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KREUZVERWEIS
ZUR VERWANDTEN ANMELDUNG
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Diese Anmeldung beansprucht Priorität von der
vorläufigen
Anmeldung 60/160,472, eingereicht am 21. Oktober 1999.
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Gebiet der
Erfindung
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Diese Erfindung betrifft ein System
zur Verwendung beim Ölfeld-
und Pipelinebetrieb zur Überwachung
und Steuerung von Asphalten-Niederschlägen bzw. -Ausfällen in
Formationsflüssigkeiten.
Diese Erfindung betrifft insbesondere ein System und ein damit einhergehendes
Verfahren, mit dem bestimmt werden kann, ob Asphaltene, die aus
einer Lösung
in einem Bohrloch, einer Pipeline und dgl. ausfallen, im Inneren
des Bohrlochs abgelagert werden.
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2. Stand der
Technik
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Viele Formationsflüssigkeiten,
wie Petroleumflüssigkeiten,
enthalten eine große
Zahl an Bestandteilen mit einer sehr komplexen Zusammensetzung.
Für die
Zwecke der vorliegenden Erfindung ist eine Formationsflüssigkeit
das Produkt aus einem Ölbohrloch
von dem Zeitpunkt, an dem es hergestellt wird, bis es raffiniert wird.
Einige der in einer Formationsflüssigkeit
vorliegenden Bestandteile, zum Beispiel Wachs und Asphaltene, sind
gewöhnlich
unter Umgebungsbedin gungen, insbesondere unter Umgebungstemperaturen
und -drücken, Feststoffe.
Wachse umfassen vorwiegend hochmolekulare paraffinische Kohlenwasserstoffe,
d.h. Alkane. Asphaltene sind gewöhnlich
dunkelbraun bis schwarz gefärbte
amorphe Feststoffe mit komplexen Strukturen und relativ hohem Molekulargewicht.
Zusätzlich
zu Kohlenstoff und Wasserstoff können
Asphaltene in der Zusammensetzung auch Stickstoff, Sauerstoff und
Schwefelspezies enthalten. Von üblichen
Asphaltenen ist bekannt, daß sie
eine gewisse Löslichkeit
in der Formationsflüssigkeit
selbst oder in bestimmten Lösungsmitteln,
wie Schwefelkohlenstoff besitzen, aber in Lösungsmitteln, wie Leichtbenzinen,
unlöslich
sind.
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Wenn die Formationsflüssigkeit
aus einer Tiefenformation mit einer Röhre, einem Ventil oder anderer Produktionsausrüstung eines
Bohrlochs in Kontakt kommt, oder wenn eine Abnahme der Temperatur,
des Drucks oder eine Veränderung
anderer Bedingungen vorliegt, können
Asphaltene aus einem Bohrstrom oder der Formationsflüssigkeit
ausfallen oder sich davon abtrennen, während sie in und durch das
Bohrloch zum Bohrlochkopf fließen.
Zwar ist jede Abtrennung oder jeder Niederschlag von Asphaltenen
an sich unerwünscht, aber
es ist viel schlimmer, wenn man die Asphalten-Niederschläge sich
durch Anhaften an die Ausrüstung
im Bohrloch ansammeln lässt.
Jegliche auf den Bohrlochoberflächen
haftenden Asphalten-Niederschläge
können die
Röhren
verschmälern
und Bohrlochperforierungen, verschiedene Strömungsventile und andere Ausrüstung an
der Bohrstelle und im Bohrloch verstopfen. Dies kann zum Versagen
der Bohrstellenausrüstung
führen.
Es kann außerdem
den Strom von Formationsflüssigkeit
in das Bohrloch und/oder aus dem Bohrlochkopf verlangsamen, verringern
oder total verhindern.
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Ebenso können unentdeckte Niederschläge und Ansammlungen
von Asphaltenen in einer Pipeline zur Weiterleitung von Rohöl zu einem
Versagen des Ölstroms
und/oder zu Ausrüstungsversagen
führen.
In Rohöllagerungseinrichtungen
-kann es zu Wartungs- oder Kapazitätsproblemen kommen, wenn Asphalten-Niederschläge für einen
längeren
Zeitraum unentdeckt bleiben.
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Als Ergebnis dieser potentiellen
Probleme werden oft während
der Ölproduktion
in Produktionslöchern,
beim Bohren neuer Löcher
oder bei der Überholung
bestehender Löcher
viele Chemikalien, die hier auch als "Additive" bezeichnet werden, einschließlich Lösungsmitteln,
von einer Oberflächenquelle
in die Löcher
eingespritzt, um die Formationsflüssigkeiten zu behandeln, die
durch diese Löcher
fließen,
und die Ausfällung
von Asphaltenen zu verhindern oder zu steuern. Zusätzlich zur
Steuerung von Asphalten-Niederschlägen werden
Additive auch in Produktionslöcher
eingespritzt, um unter anderem die Produktion durch das Bohrloch
zu erhöhen
und Ausrüstung
im Bohrloch zu schmieren oder um Korrosion, Kesselstein, Paraffin,
Emulsion und Hydrate zu bekämpfen.
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All diese Chemikalien oder Additive
werden gewöhnlich
durch eine Rohrleitung oder eine Röhre eingespritzt, die von der
Oberfläche
bis in eine bekannte Tiefe verlegt wird. Chemikalien werden auch
in Verbindung mit elektrischen versenkbaren Pumpen eingebracht,
wie zum Beispiel im U.S.-Patent Nr. 4,582,131 beschrieben, das an
den vorliegenden Rechtsnachfolger übertragen und hier durch Bezugnahme
aufgenommen ist, oder durch eine mit einem Kabel verbundene Hilfsleitung,
die mit der elektrischen versenkbaren Pumpe verwendet wird, wie
im U.S.-Patent Nr. 5,528,824 beschrieben, das an den vorliegenden
Rechtsnachfolger übertragen
und hier durch Bezugnahme aufgenommen ist.
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Obwohl viel üblicher zur Minimierung von
Paraffin-Ablagerungsproblemen
eingesetzt, können
Offenbarungen zufolge Asphalten-Niederschläge zwar nicht bekämpft, aber
zumindest gemildert werden, indem der Ausrüstung Wärme zugeführt wird, um die Temperatur
des Rohöls
zu erhöhen,
zum Beispiel auf eine Temperatur über dessen Trübungspunkt,
die auch als Abscheidetemperatur bezeichnet wird, so daß Asphalten-Niederschläge verhindert
oder zumindest minimiert werden. Ein umlaufendes Wärmeübertragungsfluid
oder -medium wird gewöhnlich
als Erhitzungsmittel verwendet, um die gewünschten Temperaturveränderungen
zu erzielen.
