BR112014001373B1

BR112014001373B1 - método e aparelho para medição de viscosidade de um fluido em um furo de poço

Info

Publication number: BR112014001373B1
Application number: BR112014001373-0A
Authority: BR
Inventors: Ansgar Cartellieri; Stefan Sroka
Original assignee: Baker Hughes Incorporated
Priority date: 2011-07-29
Filing date: 2012-07-26
Publication date: 2021-04-20
Also published as: BR112014001373A2; WO2013019554A2; NO20131629A1; GB2509252A; GB2509252B; US9574437B2; GB201402426D0; WO2013019554A3; NO346278B1; US20130025359A1

Abstract

MÉTODO E APARELHO PARA MEDIÇÃO DE VISCOSIDADE DE UM FLUIDO EM UM FURO DE POÇO. A presente invenção refere-se a um método para medição de viscosidade em um furo de poço (12) que inclui: o bombeamento de fluido de fundo de poço através de pelo menos um tubo (201) disposto em um portador configurado a fim de ser disposto em um furo de poço (12) em uma formação de terra (13); realizando pelo menos uma medição de pressão diferencial do fluido em pelo menos um tubo (201) através de um transdutor de pressão (203); e estimando uma viscosidade do fluido com base na medição de pressão diferencial.

Description

REFERÊNCIA CRUZADA A PEDIDOS RELACIONADOS

[001] Esse pedido reivindica os benefícios de uma data de depósi to anterior do pedido de patente provisório U.S. No. 61/512.994, depositado em 29 de julho de 2011, toda a descrição do qual é incorporada aqui por referência.

FUNDAMENTOS

[002] A análise viscométrica pode ser útil para avaliação de flui dos em uma variedade de aplicações, tal como aplicações subterrâneas. Por exemplo, a análise viscométrica pode ser útil para caracterização in situ de fluidos de fundo de poço. Tal caracterização pode distribuir informação sobre, por exemplo, um processo de limpeza durante a amostragem de fluido de fundo de poço. Os dados de viscosidade também podem auxiliar com a estimativa do grau de óleo de reservatório do Instituto Americano de Petróleo ("API") além de no planejamento de produção.

SUMÁRIO

[003] Um método de medição de viscosidade em um furo de poço inclui: bombeamento de fluido no fundo de poço através de pelo menos um tubo disposto em um portador configurado para ser disposto em um furo de poço em uma formação de terra; realização de pelo menos uma medição de pressão diferencial do fluido em pelo menos um tubo através de um transdutor de pressão; e estimativa de uma viscosidade do fluido com base na medição de pressão diferencial.

[004] Um aparelho para medição de viscosidade de um fluido em um furo de poço inclui: um portador configurado para ser disposto em um furo de poço em uma formação de terra, o portador incluindo pelo menos um tubo configurado para conter pelo menos uma amostra do fluido; pelo menos uma bomba configurada para estabelecer o fluxo em pelo menos um tubo; pelo menos um transdutor de pressão configurado para medir uma pressão diferencial em cada um do pelo menos um tubo; e um processador configurado para estimar uma viscosidade do fluido com base na medição de pressão diferencial.

BREVE DESCRIÇÃO DAS FIGURAS

[005] A invenção será descrita agora por meio de exemplo não limitador com relação às figuras a seguir:

[006] a figura 1 é um corte vertical de um sistema de perfuração, monitoramento, avaliação, exploração e/ou produção de fundo de poço que inclui um viscômetro;

[007] a figura 2 é um diagrama esquemático de uma primeira modalidade de um viscômetro;

[008] a figura 3 é um diagrama esquemático de uma segunda modalidade da modalidade de um viscômetro;

[009] a figura 4 ilustra uma modalidade de um sistema para me dição de viscosidade de fluido de enlace descendente;

[0010] a figura 5 ilustra outra modalidade de um sistema para me dição de viscosidade de fluido de fundo de poço;

[0011] a figura 6 é um fluxograma ilustrando uma modalidade de um método de estimativa das características de viscosidade de um fluido de fundo de poço;

[0012] a figura 7 é um fluxograma ilustrando uma modalidade de um método de estimativa de características de viscosidade de um fluido de fundo de poço; e

[0013] a figura 8 é um gráfico de resultados de teste.

DESCRIÇÃO DETALHADA

[0014] A figura 1 descreve uma seção de um sistema de perfura ção, monitoramento, avaliação, exploração e/ou produção de fundo de poço que inclui um viscômetro. Uma ferramenta de fundo de poço 10 tal como uma ferramenta de fio ou sonda é suspensa em um furo de poço 12 que penetra a formação de terra 13. A ferramenta de fundo de poço 10 pode ser suspensa a partir do cabo 14, que passa sobre uma polia 16 montada em uma armação de perfuração 18. O cabo 14 fornece suporte para, energia para e/ou dados para e do receptáculo 10. Os trabalhos de remoção 20 são configurados para elevar e abaixar a ferramenta de fundo de poço 10. O modulo eletrônico 22, na superfície 23, pode ser incluído para transmissão de comandos de operação do fundo de poço e/ou recebimento de dados da ferramenta de fundo de poço 10. Os dados podem ser gravados em um meio de armazenamento de arquivamento de qualquer tipo desejado para processamento simultâneo ou posterior. O aparelho de processamento de dados 24, tal como um computador adequado, pode realizar análise de dados no campo em tempo real. Alternativamente, ou adicionalmente, os dados gravados podem ser enviados para um centro de processamento para processamento posterior ou podem ser armazenados e/ou processados no fundo de poço.

