BR112019001500B1 - Método de caracterização de fluido e sistema para caracterizar uma amostra de fluido - Google Patents
Método de caracterização de fluido e sistema para caracterizar uma amostra de fluido Download PDFInfo
- Publication number
- BR112019001500B1 BR112019001500B1 BR112019001500-0A BR112019001500A BR112019001500B1 BR 112019001500 B1 BR112019001500 B1 BR 112019001500B1 BR 112019001500 A BR112019001500 A BR 112019001500A BR 112019001500 B1 BR112019001500 B1 BR 112019001500B1
- Authority
- BR
- Brazil
- Prior art keywords
- fluid
- components
- fluid sample
- properties
- molar
- Prior art date
Links
- 239000012530 fluid Substances 0.000 title claims abstract description 247
- 238000012512 characterization method Methods 0.000 title claims abstract description 29
- 238000000034 method Methods 0.000 claims abstract description 50
- 238000005070 sampling Methods 0.000 claims abstract description 41
- 238000005315 distribution function Methods 0.000 claims abstract description 35
- 238000012545 processing Methods 0.000 claims description 26
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical compound [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 14
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 claims description 14
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 56
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 27
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 19
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 18
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 15
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 15
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 15
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 12
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 10
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 8
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 description 7
- ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N Propane Chemical compound CCC ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- OFBQJSOFQDEBGM-UHFFFAOYSA-N n-pentane Natural products CCCCC OFBQJSOFQDEBGM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 description 5
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 description 5
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 4
- 230000003287 optical effect Effects 0.000 description 4
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 description 3
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 3
- 230000006870 function Effects 0.000 description 3
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 3
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 3
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 3
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 2
- OTMSDBZUPAUEDD-UHFFFAOYSA-N Ethane Chemical compound CC OTMSDBZUPAUEDD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 2
- 239000001273 butane Substances 0.000 description 2
- 125000004432 carbon atom Chemical group C* 0.000 description 2
- 238000004891 communication Methods 0.000 description 2
- 238000007667 floating Methods 0.000 description 2
- 230000006872 improvement Effects 0.000 description 2
- IJDNQMDRQITEOD-UHFFFAOYSA-N n-butane Chemical compound CCCC IJDNQMDRQITEOD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000000704 physical effect Effects 0.000 description 2
- 230000008569 process Effects 0.000 description 2
- 239000001294 propane Substances 0.000 description 2
- 230000004044 response Effects 0.000 description 2
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 2
- 238000012546 transfer Methods 0.000 description 2
- 238000002940 Newton-Raphson method Methods 0.000 description 1
- RTAQQCXQSZGOHL-UHFFFAOYSA-N Titanium Chemical compound [Ti] RTAQQCXQSZGOHL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 description 1
- 238000000862 absorption spectrum Methods 0.000 description 1
- 239000008186 active pharmaceutical agent Substances 0.000 description 1
- 230000002730 additional effect Effects 0.000 description 1
- 150000001335 aliphatic alkanes Chemical group 0.000 description 1
- 239000000956 alloy Substances 0.000 description 1
- 229910045601 alloy Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 1
- 238000004587 chromatography analysis Methods 0.000 description 1
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 1
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 description 1
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 1
- 230000001934 delay Effects 0.000 description 1
- 238000013461 design Methods 0.000 description 1
- 238000011161 development Methods 0.000 description 1
- 229910003460 diamond Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000010432 diamond Substances 0.000 description 1
- 238000009792 diffusion process Methods 0.000 description 1
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 1
- 238000004821 distillation Methods 0.000 description 1
- 238000004817 gas chromatography Methods 0.000 description 1
- 230000005484 gravity Effects 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 239000004033 plastic Substances 0.000 description 1
- 239000010935 stainless steel Substances 0.000 description 1
- 229910001220 stainless steel Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000000638 stimulation Effects 0.000 description 1
- 229910052719 titanium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000010936 titanium Substances 0.000 description 1
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- -1 without limitation Substances 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B49/00—Testing the nature of borehole walls; Formation testing; Methods or apparatus for obtaining samples of soil or well fluids, specially adapted to earth drilling or wells
- E21B49/08—Obtaining fluid samples or testing fluids, in boreholes or wells
- E21B49/087—Well testing, e.g. testing for reservoir productivity or formation parameters
- E21B49/0875—Well testing, e.g. testing for reservoir productivity or formation parameters determining specific fluid parameters
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B49/00—Testing the nature of borehole walls; Formation testing; Methods or apparatus for obtaining samples of soil or well fluids, specially adapted to earth drilling or wells
- E21B49/08—Obtaining fluid samples or testing fluids, in boreholes or wells
- E21B49/081—Obtaining fluid samples or testing fluids, in boreholes or wells with down-hole means for trapping a fluid sample
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01N—INVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
- G01N33/00—Investigating or analysing materials by specific methods not covered by groups G01N1/00 - G01N31/00
- G01N33/26—Oils; Viscous liquids; Paints; Inks
- G01N33/28—Oils, i.e. hydrocarbon liquids
- G01N33/2823—Raw oil, drilling fluid or polyphasic mixtures
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Health & Medical Sciences (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Food Science & Technology (AREA)
- Medicinal Chemistry (AREA)
- Analytical Chemistry (AREA)
- Biochemistry (AREA)
- General Health & Medical Sciences (AREA)
- General Physics & Mathematics (AREA)
- Immunology (AREA)
- Pathology (AREA)
- Sampling And Sample Adjustment (AREA)
Abstract
São aqui divulgados métodos e sistemas para caracterização de fluido de amostras de fluido a partir de uma ferramenta de amostragem de fluidos de fundo de poço. Um método de caracterização de fluido pode incluir obter uma amostra de fluido de um fluido de reservatório; analisar a amostra de fluido para derivar os parâmetros de entrada, em que os parâmetros de entrada compreendem as propriedades do fluido obtidas a partir da medição da amostra de fluido; determinar frações molares componentes da amostra de fluido usando uma função de distribuição de fração molar; e determinar as propriedades calculadas do fluido usando a equação de cálculo rápido de estado.