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Mehre andere Möglichkeiten zur Bewältigung
der Probleme mit Asphalten-Niederschlag sind ebenfalls bekannt.
Zum Beispiel offenbart U.S.-Patent Nr. 5,927,307 eine Vorrichtung
zur umweltverträglichen
Reinigung von Ölbohrlochbestandteilen
einschließlich
der Entfernung von Paraffin und Asphaltenen aus den Pumpgestängen der
Gestängekolonne
eines Ölbohrlochs.
U.S.-Patent Nr. 5,795,850 offenbart ein Öl- und Gasbohrlochbetriebsfluid,
das zur Solvatation von Wachsen und Asphaltenen verwendet wird,
und das Verfahren zu dessen Verwendung. U.S.-Patent Nr. 5,827,952
offenbart eine Schallwellensensorvorrichtung und ein Verfahren zur
Analyse einer Flüssigkeit
mit Bestandteilen, die Ablagerungen auf dem Sensor bilden, wenn
der Sensor unter eine Abscheidepunkttemperatur gekühlt wird.
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Unabhängig davon, ob eine spezielle
abschwächende,
rückgängig machende
oder vorbeugende Behandlung durchgeführt oder eine besondere Eigenschaft
der Formationsflüssigkeit
gemes sen wird, sind diese offenbarten Verfahren üblicherweise indirekt und beinhalten
einen oder mehrere Schritte, die von einem Bediener manuell durchgeführt werden.
Einige dieser Verfahren sind nicht sehr empfindlich oder erfordern
zeitraubende Messungen oder Analysen im Labor. Wenn automatisierte
Verfahren offenbart sind, wie im U.S.-Patent Nr. 6,087,662, erfordern
diese Verfahren alternativ unerschwinglich teure Vorrichtungen und
sind kompliziert und schwierig auf eine Feldanwendung anzuwenden.
Folglich ist es schwierig und manchmal undurchführbar, den Vorgang der Überwachung
und Steuerung von Asphaltenen an einer Bohrstelle oder in einem Pipelinesystem
zu automatisieren.
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Ein weiteres Problem bei dem Versuch,
Asphalten-Niederschläge mit üblichen
Verfahren zu steuern, ist, daß die
Zyklusdauer zwischen den Zeiten, zu denen die Proben entnommen und
die Messungen durchgeführt
und, wenn nötig,
irgendwelche Einstellungen einer bestimmten Behandlung vorgenommen
werden, gewöhnlich
recht lang sind. Als Ergebnis dieser langen Zyklusdauer ist es möglich und
sogar wahrscheinlich, daß entweder
für eine
unnötige
und teure Überbehandlung
zuviel Additiv hinzugegeben oder für eine Unterbehandlung zu wenig
hinzugefügt
wird, was entweder zu verschwendeten Chemikalien oder übermäßigen, unerwünschten
Asphalten-Niederschlägen
oder zur Abtrennung von der Formationsflüssigkeit führt. Das gleiche Problem besteht,
wenn die Temperatur der Formationsflüssigkeit zur Steuerung von
Asphalten-Niederschlägen
und -abtrennung verwendet wird. Es kann entweder zur Unterhitzung
oder Überhitzung
eines Ausrüstungsteils
an einem Ölbohrloch
oder einem Pipelinesystem kommen, was zu nicht ausreichendem Erhitzen oder
unnötiger
Energieverschwendung führt.
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WO 98/57030 an Michael H. Johnson
et al. offenbart ein Steuersystem für die Chemikalienbehandlung eines Ölfeldbohrlochs.
Darin ist offenbart, daß Sensoren
im Bohrloch zur Steuerung der Einspritzung von Chemikalien in ein
Bohrloch verwendet werden können.
U.S.-Patent Nr. 5,754,722 an Peter J. Melling offenbart die Verwendung
einer faseroptischen spektroskopischen Sonde zur Verwendung mit
einem Fourier-Transformations-Infrarot-Spektrometer für das Messen
der Absorption von Infrarotenergie durch eine Probe.
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Die vorliegende Erfindung stellt
ein System bereit, das einen oder mehrere Sensoren zum Messen, direkt
und in Echtzeit an der Bohrstelle oder in einer Pipeline, einer
relativen Konzentration von Asphaltenen in einer Formationsflüssigkeit
oder einem Rohöl
verwendet. Die vorliegende Erfindung stellt außerdem ein System bereit, das
den Unterschied zwischen der relativen Asphaltenkonzentration in
der Formationsflüssigkeit,
die am Bohrlochkopf gewonnen wurde, und derjenigen mißt, die
von der Formation in das Bohrloch gelangt. Wenn der Unterschied
größer als
ein vorbestimmter Bereich ist, wird ein Signal von einer Steuervorrichtung
oder einem Steuergerät
an eine Vorrichtung übertragen,
welche die Behandlung hinsichtlich der Unterdrückung, Steuerung, Hemmung oder
anderweitige Abschwächung
von Asphalten-Niederschlägen einstellt. Es
wird ebenfalls in Betracht gezogen, daß die vorliegende Erfindung
zur Überwachung
von Asphaltenen in Pipelines, die Öl von einer Stelle zu einer
anderen transportiert, und zur Steuerung der nötigen Behandlungen verwendet
werden kann.
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Zusammenfassung
der Erfindung
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Unter einem Aspekt ist die vorliegende
Erdfindung ein System zur Bestimmung der relativen Konzentration
von Asphaltenen in einer Formationsflüssigkeit aus direkt am Ort
gemachten Messungen an der Formationsflüssigkeit, die aus einer Tiefenformation
gewonnen wird, welches umfaßt:
einen Flüssigkeitsströmungsweg
zum Strömen-lassen
der aus einer Tiefenformation gewonnenen Formationsflüssigkeit,
einen mit der Formationsflüssigkeit
im Flüssigkeitsströmungsweg
verbundenen Sensor, der Daten entsprechend der relativen Konzentration
von Asphaltenen in der Formationsflüssigkeit im Flüssigkeitsströmungsweg
liefert, und einen Prozessor, der aus den Daten die Konzentration
von Asphaltenen in der Formationsflüssigkeit bestimmt.