[0015] A ferramenta de fundo de poço 10 não está limitada às mo dalidades descritas aqui, e pode ser disposta com qualquer portador adequado. Um "portador" como descrito aqui significa qualquer dispositivo, componente de dispositivo, combinação de dispositivos, mídia e/ou elemento que possa ser utilizado para portar, alojar, suportar ou de outra forma facilitar o uso de outro dispositivo, componente de dispositivo, combinação de dispositivos, mídia e/ou elemento. Portadores não limitadores ilustrativos incluem cordões de perfuração do tipo de tubo espiralado, do tipo de tubo unido e qualquer combinação ou parte do mesmo. Outros exemplos de portador incluem tubos de envoltório, fios, sondas em fios, sondas de cabo flexível, drop shots, subs de fundo de poço, conjuntos de furo inferior, e cordões de perfuração.

[0016] A figura 2 é um diagrama esquemático de uma primeira configuração ilustrativa de um viscômetro 200 configurado para ser disposto com a ferramenta de fundo de poço 10. O viscômetro 200 inclui um tubo ou linha de fluxo 201 através do qual o fluido amostrado é avançado. O fluido amostrado inclui um fluido de furo de poço. Como descrito aqui, "fluido de furo de poço" inclui qualquer fluido encontrado no furo de poço 12, que possa incluir um ou mais dentre lama de perfuração ou qualquer fluido bombeado da superfície além de qualquer fluido da formação tal como água, gás natural, hidrocarbonetos ou qualquer combinação dos mesmos. Uma bomba 202 governa a taxa de fluxo. Em uma modalidade, a bomba 202 é configurada para avançar o fluido através da linha de fluxo 201 em pelo menos uma taxa substancialmente constante. Uma bomba ilustrativa é uma bomba de deslocamento elétrico. Um calibrador de pressão 203, tal como um transdutor de pressão diferencial, é utilizado para medir a diferença de pressão "Δp" através de uma parte do tubo 201. Um sistema de medição de fluxo opcional, tal como um sistema de medição ótica 204 pode ser utilizado para determinar a taxa de fluxo. Em uma modalidade, a bomba 202 é uma bomba de deslocamento elétrica, e a posição de um pistão na bomba pode ser utilizada para estimar a taxa de fluxo. Esse sistema pode ser utilizado para regular a taxa de bomba e/ou para fornecer dados para processamento adicional 205. A bomba 202 e o transdutor de pressão 203 também terão normalmente conexões com um aparelho de processamento de dados 205, tal como uma unidade de processamento de superfície ou fundo de poço, mas tais conexões não são ilustradas por motivos de simplicidade de desenho.

[0017] A figura 3 é um diagrama esquemático de uma modalidade alternativa de um viscômetro configurado para ser disposto com a ferramenta de fundo de poço 10 que inclui dois calibradores de pressão 206 e 206', ao invés de um único calibrador de pressão diferencial 203.

[0018] Em adição às modalidades das figuras 2 e 3, qualquer tipo de viscômetro capilar pode ser utilizado. Para fins do presente pedido, um viscômetro capilar será definido como qualquer viscômetro que determine a viscosidade de um fluido com base na medição de pressão diferencial através de um tubo, ou um viscômetro que determine a pressão e/ou fluxo de fluido e/ou velocidade de fluido em um tubo capilar.

[0019] As figuras 4 e 5 são ilustrações transversais das modalida des da ferramenta de fundo de poço 10 que incluem uma bomba 301 para enxaguar ou de outra forma avançar os fluidos de furo de poço através de uma passagem ou conduto 302 e para dentro de uma unidade de medição 303. Uma porta de entrada de fluido 304 pode ser incluída acoplando o fluido de furo de poço e está em conexão de fluido com o conduto 302. A porta de entrada de fluido 304 inclui qualquer configuração adequada para permitir que o fluido de furo de poço seja puxado para dentro do conduto 302 e unidade de medição 303. Um conduto de saída 305 pode ser acoplado à unidade de medição 303 para permitir que o fluido de furo de poço flua para fora da unidade de medição 303. Em uma modalidade, uma porta de saída 306 está em comunicação por fluido com o conduto de saída 305 para permitir que o fluido de furo de poço seja descarregado de volta para dentro do furo de poço.

[0020] A unidade de medição 303 inclui um ou mais viscômetros 200 aos quais o fluido de furo de poço é direcionado a partir do conduto 302. Em uma modalidade, a unidade de medição inclui múltiplos viscômetros 200, calibradores de pressão 203 e/ou tubos 201 para permitir que a ferramenta 10 mude as várias propriedades do viscôme- tro sendo utilizado para medir as propriedades de fluido.