Description
[0001] Durante a exploração de petróleo e gás, muitos tipos de informações podem ser coletadas e analisadas. As informações podem ser usadas para determinar a quantidade e qualidade de hidrocarbonetos em um reservatório e para desenvolver ou modificar estratégias para a produção de hidrocarbonetos. Por exemplo, as informações podem ser usadas para avaliação de reservatórios, garantia de vazão, estimulação de reservatórios, melhoria de instalações, estratégias de melhoria de produção e estimativa de reservas. Uma técnica para coletar informações relevantes envolve a obtenção e análise de amostras de fluido de um reservatório de interesse. Há uma variedade de ferramentas diferentes que podem ser usadas para obter a amostra de fluido. A amostra de fluido pode então ser analisada para determinar as propriedades do fluido, incluindo, sem limitação, concentrações dos componentes, peso molecular, distribuição de peso molecular, razões de gas-óleo, ponto de bolha, ponto de orvalho, envelope de fase, viscosidade, combinações dos mesmos ou semelhantes. A análise convencional exigiu a transferência das amostras de fluido para um laboratório para análise. A análise de fundo de poço da amostra de fluido também pode ser usada para fornecer propriedades de fluido em tempo real, evitando assim atrasos associados à análise laboratorial. A análise de um local de poço de superfície também pode ser usada para fornecer propriedades de fluido em tempo real sem a necessidade de transferência das amostras de fluido para um laboratório. No entanto, a determinação precisa das propriedades dos fluidos em tempo real pode ser limitada em certas circunstâncias, como durante os estágios iniciais de desenvolvimento de campo (por exemplo, exploração/avaliação) quando houver dados limitados ou potencialmente inexistentes.
[0002] Estes desenhos ilustram certos aspectos de algumas das modalidades da presente invenção e não devem ser usados para limitar ou definir a invenção.
[0003] A FIG. 1 é um diagrama esquemático de um exemplo de ferramenta de amostragem de fluido de fundo de poço num cabo de aço.
[0004] A FIG. 2 é um diagrama esquemático de um exemplo de ferramenta de amostragem de fluido de fundo de poço numa coluna de perfuração.
[0005] A FIG. 3 é um fluxograma de um exemplo de método de caracterização de fluido.
[0006] A FIG. 4 é um gráfico da distribuição de fração molar do número de carbono único de diferentes amostras de óleo vivo, em que a inserção mostra uma visão ampliada dos componentes C5 a C36 mais.
[0007] A FIG. 5 é um gráfico do logaritmo de distribuição de fração molar única mostrada na FIG. 4.
[0008] As FIGS. 6A a 6F são comparações das distribuições de fração molar de cromatógrafo de gás e desagrupado para diferentes amostras de óleo.
[0009] As FIGS. 7A a 7F são comparações de envelopes de fase previstos a partir de distribuições de fração molar de cromatógrafo de gás e desagrupado para diferentes amostras de óleo.
[0010] A FIG. 8 é um gráfico de erro relativo entre a pressão saturada a 250°F prevista a partir das distribuições de fração molar de cromatógrafo de gás e desagrupado.
[0011] São aqui divulgados métodos e sistemas para caracterização de fluido de amostras de fluido a partir de uma ferramenta de amostragem de fluidos de fundo de poço. A caracterização do fluido pode incluir uma determinação das concentrações de componentes, incluindo uma concentração de componentes desagrupada. A título de exemplo, a concentração de componentes desagrupada pode incluir uma distribuição molar dos componentes da amostra de fluido, incluindo frações mais (por exemplo, C6+) que normalmente podem ser agrupadas. Os métodos e sistemas podem ainda incluir gerar propriedades de pressão-volume-temperatura (por exemplo, ponto de bolha, previsão de envelope de fase, etc.) das amostras de fluido com base na caracterização do fluido. Como será discutido em mais detalhes abaixo, os métodos e sistemas para caracterização de fluido podem usar uma função de distribuição em conjunção com uma equação de estado para determinar as concentrações de componentes das amostras de fluido. As entradas podem incluir medições de fundo de poço da amostra de fluido, incluindo, sem limitação, razão de gás-óleo, densidade de óleo vivo e/ou ponto de bolha.
[0012] A caracterização dos fluidos de reservatório pode ser desejada em várias circunstâncias. Os fluidos de reservatório podem conter vários componentes diferentes, incluindo hidrocarbonetos e não hidrocarbonetos, de pesos moleculares variáveis, que podem dificultar a determinação precisa da concentração de componentes em tempo real. Podem ser tomadas medições de uma amostra de fluido do fluido de reservatório que pode fornecer concentrações de componentes, que são tipicamente fornecidas na composição de hidrocarbonetos mais leves com hidrocarbonetos mais pesados (C5+, C6+, etc.) agrupados. Como exemplo, a concentração de componentes pode ser fornecida mostrando frações de dióxido de carbono (CO2), metano (CH4), etano (C2H6), propano (C3H8), butano (C4H10), pentano (C5H12), e o grupo C6+ alcano. O grupo C6+ pode incluir a concentração de todos os hidrocarbonetos com seis ou mais átomos de carbono agrupados em uma única concentração de componentes. Em alguns casos, os hidrocarbonetos C5 podem não ser relatados separadamente, com o grupo de hidrocarbonetos C5+ incorporado em uma concentração de componente único. Além disso, alguns dos hidrocarbonetos inferiores, tais como os hidrocarbonetos C3, C4 ou C5 podem também ser agrupados e reportados em conjunto, por exemplo, grupo hidrocarboneto C3-C4, grupo hidrocarboneto C3-C5 e/ou grupo hidrocarboneto C4-C5. Estas concentrações podem ser fornecidas como peso ou porcentagens molares.
[0013] No entanto, a concentração de componentes agrupada pode precisar ser dividida, por exemplo, para fornecer uma concentração de componentes desagrupada. Usando a concentração de componentes desagrupada, as propriedades pressão-volume-temperatura (por exemplo, ponto de bolha, previsão de envelope de fase, etc.) da amostra de fluido podem ser determinadas, o que pode ser mais preciso do que se a concentração de componentes agrupada ou outra técnica for usada para essa determinação. Tendo essas propriedades de fluido, as informações podem ser usadas para determinar a quantidade e qualidade de hidrocarbonetos em um reservatório e para desenvolver ou modificar estratégias para a produção de hidrocarbonetos. São aqui divulgados métodos e sistemas para a caracterização de fluido que podem fornecer concentrações de componentes, incluindo concentrações de componentes desagrupadas, a partir de uma concentração de componentes agrupada. As concentrações de componentes desagrupada podem incluir a distribuição molar dos componentes, incluindo para frações mais (por exemplo, C5+, C6+), que podem então ser usadas para determinar propriedades adicionais do fluido, tais como propriedades de pressão-volume-temperatura.
