reservatório de solução 118 é passada através da unidade de desgaseificação 328 (se houver) e a bomba 318. A amostra misturada é aspirada para dentro do circuito de injeção 316, e a bomba 318 bombeia a amostra misturada através das válvulas de injeção 314 e para dentro do conjunto de colunas. A amostra misturada entra nas précolunas 320 e nas colunas 322 a partir das válvulas de injeção 314 para exclusão de tamanho. Após o processo de exclusão de tamanho, detectores 324 executam funções de detecção, e a amostra misturada pode ser ventilada através da abertura de eliminação 326. Esse processo pode ser total ou parcialmente controlado pelo módulo de controle 208.

Referindo-se à fig. 3B, uma modalidade de um ambiente 349 com uma ferramenta a cabo de rede fixa 350 é ilustrada, na qual aspectos da presente divulgação podem ser implementados. A ferramenta a cabo de rede fixa 350 pode ser semelhante ou idêntica à ferramenta de poço 100 da Figura 1. A ferramenta a cabo de rede fixa 350 é suspensa em um poço 352 na formação 104 (Fig. 1), a partir da extremidade inferior de um cabo multicondutor 354, que é enrolado em um guincho (não mostrado), na superfície da Terra. Na superfície, o cabo 354 é comunicativamente acoplado a um sistema eletrônico e de processamento 356. A ferramenta a cabo de rede fixa 350 inclui um corpo alongado 358, gue inclui um testador de formação 362 tendo um conjunto de sonda seletivamente expansível 364 e um elemento de ancoragem de ferramenta seletivamente expansível 366, que são dispostos em lados opostos do corpo alongado 358. Componentes adicionais 360 (por exemplo, componentes acima descritos em relação às Figs. 1A, 2 e 3A) também podem ser incluídos na ferramenta 350.

Um ou mais aspectos do conjunto de sonda 364 podem ser substancialmente semelhantes aos acima descritos com referência às modalidades mostradas nas Figs. 1A, 2 e 3A. Por exemplo, o conjunto da sonda expansível 364 é configurado para vedar, ou isolar, seletivamente, partes selecionadas da parede do poço 352, para acoplamento fluido com a formação adjacente 104, e/ou aspirar amostras de fluido da formação 104. 0 fluido de formação pode ser separado, diluído, analisado e expelido através de uma abertura (não mostrada), conforme descrito nesse documento, e/ou pode ser enviado a uma ou mais câmaras coletoras de fluido 368 e 370. No exemplo ilustrado, o sistema eletrônico e de processamento 356 e/ou um sistema de controle de poço (por exemplo, o módulo de controle 208 da Fig. 2) são configurados para controlar o conjunto de sonda expansível 364 e/ou a coleta de uma amostra de fluido da formação 104. Obturadores duplos também podem ser utilizados para efetuar uma vedação com a formação, e extrair, através do uso de pressão diferencial, uma alíquota da amostra a partir da formação.

Referindo-se à fig. 3C, uma modalidade de um ambiente 398 ilustra um sistema de poço, em que aspectos da presente divulgação podem ser implementados. O poço pode ser em terra firme ou no mar. Nesse sistema exemplar, um poço 371 é formado em formações subterrâneas (por exemplo, a formação 104 da Fig. 1) por perfuração rotativa, de uma forma, que é bem conhecida. Modalidades da divulqação também podem usar perfuração direcional.

Uma coluna de perfuração 372 é suspensa dentro do furo de poço 371 e tem uma composição de fundo 373, que inclui uma broca de perfuração 374 na sua extremidade inferior. 0 sistema de superfície inclui o conjunto de plataforma e torre 375 posicionado sobre o poço 371, o conjunto 375 incluindo uma mesa rotativa 376, kelly 377, gancho 378 e cabeça injetora 379. A coluna de perfuração 372 é girada pela mesa rotativa 37 6, energizada por meios não mostrados, que engata no kelly 377, na extremidade superior da coluna de perfuração. A coluna de perfuração 372 é suspensa pelo gancho 378, fixado a uma catarina (também não mostrada), através do kelly 377 e da cabeça injetora, que permite a rotação da coluna de perfuração em relação ao gancho. Como é sabido, um sistema top drive pode ser alternativamente usado.

No presente exemplo, o sistema de superfície ainda inclui um fluido ou lama de perfuração 381 armazenado em um tanque 382 formado na região do poço. Uma bomba 383 bombeia o fluido de perfuração 381 para o interior da coluna de perfuração 372 através de uma abertura na cabeça injetora 379, fazendo com que o fluido de perfuração escoe para baixo através da coluna de perfuração 372, como indicado pela seta direcional 384. 0 fluido de perfuração 381 sai da coluna de perfuração 372 através de aberturas na broca de perfuração 374 e, a seguir, circula para cima através da região anular entre a parte externa da coluna de perfuração e a parede do poço 371, conforme indicado pelas setas direcionais 385. Desta forma bem conhecida, o fluido de perfuração 381 lubrifica a broca de perfuração 374 e traz cortes de formação até a superfície, quando ele é retornado ao tanque 382 para recirculação.

