BR112016004609B1

BR112016004609B1 - Câmara de amostra de fundo de poço, e, método para análise de uma amostra de um furo de poço

Info

Publication number: BR112016004609B1
Application number: BR112016004609-9A
Authority: BR
Inventors: William Wade Samec; Cato Russell Mcdaniel
Original assignee: Halliburton Energy Services, Inc.
Priority date: 2013-10-03
Filing date: 2013-10-03
Publication date: 2021-04-27
Also published as: US20160215617A1; WO2015050551A1; US20210108513A1; SA516370604B1; US11002132B2; US11434756B2; US10415381B2; MX2016002692A; US20190390548A1; EP3025025A1

Abstract

câmara de amostra de fundo de poço, método para análise de uma amostra de um furo de poço, e, sistema para amostra de um fluido de uma formação. sistemas, métodos e dispositivos para análise de uma amostra de fluido extraída de uma formação geológica produtora de hidrocarboneto para detectar uma quantidade quantitativa de sulfeto de hidrogênio ou divulgados. os sistemas, métodos e dispositivos envolvem incluindo um sequestrador dentro de um compartimento de amostra para reagir com o sulfeto de hidrogênio no mesmo. a concentração de sulfeto de hidrogênio na amostra pode ser derivada em função da quantidade de sequestrador restante na amostra após reação com sulfeto de hidrogênio, de uma quantidade de subproduto de uma reação entre o sequestrador e o sulfeto de hidrogênio ou uma quantidade de sulfeto de hidrogênio como medida após uma reação secundária que libera o sulfeto de hidrogênio do sequestrador.

Description

1 Campo da Invenção

[001] A presente divulgação se refere genericamente à recuperação de depósitos subterrâneos e, mais especificamente, a métodos e sistemas para analisar fluido dentro de um furo de poço para determinar a concentração de gás sulfeto de hidrogênio presente dentro de uma amostra de fluido retirada do furo de poço.

2 . Descrição da Técnica Relacionada

[002] Poços são perfurados em várias profundidades para acessar e produzir petróleo, gás, minerais e outros depósitos que ocorrem naturalmente de formações geológicas subterrâneas. A perfuração de um poço é tipicamente realizada com uma broca de perfuração que é girada dentro do poço para avançar o poço removendo solo superior, areia, argila, pedra calcária, calcitas, dolomitas ou outros materiais. A broca de perfuração é tipicamente fixada a uma coluna de perfuração que pode ser girado para acionar a broca de perfuração e dentro da qual fluido de perfuração, designado por "lama de perfuração" ou "lama", pode ser distribuído no fundo de poço. A lama de perfuração é utilizada para resfriar e lubrificar a broca de perfuração e o equipamento de fundo de poço e é também utilizada para transportar quaisquer fragmentos de rocha e outros fragmentos e cascalhos para a superfície do poço.

[003] Quando os poços são estabelecidos é muitas vezes útil obter informações sobre o poço e as formações geológicas através das quais o poço passa e fluido no furo de poço, incluindo o fluido a ser extraído das formações. A coleta de informações é tipicamente realizada utilizando ferramentas que são enviadas ao fundo de poço por ferramentas de cabo de aço ou alternativas que são acopladas ou integradas na coluna de perfuração. Ferramentas enviadas por cabo de aço são suspensas de um cabo de aço que é eletricamente conectado a equipamento de controle e perfilagem na superfície do poço. As ferramentas podem ser implantadas primeiro removendo a coluna de perfuração e, em seguida, abaixando o cabo de aço e as ferramentas para uma área de interesse dentro da formação. Este tipo de teste e medição é frequentemente denominado como teste de formação de cabo de aço ("WFT"). As ferramentas associadas com WFT podem ser utilizadas para medir pressão, temperatura e outras propriedades da formação e de fluidos do furo de poço.

[004] Em vez de implantação de cabo de aço, as ferramentas de medição são, por vezes, acopladas ou integradas com a coluna de perfuração. Nestas situações, o custo e o tempo adicionais de remover a coluna de perfuração antes da medição de propriedades de formação importantes são evitados. Este processo de medição durante a perfuração ("MWD") usa ferramentas de medição para determinar temperaturas e pressões da formação e do furo de poço, bem como a trajetória da broca de perfuração. Um processo similar, perfilagem durante a perfuração ("LWD"), utiliza ferramentas para determinar propriedades de formação adicionais, tal como permeabilidade, porosidade, resistividade e outras propriedades. Em alguns casos, as informações obtidas por MWD e LWD permitem aos operadores tomar decisões em tempo real e fazer mudanças em operações de perfuração em andamento.

[005] Em aplicações MWD e LWD, muitas vezes é desejado recolher uma amostra representativa de fluidos da formação ou do reservatório (tipicamente hidrocarbonetos) para avaliar adicionalmente as operações de perfuração e o potencial de produção, ou para detectar a presença de determinados gases ou outros materiais na formação que podem afetar o desempenho do poço. Por exemplo, sulfeto de hidrogênio (H2S), um gás venenoso, corrosivo e inflamável pode ocorrer em fluidos de formação e sua presença no furo de poço em concentrações significativas pode resultar em danos aos componentes do furo de poço ou condições perigosas para os operadores de poço na superfície. BREVE DESCRIÇÃO DOS DESENHOS A FIG. 1A ilustra uma vista esquemática de um poço no qual uma modalidade ilustrativa de um sistema de amostragem de fluido é implantada num conjunto LWD; A FIG. 1B ilustra uma vista esquemática de um poço no qual o sistema de amostragem de fluido da FIG. 1A é implantado em um cabo de aço ou conjunto WFT; A FIG. 1C ilustra uma vista esquemática de um poço submarino no qual o sistema de amostragem de fluido da FIG. 1A é implantado; A FIG. 2 representa uma vista esquemática ampliada de uma modalidade ilustrativa de uma ferramenta de amostragem de fluido para uso no sistema de amostragem de fluido da FIG. 1A; A FIG. 3 representa uma vista esquemática ampliada de uma modalidade ilustrativa de uma câmara de amostragem de fluido para uso no sistema de amostragem de fluido da FIG. 1A; A FIG. 4A representa uma vista esquemática ampliada de uma modalidade ilustrativa de um compartimento de amostragem de fluido da câmara de amostragem de fluido da FIG. 3, antes de receber fluido da formação; e A FIG. 4B representa uma vista esquemática ampliada de uma modalidade ilustrativa de um compartimento de amostragem de fluido da câmara de amostragem de fluido da FIG. 3 depois de receber fluido da formação.

