BR112017022730B1

BR112017022730B1 - Aparelho e método para estimar e exibir propriedades de formação e de fluido de formação

Info

Publication number: BR112017022730B1
Application number: BR112017022730-4A
Authority: BR
Inventors: Nicklas Jeremias Ritzmann; Stefan Schimschal
Original assignee: Baker Hughes, A Ge Company, Llc
Priority date: 2015-04-27
Filing date: 2016-04-27
Publication date: 2022-11-29
Also published as: NO20171768A1; GB2554305B; BR112017022730A2; CN107532473B; SA517390216B1; NO347387B1; GB2554305A; US20160312609A1; US10378349B2; CN107532473A; WO2016176257A1; GB201719008D0

Abstract

MÉTODOS PARA PLOTAR INFORMAÇÕES DE PERFILAGEM AVANÇADAS. Uma modalidade de um aparelho para estimar e exibir propriedades de formação e de fluido de formação inclui um dispositivo de amostragem acoplado ao fluido de poço, o fluido de poço incluindo hidrocarbonetos liberados de uma região da formação circundando um intervalo do poço. O aparelho também inclui uma unidade de análise configurada para analisar a amostra do fluido de poço em cada um de uma pluralidade de tempos de amostra e estimar quantidades de hidrocarbonetos no fluido de poço e um dispositivo de processamento configurado para estimar uma ou mais razões de uma quantidade de pelo menos um gás de hidrocarboneto para uma quantidade de pelo menos outro gás de hidrocarboneto em cada tempo de amostra, analisar as uma ou mais razões para estimar um tipo de fluido de hidrocarboneto associado à razão e gerar automaticamente um perfil de fluido que exibe uma indicação do tipo em cada um da pluralidade de tempos de amostra.

Description

REFERÊNCIA CRUZADA A PEDIDOS RELACIONADOS

[0001] Este pedido reivindica o benefício do Pedido US62/153122, depositado em 27 de abril de 2015, que é aqui incorporado por referência na sua totalidade.

FUNDAMENTOS

[0002] Durante operações de perfuração e completação subter râneas, um tubo ou outro conduto é abaixado em um poço em uma formação de terra durante ou após operações de perfuração. Tais tubos geralmente são configurados como segmentos de tubos múltiplos para formar uma "coluna", tal como uma coluna de perfuração ou coluna de produção. À medida que a coluna é abaixada no poço, segmentos de tubo adicionais são acoplados à coluna por vários mecanismos de acoplamento, tal como acoplamentos roscados.

[0003] Perfilagem de lama e/ou perfilagem de gás é um serviço comumente aplicado para a indústria de hidrocarbonetos e é referido como a extração e medição de hidrocarbonetos em fluido (por exemplo, lama de perfuração), que podem estar dissolvidos, contidos como bolhas ou microbolhas e/ou de outra forma presentes no fluido. As medições são realizadas durante uma operação de perfuração com um Espectrômetro de Massa, um Cromatógrafo de Gás, uma combinação dos mesmos, um sensor óptico, qualquer outro dispositivo de medição de gás, ou podem ser derivadas de amostras de fluidos previamente retiradas.

BREVE DESCRIÇÃO

[0004] Uma modalidade de um aparelho para estimar e exibir propriedades de formação e de fluido de formação inclui um dispositivo de amostragem acoplado ao fluido de poço circulado através de um poço em uma formação de terra, o fluido de poço incluindo hidrocar- bonetos liberados de uma região da formação circundando um intervalo do poço, o dispositivo de amostragem configurado para amostrar o fluido de poço em uma pluralidade de tempos de amostra durante uma operação de fundo de poço. O aparelho também inclui uma unidade de análise configurada para analisar a amostra do fluido de poço em cada tempo de amostra e estimar quantidades de hidrocarbonetos no fluido de poço e um dispositivo de processamento configurado para estimar uma ou mais razões de uma quantidade de pelo menos um gás de hidrocarboneto para uma quantidade de pelo menos outro gás de hidrocarboneto em cada tempo de amostra, analisar as uma ou mais razões para estimar um tipo de fluido de hidrocarboneto associado à razão e gerar automaticamente um perfil de fluido que exibe uma indicação do tipo em cada um da pluralidade de tempos de amostra.

[0005] Uma modalidade de um método para estimar e exibir propriedades de formação e de fluido de formação inclui amostrar um fluido de poço circulado através de um poço numa formação de terra em uma pluralidade de tempos de amostra durante uma operação de fundo de poço, o fluido de poço incluindo hidrocarbonetos liberados de uma região da formação circundando um intervalo do poço e analisar, por uma unidade de análise, a amostra do fluido de poço em cada tempo de amostra e estimar quantidades de hidrocarbonetos no fluido de poço. O método também inclui estimar, por um dispositivo de processamento, uma ou mais razões de uma quantidade de pelo menos um gás de hidrocarboneto para uma quantidade de pelo menos outro gás de hidrocarboneto em cada tempo de amostra, analisar as uma ou mais razões para estimar um tipo de fluido de hidrocarboneto associado à razão, gerar automaticamente um perfil de fluido que exibe uma indicação do tipo em cada um da pluralidade de tempos de amostra e realizar aspectos da operação de indústria de energia no perfil de fluido.