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Unter einem anderen Aspekt ist die
vorliegende Erfindung ein Verfahren zur Überwachung der relativen Konzentration
von Asphaltenen in einer Formationsflüssigkeit, das die Schritte
umfaßt:
Bestimmen einer relativen Konzentration von Asphaltenen in einer
Formationsflüssigkeit,
die durch einen Flüssigkeitsströmungsweg
zur Gewinnung der Formationsflüssigkeit
aus einer Tiefenformation geleitet wird, Durchführen einer anschließenden Bestimmung
der relativen Konzentration von Asphaltenen in der Formationsflüssigkeit
und Vergleichen der relativen Konzentrationen von Asphaltenen in
der Formationsflüssigkeit,
wobei die Bestimmungen der relativen Konzentration von Asphaltenen
in der Formationsflüssigkeit
am Ort unter Verwendung eines Prozessors in Echtzeit oder nahezu
Echtzeit vorgenommen werden.
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Unter noch einem weiteren Aspekt
ist die vorliegende Erfindung ein Verfahren zur Überwachung und Steuerung der
Ausfällung
von Asphaltenen aus einer Formationsflüssigkeit, das die Schritte
umfaßt:
Bestimmen einer relativen Konzentration von Asphaltenen in einer
Formationsflüssigkeit,
die durch einen Flüssigkeitsströmungsweg
zur Gewinnung der Formationsflüssigkeit
aus einer Tiefenformation geleitet wird, Durchführen einer anschließenden Bestimmung
der relativen Konzentration von Asphaltenen in der Formationsflüssigkeit
und Vergleichen der relativen Konzentrationen von Asphaltenen in
der Formationsflüssigkeit,
wobei die Bestimmungen der relativen Konzentration von Asphaltenen
in der Formationsflüssigkeit
am Ort unter Verwendung eines Prozessors in Echtzeit oder nahezu
Echtzeit vorgenommen werden, und das ferner das Pumpen von Additiven
in die Formationsflüssigkeit
umfaßt,
wenn der Unterschied in den relativen Konzentrationen von Asphaltenen
in der Formationsflüssigkeit
außerhalb
eines vorbestimmten Bereichs liegt.
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KURZE BESCHREIBUNG
DER ZEICHNUNGEN
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Zum genaueren Verständnis und
zur besseren Würdigung
der vorliegenden Erfindung soll Bezug auf die folgende eingehende
Beschreibung der Erfindung und die bevorzugten Ausführungsformen
in Verbindung mit den beigefügten
Zeichnungen genommen werden.
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1 ist
eine schematische Darstellung eines Bohrstellensystems zur Überwachung
der Menge an Asphaltenen, die den Bohrlochkopf erreichen, und zur
Injektion von Chemikalien als Reaktion auf die gemessenen Mengen
gemäß einer
Ausführungsform
der vorliegenden Erfindung.
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2 zeigt
ein repräsentatives
Extinktionsspektrum, das verschiedenen Mengen an Asphaltenen in Xylolen
entspricht.
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3 zeigt
ein repräsentatives
Extinktionsspektrum von verschiedenen Mengen an Asphaltenen in Toluol.
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4 zeigt
eine typische Korrelation der gemessenen Extinktion mit dem Asphaltengehalt,
bezogen auf das Gewicht.
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5 zeigt
die Wirkungen bestimmter Lösungsmittel
auf die relative Asphaltenkonzentration einer Rohölprobe und
die sich daraus ergebenden Veränderungen
in den UV-Extinktionsspektren
der Probe.
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EINGEHENDE
BESCHREIBUNG DER BEVORZUGTEN AUSFÜHRUNGSFORM
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Die vorliegende Erfindung betrifft
ein System und ein Verfahren zur Überwachung und Steuerung von Asphaltenen.
Das System kann an einer Bohrstelle, einer Pipeline und anderen
Stellen verwendet werden, wo Formationsflüssigkeit, Öl oder andere komplexe Gemische,
die Asphaltene enthalten, hergestellt, transportiert, gelagert oder
verwendet werden.
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Eine erste direkte Messung einer
ersten relativen Asphaltenkonzentration wird durchgeführt. Diese erste
Messung wird mit einer zweiten direkten Messung verglichen, die
in zeitlicher oder physikalisch-räumlicher Hinsicht sekundär in Bezug
auf die erste Messung ist, um zu analysieren oder zu bestimmen,
ob ein Unterschied zwischen den beiden Messungen besteht. Wenn es
keinen Unterschied gibt oder der Unterschied in einem vorbestimmten
Bereich liegt, wird ein Signal an eine Steuervorrichtung oder Steuervorrichtungen
gesendet, welche die sich mit Asphaltenen befassenden Be handlungen
steuert/steuern, so daß die
gegenwärtige oder
bestehende Behandlung beibehalten wird.
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Wenn der Unterschied der Messungen
außerhalb
des vorbestimmten Bereichs liegt, zeigt dies an, daß eine unerwünschte Menge
an Asphaltenen ausgefällt
wurde und, je nachdem, irgendwo im Bohrloch, in der Pipeline, der
Transport- oder Lagerungseinrichtung festgehalten wurde. Asphaltene
haften bekanntlich an verschiedenen Oberflächen, nachdem sie aus dem Bohrstrom, Ölstrom oder
in einer Lagerungseinrichtung ausgefallen sind. In diesem Fall wird
ein Signal von der Steuervorrichtung oder den Steuervorrichtungen
gesendet, daß die
Einstellungen oder die Raten eingestellt werden müssen, um
die Asphaltene zu steuern, zu verhindern, zu hemmen oder anderweitig
abzuschwächen.
Die Einstellungen erfolgen je nach der Art und Größe des Unterschieds.
In den meisten Fällen
sind zusätzliche
Chemikalien, Additive und Lösungsmittel
oder höhere
Temperaturen erforderlich, um weitere Niederschläge von Asphaltenen aus der
Formationsflüssigkeit
zu verringern oder zu beseitigen.
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Eine andere Weise zu bestimmen, ob
Veränderungen
oder Einstellungen einer Behandlung, wie einer chemischen Einspritzung,
vorgenommen werden müssen,
ist ein Vergleich der Konzentration an Asphaltenen im Strömungsweg
mit einer Bezugskonzentration. Vorzugsweise ist der Bezug eine Messung
der Asphaltene in einer Probe der Reservoirflüssigkeiten oder von Rohöl, die hergestellt
oder transportiert werden, wobei die Asphaltenkonzentration ein
annehmbares Niveau aufweist. Wenn die relative Konzentration an
Asphaltenen im Strömungsweg
signifikant niedriger ist als die Bezugskonzentration, ist dies
ein Hinweis, das Asphaltene ausgefallen sind, so daß Veränderungen
der Behandlung notwendig sind.