[0014] A FIG. 1 é um diagrama esquemático de um exemplo de uma ferramenta de amostragem de fluido de fundo de poço 100 num cabo de aço 102. A ferramenta de amostragem de fluido de fundo de poço 100 pode ser usada para obter uma amostra de fluido, por exemplo, uma amostra de fluido de um fluido de reservatório da formação subterrânea 104. A amostra de fluido pode então ser analisada como descrito aqui para determinar uma caracterização de fluido que inclua concentrações de componentes. Como ilustrado, um furo de poço 106 pode se estender através da formação subterrânea 104. Enquanto o furo de poço 106 está representado estendendo-se geralmente na vertical para dentro da formação subterrânea 104, os princípios descritos neste documento são também aplicáveis a furos de poços que se estendem em um ângulo através da formação subterrânea 104, como furos de poços perfurados horizontais e inclinados. Por exemplo, embora a FIG. 1 mostre um poço de ângulo de inclinação vertical ou baixo, o ângulo de inclinação elevado ou a colocação horizontal do poço e do equipamento também é possível. Deve ser notado que enquanto a FIG. 1 representa, de forma geral, uma operação de base terrestre, os versados na técnica reconhecerão facilmente que os princípios descritos neste documento são igualmente aplicáveis às operações submarinas que empregam plataformas flutuantes ou de base marítima, sem se afastar do escopo da divulgação.
[0015] Como ilustrado, um guincho 108 pode ser usado para executar a ferramenta de amostragem de fluido de fundo de poço 100 no furo de poço 106. O guincho 108 pode ser colocado num veículo de recuperação 110. O guincho 108 pode ser usado, por exemplo, para elevar e abaixar o cabo de aço 102 no furo de poço 106. Enquanto o guincho 108 é mostrado no veículo de recuperação 110, deve ser entendido que o cabo de aço 102 pode, alternativamente, ser disposto a partir de um guincho 108 que é instalado na superfície 112, em vez de estar localizado no veículo de recuperação 110. A ferramenta de amostragem de fluido de fundo de poço 100 pode ser suspensa no furo de poço 106 no cabo de aço 102. Outros tipos de transporte podem ser usados para transportar a ferramenta de amostragem de fluido de fundo de poço 100 para o furo de poço 106, incluindo tubulação em bobina e tubos de perfuração com fio, por exemplo. A ferramenta de amostragem de fluido de fundo de poço 100 pode compreender um corpo de ferramenta 114, que pode ser alongado como mostrado na FIG. 1. O corpo de ferramenta 114 pode ser qualquer material adequado, incluindo, sem limitação, titânio, aço inoxidável, ligas, plástico, combinações dos mesmos e semelhantes. A ferramenta de amostragem de fluido de fundo de poço 100 pode ainda incluir um ou mais sensores 116 para medir propriedades da amostra de fluido, fluido de reservatório, furo de poço 106, formação subterrânea 104, ou semelhantes. A ferramenta de amostragem de fluido de fundo de poço 100 pode ser usada para coletar amostra de fluido da formação subterrânea 104. A ferramenta de amostragem de fluido de fundo de poço 100 pode obter e armazenar separadamente diferentes amostras de fluidos da formação subterrânea 104.
[0016] A ferramenta de amostragem de fluido de fundo de poço 100 pode ainda incluir um módulo de análise de fluido 118. O módulo de análise de fluido 118 pode ser operável para derivar propriedades e caracterizar a amostra de fluido. A título de exemplo, o módulo de análise de fluido 118 pode medir o espectro de absorção e traduzir tais medições em concentrações de componentes da amostra de fluido, que podem ser concentrações de componentes agrupadas, como descrito acima. O módulo de análise de fluido 118 pode também medir a razão de gás-óleo, a densidade do fluido vivo, a viscosidade do fluido vivo, a pressão de formação e a temperatura de formação. O módulo de análise de fluido 118 pode incluir qualquer instrumentalidade ou agregado de instrumentalidades operável para computar, classificar, processar, transmitir, receber, recuperar, originar, comutar, armazenar, exibir, manifestar, detectar, gravar, reproduzir, manipular ou utilizar qualquer forma de informações, inteligência ou dados para propósitos comerciais, científicos, de controle ou outros. Por exemplo, o módulo de análise de fluido 118 pode incluir memória de acesso aleatório (RAM), uma ou mais unidades de processamento, tais como uma unidade de processamento central (CPU) ou lógica de controle de hardware ou software, ROM e/ou outros tipos de memória não volátil.
[0017] Qualquer técnica adequada pode ser utilizada para transmitir sinais da ferramenta de amostragem de fluido de fundo de poço 100 para a superfície 112. Como ilustrado, um enlace de comunicação 120 (que pode ser com fio ou sem fio, por exemplo) pode ser fornecido para transmitir dados da ferramenta de amostragem de fluido de fundo de poço 100 para um sistema de manipulação de informações 122 na superfície 112. O sistema de manipulação de informação 122 pode incluir uma unidade de processamento 124, um monitor 126, um dispositivo de entrada 128 (por exemplo, teclado, mouse etc.), e/ou meios informáticos 130 (por exemplo, discos ópticos, discos magnéticos) que podem armazenar código representativo dos métodos aqui descritos. O sistema de manipulação de informação 122 pode ser disposto no veículo de recuperação 110 ou posicionado de outro modo na superfície 112. O sistema de manipulação de informação 122 pode atuar como um sistema de aquisição de dados e, eventualmente, um sistema de processamento de dados que analisa informações da ferramenta de amostragem de fluidos de fundo de poço 100. Por exemplo, o sistema de manipulação de informação 122 pode processar a informação para a caracterização de fluido de amostras de fluido da ferramenta de amostragem de fluido de fundo de poço 100, incluindo uma determinação das concentrações de componentes, por exemplo. O sistema de manipulação de informação 122 também pode determinar propriedades adicionais da amostra de fluido, tais como propriedades de pressão-volume-temperatura (por exemplo, ponto de bolha, previsão de envelope de fase, etc.) com base na caracterização do fluido. Este processamento pode ocorrer na superfície 112 em tempo real. Alternativamente, o processamento pode ocorrer na superfície 112 ou em outro local após a recuperação da ferramenta de amostragem de fluido de fundo de poço 100 a partir do furo de poço 106. Alternativamente, o processamento pode ser realizado por um sistema de manipulação de informação no furo de poço 106, tal como o módulo de análise de fluido 118. A caracterização de fluido e as propriedades de fluido resultantes podem então ser transmitidas para a superfície 112, por exemplo, em tempo real.
[0018] Referindo-se agora à FIG. 2, um diagrama esquemático mostra a ferramenta de amostragem de fluido de fundo de poço 100 disposta numa coluna de perfuração 132. Como ilustrado, um furo de poço 106 pode se estender através da formação subterrânea 104. A ferramenta de amostragem de fluido de fundo de poço 100 pode ser similar em configuração e operação à ferramenta de amostragem de fluido de fundo de poço 100 mostrada na FIG. 1 exceto que a FIG. 2 mostra a ferramenta de amostragem de fluido de fundo de poço 100, disposta na coluna de perfuração 132. Deve ser observado que embora a FIG. 2 geralmente represente um sistema de perfuração com base em terra, aqueles versados na técnica reconhecerão prontamente que os princípios descritos neste documento são igualmente aplicáveis a operações de perfuração submarinas que empregam plataformas e sondas flutuantes ou com base no mar sem afastamento do escopo da divulgação.