BREVE DESCRIÇÃO DOS DESENHOS

[0006] As descrições a seguir não devem ser consideradas como limitantes de modo algum. Com referência aos desenhos anexos, elementos similares são igualmente numerados:

[0007] A FIG. 1 representa uma modalidade exemplar de um sistema de perfuração de e/ou perfilagem de poço;

[0008] A FIG. 2 representa uma porção do furo de poço mostrado na FIG. 1 e inclui exemplos localizações de exemplo de gás localizado na lama de perfuração e suas possíveis fontes;

[0009] A FIG. 3 representa um exemplo de um gráfico de Pixler;

[0010] FIGS. 4a e 4b mostram dois gráficos triangulares diferentes;

[0011] FIGS. 5a-5c mostram um perfil contínuo de acordo com uma modalidade;

[0012] A FIG. 6 mostra um perfil de razões de Haworth;

[0013] A FIG. 7 mostra um perfil de indicadores de óleo; e

[0014] A FIG. 8 mostra um perfil contínuo de acordo com outra modalidade.

DESCRIÇÃO DETALHADA

[0015] Uma descrição detalhada de uma ou mais modalidades do sistema, aparelho e método divulgados é apresentada neste documento a título de exemplificação e não de limitação com referência às Figuras.

[0016] Divulgados aqui são métodos para traçar informações com base em análise de hidrocarbonetos transportados na lama de perfuração ou derivados da formação, usando outros métodos, como dispositivos de amostragem de fluido, testes de poços, etc. Os gráficos podem informar a um operador (humano ou computador) se forem necessárias mudanças para otimizar parâmetros ou direções de perfuração, avaliação de reservatório ou outras operações da indústria de energia. Numa modalidade, sistemas, aparelhos e métodos são fornecidos que exibem uma indicação de tipos de hidrocarbonetos em um ou mais tempos de amostra (por exemplo, em cada um de uma pluralidade de tempos de amostra ou tempos de amostra sucessivos), tal como um índice de permeabilidade, destacando intervalos de poços com uma produtividade mais alta esperada

[0017] Com referência à FIG. 1, uma modalidade exemplar de um sistema de perfuração, medição, avaliação e/ou produção de poço 10 inclui uma coluna de poço 12 que é mostrada disposta num poço 14 que penetra pelo menos uma formação de terra durante uma operação de fundo de poço, tal como uma operação de perfuração, medição e/ou produção de hidrocarboneto. Na modalidade mostrada na FIG. 1, a coluna de poço é configurada como uma coluna de perfuração. No entanto, o sistema 10 e a coluna de poço 12 não estão limitados às modalidades aqui descritas e podem incluir qualquer estrutura adequada para ser abaixada para um furo de poço ou para conectar uma ferramenta de perfuração de fundo de poço à superfície. Por exemplo, a coluna de poço 12 pode ser configurada como tubo com fio, tubulação espiralada, um cabo de aço ou uma coluna de produção de hidrocarboneto.

[0018] Numa modalidade, o sistema 10 inclui uma torre 16 monta da num piso de torre 18 o qual apoia uma mesa rotativa 20 que é girada por um motor principal a uma velocidade de rotação desejada. A coluna de perfuração 12 inclui uma ou mais seções de tubo de perfuração 22 ou tubulação espiralada e está conectada a uma broca de perfuração 24 que pode ser girada através da coluna de perfuração 12 ou usando um motor de lama de fundo de poço. O sistema 10 também pode incluir uma composição de fundo (BHA) 26.

[0019] Durante as operações de perfuração, um fluido de perfuração adequado, por exemplo, de um tanque de lama 28 é circulado sob pressão através da coluna de perfuração 12 por uma ou mais bombas de lama 30. O fluido de perfuração passa para a coluna de perfuração 12 e é descarregado no fundo de um furo de poço através da broca de perfuração 24 e retorna para a superfície avançando furo acima através de um espaço anular entre a coluna de perfuração 12 e uma parede do poço 14 e através de uma linha de retorno 32.

[0020] Vários sensores e/ou ferramentas de fundo de poço podem ser dispostos na superfície e/ou no poço 14 para medir parâmetros de componentes do sistema 10 e ou parâmetros de fundo de poço. Tais parâmetros incluem, por exemplo, parâmetros do fluido de perfuração (por exemplo, taxa de fluxo, temperatura e pressão), parâmetros ambientais, tal como vibração de fundo de poço e tamanho de furo, parâmetros operacionais, tal como taxa de rotação, peso na broca (WOB) e taxa de penetração (ROP) e parâmetros de componentes, tal como tensão, deformação e condição da ferramenta. Outros parâmetros podem incluir parâmetros de controle de qualidade, tal como classificações de dados por qualidade ou parâmetros relativos ao estado do equipamento, tal como horas de operação e a composição do fluido de formação liberado.

[0021] Por exemplo, uma ferramenta de fundo de poço 34 é incorporada em qualquer localização ao longo da coluna de perfuração 12 e inclui sensores para medir fluxo de fluido de fundo de poço e/ou pressão na coluna de perfuração 12 e/ou no espaço anular para medir fluxo e/ou pressão de fluido de retorno. Sensores adicionais 36 podem estar localizados em localizações selecionadas, tal como uma linha de fluido de injeção e/ou a linha de retorno 32. Tais sensores podem ser usados, por exemplo, para regular fluxo de fluido durante operações de perfuração. As ferramentas e os sensores de fundo de poço podem incluir uma única ferramenta ou múltiplas ferramentas dispostas furo abaixo e os sensores podem incluir múltiplos sensores, tal como sensores distribuídos ou sensores dispostos ao longo de uma coluna de poço. Além dos sensores de fundo de poço, sensores podem ser incluídos na superfície, por exemplo, em equipamentos de superfície.