[0021] Em uma modalidade, a unidade de medição 303 inclui um alojamento 307 que define uma cavidade 308 na qual os múltiplos viscômetros 200 são dispostos. Um aparelho de suporte 309 suporta pelo menos o tubo de viscômetro 201 e posiciona o tubo 201 em comunicação por fluido com uma passagem de fluido correspondente 310 que conecta por fluido cada tubo 201 a uma unidade de válvula 311 que direciona o fluido do conduto 302 para dentro de tubos individuais 201. O aparelho de suporte 309 é ilustrado de forma simplificada para facilitar o desenho, mas conterá normalmente os dispositivos associados com a medição de viscosidade, tal como partes eletrônicas, uma bomba, e um calibrador de pressão. O aparelho de suporte 309 pode, opcionalmente, estar em conexão operacional com um ou mais mecanismos para substituição e/ou alteração do tubo 201, tal como um aquecedor para limpar ou um dispositivo de liberação de revestimento. Adicionalmente, os mecanismos podem ser configurados para substituir e/ou alterar os múltiplos viscômetros 200 ou múltiplos calibradores possuindo diferentes sensores com uma faixa de medição diferente para cobrir uma faixa de viscosidade desejada.

[0022] Com referência à figura 4, em uma modalidade, conjunto de desvio tal como um conjunto de válvula 311 é disposto em comunicação por fluido com o conduto 302 e as passagens de fluido 310 para permitir que o fluido de furo de poço seja desviado individualmente para cada passagem de fluido 310 e tubo de viscômetro correspondente 201. Adicionalmente, as passagens de fluido 310 também podem ser conectadas a múltiplos viscômetros 200 possuindo sensores diferentes com uma faixa de medição diferente para cobrir uma faixa de viscosidade diferente. O conjunto de válvula 311 é configurado para ser acionado para desviar o fluido de furo de poço individualmente para uma ou mais passagens de fluido 310.

[0023] Uma conexão de energia e/ou comunicação, tal como um cabo elétrico ou ótico 312 é conectada ao módulo eletrônico 22 e/ou ao aparelho de processamento de dados 24, que é configurado para controlar o conjunto de válvula 311 e, opcionalmente, outros compo- nentes, tal como a bomba 301. O módulo eletrônico 22 e/ou aparelho de processamento de dados também pode ser conectado aos calibradores de pressão 203, 206 para o recebimento de dados de medição. Em uma modalidade, o processador de fundo de poço 312 é conectado ao conjunto de válvula 311 e/ou calibradores de pressão 203, 206 e inclui componentes elétricos adequados para facilitar os testes de fundo de poço, processamento de informação e/ou armazenamento. O processador de fundo de poço 312 pode incluir componentes, tal como um microprocessador, uma unidade de memória para o armazenamento de programas e dados recebidos dos calibradores de pressão, e circuitos transmissores e receptores.

[0024] Com referência à figura 5, em uma modalidade, a unidade de medição 303 inclui um sistema de substituição configurado para permutar ou alternar múltiplos tubos e/ou viscômetros. O sistema de substituição inclui um conjunto tal como um alojamento cilíndrico rotativo 313 que inclui múltiplos viscômetros 200 ou tubos de viscômetro 201. Em um exemplo, o alojamento rotativo inclui múltiplos tubos 201 (possuindo várias propriedades tal como comprimento, diâmetro, revestimentos internos) dispostos circunferencialmente em torno de um eixo geométrico central do alojamento rotativo 313. O controlador 312 ou controladores de superfície são conectados ao alojamento 313 para girar um tubo 201 para dentro da comunicação por fluido com uma passagem de fluido 310. Apesar de a configuração ilustrada na figura 5 ilustrar um calibrador de pressão ou calibradores comuns a cada tubo 201, em algumas modalidades, múltiplos calibradores também podem ser dispostos no alojamento rotativo 313 de modo que as propriedades de tubo e/ou propriedades de calibrador possam ser mudadas.

[0025] Cada viscômetro 200 pode receber uma combinação singu lar de dimensões e tubo, revestimentos de tubo e características de bomba. O número e a configuração dos viscômetros 200 são uma questão de escolha de desenho e não estão limitados à configuração descrita aqui. Um dispositivo de processamento tal com o processador 312 ou um processador de superfície pode determinar qual viscômetro está fornecendo as melhores medições em qualquer momento, com base em considerações de turbulência e resolução, e pode escolher as medições a partir desse viscômetro.

[0026] Em uma modalidade, a unidade de medição 303 é configu rada para manter uma pressão pelo menos substancialmente constante dentro da cavidade ou controlar, de outra forma, a pressão para reduzir ou eliminar as variações de pressão do ambiente circundante dos viscômetros 200. A unidade de medição 303 também pode incluir outras características protetoras, tal como um depósito de calor ou dispositivo de resfriamento para regular a temperatura dos viscômetros ou de outra forma proteger os viscômetros contra o ambiente do furo de poço. Por exemplo, os dispositivos de medição de pressão adicionais são posicionados dentro da cavidade 308 para medir a pressão ambiente que cerca os viscômetros 200. O controlador 312 ou outro dispositivo eletrônico é conectado a uma válvula de regulagem de pressão 314, que é controlada para permitir que um fluido flua para dentro da cavidade 308, ou seja, removido da cavidade por uma bomba adequada 315. Uma passagem adicional ou conduto 316 é fornecido com relação à válvula 314 e bomba 315, e pode ser conectado a uma fonte de fluido, tal como uma porta 317 e/ou um reservatório de fluido 318. Dessa forma, a pressão pode ser ajustada para manter uma pressão substancialmente constante no ambiente que cerca os viscômetros 200 e/ou os tubos de viscômetro 201. A configuração descrita aqui é ilustrativa, visto que qualquer configuração para regu- lagem da pressão que cerca os viscômetros 200 ou tubos 201 pode ser utilizada.