DESCRIÇÃO DETALHADA DE MODALIDADES ILUSTRATIVAS

[006] Na descrição detalhada a seguir das modalidades ilustrativas é feita referência aos desenhos anexos que formam uma parte da mesma. Estas modalidades são descritas em detalhes suficientes para permitir aos versados na técnica praticar a invenção e é para ser entendido que outras modalidades podem ser utilizadas e que mudanças lógicas, estruturais, mecânicas, elétricas e químicas podem ser feitas sem nos desviarmos do espírito ou escopo da invenção. Para evitar detalhes não necessários para permitir aos especialistas na técnica praticarem as modalidades aqui descritas, a descrição pode omitir certas informações conhecidas dos especialistas na técnica. A seguinte descrição detalhada, portanto, não é para ser tomada num sentido limitativo e o escopo das modalidades ilustrativas é definido apenas pelas reivindicações anexas.

[007] Os sistemas e métodos aqui descritos proporcionam a amostragem de fluido de formação sendo extraído de poços ou durante ou após operações de perfuração para determinar a extensão até a qual gás sulfeto de hidrogênio (H2S) está presente dentro do fluido. H2S é um composto químico volátil que oxida facilmente, é corrosivo para ferramentas de fundo de poço e é venenoso e explosivo. A presença de H2S numa formação pode aumentar o custo de colheita e processamento de fluido da formação e apresentar um risco de segurança para os operadores de poço.

[008] Em pequenas quantidades, H2S pode também ser difícil de detectar. H2S reage com muitas superfícies e outros elementos no furo de poço quando ele se desloca com o fluido de formação para a superfície. Uma vez que uma quantidade de H2S terá reagido fora do fluido antes de ele atingir a superfície, o H2S pode não ser detectável por um sistema que recolhe amostras de fluido extraído de um poço quando o fluido atinge a superfície. Essas reações podem danificar componentes de furo de poço, corroer superfícies e tornar pequenas quantidades de H2S indetectáveis. Outra desvantagem de sistemas que detectam H2S na superfície é que um operador de poço que detectou H2S ainda não saberá com qualquer especificidade o local do qual o H2S se originou dentro da formação e será ignorante sobre os gradientes de concentração de H2S que podem existir na formação.

[009] Os sistemas e métodos aqui descritos proporcionam a determinação de uma concentração quantitativa de H2S em locais específicos em uma formação usando uma ferramenta de amostragem de fluido que é capaz de tirar amostras de fluido de várias profundidades e localizações dentro da formação e perfilar dados de localização que indicam a localização na formação a partir da qual a amostra foi tirada. A ferramenta de amostragem de fluido pode incluir um aditivo ou sequestrador dentro de uma câmara de amostragem da ferramenta de amostragem de fluido. Como aqui referenciado, um "sequestrador" é geralmente entendido ser uma substância química adicionada a uma mistura para remover ou desativar impurezas ou produtos de reação indesejáveis na mistura e um "volume de sequestrador" é uma massa ou volume de um material sequestrador. Nota-se que embora H2S seja citado como a impureza de objeto, outros contaminantes podem ser testados e medidos utilizando os sistemas e métodos revelados.

[0010] Com respeito a H2S, por exemplo, um sequestrador pode apresentar uma reação rápida, quantitativa com o sulfeto que elimina a presença de H2S livre no fluido ou absorve seletivamente o H2S. O sequestrador pode ser inserido na câmara de amostragem antes da implantação no furo do poço e pode ser composto de (por exemplo) metais, tais como ferro, zinco, cobre ou prata; sais metálicos, tais como gluconato ferroso, sais de zinco ou sais de prata; sequestradores orgânicos tais como aldeído reativo (incluindo formaldeído, acroleína e glioxal) e aminas. O sequestrador pode ser implantado como uma massa sólida, tal como um particulado suspenso num fluido, tal como água destilada, ou em qualquer outra forma adequada.

[0011] A ferramenta de amostragem de fluido pode ser utilizada para recolher uma amostra de fluido do furo de poço para análise e a amostra de fluido pode ser analisada para determinar a concentração de H2S dentro do fluido de formação. Métodos ilustrativos para determinar a concentração de H2S incluem medir a concentração de um subproduto criado quando o sequestrador reage com H2S; medir a concentração de qualquer sequestrador de sobra que não reagiu com H2S; e causar uma reação adicional dentro da amostra de fluido para extrair o H2S do subproduto criado do sequestrador reagindo com o H2S e, em seguida, medir diretamente a concentração de H2S.

[0012] As ferramentas de amostragem de fluido aqui descritas podem variar em projeto, mas incluem tipicamente uma entrada, uma saída, pelo menos uma câmara de amostragem de fluido que inclui um ou mais compartimentos de amostragem e um sequestrador ou volume de sequestrador dentro do(s) compartimento(s). A entrada e a saída podem ser fluidamente conectadas a fluido dentro de um furo de poço que está sendo extraído de uma formação geológica. As modalidades ilustrativas descritas abaixo se referem à análise de tal fluido com a finalidade de determinar a quantidade quantitativa de H2S (ou outro contaminante) presente dentro do fluido.

[0013] As ferramentas, sistemas e métodos de amostragem de fluido aqui descritos podem ser utilizados com qualquer uma das várias técnicas empregadas para avaliar um poço incluindo, sem limitação, teste de formação de cabo de aço (WFT), medição durante a perfuração (MWD) e perfilagem durante a perfuração (LWD). As várias ferramentas e unidades de amostragem aqui descritas podem ser enviadas ao fundo de poço como parte de um conjunto de fundo de poço distribuído por cabo de aço ou como uma parte de uma coluna de perfuração. Também deverá ser evidente que, dado o beneficio desta divulgação, os aparelhos e métodos aqui descritos têm aplicações em operações de fundo de poço que não perfuração e podem também ser utilizados após um poço ser completado.