[0022] Numa modalidade, a ferramenta de fundo de poço 34, a BHA 26 e/ou os sensores 36 estão em comunicação com uma unidade de processamento de superfície 38. Numa modalidade, a unidade de processamento de superfície 38 é configurada como uma unidade de controle de perfuração de superfície que controla vários parâmetros de produção e/ou perfuração, tal como a velocidade de rotação, peso na broca, parâmetros de fluxo de fluido, parâmetros de bombeamento. A unidade de processamento de superfície 38 pode ser configurada para receber e processar dados, tal como dados de medição e dados de modelagem, bem como exibir dados recebidos e processados. Qualquer um de vários meios e conexões de transmissão, tal como conexões com fio, conexões de fibra óptica, conexões sem fio e telemetria de pulso de lama pode ser usado para facilitar a comunicação entre componentes de sistema.

[0023] A ferramenta de fundo de poço 34, a BHA 26 e/ou a unidade de processamento de superfície 38 podem incluir componentes como necessário para fornecer armazenamento e/ou dados de processamento recolhidos de vários sensores nos mesmos. Componentes exemplares incluem, sem limitação, pelo menos um processador, armazenamento, memória, dispositivos de entrada, dispositivos de saída e semelhantes.

[0024] Os sensores e as configurações de ferramenta de fundo de poço não estão limitados àqueles descritos aqui. Os sensores e/ou a ferramenta de fundo de poço 34 podem ser configurados para fornecer dados sobre medições, comunicação com processadores de superfície ou de fundo de poço, bem como funções de controle. Tais sensores podem ser implantados antes, durante ou após perfuração, por exemplo, através de componentes de cabo de aço, medição durante perfuração ("MWD") ou perfilagem durante perfuração ("LWD"). Parâmetros exemplares que podem ser medidos ou monitorados incluem resistividade, densidade, porosidade, permeabilidade, propriedades acústicas, propriedades de ressonância nuclear-magnética, pressões de formação, propriedades ou características dos fluidos de fundo de poço e outras propriedades desejadas da formação circundando o poço 14. O sistema 10 pode incluir ainda uma variedade de outros sensores e dispositivos para determinar uma ou mais propriedades da BHA (tal como vibração, momento de flexão, aceleração, oscilações, giro, prisão-deslizamento, etc.) e parâmetros de operação de perfuração, tal como peso na broca, taxa de fluxo de fluido, pressão, temperatura, taxa de penetração, azimute, face da ferramenta, rotação da broca de perfuração, etc.

[0025] Conforme aqui descrito, "furo acima" se refere a uma localização próxima do ponto onde a perfuração começou em relação a uma localização de referência quando a coluna 12 está disposta em um poço e "furo abaixo" se refere a uma localização para longe do ponto onde a perfuração começou ao longo do poço em relação à localização de referência. Será entendido que a extremidade furo acima poderia estar abaixo da extremidade furo abaixo sem afastamento do escopo da divulgação neste documento.

[0026] Conforme aqui descrito, "coluna de perfuração" ou "coluna" se refere a qualquer estrutura ou transportador adequado para abaixar uma ferramenta através de um poço ou conectar uma broca de perfuração à superfície e não está limitado à estrutura e à configuração aqui descritas. Por exemplo, uma coluna poderia ser configurada como uma coluna de perfuração, coluna de produção de hidrocarboneto ou uma coluna de avaliação de formação. O termo "transportador" como usado neste documento significa qualquer dispositivo, componente do dispositivo, combinação de dispositivos, meios e/ou membro que possa ser utilizado para transmitir, alojar, suportar ou, de outra forma, facilitar a utilização de outro dispositivo, componente do dispositivo, combinação de dispositivos, meios e/ou membro. Transportadores não limitantes exemplares incluem colunas de perfuração do tipo de tubo em espiral, do tipo de tubo articulado e qualquer combinação ou porção das mesmas. Outros exemplos de transportadores incluem tubos de revestimento, cabos de aço, sondas de cabo de aço, sondas de cabo liso, cargas explosivas de queda, subs de fundo de poço, BHA's e colunas de perfuração.

[0027] Com referência agora à FIG. 2, um processo de perfuração padrão é descrito. Em particular, e como descrito brevemente acima, o processo inclui circular lama de perfuração 40 através do poço 14, a fim de estabelecer controle de poço, remoção de fragmentos e cascalhos e resfriamento de broca. Ao perfurar através de um meio contendo gás, condensado ou óleo, hidrocarbonetos, podem ser liberados do intervalo penetrado. Os hidrocarbonetos liberados são, então, transportados para a superfície dentro da lama de perfuração. Gás adicional pode ser liberado para a lama de componentes de óleo ou condensado, devido à mudança das condições PVT (pressão- volume-temperatura) da subsuperfície até a superfície. A quantidade de gás liberado (por exemplo, massa ou volume), não ligado ou aprisionado nos ou sobre os fragmentos e cascalhos, depende da porosidade, permeabilidade e saturação de hidrocarboneto da formação. A partir daí, a mistura de lama e hidrocarboneto é, então, bombeada através de um sistema de extração e/ou amostragem e o gás extraído será registrado.

[0028] Na FIG. 2, a lama 40 inclui várias localizações diferentes onde o gás pode existir. Por exemplo, a lama pode incluir gás 42 numa fase de bolha na lama 40 e/ou gás dissolvido 44 na lama de perfuração 15. O gás também pode existir em fragmentos e cascalhos 46, onde baixa permeabilidade e poros isolados podem impedir os hidrocarbonetos de migrarem para a lama. Na FIG. 2, o elemento 48 indica uma porção da formação que está produzindo o gás. O gás pode ser liberado, por exemplo, rompendo a formação em operação de perfuração normal devido a fraturas induzidas por perfuração ou usando fraturas naturais existentes.