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Viele verschiedene chemische, physikalische
und spektroskopische Weisen zur Bestimmung und Messung der Konzentration
von Asphaltenen in einem komplexen Gemisch, wie Öl, werden im Labor eingesetzt.
Asphaltenmessungen in Echtzeit oder im wesentlichen in Echtzeit
an Ort und Stelle sind bevorzugt und werden daher von der vorliegenden
Erfindung bereitgestellt. Für
erfindungsgemäße Zwecke
erfolgen Maßnahmen
am Ort in großer
Nähe zu
der asphaltenhaltigen Formationsflüssigkeit, die erfindungsgemäß überwacht wird.
Zwar kann jedes Verfahren zur Durchführung dieser Messungen, das
dem Durchschnittsfachmann bekannt ist, mit der vorliegenden Erfindung
verwendet werden, aber vorzugsweise werden eine faseroptische ATR-Sonde
(ATR = attenuated total reflectance, abgeschwächte Totalreflexion) und ein
Spektralphotometer für UV-/sichtbares
Licht zur direkten Messung der Mengen an Asphaltenen in einem Bohrstrom,
einer Formationsflüssigkeit
oder einem Rohöl
verwendet, indem die Extinktionen in einem Wellenlängenbereich
von etwa 200 nm bis etwa 2000 nm gemessen und die Ergebnisse dann
zur Datenanalyse zu einer Datensammlungs- und -verarbeitungsschaltung
oder -vorrichtung geleitet werden, wie einer Vorrichtung auf Mikroprozessorbasis
oder einem Computer. Für
die Zwecke der vorliegenden Erfindung bedeutet der Ausdruck ATR-Vorrichtung eine
Abgeschwächte-Totalreflexions-Vorrichtung
einschließlich
einer Sonde und einer Vorrichtung zur Messung der Extinktion eines
Materials in Kontakt mit der Sonde.
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Eine ATR ist für die Ausführung der vorliegenden Erfindung
bevorzugt, weil sie sowohl Messungen im Labor als auch direkte Messungen
in Echtzeit der Extinktion eines hochopaken oder gefärbten Fluids
oder einer Flüssigkeit
inner halb eines Verfahrens ermöglichen.
Formationsflüssigkeiten,
wie Rohöl,
die Asphaltene enthalten, sind gewöhnlich opak und dunkel. Für die vorliegende
Erfindung geeignete ATR-Sonden
können
an verschiedenen Stellen in den Strömungswegen der Formationsflüssigkeit
untergebracht werden, sei es in einem Bohrloch, in einer Pipeline
oder in anderen Überführungsleitungen,
so daß Asphaltenkonzentrationsdaten gesammelt
werden können.
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Die Ablesungen der Extinktionsspektren
einer typischen Formationsflüssigkeit,
wie eines Bohrstroms, erfolgen bei einer Wellenlänge im Bereich von etwa 200
nm bis etwa 2000 nm, die gewöhnlich
als die ultravioletten oder UV-, sichtbaren oder VIS- und Nahinfrarot-
oder NIR-Spektralbereiche bekannt sind. Für die vorliegende Erfindung
reicht ein bevorzugter Wellenlängenbereich
von etwa 220 nm bis etwa 1000 nm. Stärker bevorzugt reicht der Wellenlängenbereich
von etwa 220 nm bis etwa 800 nm und am stärksten bevorzugt von etwa 240
nm bis etwa 400 nm.
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Bei der Durchführung der vorliegenden Erfindung
wird eine Probe mit einer ATR analysiert, wobei ein Lichtstrahl,
eine Form einer elektromagnetischen Welle, von einer Quellenlampe
an einen Sensor mit einer freiliegenden Oberfläche geschickt wird, die in
Kontakt mit der Formationsflüssigkeit
in einer Kammer angebracht ist, und das transmittierte Licht an
einen Filter/Detektor zurückgesandt
wird. Mit den richtigen Verschaltungen und den damit verbundenen
Instrumenten sowie der damit verbundenen Elektronik können die
Signale einer gemessenen Extinktion unter Verwendung optischer Fasern
angemessen an eine Steuervorrichtung übertragen werden, die Spektraldaten
speichert, analysiert und/oder vergleicht. Das unter Verwendung
einer ATR erhal tene Extinktionsspektrum wird mit Hilfe geeigneter
Computerprogramme oder einer anderen Verarbeitungsvorrichtung analysiert
und verglichen. Die Weglänge
kann je nach der Wellenlänge
des verwendeten Lichts variieren. Eine Korrelations- oder Kalibrierungskurve
kann in situ festgelegt werden, um die Mengen an Asphaltenen in
der Formationsflüssigkeit
als Funktion der Extinktion zu bestimmen. Periodische in-situ- oder ex-situ-Kalibrierungen
können
vorgenommen werden, um die Genauigkeit der Messungen sowie die Korrelationen
zu bestimmen. Zusätzlich
können
die Asphaltenmessungen gegen Luft, Toluol, Xylole oder andere geeignete
Substanzen durchgeführt
werden.
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Es ist wichtig, die ATR-Sonde so
auszuwählen,
daß sie
bei der Anwendung der vorliegenden Erfindung verwendet werden kann.
Zum Beispiel kann eine Sonde in einem Bohrloch korrosiven Bedingungen
und hohen Temperaturen und/oder Drücken ausgesetzt sein. Die Optik
der Sonde sollte derart sein, daß sie sich nicht zersetzt oder
getrübt
wird. Zum Beispiel besteht die Optik einer für die vorliegende Erfindung
geeigneten Sonde vorzugsweise aus Saphir.
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Die Extinktion von Asphaltenen in
einer Formationsflüssigkeit
kann auf verschiedene Weisen ausgedrückt werden. Sie kann als Einzelpunktdaten
bei einer ausgewählten
Wellenlänge,
bei einer Mehrzahl von Wellenlängen
innerhalb des hier offenbarten Bereichs, als gesamtes Spektrum zwischen
zwei Wellenlängen oder
eine Kombination davon bestimmte werden.