A composição de fundo 373 da modalidade ilustrada inclui um módulo de perfilagem durante a perfuração (LWD) 386, um módulo de medição durante a perfuração (MWD) 387, um sistema roto-dirigivel e motor 380, e a broca de perfuração 374.

O módulo de LWD 386 é alojado num tipo especial de comando de perfuração, como é conhecido na arte, e pode conter um ou uma pluralidade de tipos conhecidos de ferramentas de perfilagem. Entende-se igualmente que mais de um módulo de LWD e/ou MWD pode ser empregado, por exemplo, como representado pelo conjunto de ferramentas de LWD 386A. (Referências, por toda parte, a um módulo na posição de 386 pode, como alternativa, também significar um módulo na posição de 386A) . O módulo de LWD 386 (que pode ser semelhante ou idêntico à ferramenta 100, ou pode conter componentes da ferramenta 100,) pode incluir recursos para medição, processamento e armazenamento de informações, bem como para comunicação com os equipamentos de superfície. Na modalidade atual, o módulo de LWD 386 inclui um dispositivo de amostragem de fluido, tal como aquele descrito em relação às Figs. IA, 2 e 3A.

O módulo de MWD 387 também é alojado em um tipo especial de comando de perfuração, como é conhecido na arte, e pode conter um ou mais dispositivos para medir características da coluna de perfuração 372 e da broca perfuração 374. O módulo de MWD 387 ainda inclui um aparelho (não mostrado) para geração de energia elétrica para o sistema de poço. Esse pode geralmente incluir um turbogerador por lama alimentado pelo fluxo do fluido de perfuração, sendo que outros sistemas de energia e/ou batería podem ser empregados. Na modalidade atual, o módulo de MWD 387 pode incluir um ou mais dos seguintes tipos de dispositivos de medição: um dispositivo de medição do peso na broca, um dispositivo de medição de torque, um dispositivo de medição de vibração, um dispositivo de medição de choques, um dispositivo de medição de entrave ao deslizamento, um dispositivo de medição de direção, e um dispositivo de medição de inclinação.

A Figura 3D é um diagrama simplificado de um dispositivo de perfilagem de amostragem durante a perfuração, de um tipo descrito na Patente dos EUA 7.114.562, aqui incorporada por referência, utilizada como o módulo de LWD 386 ou parte do conjunto de ferramentas de LWD 386A. 0 módulo de LWD 386 é fornecido com uma sonda 388 (que pode ser semelhante ou idêntica à sonda 106 da Fig. 1) para estabelecer comunicação fluida com a formação 104 e aspirar fluido 391 para dentro do módulo, conforme indicado pelas setas 392. A sonda 388 pode ser posicionada em uma lâmina estabilizadora 389 do módulo de LWD 386 e daí estendida para encostar numa parede 394 do poço 371. A lâmina estabilizadora 389 pode incluir uma ou mais lâminas, que estão em contato com a parede do poço 394. O fluido 391 aspirado para dentro do módulo de LWD 386 utilizando a sonda 388 pode ser medido para determinar, por exemplo, parâmetros de pré-teste e/ou pressão. O módulo de LWD 386 também pode ser usado para obter, filtrar, e medir diversas características do fluido 391, usando, por exemplo, cromatografia por exclusão de tamanho e detectores associados. Além disso, o módulo de LWD 386 pode ser equipado com dispositivos, como câmaras de amostra, para coletar amostras de fluido para recuperação na superfície. Pistões de reforço 390 também podem ser fornecidos para auxiliar na aplicação de força para empurrar o módulo de LWD 386 e/ou a sonda 388 de encontro à parede do poço 394.

Referindo-se à fig. 4, um método 400 ilustra uma modalidade de um processo, que pode ser realizado completa ou parcialmente com uma ferramenta de poço, tal como a ferramenta de poço 100 das Figs. 1 - 3. O método 400 pode ser usado para registrar diferentes propriedades dos hidrocarbonetos no poço em função da profundidade vertical ou horizontal da ferramenta 100. Entende-se que o método 400 pode ser realizado, utilizando outras ferramentas e, em algumas modalidades, partes do método 400 podem ser realizadas na superfície, em vez de dentro da ferramenta 100.

Na etapa 402, uma ou mais amostras de hidrocarbonetos podem ser obtidas em determinada profundidade de um reservatório. Por exemplo, a amostra de hidrocarbonetos pode ser obtida através da sonda de amostragem 106, usando aquecimento e/ou injeção de diluente. O processo de obtenção dessa amostra de hidrocarbonetos pode ocorrer, usando métodos e ferramentas de amostragem de poço conhecidas e, por isso, não é aqui descrito em detalhes.