[0029] Perfilagem de lama e/ou perfilagem de gás é um serviço comumente aplicado para a indústria de hidrocarbonetos e é referido como a extração e medição de hidrocarbonetos em fluido de poço, que podem estar dissolvidos e/ou contidos como bolhas ou microbolhas no fluido, tal como lama de perfuração. As medições poder ser realizadas durante uma operação de perfuração com um Espectrômetro de Massa, um Cromatógrafo de Gás, uma combinação dos mesmos, um sensor óptico, qualquer outro dispositivo de medição de gás, ou podem ser derivadas de amostras de fluidos previamente retiradas. A perfilagem de lama pode ser conduzida na superfície ou no fundo de poço. Por exemplo, amostras de fluido podem ser tiradas e analisadas por um analisador de superfície, ou tiradas no fundo de poço e analisadas por um dispositivo de medição de fundo de poço, tal como um analisador de gás de fundo de poço. Observa-se que as modalidades aqui descritas não estão limitadas a qualquer método ou técnica particular para amostragem ou análise de hidrocarbonetos do fluido de poço, tal como dispositivos de amostragem de fluido, testes de poço, etc.

[0030] De particular relevância para a indústria são os hidrocar- bonetos que são liberados das unidades litológicas penetradas e registrados uma vez que eles evaporaram para fase gasosa em condições atmosféricas. Tais hidrocarbonetos são aqui referidos como hidrocarbonetos gasosos ou simplesmente gases. Idealmente, os hidrocarbonetos se originam apenas da formação fresada e, portanto, podem fornecer informações altamente valiosas quando correlacionadas com a profundidade correspondente e corrigidas para artefatos, tal como gás reciclado, conexão e/ou de manobra.

[0031] A extração de hidrocarboneto convencional é realizada por um coletor de gás ou outro dispositivo que pode ser usado para extrair hidrocarbonetos. Por exemplo, a extração é realizada alimentando a lama através de um recipiente com um agitador mecânico e sugando os hidrocarbonetos evaporados do espaço aéreo do coletor em direção à unidade de medição. Qualquer dispositivo ou sistema adequado pode ser usado para extrair hidrocarbonetos e não está limitado aos exemplos e às modalidades aqui descritas.

[0032] Com base nas composições de hidrocarbonetos medidas, pode-se determinar o(s) tipo(s) de fluidos presente(s) na subsuperfície, bem como características tais como contato gás/óleo, óleo/água e gás/água.

[0033] As modalidades aqui descritas usam algoritmos para análi se geométrica de gráficos de razão, em uma base de tempo por tempo e/ou profundidade por profundidade, o que pode ser usado para gerar automaticamente um perfil contínuo. Estes gráficos podem, então, ser ainda calibrados, por exemplo, usando uma permeabilidade medida do testemunho, NMR, análise de pressão temperatura volume (PVT) de amostras de fluido de formação, etc. Informações relativas a certos gráficos de razão (por exemplo,Pixler & Triangular) podem ser exibidas em um perfil e usadas para derivar propriedades tais como um índice de permeabilidade de intervalos de reservatório. Conforme aqui descrito, um "perfil contínuo" é um perfil ou uma exibição que apresenta dados medidos por uma ferramenta de análise em cada um de uma pluralidade de tempos de amostra sucessivos.

[0034] Em uma modalidade, análises de informações de teor de gás são realizadas automaticamente e traduzidas em perfis contínuos unidimensionais. Em alguns casos, um perfil multidimensional pode ser gerado. A análise automática e a criação de perfis, conforme descrito aqui, evitam as deficiências das técnicas convencionais, que típicamente envolvem criar gráficos de análise de gás individuais (método de análise de gás). Tais técnicas convencionais são demoradas e a quantidade de gráficos de interpretação pode levar a confusão rápidamente.

[0035] Independentemente de como o gás entra na lama, perfila- gem de lama/perfilagem de gás é um serviço comumente aplicado para a indústria de hidrocarboneto e é referido como a extração e medição de hidrocarbonetos que estão presentes na lama de perfuração. As medições são realizadas durante uma operação de perfuração com um espectrômetro de massa, um cromatógrafo de gás ou uma combinação dos mesmos, por exemplo, em lama extraída do tanque de lama 28, amostrada no fundo de poço ou que está retornando do poço 14.

[0036] Existem várias maneiras diferentes nas quais informações relativas ao teor de gás podem ser montadas. As informações de teor de gás são montadas em uma exibição de formato único legível por usuário simples que combina muitas das exibições possíveis.

[0037] Uma ferramenta usada para avaliar lama ou outro fluido de poço inclui determinar as razões de metano (C1) para, respectivamente, etano (C2), propano (C3), isótopos de butano (C4) e isótopos de pentano (C5) e mais pesados (C6+). Estas razões (por exemplo, a razão molar ou volumétrica de metano para etano) podem ser cruzadas ou correlacionadas com o tipo de fluido para formar um gráfico chamado de Pixler. Por exemplo, a FIG. 3 mostra um exemplo de gráfico de Pixler para três intervalos diferentes representados por traços 301, 302 e 303. Traço 301 é de uma zona de gás e os traços 302 e 303 são de zonas de óleo. Cada traço é definido por um valor de cada uma de quatro razões diferentes, embora qualquer número ou tipo de razão de gás possa ser usado. Neste gráfico, as razões são as seguintes: C1 C1C3 = — C3 C1C4 = C1C5 = ||

[0038] A primeira razão de Pixler (C1C2) indica o tipo de fluido presente no intervalo selecionado, onde os valores baixos são uma indicação para hidrocarbonetos mais pesados e valores altos uma indicação para hidrocarbonetos mais leves. O declive da inclinação entre as diferentes razões de cada curva dá um índice para a permea- bilidade do intervalo analisado. De um modo geral, quanto mais suave a inclinação, mais provavelmente o intervalo é permeável. Adicionalmente, pelo menos uma tendência negativa na linha de razão dos gráficos de Pixler, conforme demonstrado com o traço 102, indica um alto potencial para uma zona enxaguada/carregada de água.