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Für
ein erfindungsgemäßes System
ist bevorzugt, daß mindestens
zwei Sonden zur Gewinnung von mindestens zwei direkten ATR-Meßsignalen
vorliegen. Zum Beispiel wird im Fall eines erfindungsgemäßen Systems,
das als Überwachungsvorrichtung in
einem Ölbrunnen
eingesetzt wird, mindestens eine Sonde im Strom der Flüssigkeit,
die an der Bohrstelle gewonnen wird, in einem Flüssigkeitsströmungsweg
untergebracht, bevor die Formationsflüssigkeit für die Verarbeitung und den
Transport gesammelt wird. Gewöhnlich gibt
es einen Prozessor am Ort, der die Daten handhabt. Die aus direkten
ATR-Messungen des
Asphaltengehalts in der Formationsflüssigkeit, welche in die Perforierungen
des Bohrlochs eintritt und den Bohrlochkopf verlässt, sowie, die in einem Flüssigkeitsströmungsweg
erhaltenen Daten werden gesammelt, analysiert und verglichen. Die
Sondendaten werden an der Bohrstelle verarbeitet, so daß die Asphaltenkonzentration
in der Flüssigkeit
bestimmt und mit der erwarteten Menge verglichen wird.
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Der Vergleich von relativen Asphaltenkonzentrationen
kann unter Verwendung eines Prozessors erfolgen. Die erwartete Menge
kann aus Analysen von früheren
Flüssigkeitsproben
und/oder aus Modellen bestimmt werden. Wenn die Menge an Asphaltenen
in der am Bohrlochkopf gewonnenen Formationsflüssigkeit kleiner als die erwartete
Menge ist, kann vernünftigerweise
geschlossen werden, daß (a)
einige Asphaltene aus der Formationsflüssigkeit zwischen den Perforierungen,
an denen die Formationsflüssigkeit
in das Bohrloch und den Bohrlochkopf eintritt, ausgefallen sind
und sich davon abgetrennt haben, und (b) die Asphaltene an einer
Oberfläche
haften geblieben sind oder sich an bestimmten Stellen im Bohrloch
oder anderen Stellen im Bohrloch angesammelt haben. Je nachdem,
wie viel der Asphaltene ausgefallen ist, kann es notwendig sein,
verschiedene abschwächende,
steuernde oder hemmende Behandlungen, wie Einspritzungen von Additiven
oder Verändern
von Temperaturen, zu verändern
oder einzustellen. Zwar sind jegliche Niederschläge uner wünscht, aber es kann einen Bereich
geben, in dem Niederschläge
toleriert werden können.
Anstelle der Analyse von Flüssigkeitsproben
und/oder Modellbildung zur Bestimmung der erwarteten Asphaltenkonzentration
in einer Formationsflüssigkeit
kann eine zweite ATR-Sonde nahe der Produktionszone in einem Bohrloch angebracht
werden, so daß eine
direkte Messung der in das Bohrloch gelangenden Asphaltene bereitgestellt wird.
Der Vergleich der Messungen im Bohrloch und an der Oberfläche liefert
ein genaues Maß für die Menge an
Asphaltenen, die im Bohrloch aus der Lösung ausfallen, sowie für die korrigierenden
Handlungen, die zur Abschwächung
dieser Niederschläge
erforderlich sind. Die gleiche Oberflächenausrüstung kann zur Verarbeitung
von Daten von der ATR-Sonde im Bohrloch verwendet werden.
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Bei einem System, das eine Rohöl transportierende
Pipeline überwacht,
liegen vorzugsweise ebenfalls zumindest zwei ATR-Sonden vor. Vorzugsweise
ist mindestens eine erste Sonde an einer Stelle angebracht, um einen
ersten Asphaltengehalt stromaufwärts
im Pipelinetransportsystem zu messen. Es ist ebenfalls bevorzugt,
daß mindestens
eine zweite Sonde stromabwärts
der ersten Sonde vorliegt, die einen zweiten Asphaltengehalt mißt. Es ist
vom Umfang der Erfindung umfaßt,
daß eine
Mehrzahl Sonden zur Überwachung einer
langen Pipeline und/oder von deren verbundener Ausrüstung verwendet
wird, so daß bestimmt
wird, (a) ob die Asphaltene ausgefallen sind, (b) wo die Asphaltene
ausgefallen sind, (c) ob eine Behandlung benötigt wird oder geändert werden
muss, und (d) welches das richtige Behandlungsniveau ist.
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Wie vorstehend erläutert, kann
es eine Mehrzahl Sonden zur Überwachung
der Asphaltenkonzentration im gleichen Bohrloch oder in der gleichen
Pipeline geben. Innerhalb der erfin dungsgemäßen Ausführungsform gibt es außerdem eine
Mehrzahl Sonden, die mehrere Bohrlöcher oder Pipelines gleichzeitig überwacht. Die
gemessene Extinktion und die entsprechenden Signale können zur
gleichen oder zu verschiedenen Datenverarbeitungseinrichtungen geschickt
werden, welche die Signale vergleichen und bestimmen, ob ein Unterschied
im Asphaltengehalt zwischen dem der Formationsflüssigkeit, die in das Bohrloch
oder die Pipeline eintritt, und demjenigen an anderen Stellen des
Bohrlochs oder der Pipeline vorliegt. Wenn es keinen Unterschied
gibt oder der Unterschied klein ist und in einem vorbestimmten Bereich
liegt, werden Befehle an eine oder mehrere Steuervorrichtungen gesendet,
welche die gegenwärtige
Behandlung ohne jegliche Änderungen beibehalten.
Wenn der Unterschied größer als
der vorbestimmte Bereich ist, werden Befehle an die Steuervorrichtung
oder Steuervorrichtungen geschickt, damit die gegenwärtigen Behandlungen
in Übereinstimmung
mit dem Unterschied verändert
werden. Beispiele für
Behandlungen sind u.a. Einspritzungen von Additiven, Einspritzung
von Lösungsmitteln,
die für
die vorliegende Erfindung ebenfalls als Chemikalien oder Additive
betrachtet werden können,
Einstellung von Temperaturen von Rohrleitungen, Ventilen und verschiedenen
anderen Ausrüstungsgegenständen oder
Kombinationen davon.
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Es gibt andere Bezüge, die
zur Bestimmung des Unterschieds in den Asphaltenkonzentrationen
verwendet werden können.
Ein solcher Bezug ist eine berechnete Zahl. Diese Zahl kann durch
Verfahren, wie eine theoretische Berechnung, durch Extrapolation
oder Interpolation einer Kalibrierungskurve und andere erhalten werden.