Na etapa 404, a fase liquida (por exemplo, óleo cru) da amostra de hidrocarbonetos pode ser isolada. Isto pode ser conseguido, usando, por exemplo, o separador 300 para separar a amostra em partes, como uma porção de gás/ condensado, uma porção de óleo cru, e uma porção de água. A fase líquida pode, então, ser misturada com solvente para obter uma consistência desejada. Na etapa 406, a fase líquida da amostra de hidrocarbonetos é submetida a uma análise no fundo do poço, com base principalmente na separação cromatográfica por exclusão de tamanho em um módulo de cromatografia por exclusão de tamanho, como o módulo de GPC 116. Na etapa 408, várias propriedades da mistura de óleo cru/ solvente representando a amostra de hidrocarbonetos podem ser medidas para obter um ou mais valores medidos usando um ou mais detectores de fluxo, tais como os detectores 324 presentes no módulo de detecção 206.

Na etapa 410, várias propriedades do óleo cru podem ser estimadas, com base nos valores medidos e curvas de calibração conhecidas, que podem ser universais e/ou específicas por reservatório. Tais propriedades incluem, mas não são limitadas a, distribuição de peso molecular, densidade API, massa molar média, e conteúdo de asfaltenos. Estas estimativas podem ser realizadas através do módulo de controle 208 ou outra lógica contida dentro da ferramenta 100.

Entende-se que as etapas 402, 404, 406, 408, e 410 podem ser repetidas em diferentes profundidades para obter uma pluralidade de medidas e estimativas. O número de profundidades, em que o método 400 é repetido, pode variar de acordo com fatores, como a quantidade de informações desejadas, a profundidade do reservatório, a profundidade da área de interesse, e quaisquer outros fatores. Assim, uma determinação pode ser feita na etapa 412, para saber se as etapas devem ser repetidas a uma profundidade diferente. Se sim, a ferramenta 100 é movida e o método 400 retorna à etapa 402. Se não, o método 400 continua na etapa 414.

Na etapa 414, um perfil descontínuo da distribuição de massa molar e/ou das diferentes propriedades de hidrocarbonetos em função da profundidade do reservatório pode ser estabelecido com base nas estimativas. A etapa 414 pode ser realizada, utilizando o módulo de controle 208 ou outra lógica contida dentro da ferramenta 100, ou pode ser feita na superfície, por outros equipamentos. Em algumas modalidades, algumas estimativas podem ser realizadas pela ferramenta 100, e outras estimativas podem ser realizadas na superfície.

Em outras modalidades, pelo menos porções de uma ou mais amostras de hidrocarbonetos podem ser transportadas para a superfície e submetidas à mesma análise em equipamentos autônomos (ou seja, em vez dos equipamentos fornecidos pela ferramenta 100). As porções também podem ser submetidas a outras medições independentes, para validar e recalibrar as medições de poço.

Em outras modalidades ainda, se necessário, as propriedades para cada uma das amostras de hidrocarbonetos podem ser re-estimadas com base na recalibração para aquelas amostras analisadas, tanto na superfície, como no fundo do poço. Assim, um processo de calibração e recalibração pode ser usado para corrigir possíveis erros e obter uma visão mais precisa da formação de hidrocarbonetos 104 .

Referindo-se à fig. 5, um método 500 ilustra uma modalidade de um processo, que pode ser realizado, pelo menos em parte, usando uma ferramenta de poço, tal como a ferramenta de poço 100 da Figura 3A. O método 500 pode ser usado em conjunto com o, ou como parte do, método 400 da Fig.4 para analisar amostras de hidrocarbonetos por meio de cromatografia por exclusão de tamanho no poço. Por exemplo, partes do método 500 podem ser usadas para executar as etapas 402, 404 e 406 do método 400.

Na etapa 502, uma quantidade conhecida de solvente é transferida através das válvulas 202 para o módulo de diluição/ injeção 204, como para dentro da câmara de misturação 308. Na etapa 504, uma quantidade conhecida de uma amostra líquida de hidrocarbonetos é transferida através das válvulas 202 para o módulo de diluição/ injeção 204, como para dentro da câmara de misturação 308. Em algumas modalidades, um filtro de linha pode ser usado para reter partículas.

Na etapa 506 permite-se que a amostra líquida de hidrocarbonetos seja dissolvida no solvente, para formar uma solução homogênea na câmara de misturação 308. Este processo de dissolução pode ser realizado, por espera de uma quantidade suficiente de tempo, ou pode ser acelerado por meio de um mecanismo de convecção acionado, como agitação mecânica, ultrassom, recirculação com um dispositivo de bombeamento, ou por simples difusão. Outros mecanismos usados para acelerar a taxa de diluição, tais como misturadores estáticos, peças em movimento, ou perfis de temperatura, podem ser utilizados. Uma vez que a amostra foi dissolvida completamente, a solução é aqui referida como uma amostra de cromatografia.