[0014] Como aqui usadas, as frases "fluidamente acoplado", "fluidamente conectado" e "em comunicação de fluido" se referem a uma forma de acoplamento, conexão ou comunicação relacionada com fluidos e os fluxos ou pressões correspondentes associadas com estes fluidos. A referência a um acoplamento, conexão ou comunicação de fluido entre dois componentes descreve componentes que são associados de tal modo que um fluido possa fluir entre ou dentre os componentes.

[0015] Com referência agora às FIGS. 1A-1C, um sistema de amostragem e análise de fluido 100 de acordo com uma modalidade ilustrativa é utilizado em um poço 102 tendo um furo de poço 104 que se estende de uma superfície 108 do poço para ou através de uma formação geológica subterrânea 112. O poço 102 é ilustrado em terra na FIG. 1A com o sistema de amostragem e análise de fluido 100 sendo implantado em um conjunto LWD 114. Em alternativa, o sistema de amostragem e análise de fluido 100 pode, em vez disso, ser implantado como parte de um conjunto de cabo de aço 115 (ver FIG. 1B), seja em terra ou off-shore. O conjunto de cabo de aço 115 inclui um guincho 117 para elevar e abaixar uma porção de fundo de poço do conjunto de cabo de aço 115 para o poço. Em ainda outra modalidade, o sistema de amostragem e análise de fluido 100 pode ser implantado em um poço submarino 119 acessado por uma plataforma fixa ou flutuante 121. As FIGS. 1A-1C ilustram cada qual estas utilizações possíveis do sistema de amostragem e análise de fluido 100 e embora a seguinte descrição do sistema de amostragem e análise de fluido 100 se concentre principalmente na utilização do sistema de amostragem e análise do fluido 100 com o conjunto LWD 114 da FIG . 1A, o sistema de amostragem análise de fluido 100 pode ser usado em vez disso nas configurações de poço ilustradas nas FIGS. 1B e 1C, bem como em outras configurações de poço onde seja desejável amostrar um fluido. Componentes similares nas FIGS. 1A-1C são identificados com numerais de referência semelhantes.

[0016] Na modalidade ilustrada na FIG. 1A, o poço 102 é formado por um processo de perfuração no qual uma broca de perfuração 116 é girada por uma coluna de perfuração 120 que se estende da broca de perfuração 116 para a superfície 108 do poço 102. A coluna de perfuração 120 pode ser composta por um ou mais tubos ou canos conectados de seção transversal variável ou similar. A coluna de perfuração pode se referir à coleção de canos ou tubos como um único componente ou, em alternativa, aos tubos ou canos individuais que compreendem a coluna. O termo coluna de perfuração não se destina a ser limitante na natureza e pode se referir a qualquer componente ou quaisquer componentes que sejam capazes de transferir energia de rotação da superfície do poço para a broca de perfuração. Em várias modalidades, a coluna de perfuração 120 pode incluir uma passagem central disposta longitudinalmente na coluna de perfuração e capaz de permitir comunicação de fluido entre a superfície do poço e locais no fundo do poço.

[0017] Na ou próximo da superfície 108 do poço, a coluna de perfuração 120 pode incluir ou ser acoplada a um kelly 128. O kelly 128 pode ter uma seção transversal quadrada, hexagonal ou octogonal. O kelly 128 é conectado numa extremidade ao restante da coluna de perfuração e numa extremidade oposta a um swivel rotativo 132. O kelly passa através de uma mesa rotativa 136 que é capaz de girar o kelly e, portanto, o restante da coluna de perfuração 120 e da broca de perfuração 116. O swivel rotativo 132 permite que o kelly 128 gire sem movimento de rotação ser transmitido ao swivel rotativo 132. Um gancho 138, cabo 142, catarina (não mostrada) e guincho (não mostrado) são proporcionados para levantar ou abaixar a broca de perfuração 116, coluna de perfuração 120, kelly 128 e swivel rotativo 132. O kelly 128 e o swivel 132 podem ser elevados ou abaixados, conforme necessário, para adicionar seções adicionais de tubulação à coluna de perfuração 120 cquando a broca de perfuração 116 avança ou para remover seções de tubulação da coluna de perfuração 120 se a remoção da coluna de perfuração 120 e da broca de perfuração 116 do poço 102 for desejada.

[0018] Um reservatório 144 é posicionado na superfície 108 e mantém lama de perfuração 148 para distribuição ao poço 102 durante as operações de perfuração. Uma linha de alimentação 152 é fluidamente acoplada entre o reservatório 144 e a passagem interna da coluna de perfuração 120. Uma bomba 156 aciona fluido através da linha de alimentação 152 e furo abaixo para lubrificar a broca de perfuração 116 durante a perfuração e para transportar fragmentos e cascalhos do processo de perfuração de volta para a superfície 108. Depois de viajar furo abaixo, a lama de perfuração 148 retorna à superfície 108 por meio de um anular 160 formado entre a coluna de perfuração 120 e o furo de poço 104. Na superfície 108, a lama de perfuração 148 é retornada para o reservatório 144 através de uma linha de retorno 164. A lama de perfuração 148 pode ser filtrada ou de outro modo processada antes da recirculação através do poço 102.

[0019] Uma ferramenta de amostragem de fluido 170 pode ser posicionada no fundo de poço para obter amostras de fluido da formação para análise e para medir, processar e comunicar dados sobre a formação, fluido da formação ou outras operações que ocorrem no fundo de poço. Essas informações, incluindo informações obtidas de análise da amostra de fluido, permitem que os operadores de poço determinem, dentre outras coisas, a concentração de H2S dentro do fluido sendo extraído da formação 112 para tomar decisões inteligentes sobre a operação em curso do poço. Em algumas modalidades, os dados medidos e recolhidos pela ferramenta de amostragem de fluido 170 podem incluir, sem limitação, pressão, temperatura, fluxo, aceleração (sísmica e acústica) e dados de deformação. Embora a ferramenta de amostragem de fluido 170 seja ilustrada como uma parte da coluna de perfuração 120 na FIG. 1A, em outras modalidades, a ferramenta de amostragem de fluido 170 pode ser abaixada no poço por cabo de aço (ver FIG. 1B) ou através da passagem central da coluna de perfuração 120, ou se a coluna de perfuração 120 não estiver presente, diretamente através do furo de poço 104. Como descrito em mais detalhes a seguir, a ferramenta de amostragem de fluido 170 pode incluir um subsistema de comunicações incluindo um transceptor para comunicar usando telemetria de pulso de lama ou outro método adequado de comunicação com fios ou sem fios com um controlador de superfície 184. O transceptor pode transmitir dados recolhidos pela ferramenta de amostragem de fluido 170 ou receber instruções de um operador de poço via o controlador de superfície 184 para operar a ferramenta de amostragem de fluido 170.