[0027] A figura 6 ilustra um método 410 de estimativa de caracte- rísticas de viscosidade de um fluido de fundo de poço. O método 410 pode ser realizado em conjunto com a ferramenta de fundo de poço 10, mas não está limitado a isso. O método 410 pode ser utilizado em conjunto com qualquer aparelho ou configuração capaz de estimar as características de fluido relacionadas com a viscosidade. O método 410 inclui um ou mais estágios 411 a 415. Em uma modalidade, o método 410 inclui a execução de todos os estágios 411 a 415 na ordem descrita. No entanto, determinados estágios podem ser omitidos, estágios podem ser adicionados, ou a ordem dos estágios, alterada.

[0028] No primeiro estágio 411, a ferramenta de fundo de poço 10 é disposta dentro de um furo de poço, e o fluido de furo de poço é avançado através da ferramenta de fundo de poço 10, por exemplo, através do conduto 302.

[0029] No segundo estágio 412, o fluido de fundo de poço é avan çado através de um tubo capilar ou outro tubo 201 na ferramenta de fundo de poço 10. Em uma modalidade, uma bomba 301 tal como uma bomba de deslocamento acionada por motor elétrico é utilizada para avançar o fluido. Por exemplo, o fluido de fundo de poço é avançado através da unidade de medição 303 e através de um viscômetro e/ou tubo 201 que foi selecionado através do conjunto de válvula 311 ou o alojamento rotativo 313.

[0030] No terceiro estágio 413, as características de fluido incluin do a taxa de fluxo e pressão diferencial são estimadas. A pressão diferencial é estimada, em uma modalidade, através do transdutor de pressão diferencial 203 ou transdutores 206 e 206'. Em uma modalidade, uma bomba de deslocamento é utilizada e a taxa de fluxo é proporcional à velocidade do motor. A taxa de fluxo pode, dessa forma, ser estimada com base na velocidade do motor.

[0031] Em uma modalidade, a fim de se aperfeiçoar a precisão do transdutor de pressão ou transdutores de pressão, as pressões devem estar na metade superior da faixa de medição do transdutor. A fim de se aumentar a faixa de viscosidade sob essas restrições, a taxa de fluxo pode ser adaptada por um sistema de controle de circuito fechado, que controla a velocidade do motor de bomba.

[0032] No quarto estágio 414, a viscosidade do fluido de furo de poço é estimada com base na pressão diferencial. Em uma modalidade, a viscosidade dinâmica é estimada com base na aplicação da lei de Hagen-Poiseuille de acordo com a equação (1) discutida abaixo. Um furo de poço ou processador de superfície pode ser utilizado para realizar os estágios 412, 413 e/ou 414.

[0033] A viscosidade é a propriedade de um fluido de fluxo sob tensão de cisalhamento. Quanto mais viscoso o fluido, maior sua resistência ao fluxo. A viscosidade é causada pela fricção interna com base nas formas intermoleculares, tal como as forças Van-der-Waals. Os fluidos podem ser categorizados em dois grupos principais: fluidos Newtonianos e não Newtonianos. Óleo cru pertence predominantemente aos fluidos Newtonianos. Esses fluidos possuem uma viscosidade constante independente da tensão de cisalhamento e taxa de cisalhamento.

[0034] Um fluxo constante através de um tubo pode ser descrito pela lei de Hagen-Poiseuille onde o fluido é Newtoniano e o fluxo é laminar, de acordo com a equação (1) abaixo: (1)

[0035] onde Δp = pressão diferencial [Pa], r = raio de tubo [m], L = comprimento do tubo [m], ' = fluxo volumétrico [m3/s] e ^ = viscosidade dinâmica [Pa-s].

[0036] Nessa equação, a viscosidade dinâmica é baseada na que da de pressão ao longo de um tubo com um fluxo de volume constante. Como ilustrado na equação acima, o raio r do tubo tende a influen- ciar os resultados fortemente, visto que é elevado à potência de quatro. Uma alteração em potencial do raio por efeitos de sujeira terá, portanto, um impacto desproporcional. Tal sujeira pode ser evitada, por exemplo, por revestimentos especiais na superfície interna do tubo ou um aquecimento adicional para limpar o tubo depois de um número determinado de medições.