Na etapa 508, uma quantidade conhecida da amostra de cromatografia pode ser aspirada para dentro do circuito de injeção 316. Na etapa 510, a amostra de cromatografia é injetada em um corrente do solvente fluindo através do conjunto de colunas formado pelas colunas 322 no módulo de separação por exclusão de tamanho 116 (Fig. 2). Note-se que a corrente do solvente pode ser formada por uma vazão controlada e conhecida de solvente a partir do reservatório de solvente 118, que é continuamente escoado através do conjunto de colunas. A amostra de cromatografia pode ser filtrada, ao entrar no circuito de injeção 316, e/ou antes de entrar no conjunto de colunas, por meio de filtros em linha. O conjunto de colunas é selecionado para fornecer uma separação cromatográfica operacional por exclusão de tamanho. Nesta ocasião, o tempo atual é designado como tempo de injeção (p. ex., tempo de injeção = tempo atual). Na etapa 512, o fluido saindo do conjunto de colunas é escoado para dentro dos detectores 324 do módulo de detecção 206. Esse fluxo de fluido para dentro dos detectores 324 pode ser contínuo.

Na etapa 514, sinais de saída produzidos pelos detectores 324 são registrados. O registro pode ocorrer por um período de tempo predeterminado, que pode ser definido como um período de tempo suficientemente lonqo, para garantir que todos os compostos presentes na amostra de cromatografia tenham sido completamente eluídos através do conjunto de colunas e dos detectores 324. Em outras modalidades, o período de tempo pode ser definido de outras maneiras, e pode ser determinado dinamicamente, com base, por exemplo, na presença ou ausência de partículas no fluido saindo do conjunto de colunas. Desta vez, o tempo atual é designado como tempo final (p. ex., tempo final = tempo atual) . A saida registrada para cada um dos detectores entre o tempo de injeção e o tempo final é guardada como um cromatograma. Os cromatogramas podem ser armazenados na memória 330 do módulo de controle 208, ou em outro lugar. Durante esse tempo, a temperatura dos detectores 324 pode ser também registrada, e o registro de temperatura pode ser continuo.

Na etapa 516, os sinais gravados (por exemplo, os cromatogramas) são analisados por métodos adequados (cujos exemplos são abaixo descritos em mais detalhes), para estimar as propriedades de óleo desejadas. Embora não seja mostrado, em algumas modalidades, uma amostra conhecida (um padrão estreito ou largo, que pode ser um polímero ou um óleo) pode ser injetada como uma verificação de calibração antes da etapa 516. Se necessário, os métodos de calibração podem ser modificados, com base na verificação de calibração.

Embora não seja mostrado na figura 5, em algumas modalidades, uma etapa pode ser inserida antes da etapa 510. Em tal etapa, a amostra de cromatografia pode ser verificada pelo módulo de estimativa da concentração de pré-injeção 312, para determinar se ela está pronta para a injeção. Se a amostra de cromatografia não estiver pronta para a injeção, sua concentração pode ser alterada para fornecer uma análise de maior qualidade.

Por exemplo, o módulo de estimativa da concentração de pré-injeção 312 pode medir a absorção de UV da amostra de cromatografia em um comprimento de onda adequado, para garantir que, uma vez injetados no conjunto de colunas, os sinais de detecção não sejam saturados. Se a absorção de UV da amostra de cromatografia exceder um valor máximo de absorção predeterminado, certa quantidade conhecida da amostra de cromatografia contida no módulo de diluição/ injeção 204 pode ser eliminada, e uma quantidade equivalente de solvente pode ser transferida para o módulo de diluição. Se a absorção de UV da amostra de cromatografia estiver abaixo de um valor minimo de absorção predeterminado, certa quantidade conhecida da amostra de cromatografia contida no módulo de diluição/ injeção 204 é descartada, e um montante equivalente da amostra de cromatografia pode ser transferido para o módulo de diluição. Esse processo pode ser repetido, até que a absorção de UV da amostra de cromatografia seja inferior ao valor máximo de absorção e maior do que o valor minimo de absorção.

Referindo-se à fig. 6, um método 600 ilustra uma modalidade de um processo, que pode ser utilizado para determinação do peso molecular médio, densidade API, e percentual de massa de asfaltenos de um óleo no fundo do poço, sem a necessidade de um padrão interno, usando um detector de massas capaz de exibir uma resposta de tensão para cada uma delas. Exemplos de tais detectores incluem refratômetros capazes de medir índice de refração,

espectrofotômetros	capazes	de	medir	absorbância	UV	em
comprimentos de	onda	inferiores	a 400	nm,	e
espectrofotômetros	capazes	de	medir	fluorescência	UV	em

comprimentos de onda inferiores a 400 nm. Entende-se que esses são apenas exemplos, e que outros detectores 324 podem ser usados em conjunto com, ou como alternativas para, os exemplos fornecidos. O método 600 pode ser usado em conjunto com o, ou como parte do, método 500 da Fig. 5. Por exemplo, o método 600 pode ser usado para executar a etapa 516 do método 500.