[0020] Com referência agora às FIGS 2-4B, uma ferramenta de amostragem de fluido 170 é ilustrada como uma ferramenta para recolher de amostras de fluido de uma formação para análise e teste subsequentes. Numa modalidade, a ferramenta de amostragem de fluido 170 inclui um transceptor 202 através do qual a ferramenta de amostragem de fluido 170 pode comunicar com outros atuadores e sensores em uma coluna de perfuração, o sistema de comunicações da coluna de perfuração e com um controlador de superfície. Numa modalidade, o transceptor 202 também é a porta através da qual vários atuadores (por exemplo, válvulas) e sensores (por exemplo, sensores de temperatura e de pressão) na ferramenta de amostragem de fluido 170 são controlados e monitorados, por exemplo, por um computador em outra parte da coluna de perfuração (não mostrada) ou pelo controlador de superfície 184. Numa modalidade, o transceptor 202 inclui um computador que exerce a função de controle e monitoramento.

[0021] A ferramenta de amostragem de fluido 170 pode incluir uma seção de sonda dupla 204 que extrai fluido da formação 112, como descrito em mais detalhes abaixo, e envia-o para um canal 206 que se estende de uma extremidade da ferramenta de amostragem de fluido 170 para a outra. O canal 206 pode ser conectado a outras ferramentas ou porções da ferramenta de amostragem de fluido 170 dispostas em série. A ferramenta de amostragem de fluido 170 pode também incluir uma seção de calibre 208 a qual inclui sensores para permitir medição de propriedades, tal como temperatura e pressão, do fluido no canal 206. A ferramenta de amostragem de fluido 170 pode também incluir uma seção de bombeamento para fora de controle de fluxo 210 que inclui uma bomba 212 para bombear fluido através do canal 206. A ferramenta de amostragem de fluido 170 inclui também uma ou mais câmaras, tal como seções de câmaras múltiplas 214, que são descritas em mais detalhes abaixo.

[0022] Numa modalidade, a secção de sonda dupla 204 inclui duas sondas 218, 220 que se estendem da ferramenta de amostragem de fluido 170 e pressionam contra a parede do poço para receber fluido para amostragem. Os canais de sonda 222, 224 conectam as sondas 218, 220 ao canal 206. A bomba 212 pode ser usada para bombear fluidos do reservatório, através dos canais de sonda 222, 224 e para o canal 206. Alternativamente, uma bomba de baixo volume 226 pode ser utilizada para este fim. Dois afastamentos ou estabilizadores 228, 230 retêm a ferramenta de amostragem de fluido 170 no lugar quando as sondas 218, 220 pressionam contra a parede de poço para receber fluido. Numa modalidade, as sondas 218, 220 e os estabilizadores 228, 230 são retraídos quando a ferramenta está em movimento e são estendidos para recolher amostras de fluido da formação.

[0023] Numa modalidade, as seções de câmaras múltiplas 214 incluem múltiplas câmaras de amostras 305, 310, 315, como mostrado na FIG. 3. Embora as FIGS. 2 e 3 mostrem a seções de câmaras múltiplas 214 tendo três câmaras de amostras 305, 310, 315, deve ser entendido que as seções de câmaras múltiplas 214 podem ter qualquer número de câmaras de amostra e podem de fato ser seções de câmara simples.

[0024] Numa modalidade, as câmaras de amostras 305, 310, 315 são acopladas ao canal 206 através de respectivas válvulas de câmara 320, 325, 330. Fluido de formação pode ser dirigido do canal 206 para uma câmara de amostra selecionada abrindo a válvula de câmara apropriada. Por exemplo, fluido de formação pode ser dirigido do canal 206 para a câmara de amostra 305 abrindo a válvula de câmara 320, fluido de formação pode ser dirigido do canal 206 para a câmara de amostra 310 abrindo a válvula de câmara 325 e fluido de formação pode ser dirigido do canal 206 para a câmara de amostra 315 abrindo a válvula de câmara 330. As válvulas 320, 325, 330 podem ser configuradas de modo que quando uma válvula de câmara é aberta as outras são fechadas.

[0025] Numa modalidade, as seções de câmaras múltiplas 214 incluem um caminho 335 do canal 206 para o anular 160 através de uma válvula 340. A válvula 340 é aberta durante o período de extração quando o testador de formação está limpando torta de lama, lama de perfuração e outros contaminantes para o anular antes de fluido de formação limpo ser dirigido para uma das câmaras de amostra 305, 310, 315. Uma válvula de retenção 345 impede que fluidos do anular 160 fluam de volta para o canal 206 através do caminho 335. Como tal, as seções de múltiplas câmaras 214 podem incluir um caminho 350 a partir das câmaras de amostra 305, 310, 315 para o anular 160.

[0026] Uma modalidade ilustrativa de uma câmara de amostra 305, 310, ou 315 é mostrada nas FIGS. 4A que mostram, respectivamente, uma câmara de amostra antes e depois de uma amostra ser tirada. Numa modalidade, a câmara de amostra 305 tem uma extremidade de canal 402 e uma extremidade de anular 404. Na extremidade de canal 402, a câmara de amostra inclui um orifício de entrada 406 que comunica com o canal 206 através da válvula 320, como mostrado na FIG. 3. Numa modalidade, o orifício de entrada 406 prossegue através de um conector 408 e uma vedação 409 para uma ventilação 410 para um compartimento de amostra 412. Numa modalidade, o orifício de entrada pode ser vedado por uma válvula 414 que fornece uma vedação suficiente que permite que a câmara de amostra 305 seja transportada de forma segura para um laboratório para análise após remoção da ferramenta de amostragem de fluido 170.