[0037] No quinto estágio 415, os ajustes do viscômetro podem ser feitos com base nas medições de viscosidade. Os ajustes incluem, por exemplo, ajustes ao raio de tubo, taxa de fluxo de fluido, resolução de calibragem de pressão e/ou comprimento de tubo. Por exemplo, se a viscosidade não puder ser determinada com uma resolução suficiente, tais ajustes podem ser feitos e a medição de viscometria repetida. Em uma modalidade, tais ajustes são realizados pela troca do viscômetro 200 e/ou tubo 201 através do qual o fluido de furo de poço é avançado para realizar a medição de viscosidade. Tais mudanças podem ser re-alizadas pelos mecanismos tal como os descritos em conjunto com a figura 4 e 5.

[0038] A figura 7 é um fluxograma ilustrando de forma esquemáti ca uma modalidade de um método 500 de estimativa de viscosidade de fluido. Em uma modalidade, o método 500 é realizado em conjunto com um viscômetro de acordo com as configurações das figuras 2, 3, 4 e/ou 5.

[0039] No estágio 501, alguma determinação referente à presença ou ausência de turbulência é realizada - ausência de turbulência sendo uma condição que antecede a determinação de viscosidade de acordo com a lei de Hagen-Poiseuille. Várias abordagens podem ser utilizadas para se determinar a presença ou ausência de turbulência. Uma é o cálculo de Reynolds de acordo com a equação 2 descrita abaixo. Uma segunda abordagem é a observação ótica ou medição do fluido fluindo no tubo. Uma terceira abordagem é a realização de mé- dicos de pressão como uma função da velocidade de bomba para de-terminar se a relação é linear. Os versados na técnica podem vislumbrar outras abordagens também. Mais de uma abordagem pode ser escolhida simultaneamente ou sequencialmente. Diferentes abordagens devem ser tentadas durante diferentes iterações.

[0040] Em uma modalidade, a determinação de se ou não um flu xo é laminar inclui o cálculo do número Reynolds de acordo com a equação 2 abaixo:

[0041] onde Re = número Reynolds [-], w = velocidade de fluido [m/s], d = dimensão de característica [m], v = viscosidade cinética [m2/s] e p = densidade [kg/m3].

[0042] Tipicamente, o fluxo turbulento ocorre para números Rey nolds superiores a 2000. A equação de Hagen-Poiseuille, a equação 1 acima, só é válida para o fluxo laminar. Uma forma de se garantir que o fluxo seja laminar é se verificar que o número Reynolds seja inferior a 2000. Com os revestimentos especiais na superfície interna do tubo, é possível se aumentar o número Reynolds sem se obter um fluxo tur-bulento. Os métodos de aumento de número Reynolds incluem polimento, aplicação de revestimento tal como carbono tipo diamante (DLC), politetrafluoroetileno, nanorrevestimentos, e qualquer outro material ou técnica que reduza ou minimize a aspereza da superfície interna do tubo de viscômetro.

[0043] Se a turbulência estiver presente no estágio 502, será de sejável realizar ajustes para redução ou pelo menos substancialmente a eliminação da turbulência no estágio 503. Esses ajustes podem incluir um ou mais dentre: • limpeza de tubo através de aquecimento; • recebimento de tubo ou escolha de um tubo com um re- vestimento diferente; • escolha de um tubo com um raio diferente; e • mudança da taxa de bombeamento para afetar o fluxo de volume.

[0044] Os versados na técnica podem vislumbrar outros ajustes para redução de turbulência. Como descrito acima, a seleção de dife-rentes tubos pode ser realizada através de mecanismos tal como o conjunto de válvula 311, o alojamento rotativo 313 ou outros mecanismos adequados.

[0045] Um método de ajuste ou otimização das dimensões tubula res é se iterar entre as equações 1 e 2, com cada cálculo de número Reynolds sendo informado por um cálculo aperfeiçoado de viscosidade. Preferivelmente, tal iteração aumentará a resolução em valores de viscosidade muito pequena, dentro de restrições impostas pelas limita-ções do calibrador de pressão. Em pressões absolutas muito altas - até 30.000 psi - uma pressão diferencial de 1 psi ou menos pode ser medida. As considerações a seguir podem influenciar os ajustes selecionados para aperfeiçoar a qualidade de medição: • O raio do tubo deve ser minimizado, mas com diâmetros de tubo decrescentes o risco de obstrução aumenta; • O comprimento do tubo não tem qualquer influência no número Reynolds, mas aumenta a resolução dos números de viscosi-dade; • Quanto melhor a resolução da calibragem de pressão dife-rencial melhores os resultados e maior a resolução para valores de viscosidade; • A velocidade de fluido depende do fluxo de volume e deve ser reduzida o máximo possível para alcançar os números Reynolds baixos; mas uma resolução maior do viscômetro resultará do maior volume das taxas de fluxo. Dessa forma, o fluxo de volume resultará de uma troca entre essas duas considerações.

[0046] O controle retornará então para o estágio 501 para deter minar novamente as determinações relacionadas com turbulência.

[0047] Se a turbulência não for encontrada, uma técnica de esti mativa de viscosidade e escolhida no estágio 504. Uma técnica é a aplicação da lei de Hagen-Poiseuille de acordo com a equação (1) no estágio 505. Pode ser que a resolução não seja suficiente no estágio 506, caso no qual os ajustes podem ser feitos no estágio 507, tal como pela alteração do comprimento tubular e/ou resolução de calibragem de pressão e a repetição do cálculo.