[0019] Como ilustrado, uma plataforma de perfuração 134 pode suportar uma torre 136 tendo um bloco de deslocamento 138 para elevar e abaixar a coluna de perfuração 132. A coluna de perfuração 132 pode incluir, mas não está limitada a, tubo de perfuração e tubulação espiralada, como é geralmente conhecido por aqueles versados na técnica. Um kelly 140 pode suportar a coluna de perfuração 132, uma vez que pode ser abaixado através de uma mesa rotativa 142. Uma broca de perfuração 144 pode ser fixada na extremidade distal da coluna de perfuração 132 e pode ser conduzida por um motor de fundo de poço e/ou através da rotação da coluna de perfuração 132 a partir da superfície 112. Sem limitação, a broca de perfuração 144 pode incluir, brocas de rolo cônico brocas de PDC, brocas de diamante natural, quaisquer abridores de furo, alargadores, brocas de testemunho e semelhantes. À medida que a broca de perfuração 144 gira, ela pode criar e estender o furo de poço 106 que penetra em várias formações subterrâneas 104. Uma bomba 148 pode circular o fluido de perfuração através de um tubo de alimentação 150 para o kelly 140, para dentro do interior da coluna de perfuração 132, através de orifícios na broca de perfuração 144, de volta à superfície 112 através do anel 152 circundando a coluna de perfuração 132, e em um tanque de retenção 154.
[0020] A broca de perfuração 144 pode ser apenas uma peça de um conjunto de fundo de poço que pode incluir um ou mais colares de perfuração 146 e a ferramenta de amostragem de fluido de fundo de poço 100. A ferramenta de amostragem de fluido de fundo de poço 100, que pode ser incorporada nos colares de perfuração 146), pode reunir medições e amostras de fluido, como aqui descrito. Como descrito anteriormente, as informações da ferramenta de amostragem de fluido de fundo de poço 100 podem ser transmitidas para um sistema de manipulação de informação 122, que pode estar localizado na superfície 112. Como ilustrado, um enlace de comunicação 120 (que pode ser com fio ou sem fio, por exemplo) pode ser fornecido para transmitir dados da ferramenta de amostragem de fluido de fundo de poço 100 para um sistema de manipulação de informações 122 na superfície 112. O sistema de manipulação de informação 122 pode incluir uma unidade de processamento 124, um monitor 126, um dispositivo de entrada 128 (por exemplo, teclado, mouse etc.), e/ou meios informáticos 130 (por exemplo, discos ópticos, discos magnéticos) que podem armazenar código representativo dos métodos aqui descritos. Além do, ou no lugar do processamento na superfície 112, o processamento pode ocorrer no fundo do poço (por exemplo, módulo de análise de fluido 118 na FIG. 1).
[0021] A FIG. 3 mostra um fluxograma de um exemplo de um método de caracterização de fluido 156. O método de caracterização de fluido 156 pode ser implementado utilizando os sistemas implementados nas FIGS. 1 e 2, por exemplo, para caracterizar as propriedades do fluido de uma amostra de fluido. O método de caracterização de fluido 156 pode ser implementado na superfície 112 ou no furo de poço 106. A título de exemplo, o módulo de análise de fluido 118 da ferramenta de amostragem de fluido de fundo de poço 100 pode incluir uma unidade de processamento (por exemplo, um microprocessador, etc.) que pode ser operável para implementar uma ou mais das etapas do método de caracterização de fluido 156. A título de exemplo adicional, o sistema de manipulação de informação 122 pode também incluir uma unidade de processamento 124 (por exemplo, um microprocessador, etc.) que pode ser operável para implementar uma ou mais das etapas do método de caracterização de fluido 156. Como será apreciado, o processamento pode ocorrer tanto no furo de poço 106, na superfície 112, numa localização remota, ou numa combinação destes locais.
[0022] Na etapa 158, pode ser obtida uma amostra de fluido. A amostra de fluido pode ser uma amostra de fluido de um reservatório de interesse, por exemplo, da formação subterrânea 104 mostrada nas FIGS. 1 e 2. Qualquer técnica adequada pode ser usada para obter amostras de fluido. Como descrito anteriormente, a ferramenta de amostragem de fluido de fundo de poço 100 pode ser utilizada para recolher amostra de fluido num cabo de aço 102 (por exemplo, a FIG. 1) ou numa coluna de perfuração 132 (por exemplo, FIG. 2), por exemplo. Por exemplo, a ferramenta de amostragem de fluido de fundo de poço 100 pode ser operada para obter uma amostra de fluido. A amostra de fluido pode ser obtida à temperatura e pressão de formação. Deve ser entendido que a ferramenta de amostragem de fluido de fundo de poço 100 é meramente ilustrativa de um aparelho de exemplo que pode ser usado na obtenção de uma amostra de fluido e os versados na técnica devem ser capazes de selecionar um aparelho apropriado e metodologia associada para obter uma amostra de fluido. A amostra de fluido não precisa necessariamente ser coletada no fundo de poço. A título de exemplo, as técnicas aqui descritas podem ser utilizadas para caracterizar a amostra de fluido de um fluido produzido que pode ser obtido na superfície 112. Depois da amostra de fluido ser obtida, podem ocorrer etapas de processamento subsequentes (por exemplo, etapas 160 a 178) na superfície 112 ou no furo de poço 106. Alternativamente, a amostra de fluido pode ser transferida para um local remoto para uma ou mais das etapas de processamento subsequentes.
[0023] Na etapa 160, a amostra de fluido pode ser analisada para derivar parâmetros de entrada que caracterizam a amostra de fluido. Sem limitação, os parâmetros de entrada podem ser obtidos a partir de medições da amostra de fluido. As medições podem ser realizadas no furo de poço 106, na superfície 112, ou num local remoto. A ferramenta de amostragem de fluido de fundo de poço 100 ou outras ferramentas de avaliação de formação adequadas podem ser utilizadas para analisar a amostra de fluido. Qualquer instrumento de medição capaz de produzir uma resposta mensurável à mudança da propriedade do fluido pode ser usado. O instrumento de medição pode conter um detector e/ou sensor detectando, por exemplo, densidade, resistividade/condutividade, viscosidade, cromatografia, radioatividade, constante dielétrica, densidade óptica, ressonância magnética, peso, impedância acústica, velocidade acústica, resposta óptica, coeficientes de difusão, peso molecular, índice de refração a vários comprimentos de onda e combinações dos mesmos. Um ou mais sensores ou detectores podem ser usados no instrumento de medição.