Na etapa 602, um cromatograma é selecionado, tal como pode ser produzido na etapa 514 da Fig. 5. O sinal gravado do cromatograma pode ser considerado como um vetor de sinal SG(i), onde i é o número decimal. O tempo registrado pode ser considerado como um vetor de tempo TM(i), onde i é o número decimal.

Na etapa 604, um vetor do volume de eluição EV(i) pode ser definido como EV(i) = TM(i) ★ Vazão.

Na etapa 606, um vetor de peso molecular MW(i) pode ser definido com base em uma calibração MW(i) = CAL_MW [EV(i)], onde CAL_MW (EV(i)] é uma função matemática. Um exemplo de tal função matemática é MW(i) = exp[AA + BB *

EV(i)], onde AA e BB são constantes. A função CAL_MW [EV(i) ] pode ser selecionada com base na calibração de superfície, com ou sem modificações adicionais, com base em uma verificação de calibração de poço com uma injeção padrão de calibração.

Embora não seja mostrado na figura 6, em algumas modalidades, um gráfico Y-X pode ser criado, onde o vetor de sinal SG(i) é Y e o vetor do volume de eluição EV(i) é X. Em outras modalidades, um gráfico X-Y pode ser criado, onde o vetor de sinal SG(i) é X e o vetor do volume de eluição EV(i) é Y.

Na etapa 608, um primeiro volume de eluição é identificado como início da integração EV(is), e um segundo volume de eluição é identificado como fim da integração EV(ie).

Na etapa 610, um primeiro volume de eluição é identificado como início de asfalteno EV(as), de tal forma que EV(is) <EV(as) <EV(ie). Um segundo volume de eluição é identificado como fim de asfalteno EV(ae), de tal forma que EV(as) <EV(ae) <EV(ie).

Na etapa 612, um vetor de base BL(i) adequado é criado. Por exemplo, um método possível de criar tal vetor de base é definir uma linha reta entre o ponto [S(is), V(is)] e o ponto [S(ie), V(ie)].

Na etapa 614, um vetor do cromatograma modificado

MC(i) é criado como MC(i) = SG(i) - BL(i).

Na etapa 616, a integral IMC do vetor de cromatograma modificado entre o início da integração EV (is) e o fim da integração EV(ie) é calculada da seguinte forma:

IMC = jMC(i)dEV(i)

Na etapa 618, a integral IAC do vetor do cromatograma de asfaltenos entre o inicio de asfalteno EV(as) e o firn de asfalteno EV(ae) é calculada da seguinte forma:

JAC = $MC(i)dEV(i)

Na etapa 620, um vetor da fração em peso WF(i) é definido como WF(i) = MC(i)/IMC.

Na etapa 622, a integral INC do vetor do cromatograma numérico é calculada da seguinte forma:

EV(ae)

1NC = {i)dEV (í)

EV (as)

Na etapa 624, a integral IWC do vetor do cromatograma de peso é calculada da seguinte forma:

EV(ae)

IWC= ^MC(i)MW(iYdEV(i)

EV (as)

Na etapa 62 6, o Comprimento Médio da Cadeia em

Número Xn é calculado como Xn = INC/IMC.

Na etapa 628, o Comprimento Médio da Cadeia em

Peso Xw é calculado como Xw = IWC/IMC.

Na etapa 630, o Peso Molecular Médio em Número

MWn é calculado como MWn =INC/IMC * 14.

Na etapa 632, o Peso Molecular Médio em Peso MWw é calculado como MWw = IWC/IMC * 14.

Na etapa 634, a densidade API é calculada como API = CAL_API(MWn) , onde CAL_API é uma função matemática. Um exemplo de tal função matemática é API = CC + DD * MWn, onde CC e DD são constantes.

Na etapa 636, a percentagem em Área de Asfaltenos ΑΆΡ é calculada como AAP = IAC/IMC * 100.

Na etapa 638, a percentagem em Peso de Asfaltenos AWP é calculada como AWP = CAL_ASP(AAP), onde CAL_ASP é uma função matemática. Um exemplo de tal função matemática é AWP = EE + FF * ZXAP, onde EE e FF são constantes.

Referindo-se à fig. 7, um método 700 ilustra uma modalidade de um processo, que pode ser utilizado para uma determinação da porcentagem em peso de asfaltenos de um óleo de poço, por meio de um método de calibração padrão interno usando um detector de massas capaz de exibir uma resposta de tensão para cada uma delas. Exemplos de tais detectores incluem espectrofotômetros capazes de medir absorbância UV em comprimentos de onda superiores a 400 nm e, mais preferivelmente, em torno de 600 nm, espectrofotômetros capazes de medir a fluorescência UV em comprimentos de onda superiores a 400 nm e, mais preferivelmente, em torno de 600 nm, detectores de dispersão de luz estática capazes de medir dispersão luminosa em ângulos entre 5 e 175 graus, de preferência, de 90 graus, e qualquer outro detector adequado. Entende-se que esses são apenas exemplos, e que outros detectores 324 podem ser usados em conjunto com, ou como alternativas para, os exemplos fornecidos. O método 700 pode ser usado em conjunto com o, ou como parte do, método 500 da Fig. 5. Por exemplo, o método 700 pode ser usado para executar a etapa 516 do método 500.