[0048] Outra técnica para medição de viscosidade é a interpolação entre os gráficos de taxa de bomba versus pressão para fluidos de vis-cosidade conhecida. Essa técnica pode ser utilizada no lugar de outras técnicas nas quais tipicamente nenhuma bomba é utilizada para viscômetros de tubo, ao invés disso, a gravidade natural está forçando o fluxo. Os fluidos podem se comportar diferentemente sob condições de temperatura externa e pressão que existem em um furo de poço. Consequentemente, pode ser desejável se transportar amostras de fluidos conhecidos para dentro do fundo de poço e testar esses fluidos no estágio 508 para determinar como suas curvas de pressão variam como uma função da taxa de bomba no estágio 509. A viscosidade do fluido desconhecido amostrado a partir do furo de poço pode então ser interpolada a partir de fluidos conhecidos no estágio 510 com base na taxa de bomba versus dados de pressão obtidos a partir do fluxo des-conhecido.

[0049] Depois dos estágios 506 e 510, as medições de viscosida de podem ser enviadas (não ilustrado) e o controle retorna para o estágio 501. Essa iteração pode ser realizada por mais de uma razão. A iteração pode simplesmente ser se realizar mais medições, possivelmente em locais diferentes no furo de poço. Adicionalmente, a iteração seria desejável se o cálculo de número Reynolds no estágio 501 fosse escolhido como um método de determinação da presença de turbulência, visto que o número Reynolds depende da viscosidade. Dessa forma, a medição da viscosidade pode informar a determinação de turbulência de forma interativa. Apesar de o fluxograma ser escrito como uma alça infinita, os versados na técnica compreenderão como impor condições de saída onde desejável.

[0050] Resultados ilustrativos de medições de viscosidade realiza dos de acordo com os métodos descritos aqui são ilustrados na figura 8. Nesse exemplo, o método foi realizado utilizando-se uma calibragem de pressão diferencial em uma bomba de mangueira. Três substâncias de modelo diferentes foram testadas; água, hexadecano e gli- col. Todas as experiências foram realizadas em temperatura e pressão ambientes.

[0051] A figura 8 ilustra os resultados para fluidos diferentes como uma função da taxa de bomba e sinal de pressão. O valor mais baixo de viscosidade derivada de gráfico será a partir do gráfico 601, relacionado com a água, com hexadecano 602 e glicol 603 possuindo valores de viscosidade derivados de gráfico que são progressivamente maiores, respectivamente, que a água. As funções da taxa de bomba versus sinal de pressão são lineares para todas as três substâncias (indicando o fluxo laminar), com todas as curvas sendo linhas através da origem. Isso seria esperado a partir da equação 1. A viscosidade é descrita pelo gradiente:

[0052] Além da pressão e do fluxo de volume, a viscosidade só depende dos parâmetros geométricos como raio e comprimento do tubo. O coeficiente de correlação das funções adquiridas é maior do que 0,99 para cada fluido o que indica a precisão dessa técnica de medição.

[0053] Em uma modalidade, as viscosidades de fluidos desconhe cidos podem ser determinadas utilizando-se uma base de dados de fluidos diferentes com viscosidades conhecidas. Visto que as curvas para fluidos diferentes são distintas, a viscosidade de qualquer fluido desconhecido pode ser estimada utilizando-se técnicas de interpolação. Para se criar tal base de dados, experiências adicionais utilizando fluidos com características de viscosidade conhecidas podem ser realizadas. Nas experiências de campo, TESTRAK padrão ou uma bomba de ferramenta de analisador de fluido podem ser aplicados.

[0054] Os aparelhos e os métodos descritos aqui possuem várias vantagens sobre os aparelhos e técnicas de técnica anterior. Os apa-relhos e métodos permitem estimativas precisas de viscosidade de fluido em ambientes de alta pressão tal como ambientes de fundo de poço. Adicionalmente, os aparelhos e métodos descritos aqui reduzem o número de partes móveis necessárias para as determinações de vis-cosidade, o que pode ser particularmente vantajoso para aplicações, tal como processos de perfuração onde vibrações fortes podem estar presentes.

[0055] O artigo singular "um" ou "uma" como utilizado aqui não deve ser considerado como excludente de uma pluralidade de elementos. O uso de números ordinais, tal como "primeiro" ou "segundo" serve para distinguir terminologia do contrário idêntica, e não deve implicar que as operações ou etapas devam ocorrer em qualquer ordem em particular, a menos que indicado o contrário.

[0056] Onde software ou hardware é descrito, o mesmo pode ser desenhado com caixas em um desenho. Essas caixas podem em alguns casos ser conceituais. Não devem implicar que as funções descritas com relação às mesmas não possam ser distribuídas para múltiplas entidades operacionais; nem devem implicar que as funções não possam ser combinadas em um modulo ou entidade - a menos que indicado o contrário.