[0027] Numa modalidade, como mostrada na FIG. 4A, o orifício de entrada 406 é vedado por um pistão de amostra 416 que é capaz de se deslocar pelo comprimento inteiro do compartimento de amostra 412. O pistão de amostra 416 divide o compartimento de amostra 412 em um lado de amostra 413 no lado do compartimento de amostra 412 mais próximo da extremidade de canal 402 (mostrado mais claramente na FIG. 4B) e um lado de nitrogênio 415 no lado do compartimento de amostra 412 mais próximo da extremidade de anular 404, como mostrado na FIG. 4A. Os tamanhos do lado de amostra 413 e do lado de nitrogênio 415 podem variar com o movimento do pistão de amostra 416. Na modalidade ilustrativa da FIG. 4A, o lado de nitrogênio 415 do compartimento de amostra 412 é pressurizado, por exemplo, com gás nitrogênio que faz o pistão de amostra 416 mover em direção à extremidade de canal 402 e vedar o orifício de entrada 406. A pressurização do lado de nitrogênio 415 do compartimento de amostra 412 pode ocorrer na superfície antes de a câmara de amostra 305 ser inserida na ferramenta de amostragem de fluido 170.

[0028] Numa modalidade, a extremidade do compartimento de amostra 412 mais próxima da extremidade de anular 404 da câmara de amostra 305 é vedada por um pistão de anular 419 que se move para frente e para trás dentro do compartimento de amostra 412. Um caminho de anular 420 comunica fluidos de anular através de uma vedação de anular 422 para o pistão de anular 419 que se move para comprimir o fluido no compartimento de amostra 412 até sua pressão corresponder substancialmente à pressão de anular. Numa modalidade na qual o pistão de anular 419 não está presente, o pistão de amostra 416 pode executar a mesma função de comprimir o fluido no compartimento de amostra 412 até sua pressão estar em equilíbrio com a pressão de anular.

[0029] Na modalidade mostrada na FIG. 4B, uma amostra de fluido de formação foi bombeada para o lado de amostra 413 do compartimento de amostra 412, por exemplo, pressionando ou estendendo uma ou ambas as sondas 218, 220 mostradas na Figura 2 contra a parede do poço. Durante a extensão das sondas 218, 220, um ou ambos os estabilizadores 228, 230 podem ser estendidos para reter a ferramenta de amostragem de fluido 170 no lugar lateralmente dentro do poço pressionando contra o lado oposto da parede do poço. Quando as sondas 218, 220 são pressionadas contra a parede do poço, a válvula 340 abrindo o caminho 335 pode ser aberta e a bomba 212 engatada até uma determinação ser feita de que fluido não contaminado está sendo extraído através das sondas 218, 220 da formação. A válvula 340 pode, então, ser fechada e as válvulas 320 e 414 abertas para permitir que o fluido flua através do orifício de entrada 406 e através da ventilação 410 para engatar o pistão de amostra 416. A pressão desenvolvida pela bomba pode ser suficiente para superar a pressão de anular, desse modo fazendo o pistão de amostra 416 retrair para o compartimento de amostra 412 e o lado de amostra 413 para permitir ao fluido encher o compartimento de amostra 412. O lado de amostra 413 do compartimento de amostra 412 pode ser cheio até ele atingir o estado mostrado na FIG. 4B, em que o pistão de amostra 416 está em repouso contra o pistão de anular 419. A válvula 320 pode, então, ser fechada para vedar o orifício de entrada 406 e o compartimento de amostra 412.

[0030] Como mostrado nas modalidades das FIGS. 4A e 4B, a câmara de amostra 305 inclui um volume sequestrador 418 que é livre para interagir com o fluido no lado de amostra 413 da câmara de amostra 305. Numa modalidade, o volume de sequestrador 418 é uma esfera ou um objeto de forma semelhante que compreende um volume de uma substância que é selecionada para remover ou desativar impurezas ou produtos de reação indesejáveis num fluido. Em outra modalidade, o volume de sequestrador é um líquido. Quando a impureza é H2S, o sequestrador é um material que é capaz de uma reação quantitativa rápida com o H2S. Numa modalidade, o volume de sequestrador 418 é dimensionado para incluir uma quantidade suficiente de material sequestrador para reagir com uma quantidade máxima estimada de H2S que pode entrar no compartimento de amostra 412 a fim de reagir com toda a quantidade de H2S livre na amostra de fluido.

[0031] O volume de sequestrador pode estar na forma de uma esfera, como mostrado nas FIGS. 4A e 4B, uma ou mais esferas menores, uma massa sólida tendo qualquer outra forma adequada, tal como um cubo, cilindro ou outro prisma. Em outra modalidade, o volume de sequestrador 418 pode ser de pellets, um pó, um líquido ou um gás que é liberado para o fluido após o compartimento de amostra 412 ter sido vedado.

[0032] O volume de sequestrador 418 pode também ser livre para se mover dentro do compartimento de amostra 412 quando o lado de amostra 413 do compartimento de amostra 412 está parcialmente ou completamente preenchido com fluido. Numa modalidade, o pistão de amostra 416 libera o volume de sequestrador 418 de modo que ele possa se mover dentro do compartimento de amostra 412 quando o compartimento de amostra 412 enche. Numa modalidade, o volume de sequestrador 418 é amarrado por um elemento flexível ou rígido dentro do compartimento de amostra 412.

[0033] Numa modalidade, uma câmara de amostra 305 é preparada para implantação em um poço inserindo um volume de sequestrador 418 no lado de amostra 413 do compartimento de amostra 412 e pressurizando o lado de nitrogênio 415 do compartimento de amostra 412 com, por exemplo, nitrogênio. A câmara de amostra preparada 305 é, então, colocada na ferramenta de amostragem de fluido 170 que, por sua vez, é abaixada para a posição no furo de poço, como mostrado nas FIGS. 1A-1C.

[0034] Na operação de uma modalidade ilustrativa, fluido da formação é bombeado para o lado de amostra 413 da câmara de amostra 305. A câmara de amostra 305 é, então, vedada, por exemplo, fechando a válvula 320, como mostrado na FIG. 3. Após a câmara de amostra ser cheia, o volume de sequestrador 418 está em contato com o fluido da formação. Se H2S estiver presente dentro do fluido, o volume de sequestrador 418 começará a reagir com o H2S uma vez que o volume de fluido e sequestrador 418 entre em contato um com o outro resultando numa diminuição da quantidade de material sequestrador não reagido no volume de sequestrador 418 e neutralização do H2S na amostra.