O padrão interno é um composto com uma resposta de tensão significativa em um tempo de retenção suficientemente diferente daquele previsto por parte do óleo. Nesse exemplo, um polímero de alto peso molecular, como poliestireno, pode ser usado como um padrão. 0 padrão interno é introduzido no eluente em quantidade conhecida. A quantidade de padrão interno no eluente pode ser monitorada como uma verificação de consistência, no início ou no final do processo, ou entre as amostras, através da injeção de uma amostra de eluente e submetê-lo ao mesmo protocolo de teste, como o descrito em relação à figura 5 e respectivo texto. Para este procedimento, o volume da amostra de hidrocarbonetos VolHyd (preparada na etapa 504 da Fig. 5) e de solvente VolSol (preparado na etapa 502 da Fig. 5) é necessário.

Na etapa 702, um cromatograma é selecionado, como pode ser produzido na etapa 514 da Fig. 5. O sinal gravado do cromatograma pode ser considerado como um vetor de sinal SG(i), onde i é o número decimal. 0 tempo de registro pode ser considerado como um vetor de tempo TM(i), onde i é o número decimal.

Na etapa 704, um vetor do volume de eluição EV(i) pode ser definido como EV(i) = TM (i) * Vazão.

Na etapa 706, um vetor de peso molecular MW(i) pode ser definido com base em uma calibração MW(i) = CAL_MW(EV(i)) , onde CAL_MW(EV(i)) é uma função matemática. Um exemplo de tal função matemática é MW(i) = exp[AA + BB * EV(i)], onde AA e BB são constantes. A função CAL-MW (EV(i)) pode ser selecionada com base na calibração de superfície, com ou sem modificação adicional, com base em uma verificação de calibração no fundo do poço, com uma injeção de calibração padrão.

Embora não seja mostrado na figura 7, em algumas modalidades, um gráfico Y-X pode ser criado, onde o vetor de sinal SG(i) é Y e o vetor do volume de eluição EV(i) é X. Em outras modalidades, um gráfico X-Y pode ser criado, onde o vetor de sinal SG(i) é X e o vetor do volume de eluição EV(i) é Y.

Na etapa 708, o volume de eluição pode ser selecionado para o padrão interno ISTD.

Na etapa 710, um primeiro volume de eluição pode ser identificado como início da integração para o ISTD EV(isISTD), e um segundo volume de eluição pode ser identificado como fim de integração para o ISTD EV(ielSTD) .

.Na etapa 712, um primeiro volume de eluição pode ser identificado como início de asfalteno EV(as), e um segundo volume de eluição pode ser identificado como fim de asfalteno EV(ae).

Na etapa 714, a integral AISTD do padrão interno ISTD entre o início da integração para o ISTD e o fim de integração para o ISTD pode ser calculada da seguinte forma, pela subtração de uma linha de referência BL(i) adequada:

EV (ielSTD)

AISTD = J[SG(0 - BL(i)]dEV (i)

El·'(isISTD)

Na etapa 716, a integral AASPH do vetor do cromatograma de asfaltenos entre o início de asfalteno e o fim de integração pode ser calculada, pela subtração de uma linha de referência BL(i) adequada:

EV(ae)

AASPH = )[SG(i) - BL(i)]dEV (i)

EV (as)

Na etapa 718, o Percentual de Asfaltenos em Peso AWP pode ser calculado como AWP = CAL_ASPH AASPH * VolSol/VolHyd, onde CAL_ASPH é uma função matemática. Um exemplo de tal função matemática é AWP = GG + HH * weightASP/VolSol, onde GG e HH são constantes.

Será apreciado por aqueles hábeis na arte tendo o beneficio dessa divulgação, que variações podem ser feitas nas modalidades descritas para o sistema e método para cromatografia por exclusão de tamanho no fundo do poço. Deve ser entendido que os desenhos e a descrição detalhada nesse documento devem ser considerados em um sentido ilustrativo, e não de forma restritiva, e não se destinam a ser limitantes para as formas particulares e exemplos divulgados. Pelo contrário, estão incluidas quaisquer alterações, mudanças, rearranjos, substituições, alternativas, opções de projeto, e modalidades adicionais perceptíveis por aqueles de habilidade comum na arte, sem se afastar do espírito e escopo desse documento, conforme definido pelas reivindicações a seguir. Assim, pretende-se que as reivindicações a seguir sejam interpretadas como incluindo todas essas modificações, mudanças, rearranjos, substituições, alternativas, escolhas de projeto, e modalidades adicionais.