[0057] Com relação aos ensinamentos apresentados aqui, várias análises e/ou componentes analíticos podem ser utilizados, incluindo sistemas digitais e/ou analógicos. O sistema pode ter componentes tais como um processador, meio de armazenamento, memória, entrada, saída, link de comunicações (com, sem fio, lama pulsada, ótica ou outros), interfaces de usuário, programas de software, processadores de sinal (digital ou analógico) e outros componentes similares (tal como resistores, capacitores, indutores e outros) para fornecer a operação e análises do aparelho e métodos descritos aqui em qualquer uma das várias formas bem apreciadas da técnica. É considerado que esses ensinamentos podem ser, mas não precisam ser, implementados em conjunto com um conjunto de instruções executáveis por computador armazenadas em um meio legível por computador, incluindo memória (ROMs, RAMs), ótica (CD-ROMs), ou magnética (disquetes, discos rígidos) ou qualquer outro tipo que quando executado faça com que um computador implemente o método da presente invenção. Essas instruções podem fornecer a operação de equipamento, controle, coleta de dados e análise e outras funções consideradas relevantes por um projetista de sistema, proprietário, usuário ou outro pessoal similar, em adição às funções descritas nessa descrição.

[0058] Os versados na técnica reconhecerão que os vários com ponentes ou tecnologias podem fornecer determinada funcionalidade ou característica necessária ou benéfica. De acordo, essas funções e características como podem ser necessárias no suporte de reivindica-ções em anexo e variações das mesmas, são reconhecidas como sendo incluídas inerentemente como uma parte dos ensinamentos apresentados aqui e uma parte da invenção descrita.

[0059] Enquanto a invenção foi descrita com referência às modali- dades ilustrativas, será compreendido pelos versados na técnica que várias mudanças podem ser realizadas e equivalências podem ser substituídas por elementos sem se distanciar do escopo da invenção. Adicionalmente, muitas modificações serão apreciadas pelos versados na técnica para adaptar um instrumento em particular, situação ou ma-terial dos ensinamentos da invenção sem se distanciar do escopo es-sencial da mesma. Portanto, pretende-se que a invenção não seja limi-tada à modalidade em particular descrita como o melhor modo con-templado para realização dessa invenção.

Claims

1. Método de medição de viscosidade (410, 500) em um furo de poço (12), caracterizado por compreender: bombeamento de fluido de fundo de poço através de pelo menos um tubo (201) disposto em um portador configurado para ser disposto em um furo de poço (12) em uma formação de terra (13); realização de pelo menos uma medição de pressão diferencial do fluido no pelo menos um tubo (201) através de um transdutor de pressão (203); e estimativa (413, 414) de uma viscosidade do fluido com base na pelo menos uma medição de pressão diferencial e uma taxa de fluxo de fluido, em que estimativa da viscosidade inclui derivação de pelo menos um conjunto de dados representando uma relação entre pressão diferencial e taxa de fluxo de fluido, obtenção de um ou mais conjuntos de dados conhecidos representando relações entre pressão diferencial e taxa de fluxo de fluido, os conjuntos de dados conhecidos correspondendo a fluidos tendo características de viscosidade conhecidas, e derivando a viscosidade através da comparação do pelo menos um conjunto de dados com um ou mais dos conjuntos de dados conhecidos.

2. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que a estimativa inclui determinação (502) da presença ou ausência de turbulência na pelo menos uma linha de fluxo ou tubo (201).

3. Método, de acordo com a reivindicação 2, caracterizado pelo fato de que a taxa de fluxo de fluido é derivada de pelo menos um parâmetro conhecido selecionado de pelo menos um de um raio de tubo, um comprimento de tubo e resolução de transdutor de pressão.

4. Método, de acordo com a reivindicação 2, caracterizado pelo fato de que a realização de pelo menos uma medição de pressão diferencial inclui alteração de um ou mais do pelo menos um parâmetro conhecido para otimizar medição.

5. Método, de acordo com a reivindicação 3, caracterizado pelo fato de que a realização da pelo menos uma medição de pressão diferencial inclui: determinação (502) de se turbulência está presente no fluido no pelo menos um tubo (201); alteração (503) de um ou mais do pelo menos um parâmetro conhecido que responde a um resultado positivo da determinação, o resultado positivo indicando que turbulência está presente; e iteração (501) da determinação e da alteração até que a turbulência esteja substancialmente ausente.

6. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que a estimativa da viscosidade inclui: determinação (502) de se turbulência está presente no fluido no pelo menos um tubo (201); e iteração (501) entre determinação e estimativa da viscosidade, para refinar uma estimativa da viscosidade, em que iteração inclui, em resposta à determinação de que turbulência está presente, ajuste de um parâmetro de pelo menos um do bombeamento e do transdutor de pressão, estimativa da viscosidade com base no parâmetro ajustado e repetição da determinação.

7. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que a estimativa da viscosidade inclui cálculo da viscosidade do fluido usando a lei de Hagen-Poiseuille (505).

8. Método, de acordo com a reivindicação 2, caracterizado pelo fato de que a estimativa da viscosidade inclui: derivação (509) de pelo menos uma curva de dados representando uma relação entre pressão diferencial e taxa de fluxo de fluido, obtenção (508) de curvas de dados conhecidas correspondendo a fluidos tendo características de viscosidade conhecidas; e derivação (510) da viscosidade através de comparação da pelo menos curva de dados com uma ou mais das curvas de dados conhecidas.