[0039] A partir das razões de Pixler, as razões triangulares podem ser plotadas como mostrado nas FIGS. 4a e 4b. A FIG. 4a representa uma zona de óleo produtiva e a FIG. 4b representa uma zona de gás produtiva. As razões indicando permeabilidade podem ser calculadas com base em razões de teor de gás e/ou com base nas razões triangulares. Por exemplo, as seguintes razões triangulares/de produtividade são calculadas da seguinte forma: C2 C3 nC4 TRpr1 = C2 + C3 TRPr2 = C3 C C4 ^2'+04

[0040] Nas razões acima, "n" se refere a isômero normal (de cadeia reta). Nas FIGS. 4a e 4b os traços 401a, 402a e 403a e 401b, 402b e 403b, respectivamente, são definidos por uma das razões de produtividade calculadas acima e o canto oposto do triângulo. Por exemplo, o Traço 401a se origina em um ponto no lado inferior do triângulo que corresponde ao valor de TRpr3 e se estende até o canto oposto do triângulo. Em alguns casos, é conhecido ou estimado empiricamente quais valores determinam intervalos potencialmente produtivos (permeáveis). Nas FIGS. 4a e 4b, isto é mostrado pela elipse 405. Os três traços em cada gráfico se interceptam em um ponto dentro do triângulo. Este ponto de interseção dá uma indicação se o intervalo selecionado é potencialmente produtivo (por exemplo, ele é produtivo se dentro da elipse 405). A próxima informação que pode ser recolhida de um gráfico de triângulo é se o intervalo sendo investigado é uma zona de hidrocarboneto mais pesado permeável ou uma zona de hidrocarboneto leve permeável. Para este fim, razões triangulares de tipo de fluido são encontradas da seguinte forma: 1a razão triangular de tipo de fluido: C2 TRfll = C2 TG 2a razão triangular de tipo de fluido: C3 TRfl2 = — TG 3a razão triangular de tipo de fluido: nC4 TRfl3 = nC4, onde TG = gás total (a soma de todos os componentes individuais). Estas três linhas se interceptarão em três pontos dentro ou fora do triângulo, definindo um triângulo de interseção 406a e/ou 406b. Se o triângulo de intersecção estiver apontando para cima, o intervalo está carregando hidrocarboneto leve (tal como, por exemplo, gás) (como mostrado na FIG. 4a); se os pontos do triângulo de interseção apontarem para baixo eles indicam um tipo de fluido mais pesado (tal como, por exemplo, óleo) (como mostrado na FIG. 4a). Além disso, o tamanho do triângulo de interseção dá uma indicação sobre a densidade dos fluidos. Para os triângulos apontando para baixo, quanto maior o triângulo de interseção, mais denso o óleo. Para triângulos apontando para cima, quanto maior o triângulo de interseção, menos denso o gás.

[0041] As ferramentas acima, embora úteis, podem, em alguns casos, ser difíceis de ler. Aqui é fornecido um método de combinar informações de razão de gás, tal como informações de Pixler e de triângulo, em um gráfico facilmente legível, um exemplo do qual é mostrado nas FIGS. 5a, 5b e 5c, designadas coletivamente como FIG. 5. Numa modalidade, as curvas relativas a razões de gás são exibidas em um perfil.

[0042] Em uma modalidade, o perfil inclui uma ou mais curvas geradas por um ou mais gráficos de Pixler. Uma curva representa o declive de uma linha de regressão adequada através das razões de Pixler em uma base de profundidade por profundidade. Esta curva é mostrada nas FIGS. 5b e 5c como traços 501a e 501b. Outra abordagem é examinar a inclinação da declividade da razão C1C2 em comparação com as outras razões (por exemplo,C1C2 & C1C3, C1C2 & C1C4, C1C2 & C1C5).

[0043] Em uma modalidade, o perfil inclui uma ou mais curvas derivadas de um ou mais gráficos triangulares. Por exemplo, as curvas 502a e 502b representam a distância entre o ponto de interseção de traços em um gráfico triangular, tal como a interseção entre traços mostrada nas FIGS 4a e 4b e o centro de uma área representando intervalos potencialmente permeáveis (por exemplo, a elipse 405).

[0044] Outra ferramenta que usa os mesmos componentes de acima inclui o cálculo de razões de Haworth. As razões de Haworth são calculadas conforme declarado abaixo. Elas fornecem informações sobre o caráter fluido e indicam se um intervalo poderia ser produtivo ou não. Os dados podem ser exibidos em um perfil contínuo como demonstrado em um exemplo mostrado na FIG. 6.

[0045] Razão de Umidade:

[0046] Razão de Equilíbrio:

[0047] Razão de Caráter:

[0048] mostrada como traço 601, a razão de equilíbrio (Bh) é mostrada como traço 602 e a razão de caráter (Ch) é mostrada como traço 603.