Ein weiterer und bevorzugter Bezug ist eine Laboranalyse der Asphaltene
in der tatsächlichen
Flüssigkeit,
die überwacht
werden soll. Wenn es schwierig oder nicht ökonomisch ist, eine Sonde im
Bohrloch anzubringen, ist eine diskontinuierliche Probennahme und
Analyse der Formationsflüssigkeit
im Bohrloch ein annehmbarer erfindungsgemäßer Bezug. Von der Ausführungsform
der vorliegenden Erfindung wird ebenfalls die Verwendung einer vorherigen
Analyse des gleichen oder eines anderen Überwachungssystems als Bezug zur
Bestimmung des Unterschieds in den Asphaltenkonzentrationen umfaßt.
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Bei der Durchführung der vorliegenden Erfindungen
wird ein vorbestimmter Bereich für
eine Veränderung
in der relativen Asphaltenkonzentration einer Flüssigkeit dazu verwendet, Handlungen
auszulösen
oder nicht auszulösen,
um Niederschläge
von Asphaltenen aus einer Formationsflüssigkeit zu steuern. Dieser
vorbestimmte Bereich kann auf viele verschiedene Weisen oder sogar
auf eine Kombination von Weisen vorgeschrieben werden, weil er von
dem Punkt abhängt,
an dem Asphaltene aus einer Formationsflüssigkeit ausfallen, die selbst
einer Reihe von Faktoren unterliegt. Die Faktoren, welche Asphalten-Niederschläge beeinflussen,
umfassen die Zusammensetzung der Formationsflüssigkeit, die Asphaltenkonzentration
in einer bestimmten Formationsflüssigkeit,
die Schwankungen des Asphaltengehalts in der Formationsflüssigkeit,
die Ausrüstung,
die Bohrlochvorgeschichte, die Genauigkeit der verwendeten ATR,
die Betriebserfahrung einer bestimmten Bohrloch- oder Pipeline-
oder Lagerungseinrichtung, die Wirksamkeit einer bestimmten Behandlung
für eine
Bohrloch- oder Pipeline- oder Lagerungseinrichtung und viele weitere
Faktoren.
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Ein Beispiel für eine Weise, auf die ein vorbestimmter
Bereich festgelegt werden kann, stammt aus der Betriebserfahrung,
daß bestimmte
Asphaltenmengen, die in der Formations flüssigkeit gefunden und am Bohrlochkopf
gemessen werden, annehmbar sind, sogar wenn sie sich von der im
Bohrloch gemessenen Menge unterscheiden. Es ist ebenfalls möglich, den
vorbestimmten Bereich durch Festlegen eines relativ Prozentsatzes
der Veränderung
festzulegen. Für
die vorliegende Erfindung ist ein geeigneter vorbestimmter Bereich
auf relativer Basis ein Unterschied in der relativen Asphaltenkonzentration
unter etwa 15%. Wenn zum Beispiel die Bezugs-Asphaltenkonzentration 4 Gew.% beträgt, löst eine
gemessene Asphaltenkonzentration von 3,2 Gew.% in der Formationsflüssigkeit
am Bohrlochkopf eine Veränderung
der Behandlung aus, weil sie eine relative Änderung von 20% darstellt.
Alternativ kann eine Veränderung
von ± 0,5
Gew.% als vorbestimmter Bereich verwendet werden. In dem vorstehenden
Beispiel mit 4 Gew.% löst
eine in der Formationsflüssigkeit
am Bohrlochkopf gemessene Asphaltenkonzentration zwischen 3,5 Gew.%
und 4,5 Gew.% keinen Befehl zur Änderung
der gegenwärtigen
Behandlung zur Steuerung von Asphaltenen aus. Die erfindungsgemäße Ausführungsform
umfaßt
ebenso, daß kein
fester Bereich verwendet wird. Anders gesagt, muss der Bereich möglicherweise
verändert
werden, so daß sich
Zugabeerfahrung, die während
des Betriebs erlangt wurde, oder Veränderungen in den Behandlungsverfahren,
Veränderungen
im Produktionsverfahren usw. widerspiegeln.
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Weil alle erfindungsgemäßen Schritte
und Messungen, ausgenommen die Überprüfung der
Genauigkeit der Sensoren oder Sonden, keinen Eingriff durch einen
Bediener erfordern, kann die vorliegende Erfindung mit geeigneten
Computervorrichtungen, wie Computern, Signalgebern und -empfängern, Computerprogrammen
oder Software zur Durchführung
der benötigten
Berechnungen und Datenvergleiche, und anderen notwendigen mechanischen
Vorrichtungen, die nicht-manuell ge steuert werden können, wenn
sie elektromagnetische, elektrische, elektronische oder mechanische
Befehle, Anweisungen oder Signale erhalten, automatisiert werden.
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Zwar werden Sensoren oder Sondern
zur Bereitstellung direkter Messungen von Asphaltenen in Echtzeit
verwendet, aber es ist nicht erforderlich oder notwendig, daß die Messungen
andauernd erfolgen. Für
die vorliegende Erfindung können
die Sensoren oder Sonden auf viele verschiedene Weise betrieben
werden, kontinuierlich, semikontinuierlich, diskontinuierlich, als
Charge oder Kombinationen davon. Die Zusammensetzung der Formationsflüssigkeit
und Veränderungen
in der Zusammensetzung, Betriebserfahrung und Wartungsanforderung
sind einige der Faktoren, welche die Wahl beeinflussen, wie oft
die Messungen durchgeführt werden.
Außerdem
ist ebenfalls von Umfang der Erfindung umfaßt, daß ein unterschiedliches Signal
an eine Maschine oder einen Computer oder eine andere Form der Datenverarbeitungsvorrichtung,
d.h. einen Prozessor, an einem entfernten Ort übertragen werden kann, und
als Reaktion auf den beobachteten Unterschied eine Entscheidung
zur Einstellung des Outputs einer Vorrichtung für eine bestimmte Behandlung
direkt zu der Vorrichtung oder zurück zur Steuervorrichtung gesendet
wird, die dann einen geeigneten Befehl an die Vorrichtung sendet.
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Eine Schritt-für-Schritt-Beschreibung einer
erfindungsgemäßen Ausführungsform
wird anhand von 1 vorgenommen. 1 ist ein schematisches
Diagramm eines Systems 100, wobei die Asphaltene mit einem
oder zwei Sensoren überwacht
werden, von denen sich einer an der Oberfläche des Bohrlochkopfes und
der andere im Bohrloch neben dem Eintrittspunkt der Formationsflüssigkeit
in das Bohrloch befindet.