[0035] Após tirar uma amostra do fluido, a ferramenta de amostragem de fluido 170 pode ser retornada à superfície e a câmara de amostra 305 preparada para remoção da ferramenta de amostragem de fluido 170 fechando a válvula 414. Numa operação de cabo de aço ou cabo liso, isto pode ser feito imediatamente ou quase imediatamente após a amostra ser tirada. Em uma operação MWD ou LWD, o retorno à superfície pode não acontecer até algum motivo ocorrer para retirar toda a coluna de perfuração do poço. Em cada caso, no entanto, um sistema de controle a bordo da ferramenta de amostragem de fluido 170, no controlador de superfície 184 ou em outro local poderá perfilar dados de localização correspondentes à localização dentro da formação da qual cada uma das amostras foi tirada. Por exemplo, cada câmara de amostra 305, 310, 315 pode ser preenchida com fluido de uma profundidade diferente que corresponde a dados de localização específicos.

[0036] Numa modalidade, a câmara de amostra 305 é agitada para mover o volume de sequestrador 418 dentro do compartimento de amostra 412, fazendo o volume de sequestrador 418 misturar e entrar em contato com os fluidos de formação e qualquer H2S não reagido nos mesmos, promovendo a reação entre o sequestrador e o H2S. Após um tempo suficiente, quando todo o H2S foi reagido com o sequestrador, a amostra de fluido pode ser analisada para determinar a concentração de H2S dentro do fluido de poço. Numa modalidade, esta análise pode incluir desmontar a câmara de amostra 305 e remover e analisar o volume de sequestrador 418.

[0037] Como observado acima, o sequestrador pode ser formado de uma variedade de materiais e pode reagir com o H2S de qualquer número de maneiras. O processo para análise de uma amostra pode também variar significativamente, dependendo do tipo de sequestrador utilizado e se a reação entre o sequestrador no H2S é uma reação regenerativa ou não regenerativa. Como aqui referenciado, uma reação regenerativa é uma reação com um contaminante que pode ser desfeita em um ambiente de laboratório para determinar a concentração do contaminante medindo-o diretamente. No caso de H2S, sequestradores regenerativos podem incluir hidróxido de sódio (NaOH, ou soda cáustica) e hidróxido de potássio (KOH) e alcanolaminas, tal como etanolamina e dietanolamina. Tais sequestradores reagem com H2S para formar ligações de compostos que podem ser deslocadas, por exemplo, por aquecimento ou separação de gás. Mediante deslocamento das ligações, a concentração do H2S pode ser medida com precisão utilizando qualquer método adequado, tal como cromatografia gasosa ou espectroscopia de emissão atômica de plasma acoplada por plasma (ICP-AES).

[0038] Sequestradores de metais, tais como ferro, zinco, cobre e prata que reagem com H2S para produzir sulfetos insolúveis são também exemplos de sequestradores regenerativos. Usando tais sequestradores, o sólido pode ser recuperado por filtração e medido por qualquer número de técnicas, incluindo tratamento para solubilizar o metal, cuja concentração pode ser determinada utilizando ICP, utilizando métodos colorimétricos, ou eletroquimicamente. Da mesma forma, ácido forte pode ser utilizado para regenerar o H2S que é medido usando uma técnica apropriada. Sequestradores orgânicos também podem ser usados e a concentração de qualquer reagente ou subproduto da reação entre o reagente e o H2S pode ser medida para determinar a concentração de H2S na amostra de fluido.

[0039] Ao utilizar um sequestrador regenerativo para reagir o H2S com o sequestrador durante amostragem e regeneração do H2S com uma reação secundária antes da análise, concentrações de H2S podem ser diretamente medidas em um ambiente de laboratório embora assegurando que o gás H2S volátil não é reagido durante o transporte do local de amostra. Isto pode ser especialmente útil nos casos em que apenas uma pequena quantidade de H2S está presente, por exemplo, menos do que 20 ppm ou entre 20 e 50 ppm e o H2S pode não ser de outro modo detectável.

[0040] Em outra modalidade, um sequestrador não regenerativo pode ser aplicado como um material de armadilha ou conversor antes da análise da amostra de fluido. Exemplos de sequestradores não regenerativos incluem bases, tal como soda cáustica, certas implementações de sequestradores de metais, tal como prata e outros oxidantes. Tais outros oxidantes podem incluir permanganato de potássio (KMnO4) e dicromato de potássio (K2Cr2O7). Estes tipos de reagentes oxidam sulfeto para sulfato, um subproduto que pode ser subsequentemente analisado para determinar a concentração de H2S na amostra de fluido quando ela foi tirada da formação. Outros oxidantes, tais como água oxigenada, o persulfato, percarbonato, sais de cério, chorate, ou bromato podem ser utilizados como sequestradores de uma maneira similar.

[0041] Em outra modalidade, íons férricos (Fe+3) podem ser usados como sequestradores que reagem com o H2S para formar íon ferroso (Fe+2), sulfeto elementar e gás hidrogênio. Em tal modalidade, a amostra de fluido pode ser ensaiada para determinar a concentração de íon ferroso que, por sua vez, indicaria a concentração inicial de H2S.

[0042] Aplicando métodos semelhantes, triazinas podem ser reagidas com o H2S para formar ditiano e tritiano e poliaminas podem ser catalisadas por sais quat. Outros materiais de sequestrador podem incluir aldeídos reativos tais como acroleína, gluteraldeído e gliceraldeído, prata ou resinas de troca iônica carregadas de metal ferroso, resinas de troca iônica de forma de amina ou sódio e outros adsorventes sólidos tais como resinas macrorreticuladas proprietárias, incluindo Amberlite XAD-2, Carbotrap, Carbopak ou Carbosieve disponíveis de Sigma Aldrich.