[0049] Outros indicadores que podem ser utilizados incluem um indicador de óleo e um indicador de óleo inverso, que são calculados conforme declarado abaixo. Estes indicadores fornecem informações sobre o tipo de fluido e indicam se um intervalo poderia ser produtivo ou não. Os dados podem ser exibidos em um perfil contínuo como demonstrado por um exemplo mostrado na FIG 7.

[0050] Indicador de Óleo:

[0051] Indicador de Óleo Inverso:

[0052] Os valores em [41], em combinação com gráficos triangu lares, razões de Pixler e Haworth, podem ser plotados em uma base de profundidade por profundidade em um perfil contínuo como mostrado na FIG. 8.

[0053] A primeira coluna 801 inclui uma interpretação das razões triangulares. Se a curva plotar no lado esquerdo, ela indica hidrocar- bonetos leves (triângulo apontando para cima). Se a curva plotar no lado direito, ela indica hidrocarbonetos pesados (triângulo apontando para baixo). Quanto mais longe a curva se estender para o lado esquerdo ou direito do gráfico, maior seria o triângulo (indicando densidade de fluido).

[0054] A próxima coluna 802 combina as interpretações das outras razões mencionadas acima (por exemplo, Indicador de Óleo (OI), Razões de Haworth (HW), Razões de Pixler). A interpretação automatizada os categoriza em 5 classes: gás, condensado, óleo leve, óleo médio e óleo pesado. Adicionalmente, uma indicação de água é exibida. Uma primeira subcoluna 803 exibe a interpretação do indicador de óleo (dando indicações sobre gás, condensado e óleo). A segunda coluna 804 exibe a interpretação das razões de Haworth (indicando o caráter de fluido). As últimas três subcolunas 805, 806, 807 são extraídas das razões de Pixler. A subcoluna 805 inclui a interpretação da razão C1C2 (indicando gás, óleo de densidade leve, média e baixa). Uma vez que a faixa de condensado se sobrepõe com as faixas de óleo e gás, foi introduzida uma coluna adicional 806 que exibe indicações de condensado. Adicionalmente, adicionou-se outra coluna 807 que inclui indicações de água potenciais. Esta informação é extraída da inclinação do gráfico de Pixler (onde declive negativo indica carregado de água).

[0055] As estimativas e/ou os perfis de tipo de fluido, descritas de acordo com as modalidades acima, podem ser utilizadas para executar várias ações, tais como controlar e/ou facilitar o desempenho de aspectos de uma operação da indústria de energia. Exemplos de uma operação da indústria de energia incluem operações de perfuração, estimulação, avaliação de formação, medição e/ou produção. Por exemplo, o tipo de fluido e/ou a informação de razão são usados para planejar uma operação de perfuração (por exemplo, trajetória, tipo de broca e equipamento, composição de lama, taxa de penetração, etc.) e também podem ser usados para monitorar a operação em tempo real e ajustar parâmetros operacionais (por exemplo, velocidade de rotação de broca, fluxo de fluido). Em outro exemplo, a informação é usada para planejar, monitorar e/ou controlar uma operação de produção, por exemplo, planejando ou ajustando parâmetros operacionais, tal como parâmetros de injeção de fluido e localizações de injeção. Outro exemplo de tal ação é a avaliação do desempenho da produção (por exemplo, a quantidade e o tipo de hidrocarbonetos que estão sendo produzidos e/ou taxas de produção), que pode ser utilizada para fazer determinações quanto à suficiência de produção e/ou a respeito de modificações nos parâmetros de produção.

[0056] Modalidade 1: Aparelho para estimar e exibir propriedades de formação e fluido de formação, caracterizado pelo fato de que compreende: um dispositivo de amostragem acoplado ao fluido de poço circulado através de um poço em uma formação de terra, o fluido de poço incluindo hidrocarbonetos liberados de uma região da formação circundando um intervalo do poço, o dispositivo de amostragem configurado para amostrar o fluido de poço em uma pluralidade de tempos de amostra durante uma operação de fundo de poço; uma unidade de análise configurada para analisar a amostra do fluido de poço em cada tempo de amostra e estimar quantidades de hidrocar- bonetos no fluido de poço; e um dispositivo de processamento configurado para estimar uma ou mais razões de uma quantidade de pelo menos um gás de hidrocarboneto para uma quantidade de pelo menos outro gás de hidrocarboneto em cada tempo de amostra, analisar as uma ou mais razões para estimar um tipo de fluido de hidrocarboneto associado à razão e gerar automaticamente um perfil de fluido que exibe uma indicação do tipo em cada um da pluralidade de tempos de amostra.

[0057] Modalidade 2: O aparelho de qualquer modalidade anterior, em que as uma ou mais razões incluem uma razão de uma quantidade de um hidrocarboneto leve para uma quantidade de um ou mais hidrocarbonetos mais pesados.

[0058] Modalidade 3: O aparelho de qualquer modalidade anterior, em que os hidrocarbonetos são libertados da região da formação como resultado da perfuração do poço.

[0059] Modalidade 4: O aparelho de qualquer modalidade anterior, em que o dispositivo de processamento é configurado para correlacionar valores das uma ou mais razões a um tipo de fluido e exibir um indicador de pelo menos um dos valores e do tipo de fluido no perfil de fluido.

[0060] Modalidade 5: O aparelho de qualquer modalidade anterior, em que o dispositivo de processamento é configurado para calcular um índice de permeabilidade com base nas uma ou mais razões.