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Die Asphaltene werden durch eine
Behandlung unter Verwendung von Additiv- oder Lösungsmitteleinspritzungen gesteuert.
Das System 100 ist unter einem Aspekt so dargestellt, daß es ein
Bohrloch 11 mit einem oberen Gehäuse 65, das eine kurze
Strecke unter die Oberfläche 12 ragt,
und einer Auskleidung 55 umfaßt, die in die Bohrlochtiefe 13 reicht
und eine Reihe von im-Bohrloch-Sensoren 5 zur Überwachung
der Leistung des Bohrlochs 11 und anderer Eigenschaften
der Formationsflüssigkeit 20 von
der Produktionsformation 15 umfaßt, die durch eine Mehrzahl
von Perforierungen 25 strömt und durch Siebe 30 in
eine Produktionsrohrleitung 60 gelangt. Ein unteres Dichtungsstück 10 und
ein oberes Dichtungsstück 40 im
Inneren des Rings 70 unterhalb und oberhalb der Perforierungen 25 isolieren
die Produktionszone 15. Die Siebe 30 tragen zum
Ausfiltrieren von losen Teilchen und anderen Feststoffen in der
Formationsflüssigkeit 20 bei.
Die Bohrlochflüssigkeit 50 strömt im Inneren
der Produktionsrohrleitung 60 aufwärts. Ein ATR-Sensor 35 befindet
sich im Bohrloch neben den Perforierungen 25 und liefert
eine direkte Messung der Menge an Asphalten in der Formationsflüssigkeit,
die in das Bohrloch 11 eintritt. Der Sensor 35 ist
mit einer im-Bohrloch-Daten/Strom-Nachrichtenverbindung 45 verbunden,
die ein Signal 190 an eine Steuervorrichtung 145 an
der Bohrstelle sendet. Geeignetes ATR-Licht im UV-, VIS- und/oder
NIR-Bereich wird dem ATR-Sensor 35 von der Steuervorrichtung 145 an
der Bohrstelle über
die Verbindung 45 zugeleitet.
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Wenn die Bohrflüssigkeit 120 die Oberfläche 12 erreicht,
gelangt sie durch eine freiliegende Oberfläche 140 eines ATR-Rsphaltenmeßsensors 125,
bevor sie in eine Kohlenwasserstoffverarbeitungseinrichtung 130 an
der Bohrstelle eintritt. Der Ausstrom aus der Kohlenwasserstoffverarbeitungs einrichtung 130 wird
in eine Pipeline 135 oder andere geeignete Transportsysteme
entlassen.
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Die Signale vom ATR-Sensor 125 werden
an eine Steuervorrichtung (einen Prozessor) 145 an der Bohrstelle
gesendet, die mit verschiedenen Programmen und Modellen 150 in
Wechselwirkung tritt. Die Steuervorrichtung 145 an der
Bohrstelle bestimmt die Menge oder Konzentration der Asphaltene,
die im Bohrstrom 120 vorliegen, auf der Basis von Programmen,
die ihr bereitgestellt werden. Die Steuervorrichtung 145 vergleicht
die direkt gemessenen Mengen mit der erwarteten Menge. Wenn ein
im-Bohrloch-Sensor, wie der Sensor 35, verwendet wird,
dann korreliert die Steuervorrichtung 145 unter Verwendung
der Programme 150 die Signale 190 vom Sensor 35 mit
einem Signal 190 von 140 mit den entsprechenden
Asphaltenkonzentrationen in der Bohrflüssigkeit 120 am Bohrlochkopf
und der Bohrflüssigkeit 50 nahe
der Perforierungen 25 im Bohrloch. Auf der Basis dieser
Vergleiche oder Korrelationen bestimmen die Programme und Modelle 150 außerdem,
(a) ob diese verschieden sind; (b) ob der Unterschied einen vorbestimmten
Bereich überschreitet
und (c) wie eine Behandlungseinstellung, wenn überhaupt, als Reaktion auf
den Unterschied benötigt
wird. Wenn es keinen Unterschied gibt oder der Unterschied den vorbestimmten
Bereich nicht überschreitet,
dann nimmt die Steuervorrichtung 145 keine Einstellung
oder Veränderungen
an der Pumpengeschwindigkeit 110 vor, welche die Additive 105 von
einer Quelle 106 liefert. Wenn der Unterschied den Bereich überschreitet,
verändert
die Steuervorrichtung 145 die Geschwindigkeit der Pumpe 110,
um die Menge der Chemikalie 105 durch Erhöhen oder Senken
der Menge an Additiven von der Additivquelle 106 an die
gewünschten
Mengen anzupassen, so daß der übermäßige Asphalten-Niederschlag
und die über mäßige Asphaltenabtrennung
unterdrückt,
gesteuert oder abgeschwächt
werden. Die Chemikalien 105 werden in das Bohrloch 116 über eine
Leitung in eine geeignete Tiefe, gewöhnlich in die Nähe der Perforierungen,
entlassen.
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Ein Genauigkeitsmeßgerät 115,
wie ein Taumelscheiben- oder Verdrängungsmeßgerät, in der Additivzuführleitung 117 liefert
der Steuervorrichtung 145 Messungen für die Menge an Additiv 105,
die dem Bohrloch zugeführt
wird. Gegebenenfalls können
Informationen von der Steuervorrichtung 145 an der Bohrstelle
zu einer Fernsteuervorrichtung (einem Prozessor) 160 gesendet
werden, die mit verschiedenen Programmen und Modellen 170 in
Wechselwirkung tritt. Wie 150, so korrelieren auch die
Programme und Modelle 170 die Signale 190 vom
Sensor 35 mit einem Signal 195 von 140 mit
den entsprechenden Asphaltenkonzentrationen in der Bohrflüssigkeit 120 am
Bohrlochkopf und der Bohrflüssigkeit 50 in
der Nähe
der Perforierungen 25 im Bohrloch. Auf der Basis dieser
Korrelationen bestimmen die Programme und Modelle 170 außerdem,
(a) ob diese verschieden sind; (b) ob der Unterschied einen vorbestimmten
Bereich (Wert) überschreitet
und (c) wie eine Behandlungseinstellung, wenn überhaupt, als Reaktion auf
den Unterschied benötigt
wird. Geeignete Anweisungen 165 werden als Reaktion auf
die Messungen an die Steuervorrichtung 145 an der Bohrstelle
gesendet, die diese Anweisungen an die Pumpe 110 und/oder
das Meßgerät 115 weiterleitet.