[0024] Os parâmetros de entrada da amostra de fluido que podem ser derivados podem incluir propriedades de fluido que podem ser obtidas de medições da amostra de fluido, incluindo, sem limitação, uma ou mais concentrações de componentes (por exemplo, % em peso, etc.), razão de gás-para-óleo, densidade de óleo vivo (ou densidade de óleo morto) e ponto de bolha. Propriedades fluidas adicionais que podem ser derivadas podem incluir uma ou mais frações volumétricas de água, gravidade API, viscosidade do óleo vivo, temperatura de formação ou pressão de formação, entre outras. Como previamente descrito, as concentrações de componentes obtidas a partir destas medições podem tipicamente ser uma concentração de componentes agrupados com concentração de hidrocarbonetos mais pesados agrupados. Como exemplo, a concentração de componentes pode ser fornecida mostrando frações de dióxido de carbono (CO2), metano (CH4), etano (C2H6), propano (C3H8), butano (C4H10), pentano (C5H12), e o grupo C6+. O grupo C6+ pode incluir a concentração de todos os hidrocarbonetos com seis ou mais átomos de carbono agrupados em uma única concentração de componentes. Em alguns casos, os hidrocarbonetos C5 podem não ser relatados separadamente, com o grupo de hidrocarbonetos C5+ incorporado em uma concentração de componente único. Além disso, alguns dos hidrocarbonetos inferiores, tais como os hidrocarbonetos C3, C4 ou C5 podem também ser agrupados e reportados em conjunto, por exemplo, grupo hidrocarboneto C3-C4, grupo hidrocarboneto C3-C5 e/ou grupo hidrocarboneto C4-C5. Estas concentrações podem ser fornecidas como peso ou porcentagens molares. “Óleo vivo” normalmente se refere a um óleo nas condições do reservatório. Uma amostra de fluido nas condições de reservatório pode ser referida como "óleo vivo". A densidade de óleo vivo da amostra de fluido pode ser obtida a partir de medições nas condições do reservatório. Sem limitação, a densidade de óleo vivo pode ser obtida usando um sensor de densidade, por exemplo, na ferramenta de amostragem de fluido de fundo de poço 100. O ponto de bolha é a temperatura e pressão em que a primeira bolha de gás sai da amostra de fluido. Sem limitação, o ponto de bolha pode ser obtido em medições no fundo de poço. Sem limitação, a razão de gás-óleo pode ser obtida medindo a quantidade de componente de vapor e componentes líquidos de petróleo bruto usando picos de absorção no infravermelho próximo. A razão de componentes de vapor para o pico de óleo pode estar diretamente relacionada à razão de gás para óleo.
[0025] Na etapa 162, podem ser obtidos valores iniciais para o peso molecular dos componentes C6 + (X1) e a densidade dos componentes C36 + (X2). O peso molecular dos componentes C6 + (X1) e a densidade dos componentes C36 + (À2) podem ser dois desconhecidos que são determinados pelo método de caracterização de fluido 156. Usando esses valores, podem ser determinadas as concentrações de componentes da amostra de fluido, incluindo uma concentração de componentes desagrupados. Os valores iniciais para o peso molecular dos componentes C6 + (X1) e a densidade dos componentes C36+ (X2) podem ser derivados usando os parâmetros de entrada obtidos na etapa 160 a partir da análise da amostra de fluido.
[0026] Em seguida, uma função de distribuição de fração molar pode ser usada para determinar as frações molares da amostra de fluido. Na etapa 164, a função de distribuição de fração molar pode ser resolvida e, na etapa 166, as frações molares do componente da amostra de fluido podem ser determinadas com base na função de distribuição de fração molar. A função de distribuição de fração molar pode caracterizar o fluido do reservatório como uma função da fração molar de diferentes componentes do fluido. A FIG. 4 mostra uma distribuição de fração molar de número único de carbono para uma série de amostras de fluido. Como ilustrado, a distribuição de fração molar é fornecida na FIG. 4 para mais de dez amostras leves de condensado de óleo/gás com base em cromatografia gasosa de laboratório e resultados de destilação. Como ilustrado, todas as amostras têm uma fração máxima em C1, o que pode ser devido à natureza do óleo leve, por exemplo. A fração molar declina dramaticamente com o aumento do número de carbonos. No entanto, outro aumento é observado em C5 até um máximo secundário pode ser alcançado em C8. Então a fração molar diminui em direção a um platô de zero. A tendência exponencial crescente de C5 para C8 e a tendência decrescente exponencial de C8 para C36+ podem ser observadas na FIG. 5, que é um gráfico de semiperfil da FIG. 4 Com base nessas observações, uma função de distribuição exponencial dividida pode ser usada como a função de distribuição de fração molar da seguinte forma:
Na equação 1, zi é a fração molar de componente com o número de carbono i e k é o número de carbono simples com a fração molar máxima local, que pode variar para diferentes amostras de fluido. Para o grupo de amostras mostradas nas FIGS. 4 e 5, k=8~13. G, T e a são parâmetros a serem resolvidos para certas amostras, em que G é um parâmetro de escala para ajustar uma fração molar total de C5 a C200 e T e α são parâmetros para ajustar as tendências crescentes e decrescentes (por exemplo, concavidade das curvas). Os subscritos 1 e 2 na equação 1 denotam as regiões crescente e decrescente, respectivamente. O subscrito i representa o número de carbono único.
[0027] Na etapa 164, a função de distribuição de fração molar pode ser resolvida. Como descrito anteriormente, a função de distribuição de fração molar pode caracterizar o número de carbonos simples como uma função da fração molar para uma amostra de fluido. A função de distribuição de fração molar pode incluir um ou mais parâmetros desconhecidos que podem precisar ser resolvidos para caracterizar as frações molares do componente de uma amostra de fluido. A título de exemplo, a equação 1 inclui cinco parâmetros desconhecidos (g, T1, T2, α1, e α2 ) precisam ser resolvidos para que as frações molares do componente possam ser determinadas. Uma ou mais restrições podem ser usadas para determinar os parâmetros desconhecidos na função de distribuição de fração molar. Cinco restrições podem ser necessárias para resolver a equação 1, pois há cinco parâmetros desconhecidos. A base das restrições que podem ser utilizadas para a função de distribuição de fração molar pode incluir, sem limitação, o equilíbrio molar, o equilíbrio de massa, a natureza de continuidade das funções ou combinações das mesmas. As restrições também podem incluir suposições teóricas, suposições semiempíricas ou suposições empíricas. Assim, determinar os parâmetros desconhecidos pode ser uma determinação semiempírica ou empírica. Por conseguinte, na etapa 64, a função de distribuição de fração molar (por exemplo, a equação 1) pode ser resolvida para determinar os parâmetros desconhecidos.