[0061] Modalidade 6: O aparelho de qualquer modalidade anterior, em que o índice de permeabilidade é calculado com base numa inclinação de um traço formado plotando valores de múltiplas razões de gás para um intervalo de poço.

[0062] Modalidade 7: O aparelho de qualquer modalidade anterior, em que o dispositivo de processamento é configurado para estimar tra-ços num gráfico triangular de múltiplas razões de gás e calcular o índice de permeabilidade com base num ponto de interseção entre os traços.

[0063] Modalidade 8: O aparelho de qualquer modalidade anterior, em que o dispositivo de processamento é configurado para estimar uma pluralidade de razões de gás, cada razão de gás sendo uma razão de um tipo de gás de hidrocarboneto para gás total, plotar cada razão de gás em um gráfico triangular e estimar se o intervalo representa uma zona de hidrocarboneto mais pesado permeável ou uma zona de hidrocarboneto mais leve permeável.

[0064] Modalidade 9: O aparelho de qualquer modalidade anterior, em que o índice de permeabilidade é calculado com base num valor de uma razão Haworth de gases de hidrocarbonetos.

[0065] Modalidade 10: O aparelho de qualquer modalidade anterior, em que o índice de permeabilidade é calculado com base num valor de um indicador de óleo, o indicador de óleo calculado com base numa razão de uma soma de múltiplos componentes de hidrocarbonetos pesados para um componente de hidrocarboneto leve.

[0066] Modalidade 11: Método para estimar e exibir propriedades de formação e de fluido de formação, caracterizado pelo fato de que compreende: amostrar um fluido de poço circulado através de um poço em uma formação de terra em uma pluralidade de tempos durante uma operação de fundo de poço, o fluido de poço incluindo hidrocarbonetos liberados de uma região da formação circundando um intervalo do poço; analisar, por uma unidade de análise, a amostra do fluido de poço em cada tempo de amostra e estimar quantidades de hidrocarbonetos no fluido de poço; estimar, por um dispositivo de processamento, uma ou mais razões de uma quantidade de pelo menos um gás de hidrocarbo- neto para uma quantidade de pelo menos outro gás de hidrocarboneto em cada tempo de amostra e analisar as uma ou mais razões para estimar um tipo de fluido de hidrocarboneto associado à razão; gerar automaticamente um perfil de fluido que exibe uma indicação do tipo em cada um da pluralidade de tempos de amostra; e realizar aspectos da operação de indústria de energia com base no perfil de fluido.

[0067] Modalidade 12: O método de qualquer modalidade anterior, em que as uma ou mais razões incluem uma razão de uma quantidade de um hidrocarboneto leve para uma quantidade de um ou mais hidrocarbonetos mais pesados.

[0068] Modalidade 13: O método de qualquer modalidade anterior, em que os hidrocarbonetos são libertados da região da formação como resultado da perfuração do poço.

[0069] Modalidade 14: O método de qualquer modalidade anterior, em que a geração do perfil de fluido inclui correlacionar valores das uma ou mais razões a um tipo de fluido e exibir um indicador de pelo menos um dos valores e do tipo de fluido no perfil de fluido.

[0070] Modalidade 15: O método de qualquer modalidade anterior, em que a análise inclui calcular um índice de permeabilidade com base nas uma ou mais razões.

[0071] Modalidade 16: O método de qualquer modalidade anterior, em que o índice de permeabilidade é calculado com base numa inclinação de um traço formado plotando valores de múltiplas razões de gás para um intervalo de poço.

[0072] Modalidade 17: O método de qualquer modalidade anterior, em que a análise inclui estimar traços num gráfico triangular de múltiplas razões de gás e calcular o índice de permeabilidade com base num ponto de interseção entre os traços.

[0073] Modalidade 18: O método de qualquer modalidade anterior, em que a análise inclui estimar uma pluralidade de razões de gás, cada razão de gás sendo uma razão de um tipo de gás de hidrocarboneto para gás total, traçando cada razão de gás num gráfico triangular e estimando se o intervalo representa uma zona de hidrocarboneto mais pesado permeável ou uma zona de hidrocarboneto mais leve permeável.

[0074] Modalidade 19: O método de qualquer modalidade anterior, em que o índice de permeabilidade é calculado com base num valor de uma razão Haworth de gases de hidrocarbonetos.

[0075] Modalidade 20: O método de qualquer modalidade anterior, em que o índice de permeabilidade é calculado com base num valor de um indicador de óleo, o indicador de óleo calculado com base numa razão de uma soma de múltiplos componentes de hidrocarbonetos pesados para um componente de hidrocarboneto leve.

[0076] Um versado na técnica reconhecerá que os vários componen tes ou tecnologias podem fornecer certa funcionalidade ou certas carac-terísticas necessárias ou benéficas. Por conseguinte, estas funções e características, quando puderem ser necessárias em suporte das reivin-dicações anexas e variações das mesmas, são reconhecidas como sendo inerentemente incluídas como uma parte dos ensinamentos deste documento e uma parte da invenção divulgada.

[0077] Embora a invenção tenha sido descrita com referência a modalidades exemplares, será compreendido por aqueles versados na técnica que várias mudanças podem ser feitas e equivalentes podem ser usados em lugar de elementos da mesma sem afastamento do escopo da invenção. Em adição, muitas modificações serão apreciadas pelos versados na técnica para adaptar um instrumento, uma situação ou um material particular aos ensinamentos da invenção sem afastamento do escopo essencial da mesma. Portanto, pretende-se que a invenção não seja limitada à modalidade específica divulgada como o melhor modo contemplado para a realização desta invenção.