[0043] Numa modalidade, o compartimento de amostra inclui uma quantidade suficiente de sequestrador para reagir com uma quantidade máxima estimada de H2S que pode ser incluída dentro do fluido de amostra. Por exemplo, o sequestrador pode ser NaOH que tem um peso molar de 40 g/mol. H2S tem um peso molar de 34,08 g/mol e, neste exemplo, o NaOH e o H2S são reagidos para formar Na2S e H2O. Segue-se que pelo menos aproximadamente 2,34 (ou 2(40/34,08)) gramas de NaOH por grama de H2S são necessários para reagir com o H2S. Assim, se for estimado que um compartimento de amostra pode conter, no máximo, 1,0 grama de H2S, um operador pode selecionar um volume de sequestrador de pelo menos 2,34 gramas para assegurar que todo o H2S no compartimento de amostra é reagido.

[0044] Numa modalidade na qual o sequestrador forma um objeto sólido, tal como uma esfera, um analista pode medir o tamanho da esfera após reação com a amostra de fluido e comparar o tamanho reagido com o tamanho inicial da esfera. Em tal modalidade, a mudança no tamanho do volume de sequestrador pode fornecer uma indicação quanto à concentração de H2S no fluido. Em outra modalidade, o sequestrador pode ser formado de múltiplos pequenos objetos, tal como pellets, grãos ou uma solução contendo tais pellets ou grãos ou outras composições de material sequestrador e a concentração de H2S na amostra de fluido pode ser determinada destilando e medindo a quantidade remanescente de material sequestrador.

[0045] De acordo com uma modalidade ilustrativa, um método para determinar a concentração de H2S num fluido de furo de poço inclui medir a concentração de um subproduto criado quando o sequestrador reage com H2S na amostra de fluido no compartimento de amostra e determinar uma concentração de H2S no fluido de furo de poço com base na concentração medida de subproduto. Em outra modalidade, o método inclui medir a concentração de material sequestrador que não reagiu com H2S e determinar uma concentração de H2S no fluido de furo de poço com base na concentração medida do restante do material de sequestrador. Em ainda outra modalidade, o método inclui romper uma ligação entre o H2S e o sequestrador e medir diretamente a concentração de H2S após liberar o H2S do sequestrador.

[0046] Os sistemas, métodos e dispositivos ilustrativos aqui descritos também podem ser descritos pelos exemplos seguintes:

[0047] Uma câmara de amostra de fundo de poço para amostra de um fluido de uma formação, a câmara tendo: a. uma entrada de fluido; b. uma saída de fluido; c. um compartimento entre a entrada de fluido e a saída de fluido; e d. um volume de sequestrador dentro do compartimento, em que o volume de sequestrador é reativo com H2S.

[0048] A câmara de amostra de fundo de poço do exemplo 1, em que o compartimento compreende um fluido de amostra contendo H2S e em que o volume de sequestrador compreende uma quantidade de composição de sequestrador que é selecionada para reagir com uma quantidade estimada máxima de H2S incluída dentro do fluido de amostra.

[0049] A câmara de amostra de fundo de poço dos exemplos 1 ou 2, em que o volume de sequestrador compreende um volume esférico.

[0050] A câmara de amostra de fundo de poço do exemplo 3, em que uma mudança no tamanho do volume esférico é indicativa de uma quantidade de H2S no fluido de amostra.

[0051] A câmara de amostra de fundo de poço dos exemplos 1-4, em que o volume de sequestrador é reativo com H2S numa reação não regenerativa.

[0052] A câmara de amostra de fundo de poço dos exemplos 1-4, em que o volume de sequestrador é reativo com H2S numa reação regenerativa.

[0053] A câmara de amostra de fundo de poço dos exemplos 1-4, em que o volume de sequestrador compreende uma composição selecionada do grupo que consiste em ferro, zinco, cobre, prata, gluconato ferroso, sal de zinco, sal de prata, formaldeído, acroleína, glioxal e aminas.

[0054] Um método para análise de uma amostra de um furo de poço, o método compreendendo: a. inserir uma câmara de amostra num furo de poço, a câmara de amostra tendo uma entrada de fluido, uma saída de fluido, um compartimento entre a entrada de fluido e a saída de fluido, e um sequestrador dentro da câmara, em que o sequestrador é reativo com H2S; b. circular um fluido de furo de poço através da câmara para capturar uma amostra do fluido de furo de poço; c. recuperar a câmara de amostra do furo de poço; e d. analisar a amostra para determinar a concentração de H2S no fluido de furo de poço.

[0055] Método do exemplo 8, em que a análise da amostra para determinar a concentração de H2S no fluido de furo de poço compreende medir uma concentração de um subproduto criado quando o sequestrador reage com H2S e determinar uma concentração de H2S no fluido de furo de poço com base na concentração medida de subproduto.

[0056] O método do exemplo 8, em que a análise da amostra para determinar a concentração de H2S no fluido de furo de poço compreende medir uma concentração de material de sequestrador que não reagiu com H2S e determinar uma concentração de H2S no fluido de furo de poço com base na concentração medida do material de sequestrador restante.

[0057] O método do exemplo 8, em que a análise da amostra para determinar a concentração de H2S no fluido de furo de poço compreende romper uma ligação entre o H2S e o sequestrador.

[0058] O método do exemplo 11, em que a análise da amostra para determinar a concentração de H2S no fluido de furo de poço compreende ainda medir diretamente a concentração de H2S depois de romper a ligação entre o sequestrador e H2S.

[0059] O método dos exemplos 8-12, em que o sequestrador compreende uma quantidade de composição de sequestrador que é selecionada para reagir com uma quantidade estimada máxima de H2S incluída dentro da amostra.

[0060] O método dos exemplos 8-12, em que o sequestrador compreende uma esfera e em que a análise da amostra para determinar a concentração de H2S no fluido de furo de poço compreende medir uma mudança no diâmetro da esfera.

[0061] Sistema para amostra de um fluido de uma formação, o sistema tendo: a. uma sonda para estender e engatar numa porção da formação exposta num furo de poço; b. uma bomba acoplada à sonda para bombear fluido da formação; e c. um compartimento de amostra acoplado à bomba para receber pelo menos uma porção de amostra do fluido bombeado da formação através da sonda; d. em que o compartimento de amostra inclui um volume de sequestrador.

[0062] O sistema do exemplo 15, em que o volume de sequestrador compreende uma quantidade de composição de sequestrador que é selecionada para reagir com uma quantidade estimada máxima de H2S a ser medida dentro do fluido de amostra.