[0028] Na etapa 166, uma função de distribuição de fração molar pode ser usada para determinar as frações molares de componentes. Sem limitação, com os parâmetros desconhecidos da função de distribuição de fração molar conhecidos, a função de distribuição de fração molar pode ser usada para determinar o componente C1-C200. A título de exemplo, as frações molares de componentes determinadas a partir da função de distribuição de fração molar pode ser uma concentração de componentes desagrupada que inclui a distribuição molar de componentes, incluindo frações mais (C5+, C6+, etc.). Onde a equação 1 pode ser usada, a fração molar ou zi (i= 1 a 200) do fluido de amostra pode ser obtida.
[0029] Na etapa 168, a equação de cálculos rápidos de estado pode ser realizada para derivar propriedades de fluido calculadas. A equação de cálculos rápidos de estado pode ser realizada sobre as frações molares de componentes determinadas na etapa 166. Para reduzir a complexidade computacional, as frações molares de componentes podem ser agrupadas, por exemplo, em frações molares C1, C2,. . . , C34, C35 e C36+. As propriedades de fluido calculadas determinadas pela equação de cálculos flash de estado podem incluir uma ou mais razões de gás para óleo ou densidade de óleo morto, por exemplo. “Óleo morto” normalmente se refere a um óleo a uma pressão suficientemente baixa que não contém substancialmente gás dissolvido ou óleo relativamente espesso que tenha perdido seus componentes voláteis. Propriedades fluidas calculadas adicionais podem incluir, mas não devem estar limitadas a, distribuição de fração molar líquida, distribuição de fração molar de vapor, densidade, peso molecular e volume molar da porção líquida e vapor do óleo vivo.
[0030] Os cálculos rápidos podem ser baseados na equação de equações de estado que representam a relação funcional entre pressão, volume e temperatura da amostra de fluido. Equações de estados podem ser usadas para prever propriedades físicas, tais como propriedades macroscópicas de pressão-volume-temperatura, incluindo ponto de bolha, ponto de orvalho, envelope de fase, viscosidade, densidade, combinações dos mesmos.
[0031] A equação de cálculos rápidos de estado pode usar informações ou propriedades como temperatura, pressão e composição. Por exemplo, uma simples equação de estado é PV=nRT, conhecida como a lei dos gases ideais, onde P=pressão, V=volume, n=mols, R=Constante de Gás Perfeito (também usada para conversão de unidades) e T = temperatura absoluta (Kelvin ou Rankine). Quando as propriedades físicas e a composição do fluido do reservatório sob um determinado conjunto de condições são conhecidas, o comportamento do fluido do reservatório em outras pressões e temperaturas pode ser previsto. Equações de estado que podem ser usadas podem incluir, por exemplo, expansões da lei de gases ideais para considerar composições moleculares individuais. De acordo com algumas modalidades, elas são equações de terceira ordem. Qualquer uma de uma variedade de equações de estado pode ser usada. A equação de estado pode ser cúbica ou não cúbica. A equação de estado pode variar dependendo de um ou mais componentes composicionais da amostra de fluido. As equações de estado têm muitos nomes, pois foram modificadas para melhorar a correspondência entre o comportamento previsto e o observado. Sem limitação, a equação de estado pode ser selecionada de um ou mais de Boyle, Van der Waals, Redlich-Kwong, Soave-Redlich-Kwong, Peng-Robinson, Peng- Robinson-Stryjek- Vera, Patek-Teja, Schmit-Wenzel ou Esmaeilzadeh-Roshanfekr.
[0032] Na etapa 170, as propriedades do fluido calculadas podem ser comparadas com os parâmetros do fluido de entrada. Como descrito acima, os parâmetros do fluido de entrada podem ser derivados da análise da amostra de fluido na etapa 160. A título de exemplo, a razão de gás para óleo e a densidade do óleo vivo podem ser medidas. A partir da densidade do óleo vivo, a densidade do óleo morto pode ser determinada. As propriedades de fluido calculadas também podem incluir uma razão calculada de gás-para-óleo e uma densidade calculada de óleo morto. Sem limitação, essa comparação pode incluir a comparação da razão de gás-óleo calculada com a razão de entrada gás-óleo obtida da análise de fluido na etapa 160. Sem limitação, esta comparação pode incluir ainda a comparação da razão de gás-óleo calculada e a densidade de óleo morto derivada da entrada obtida da análise de fluido na etapa 160.
[0033] Um erro de tolerância pode ser usado, etapa 172, para determinar se outra iteração através da função de distribuição de fração molar (etapas 162 a 170) e a equação de cálculos rápidos de estado (etapa 168) podem ser necessárias. O erro de tolerância pode ser um valor pequeno selecionado para impactar o número da iteração e o tempo total de cálculo, mas deve ter um impacto mínimo nos resultados finais. Sem limitação, se as diferenças relativas entre os parâmetros de entrada de fluido e os parâmetros de fluido calculados não estiverem dentro de um erro de tolerância, então outra iteração pode ser necessária. A título de exemplo, se a diferença relativa entre a razão de gás-óleo calculada e a razão de entrada gás-óleo e entre a densidade de óleo morto calculada e a densidade de óleo morto derivada da densidade de óleo morto de entrada não estiver dentro de um erro de tolerância, outra iteração pode ser necessária. Se o erro de tolerância determinar que outra iteração pode ser necessária, os valores para o peso molecular de componentes C6+ (X1), a densidade de componentes C36+ (X2) pode ser atualizada (etapa 174) e as etapas 164 a 172 podem ser repetidas. Os valores de atualização para o peso molecular de componentes C6+ (X1) e a densidade de componentes C36+ (X2) podem utilizar qualquer um de uma variedade de diferentes algoritmos de análise, incluindo, sem limitação, o método de Newton-Raphson. A iteração das etapas 164 a 172 pode ser repetida com valores para o peso molecular de componentes C6+ (X1) e a densidade de componentes C36+ (X2) pode ser obtida até valores para a comparação da etapa 170 ou dentro do erro de tolerância da etapa 172.