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Alle Signale und/oder Anweisungen
von Computern oder Steuervorrichtungen können mit üblichen Verfahren, wie geeigneten
Kabeln, optischen Fasern usw., miteinander vernetzt werden. Alternativ
sind auch drahtlose Vernetzungen von der erfindungsgemäßen Ausführungsform
umfaßt.
Alle Messungen, Vergleiche und anderen Arbeitsgänge können mit Hilfe geeigneter Vorrichtungen
automatisiert werden. Das System 100 kann ein vollständig automatisiertes
System sein. Es ist ebenfalls möglich,
manuelle Eingriffe durch einen Bediener an der Bohrstelle und/oder
an einem entfernten Ort durchzuführen.
Wenn eine Fernsteuervorrichtung (ein Prozessor) 160 verwendet
wird, können
die Programme 170 und 150, die sich im gleichen
oder in verschiedenen Computersystemen befinden, außerdem als
gegenseitiger Sicherungsprozeß verwendet
werden.
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Wie zuvor erläutert, ist es optional, eine
Mehrzahl an chemischen Quellen und entsprechenden Pumpen und Meßvorrichtungen
zur Zuführung
verschiedener Additive oder Chemikalien oder Lösungsmittel einzusetzen. Diese
können
einzeln oder in Verbindung miteinander durch eine oder mehrere Steuervorrichtungen, wie 145 und 160,
gesteuert werden. Ebenfalls vom Umfang der Erfindung umfaßt ist die
Verwendung der gleichen oder verschiedener Steuervorrichtungen-Prozessoren 145 und 160,
an der Bohrstelle (am Ort) oder entfernt, zur gleichzeitigen Steuerung
des Betriebs von zwei oder mehr Bohrlöchern.
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Es sollte außerdem beachtet werden, daß zwar ein
Teil der vorstehenden Offenbarung einige bevorzugte Ausführungsformen
der Erfindung oder in den beigefügten
Zeichnungen dargestellte Ausführungsformen
betrifft, daß für den Fachmann
aber verschiedene Modifikationen ersichtlich und erkenntlich sind.
All diese Variationen innerhalb des Umfangs der Patentansprüche sollen
von der vorstehenden Offenbarung umfaßt sein.
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BEISPIELE
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Die folgenden Beispiele werden zur
Veranschaulichung der vorliegenden Erfindung bereitgestellt. Die Beispiele
sollen den Umfang der vorliegenden Erfindung nicht beschränken und
sollten auch nicht so interpretiert werden. Mengen sind in Gewichtsteilen
oder Gewichtsprozenten angegeben, wenn nicht anders angegeben.
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BEISPIEL 1
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Labormessungen unter Verwendung eines
UV/VIS-Spektralphotometers
und einer faseroptischen ATR-Sonde mit Luft als Bezug werden zur
Bestimmung der Extinktion als Funktion der Wellenlänge für verschiedene
Konzentrationen von Asphalten in Rohöl verwendet. Spektrum A wird
mit Alaska-Rohöl
mit 5 Gew.% Asphaltenen erhalten, Spektrum B von einem synthetischen
Gemisch von 2,7 Gew.% Asphaltenen in Xylol und Spektrum C von Louisiana-Rohöl mit etwa
0,5 Gew.% Asphaltenen. Die Spektren A-C, 2, zeigen, daß eine gleichförmige Korrelation
zwischen den Asphaltenkonzentrationen und den ATR-Extinktionen in
einem Wellenlängenbereich
von etwa 220 nm bis etwa 400 nm besteht.
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BEISPIEL 2
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Beispiel 2 erfolgt auf ähnlich Weise
wie Beispiel 1, ausgenommen daß verschiedene
Proben gegen Toluol als Bezug gemessen werden. Die ATR-Spektren
D, E und F werden mit 3 Gew.%, 2 Gew.% bzw. 1 Gew.% Asphaltenen
in Rohöl
gewonnen. Die Ergebnisse sind in 3 dargestellt.
Die Spektren in 3 zeigen
außerdem,
daß eine
gleichförmige
Korrelation zwischen den Asphaltenkonzentrationen und den ATR- Extinktionen in einem
Wellenlängenbereich
von etwa 220 nm bis etwa 550 nm besteht. Diese in den 2 und 3 beschriebenen vorstehenden Experimente
zeigen die Eignung einer ATR-Sonde zur direkten Messung der Asphaltenkonzentration
in ölhaltigen
Formationsflüssigkeiten.
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BEISPIEL 3
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Asphaltene werden aus einer rohen
Probe durch Ausfällung
mit Heptan extrahiert. Die extrahierten Asphaltene werden zu einer
Rohölprobe
gegeben, und die Extinktion wird mit der Sonde bei 233 nm gemessen. Das
Rohöl enthielt
ursprünglich
0,44 Asphaltene. Das erhaltene Diagramm von % Asphaltenen gegen
die Extinktion ergibt eine lineare Korrelation mit R
2 =
0,9959. Die Ergebnisse sind nachstehend in Tabelle 1 sowie in graphischer
Form in
4 dargestellt. Tabelle
1
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BEISPIEL 4
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Drei Lösungsmittel, Chloroform, Toluol
und Heptan, werden für
die Zugabe zu einer Rohölprobe
ausgewählt.
Chloroform hat keine Auswirkung auf die Asphaltene in Rohöl. Toluol
löst Asphaltene.
Heptan fällt
Asphaltene aus Rohöl
aus. Die UV-Extinktion der Rohölprobe
wird gemessen, 5 und 10 Pro zent Chloroform werden zur Probe hinzugefügt, und
die Extinktion wird erneut gemessen, wobei sich die Extinktion sehr
wenig ändert.
5 und 10 Prozent Toluol werden zur Probe des gleichen Rohöls gegeben.
Die Extinktionsmessungen nehmen zu, was einen Anstieg im Gehalt
an gelösten
Asphaltenen anzeigt. 5 und 10 Prozent Heptan werden zu einer Probe
des gleichen Rohöls
gegeben. Die Extinktion sinkt, was eine Abnahme in der Menge des
gelösten Asphaltengehalts
der Probe anzeigt. Die Ergebnisse sind nachstehend in Tabelle 2
sowie graphisch in
5 dargestellt. Tabelle
2