Claims

1. Aparelho para estimar e exibir propriedades de formação e fluido de formação, compreendendo: um dispositivo de amostragem acoplado ao fluido de poço circulado através de um poço (14) em uma formação de terra, o fluido de poço incluindo hidrocarbonetos liberados de uma região da formação circundando um intervalo do poço (14), o dispositivo de amostragem configurado para amostrar o fluido de poço em uma pluralidade de tempos de amostra durante uma operação de fundo de poço; uma unidade de análise configurada para analisar a amostra do fluido de poço em cada tempo de amostra e estimar quantidades de hidrocarbonetos no fluido de poço; e caracterizado por: um dispositivo de processamento configurado para estimar uma ou mais razões de uma quantidade de pelo menos um gás de hidrocarboneto (42) para uma quantidade de pelo menos outro gás de hidrocarboneto (42) em cada tempo de amostra, analisar as uma ou mais razões para estimar um tipo de fluido de hidrocarboneto associado à razão e gerar automaticamente um perfil de fluido que exibe uma indicação do tipo em cada um da pluralidade de tempos de amostra.

2. Aparelho, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que as uma ou mais razões incluem uma razão de uma quantidade de um hidrocarboneto leve para uma quantidade de um ou mais hidrocarbonetos mais pesados.

3. Aparelho, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que os hidrocarbonetos são libertados da região da formação como resultado da perfuração do poço (14).

4. Aparelho, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que o dispositivo de processamento é configurado para correlacionar valores das uma ou mais razões a um tipo de fluido e exibir um indicador de pelo menos um dos valores e do tipo de fluido no perfil de fluido.

5. Aparelho, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que o dispositivo de processamento é configurado para calcular um índice de permeabilidade com base nas uma ou mais razões.

6. Aparelho, de acordo com a reivindicação 5, caracterizado pelo fato de que o índice de permeabilidade é calculado com base numa inclinação de um traço (102, 301, 302, 303, 601, 602, 603, 701, 702) formado plotando os valores de múltiplas razões de gás para um intervalo de poço (14).

7. Aparelho, de acordo com a reivindicação 5, caracterizado pelo fato de que o dispositivo de processamento é configurado para estimar traços (401a, 402a, 403a, 401b, 402b, 403b, 501a, 501b) em um gráfico triangular de múltiplas razões de gás e calcular o índice de permeabilidade com base em um ponto de intersecção entre os traços (401a, 402a, 403a, 401b, 402b, 403b, 501a, 501b).

8. Método para estimar e exibir propriedades de formação e de fluido de formação, compreendendo: amostrar um fluido de poço circulado através de um poço (14) numa formação de terra em uma pluralidade de tempos de amostra durante uma operação de fundo de poço, o fluido de poço incluindo hidrocarbonetos liberados de uma região da formação circundando um intervalo do poço (14); analisar, por uma unidade de análise, a amostra do fluido de poço a cada tempo de amostra e estimar quantidades de hidrocar- bonetos no fluido de poço; caracterizado por: estimar, por um dispositivo de processamento, uma ou mais razões de uma quantidade de pelo menos um gás de hidrocarboneto (42) para uma quantidade de pelo menos outro gás de hidrocarboneto (42) em cada tempo de amostra e analisar as uma ou mais razões para estimar um tipo de fluido hidrocarboneto associado à razão; gerar automaticamente um perfil de fluido que exibe uma indicação do tipo em cada um da pluralidade de tempos de amostra; e realizar aspectos da operação da indústria de energia com base no perfil de fluido.

9. Método, de acordo com a reivindicação 8, caracterizado pelo fato de que as uma ou mais razões incluem uma razão de uma quantidade de um hidrocarboneto leve para uma quantidade de um ou mais hidrocarbonetos mais pesados.

10. Método, de acordo com a reivindicação 8, caracterizado pelo fato de que a análise inclui calcular um índice de permeabilidade com base nas uma ou mais razões.

11. Método, de acordo com a reivindicação 10, caracterizado pelo fato de que o índice de permeabilidade é calculado com base numa inclinação de um traço (102, 301, 302, 303, 601, 602, 603, 701, 702) formado plotando os valores de múltiplas razões de gás para um intervalo de poço (14).

12. Método, de acordo com a reivindicação 10, caracterizado pelo fato de que a análise inclui estimar traços (401a, 402a, 403a, 401b, 402b, 403b, 501a, 501b) em um gráfico triangular de múltiplas razões de gás e calcular o índice de permeabilidade com base em um ponto de intersecção entre os traços (401a, 402a, 403a, 401b, 402b, 403b, 501a, 501b).

13. Método, de acordo com a reivindicação 10, caracterizado pelo fato de que a análise inclui estimar uma pluralidade de razões de gás, cada razão de gás sendo uma razão de um tipo de gás de hidrocarboneto (42) para gás total (42), traçando cada razão de gás num gráfico triangular e estimando se o intervalo representa uma zona de hidrocarboneto mais pesado permeável ou uma zona de hidrocarboneto mais leve permeável.

14. Método, de acordo com a reivindicação 10, caracterizado pelo fato de que o índice de permeabilidade é calculado com base num valor de uma razão Haworth de gases de hidrocarbonetos.

15. Método, de acordo com a reivindicação 10, caracterizado pelo fato de que o índice de permeabilidade é calculado com base num valor de um indicador de óleo, o indicador de óleo calculado com base numa razão de uma soma de múltiplos componentes de hidrocarbonetos pesados para um componente de hidrocarboneto leve.