[0034] Quando o erro de tolerância da etapa 172 pode ser satisfeito, o método de caracterização de fluido 156 move-se para a etapa 176 e otimiza os valores para o peso molecular de componentes C6+ (X1) e a densidade de componentes C36+ (X2) para a amostra de fluido pode ser retornada. No bloco 178, os valores otimizados podem resultar em valores otimizados que podem ser usados para gerar uma saída de frações molares componentes (por exemplo, distribuições molares C1-C200) e propriedades de pressão- volume-temperatura, tais como previsão de ponto de bolha e envelope de fase, entre outros. Sem limitação, os valores otimizados podem ser usados para calcular os valores de saída para frações molares componentes (por exemplo, distribuições molares C1-C200) e propriedades de pressão-volume-temperatura. As frações molares componentes podem ser uma fração molar componente não agrupada. As frações molares retiradas podem compreender frações molares componentes para cada número de carbono de C1 a C200. Alternativamente, as frações molares do componente eliminado podem ser expandidas, mas podem continuar a ter alguns dos hidrocarbonetos mais pesados aglomerados em um grupo. Por exemplo, dez, vinte, trinta ou mesmo mais frações molares componentes podem ser fornecidas para hidrocarbonetos C5+.
[0035] As técnicas aqui divulgadas para caracterizações de fluidos, tais como o método de caracterização de fluido 156, podem ser realizadas em tempo real. Desempenho em “tempo real” refere-se à caracterização do fluido “on the fly” realizada durante o uso em campo da ferramenta de amostragem de fluido de fundo de poço 100 (ou outra ferramenta), ao contrário de antes do uso em campo ou depois do uso em campo, por exemplo, desempenho em tempo real, tal como durante o perfilamento, sem recuperar a ferramenta de amostragem de fluido de fundo de poço 100 ou a amostra de fluido de fundo de poço. O desempenho da caracterização de fluido em tempo real pode permitir que um usuário determine as frações molares do componente e a previsão do envelope de fase no mesmo tempo em que as medições são feitas.
[0036] Sem limitação, as técnicas precedentes podem ser usadas numa variedade de métodos e sistemas para caracterizar uma amostra de fluido. Um exemplo de um método de caracterização de fluido pode compreender obter uma amostra de fluido de um fluido de reservatório; analisar a amostra de fluido para derivar os parâmetros de entrada, em que os parâmetros de entrada compreendem as propriedades do fluido obtidas a partir da medição da amostra de fluido; determinar frações molares componentes da amostra de fluido usando uma função de distribuição de fração molar; e determinar as propriedades calculadas do fluido usando a equação de cálculo rápido de estado. Um exemplo de um sistema para caracterizar uma amostra de fluido pode compreender uma ferramenta de amostragem de fluido no fundo de poço que pode ser operada para obter amostras de fluido enquanto está disposta em um furo de poço; e uma unidade de processamento operável para analisar a amostra de fluido para derivar os parâmetros de entrada, em que os parâmetros de entrada compreendem as propriedades do fluido obtidas da medição da amostra de fluido, determinar as frações molares de componentes da amostra de fluido usando uma função de distribuição de fração molar e determinar as propriedades calculadas do fluido usando a equação de cálculo rápido de estado.
[0037] Estes métodos e/ou sistemas de caracterização de fluido para caracterizar uma amostra de fluido podem incluir qualquer uma das várias características das composições, métodos e sistemas aqui divulgados. Sem limitação, os métodos e/ou sistemas podem ainda compreender operar uma ferramenta de amostragem de fluidos no fundo do poço num poço para obter a amostra de fluido. Os métodos e/ou sistemas podem ainda compreender em que as propriedades de fluido dos parâmetros de entrada compreendem uma concentração de componentes, uma densidade de óleo vivo e uma razão de gás-óleo. Os métodos e/ou sistemas podem ainda compreender em que a concentração do componente é uma concentração de componentes agrupados. Os métodos e/ou sistemas podem ainda compreender obter valores iniciais para o peso molecular dos componentes C6+ e a densidade dos componentes C36+ da amostra de fluido. Os métodos e/ou sistemas podem ainda compreender em que os valores iniciais são utilizados na função de distribuição de fração molar para determinar as frações molares de componentes. Os métodos e/ou sistemas podem ainda compreender em que as frações molares do componente determinadas utilizando a função de distribuição de fração molar são frações molares de componentes desagrupadas de uma concentração de componente desagrupada obtida na etapa de analisar a amostra de fluido. Os métodos e/ou sistemas podem ainda compreender em que a função de distribuição de fração mol é representada pela equação (1). Os métodos e/ou sistemas podem ainda compreender em que a etapa de determinar as frações molares de componentes da amostra de fluido compreende resolver a função de distribuição de fração molar para um ou mais parâmetros desconhecidos. Os métodos e/ou sistemas podem ainda compreender em que a etapa de determinar as frações molares de componentes da amostra de fluido compreende determinar as frações molares de componentes da amostra de fluido com base na função de distribuição de fração molar. Os métodos e/ou sistemas podem ainda compreender comparar as propriedades de fluido calculadas com os parâmetros de entrada, as propriedades de fluido calculadas e os parâmetros de entrada que compreendem a razão de gás-óleo e a densidade do óleo morto. Os métodos e/ou sistemas podem ainda compreender determinar os valores atualizados para peso molecular de componentes C6+ e a densidade de componentes C36+ da amostra de fluido se a diferença nas propriedades de fluido calculadas não estiverem dentro de um erro de tolerância, e então repetir as etapas de determinação das frações molares de componentes e determinar as propriedades de fluido calculadas. Os métodos e/ou sistemas podem ainda compreender em que a ferramenta de amostragem de fluido de fundo de poço compreendendo um corpo de ferramenta alongado e um sensor. Os métodos e/ou sistemas podem ainda compreender em que a unidade de processamento é distribuída entre uma unidade de processamento de fundo de poço e uma unidade de processamento disposta numa superfície.
[0038] Para facilitar uma melhor compreensão da presente técnica, são apresentados os seguintes exemplos de algumas formas de realização específicas. De forma nenhuma os seguintes exemplos devem ser lidos para limitar ou definir o escopo da invenção.