Claims

REIVINDICAÇÕES

1. Método para operação de uma ferramenta de fundo de poço (100) posicionada em um furo de poço se estendendo para dentro de um reservatório de hidrocarbonetos subterrâneo, em que a ferramenta de fundo de poço (100) compreende um separador (300), um reservatório (118), um solvente disposto dentro do reservatório, uma câmara de mistura (308), um módulo de cromatografia por exclusão de tamanho (116), um detector (206) e um módulo de controle (208), em que o dito método é caracterizado pelo fato de compreender:

obtenção de uma amostra de hidrocarbonetos do reservatório (118) em uma determinada profundidade;

isolamento de uma porção líquida de óleo da amostra usando o separador (300);

misturar a porção líquida de óleo com o solvente na câmara de mistura (308) para formar uma mistura de óleo líquido/solvente;

filtrar a mistura de óleo líquido/solvente no módulo de cromatografia por exclusão de tamanho (116) para remover componentes de hidrocarbonetos tendo uma massa molar menor do que 0,350 kg/mol;

medição da mistura de óleo líquido/solvente filtrada usando o detector (206) para obter um valor medido; e

Petição 870190112203, de 04/11/2019, pág. 12/20

2. MÉTODO, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de ainda compreender uma sonda de amostragem (106), em que a obtenção da amostra do reservatório (118) l

2/9 estimativa de pelo menos uma propriedade da mistura de óleo liquido/solvente usando o módulo de controle (208) e o valor medido.

3/9

9. MÉTODO, de acordo com a reivindicação 7, caracterizado pelo fato da pelo menos uma propriedade estimada compreender uma massa molar média.

10. MÉTODO, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato da estimativa da pelo menos uma propriedade usando o módulo de controle e o valor medido compreender estimar a pelo menos uma propriedade usando o módulo de controle, o valor medido e curva de calibração pré-determinada.

11. MÉTODO, de acordo com a reivindicação 10, caracterizado pelo fato da curva de calibração pré-

determinada ser especificamente as sociada com o reservatório • 12 . MÉTODO, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato da curva de calibração pré- determinada não ser especificamente associada com o

reservatório.

13. MÉTODO, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato da obtenção de uma amostra do reservatório (118) compreende obter a amostra em uma determinada profundidade dentro do furo de poço;

operação da ferramenta de fundo de poço (100) compreende ainda a obtenção de uma pluralidade de amostras adicionais do reservatório (118) em profundidades correspondentes de uma pluralidade de profundidades

Petição 870190112203, de 04/11/2019, pág. 14/20

3. MÉTODO, caracterizado pelo espectrofotômetro.

4/9 adicionais dentro do furo de poço, e para cada uma das amostras adicionais, compreender:

isolamento da porção liquida de óleo da amostra usando o separador (300);

misturar a porção liquida de óleo com o solvente na câmara de mistura (308) para formar uma mistura de óleo líquido/solvente;

filtrar a mistura de óleo liquido/solvente no módulo de cromatografia por exclusão de tamanho (116) para remover componentes de hidrocarbonetos tendo uma massa molar menor do que 0,350 kg/mol;

medição da mistura de óleo liquido/solvente filtrada usando o detector (206) para obter um valor medido; e estimativa de pelo menos uma propriedade da mistura de óleo liquido/solvente usando o módulo de controle (208) e o valor medido; e operação da ferramenta de fundo de poço (100) no furo de poço compreender ainda estabelecimento de um registro descontínuo da pelo menos uma propriedade estimada para a amostra e para cada uma da pluralidade de amostras adicionais.

14. MÉTODO, de acordo com a reivindicação 13, caracterizado pelo fato da pelo menos uma propriedade estimada para a amostra e para cada uma da pluralidade de amostras adicionais compreender um conteúdo de asfaltenos,

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4. MÉTODO, caracterizado pelo UV.

5/9 e em que o registro descontínuo relata a distribuição de conteúdo de asfaltenos dentro do reservatório.

15. MÉTODO, de acordo com a reivindicação 13, caracterizado pelo fato da pelo menos uma propriedade estimada para a amostra e para cada uma da pluralidade de amostras adicionais compreender um peso molecular, e em que o registro descontínuo relata a distribuição de peso molecular, dentro do reservatório, dos componentes líquidos de óleo que tem uma massa molar não menor do que 0,350 kg/mol.

16. MÉTODO, de acordo com a reivindicação 13, caracterizado pelo fato da pelo menos uma propriedade estimada para a amostra e para cada uma da pluralidade de amostras adicionais compreender uma densidade do American Petroleum Institute (API), e em que o registro descontínuo relata a distribuição de densidade API, dentro do reservatório, dos componentes líquidos de óleo tendo uma massa molar não menor do que 0,350 kg/mol.