9. Aparelho para medição de viscosidade de um fluido em um furo de poço (12), caracterizado por compreender: um portador configurado para ser disposto em um furo de poço (12) em uma formação de terra (13), o portador incluindo pelo menos um tubo (201) configurado para conter pelo menos uma amostra do fluido; pelo menos uma bomba (202) configurada para estabelecer fluxo no pelo menos um tubo (201); pelo menos um transdutor de pressão (203) configurado para medir uma pressão diferencial em cada um do pelo menos um tubo (201); e um processador (24) configurado para estimar uma viscosidade do fluido com base na medição de pressão diferencial e uma taxa de fluxo de fluido, em que a estimativa da viscosidade inclui derivação de pelo menos um conjunto de dados representando uma relação entre pressão diferencial e taxa de fluxo de fluido, obtenção de um ou mais conjuntos de dados conhecidos representando relações entre pressão diferencial e taxa de fluxo de fluido, os conjuntos de dados conhecidos correspondendo a fluidos tendo características de viscosidade conhecidas, e derivação da viscosidade através de comparação do pelo menos um conjunto de dados com um ou mais dos conjuntos de dados conhecidos.

10. Aparelho, de acordo com a reivindicação 9, caracteri-zado pelo fato de que a estimativa inclui determinação de uma presença ou ausência de turbulência na pelo menos uma linha de fluxo ou tubo (201).

11. Aparelho, de acordo com a reivindicação 10, caracte-rizado pelo fato de que o processador (24) é configurado para estimar a taxa de fluxo de fluido com base em uma taxa de bombeamento para cada uma da pelo menos uma bomba (202), em que a taxa de fluxo de fluido é proporcional a uma velocidade da pelo menos uma bomba (202).

12. Aparelho, de acordo com a reivindicação 9, caracterizado pelo fato de que o pelo menos um transdutor de pressão (203) inclui pelo menos um par de primeiro e segundo transdutores de pressão adaptados para medir a pelo menos uma respectiva pressão diferencial.

13. Aparelho, de acordo com a reivindicação 9, caracterizado pelo fato de que o processador (24) é configurado para estimar viscosidade com base na lei de Hagen-Poiseuille.

14. Aparelho, de acordo com a reivindicação 10, caracte-rizado pelo fato de que o processador (24) é configurado para estimar a viscosidade com base na comparação de: pelo menos uma curva de dados representando uma relação entre pressão diferencial e taxa de fluxo de fluido, e curvas de dados conhecidas correspondendo a fluidos tendo características de viscosidade conhecidas.

15. Aparelho, de acordo com a reivindicação 9, caracterizado por compreender adicionalmente um mecanismo configurado para selecionar um de uma pluralidade de tubos (201) responsivos à presença de turbulência.

16. Aparelho, de acordo com a reivindicação 9, caracterizado pelo fato de que o processador (24) é configurado para mudar uma taxa de bombeamento na pelo menos uma bomba (202) responsiva à presença de turbulência.

17. Aparelho, de acordo com a reivindicação 11, caracterizado pelo fato de que a pelo menos uma bomba (202) é uma bomba de deslocamento, e o processador (24) é configurado para estimar a taxa de fluxo de fluido com base em uma velocidade de motor da bomba de deslocamento (202).

18. Aparelho, de acordo com a reivindicação 11, caracteri-zado por compreender adicionalmente um mecanismo configurado para substituir pelo menos o transdutor de pressão (203) e o pelo menos um tubo (201) com pelo menos um de um segundo transdutor de pressão (203) e um segundo tubo (201) em comunicação fluida com a pelo menos uma bomba (202).

19. Aparelho, de acordo com a reivindicação 18, caracteri-zado pelo fato de que o mecanismo é selecionado de um conjunto de válvula (311) e um alojamento rotativo (313) configurado para reter uma pluralidade de transdutores de pressão (203) e/ou tubos (201).

20. Aparelho para medição de viscosidade de um fluido em um furo de poço (12), caracterizado pelo fato de que compreende: um portador configurado para ser disposto em um furo de poço (12) em uma formação de terra (13), o portador incluindo pelo menos um tubo (201) configurado para conter pelo menos uma amostra do fluido; pelo menos uma bomba (202) configurada para estabelecer fluxo no pelo menos um tubo (201); pelo menos um transdutor de pressão (203) configurado para medir uma pressão diferencial em cada um do pelo menos um tubo (201); e um processador (24) configurado para estimar uma viscosidade do fluido com base na medição de pressão diferencial; e uma taxa de fluxo de fluido derivada de pelo menos um parâmetro conhecido, em que estimativa da viscosidade inclui derivação de pelo menos uma curva de dados representando uma relação entre pressão diferencial e taxa de fluxo de fluido, obtenção de curvas de dados conhecidas correspondendo a fluidos tendo características de viscosidade conhecidas e derivação da viscosidade através da comparação da pelo menos curva de dados com uma ou mais das curvas de dados conhecidas.