[0063] O sistema dos exemplos 15 ou 16, em que o volume de sequestrador compreende um volume esférico.

[0064] O sistema dos exemplos 15-17, em que o volume de sequestrador é reativo com H2S para formar um subproduto regenerativo que é indicativo de uma concentração de H2S no fluido.

[0065] O sistema dos exemplos 15-17, em que o volume de sequestrador é reativo com H2S para formar um subproduto não regenerativo que é indicativo de uma concentração de H2S no fluido.

[0066] O sistema do exemplo 19, em que o volume de sequestrador compreende soda cáustica.

[0067] Deve ser aparente pelo anterior que uma invenção tendo vantagens significativas foi fornecida. Embora a invenção seja mostrada em apenas algumas de suas formas, ela não está limitada a apenas estas modalidades, mas é suscetível a várias mudanças e modificações sem nos afastarmos do espírito da mesma.

Claims

1. Câmara de amostra (305) de fundo de poço para amostra de um fluido de amostra de uma formação, a câmara caracterizada pelo fato de que compreende: uma entrada de fluido; uma saída de fluido; um compartimento (412) entre a entrada de fluido e a saída de fluido, o compartimento (412) compreendendo um lado pressurizado e um lado de amostra separados por um pistão de amostra (416), o pistão de amostra configurado para vedar a porta de entrada de fluido até que o fluido da formação seja bombeado para o lado de amostra para retrair o pistão de amostra (416) para o compartimento (412) e permitir que o fluido de amostra encha e seja mantido no lado de amostra; e um volume de material de sequestrador dentro do lado de amostra do compartimento, em que o volume de material de sequestrador é liberado pela retração do pistão de amostra (416) e livre para reagir com o sulfeto de hidrogênio no fluido de amostra no lado de amostra.

2. Câmara de amostra de fundo de poço de acordo com a reivindicação 1, caracterizada pelo fato de que o volume de material de sequestrador compreende um volume esférico.

3. Câmara de amostra de fundo de poço de acordo com a reivindicação 1, caracterizada pelo fato de que o volume de material de sequestrador é reativo com sulfeto de hidrogênio em uma reação não regenerativa.

4. Câmara de amostra de fundo de poço de acordo com as reivindicação 1, caracterizada pelo fato de que o volume de material de sequestrador é reativo com sulfeto de hidrogênio numa reação regenerativa.

5. Câmara de amostra de fundo de poço de acordo com a reivindicação 1, caracterizada pelo fato de que o volume de material de sequestrador compreende uma composição selecionada do grupo que consiste em ferro, zinco, cobre, prata, gluconato ferroso, sal de zinco, sal de prata, formaldeído, acroleína, glioxal e aminas.

6. Câmara de amostra de fundo de poço de acordo com a reivindicação 1, caracterizada pelo fato de que o volume de material de sequestrador compreende uma quantidade de composição de sequestrador que é selecionada para reagir com uma quantidade estimada máxima de sulfeto de hidrogênio incluída dentro do fluido da formação.

7. Câmara de amostra de fundo de poço de acordo com a reivindicação 1, caracterizada pelo fato de que uma mudança no tamanho do volume de material de sequestrador é indicativa de uma quantidade de sulfeto de hidrogênio no fluido de amostra.

8. Método para análise de uma amostra de um furo de poço, o método caracterizado pelo fato de que compreende: pressurizar um lado pressurizado de um compartimento (412) de uma câmara de amostra (305) para vedar uma entrada da câmara de amostra com um pistão de amostra (416) que separa um lado de amostra do compartimento (412) do lado pressurizado do compartimento (412), o lado da amostra do compartimento (412) compreendendo um sequestrador; inserir a câmara de amostra em um furo de poço; bombear um fluido de furo de poço em um lado de amostra do compartimento (412) da câmara para retrair o pistão de amostra (416) no compartimento (412) para capturar e manter uma amostra do fluido de furo de poço no lado de amostra; liberar o sequestrador com a retração do pistão de amostra (416) para ser livre para reagir com o sulfeto de hidrogênio na amostra do fluido de furo de poço; recuperar a câmara de amostra (305) do furo de poço; e analisar a amostra para determinar a concentração de sulfeto de hidrogênio no fluido de furo de poço baseado na reação com o sequestrador.

9. Método de acordo com a reivindicação 8, caracterizado pelo fato de que a análise da amostra para determinar a concentração de sulfeto de hidrogênio no fluido de furo de poço compreende medir uma concentração de um subproduto criado quando o sequestrador reage com sulfeto de hidrogênio e determinar a concentração de sulfeto de hidrogênio no fluido de furo de poço com base na concentração medida de subproduto.

10. Método de acordo com a reivindicação 8, caracterizado pelo fato de que a análise da amostra para determinar a concentração de sulfeto de hidrogênio no fluido de furo de poço compreende medir uma concentração de um material de sequestrador que não reagiu com sulfeto de hidrogênio e determinar a concentração de sulfeto de hidrogênio no fluido de furo de poço com base na concentração medida de material de sequestrador remanescente.

11. Método de acordo com a reivindicação 8, caracterizado pelo fato de que a análise da amostra para determinar a concentração de sulfeto de hidrogênio no fluido de furo de poço compreende romper uma ligação entre o sulfeto de hidrogênio e o sequestrador.

12. Método de acordo com a reivindicação 11, caracterizado pelo fato de que a análise da amostra para determinar a concentração de sulfeto de hidrogênio no fluido de furo de poço compreende ainda medir diretamente a concentração de sulfeto de hidrogênio depois de romper a ligação entre o sequestrador e sulfeto de hidrogênio.

13. Método de acordo com a reivindicação 8, caracterizado pelo fato de que o sequestrador compreende uma quantidade de composição de sequestrador que é selecionada para reagir com uma quantidade estimada máxima de sulfeto de hidrogênio incluída dentro da amostra.

14. Método de acordo com a reivindicação 8, caracterizado pelo fato de que o sequestrador compreende uma esfera e em que a análise da amostra para determinar a concentração de sulfeto de hidrogênio no fluido de furo de poço compreende medir uma mudança no diâmetro da esfera.