17. MÉTODO, de acordo com a reivindicação 13, caracterizado pelo fato da pelo menos uma propriedade estimada para a amostra e para cada uma da pluralidade de amostras adicionais compreender uma massa molar, e em que o registro descontínuo relata a distribuição de uma massa molar, dentro do reservatório, dos componentes líquidos de óleo que tem uma massa molar não menor do que 0,350 kg/mol

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5. MÉTODO, caracterizado pel fluorescência UV.

6/9

18. MÉTODO, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de ainda compreender:

transportar para fora do furo de poço, para uma localização na superfície, uma porção de pelo menos um de:

a amostra obtida a partir do reservatório (118); e a mistura de óleo líquido/solvente filtrada;

testar a porção transportada para obter um valor de medida de superfície;

comparar o calor de medida de superfície com o valor medido para obter um valor de comparação; e calibrar a ferramenta de fundo de poço (100) usando o valor de comparação.

19. MÉTODO, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de ainda compreender uma unidade de desgaseificação (328) , e em que a operação da ferramenta de fundo de poço i 110 0 ) no furo de poço compreende ainda a desgaseificação do solvente usando a unidade de desgaseificação (328 ) antes de misturar com a porção líquida de óleo. 20. MÉTODO, de acordo com a reivindicação 1,

caracterizado pelo fato de que:

a ferramenta de fundo de poço (100) compreende ainda uma sonda de amostragem (106);

obtenção da amostra do reservatório utiliza a sonda de amostragem;

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6. MÉTODO, caracterizado pelo iliza a sonda de amo de acordo com a fato do detector de acordo com a fato do valor medido de acordo com a ) fato do valor de acordo com a fato da pelo meno itragem (10 6) .

reivindicação 1, compreender um reivindicação 1, er de absorbância reivindicação 3, medido ser de reivindicação 1, uma propriedade estimada compreender um conteúdo de asfaltenos.

7/9 do detector compreender um espectrofotômetro do valor medido ser de pelo menos um de absorbância

UV e de fluorescência UV;

estimativa da pelo menos uma propriedade usando o módulo de controle e o val or medido compreender estimar a pelo menos uma propriedade usando o módulo de controle, o

valor medido e curva de calibração pré-determinada;

a curva de calibração pré-determinada ser especificamente associada com o reservatório (118);

obtenção de uma amostra do reservatório (118) compreende obter a amostra em uma determinada profundidade dentro do furo de poço;

operação da ferramenta de fundo de poço (100) compreende ainda a obtenção de uma pluralidade de amostras adicionais do reservatório em profundidades correspondentes

de uma pluralidade de profundidades adicionais dentro do furo de poço, e para cada uma das amostras adicionais, compreender: isolamento da porção líquida de óleo da amostra usando o separador (300 );

filtrar a mistura de óleo líquido/solvente no módulo de cromatografia por exclusão de tamanho (116) para

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7. MÉTODO, de acordo com a reivindicação 6, caracterizado pelo fato da pelo menos uma propriedade estimada compreender um peso molecular.

8/9 remover componentes de hidrocarbonetos tendo uma massa molar menor do que 0,350 kg/mol;

medição da mistura de óleo líquido/solvente filtrada usando o detector (206) para obter um valor medido; e estimativa de pelo menos uma propriedade da mistura de óleo líquido/solvente usando o módulo de controle (208) e o valor medido;

operação da ferramenta de fundo de poço (100) no furo de poço compreender ainda estabelecimento de um registro descontínuo da pelo menos uma propriedade estimada para a amostra e para cada uma da pluralidade de amostras adicionais a pelo menos uma propriedade estimada par a amostra e cada uma da pluralidade de amostrar adicionais compreender uma pluralidade de propriedades compreendendo conteúdo de asfaltenos, peso molecular, densidade do American Petroleum Institute (API) e massa molar;

o registro descontínuo relata a distribuição de uma pluralidade de propriedades, dentro do reservatório, dos componentes líquidos de óleo que tem uma massa molar não menor do que 0,350 kg/mol;

ferramenta de fundo de poço (100) compreende ainda uma unidade de desgaseificação (328);

e em que a operação da ferramenta de fundo de poço no furo de poço compreende ainda a desgaseificação do

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8. MÉTODO, de acordo com a reivindicação 7, caracterizado pelo fato da pelo menos uma propriedade estimada compreender uma densidade do American Petroleum

Institute (API).

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9/9 solvente usando a unidade de desgaseificação antes de misturar com a porção líquida de óleo; e o método compreende ainda:

transportar para a superfície, uma porção de pelo menos um de:

a amostra obtida a partir do reservatório; e a mistura de óleo líquido/solvente filtrada;

testar a porção transportada para obter um valor de medida de superfície;

comparar o calor de medida de superfície com o valor medido para obter um valor de comparação; e recalibrar a ferramenta de fundo de poço (100) usando o valor de comparação.