[0039] As técnicas divulgadas aqui foram usadas para caracterizar seis amostras de óleo diferentes. As amostras de óleo tinham razões variadas de gás para óleo de 100 a 2000 cc/cc. As frações molares de componente previstas do método de caracterização de fluido 156 foram comparadas com dados do cromatógrafo de gás medidos em laboratório. Primeiro, as composições de fluido de comprimento total do relatório do cromatógrafo de gás foram agrupadas em componentes de CO2, C1, C2, C3, C4-5 e C6+, em porcentagem de peso para simular os resultados de medição de uma ferramenta de fundo de poço. Estes podem ser referidos como dados de pseudo-ferramenta. Os dados da pseudo-ferramenta, juntamente com a razão de gás-óleo e a densidade do óleo morto podem então ser usados como as propriedades do fluido de entrada derivadas na etapa 160 da FIG. 3. Com base na razão de gás-óleo e densidade de óleo morto, os dados da pseudo-ferramenta podem ser eliminados e caracterizados nas etapas 162 a 170 e, em seguida, repetidos até que o erro de tolerância seja satisfeito. As frações molares de componentes desagrupadas para as seis amostras de óleo são comparadas com os dados do cromatógrafo de gás nas FIGS. 6A a 6F. O número de carbono 36 indica a fração de 36+. Como pode ser visto nas FIGS. 6A a 6F, as frações molares de componentes desagrupadas e os dados do cromatógrafo de gás estão em boa concordância. Além disso, as frações molares de componentes desagrupadas e os dados do cromatógrafo de gás podem ser utilizados para gerar o envelope de fase. As FIGS. 7A a 7F ilustram uma comparação das previsões de envelope de fase derivadas das frações molares de componentes desagrupadas e os dados do cromatógrafo de gás. Como pode ser visto nas FIGS. 7A a 7F, as previsões de envolve de fase estão em boa concordância para as frações molares de componentes desagrupadas e os dados de cromatógrafo de gás. Nas condições de reservatório, o ponto de bolha pode ser considerado. Por conseguinte, as FIGS. 8A a 8F ilustram uma comparação do erro relativo entre a pressão saturada a 250°F prevista para frações molares de componentes desagrupados e os dados do cromatógrafo de gás. Note-se que geralmente o erro relativo aumenta à medida que aumenta a razão de gás-óleo do fluido. O erro máximo foi de cerca de 5%.
[0040] A descrição anterior proporciona várias modalidades de sistemas e métodos de utilização que podem conter diferentes etapas do método e combinações alternativas de componentes. Deve ser entendido que, embora as modalidades individuais possam ser aqui discutidas, a presente divulgação abrange todas as combinações das modalidades divulgadas, incluindo, sem limitação, as diferentes combinações de componentes, combinações de etapas de métodos e propriedades do sistema.
[0041] Deve ser compreendido que as composições e os métodos estão descritos em termos de “compreendendo”, “contendo” ou “incluindo” vários componentes ou etapas, as composições e métodos também podem “consistir essencialmente em” ou “consistir em” vários componentes e etapas. Além disso, os artigos indefinidos "um" ou "uma", como usados nas reivindicações, são definidos neste documento para significar um ou mais do que um do elemento que eles introduzem.
[0042] Portanto, as modalidades presentes neste documento são bem adaptadas para alcançar as finalidades e as vantagens mencionadas, assim como aquelas que são inerentes às mesmas. As modalidades particulares divulgadas acima são meramente ilustrativas, uma vez que a presente invenção pode ser modificada e praticada de maneiras diferentes, porém equivalentes, evidentes àqueles versados na técnica que tiverem o benefício dos ensinamentos neste documento. Embora as modalidades individuais estejam discutidas, a invenção abrange todas as combinações de todas essas modalidades. Além disso, nenhuma limitação é destinada aos detalhes de construção ou projeto mostrados neste documento, a não ser aquelas descritas nas reivindicações abaixo. Além disso, os termos nas reivindicações têm seu significado simples e comum, a menos que explicitamente e claramente definido de outra forma pelo titular da patente. Portanto, é evidente que as modalidades ilustrativas particulares divulgadas acima podem ser alteradas ou modificadas e que todas essas variações são consideradas dentro do escopo e do espírito da presente divulgação. Se existir qualquer conflito nas utilizações de uma palavra ou termo neste relatório descritivo e em uma ou mais patentes ou outros documentos que possam ser incorporados neste por referência, as definições que forem consistentes com este relatório descritivo devem ser adotadas.
Claims (20)
1. Método de caracterização de fluido, caracterizado pelo fato de que compreende: obter uma amostra de fluido de um fluido de reservatório; analisar a amostra de fluido para derivar os parâmetros de entrada, em que os parâmetros de entrada compreendem as propriedades do fluido obtidas a partir da medição da amostra de fluido; determinar as frações molares de componentes da amostra de fluido usando uma função de distribuição de fração molar; e determinar as propriedades de fluido calculadas usando a equação de cálculo rápido de estado.
2. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que a obtenção d amostra de fluido compreende operar uma ferramenta de amostragem de fluido de fundo de poço num furo de poço para obter a amostra de fluido.
3. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que propriedades de fluido dos parâmetros de entrada compreendem uma concentração de componentes, uma densidade de óleo vivo, e uma razão de gás-óleo.
4. Método, de acordo com a reivindicação 3, caracterizado pelo fato de que a concentração de componentes é uma concentração de componentes desagrupada.
5. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que compreende ainda obter valores iniciais para o peso molecular dos componentes C6+ e a densidade dos componentes C36+ da amostra de fluido.
6. Método, de acordo com a reivindicação 5, caracterizado pelo fato de que os valores inicias são utilizados na função de distribuição de fração molar para determinar as frações molares de componentes.
7. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que as frações molares de componente determinadas utilizando a função de distribuição de fração molar são frações molares de componente desagrupadas de uma concentração de componente desagrupada obtida na etapa de analisar a amostra de fluido.
8. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que a função de distribuição de fração molar é representada pela seguinte equação:
em que i é um número de carbono único, z é uma fração molar de componente com um número de carbono único i, k é um número de carbono único com fração molar máxima local e d, 02, Ti, T2, e α são parâmetros desconhecidos a serem resolvidos.
9. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que a etapa de determinar as frações molares de componentes da amostra de fluido compreende resolver a função de distribuição de fração molar para um ou mais parâmetros desconhecidos.
10. Método, de acordo com a reivindicação 9, caracterizado pelo fato de que a etapa de determinar as frações molares de componentes da amostra de fluido compreende determinar as frações molares de componentes da amostra de fluido com base na função de distribuição de fração molar.
11. Método, de acordo com a reivindicação i, caracterizado pelo fato de que comparar as propriedades de fluido calculadas com os parâmetros de entrada, as propriedades de fluido calculadas e os parâmetros de entrada que compreendem a razão de gás-óleo e a densidade do óleo morto.
12. Método, de acordo com a reivindicação ii, caracterizado pelo fato de que compreender determinar os valores atualizados para peso molecular de componentes C6+ e a densidade de componentes C36+ da amostra de fluido se uma diferença nas propriedades de fluido calculadas não estiverem dentro de um erro de tolerância, e então repetir as etapas de determinação das frações molares de componentes e determinar as propriedades de fluido calculadas.
13. Sistema para caracterizar uma amostra de fluido, caracterizado pelo fato de que compreende: uma ferramenta de amostragem de fluido de fundo de poço, operável para obter amostras de fluido enquanto estiver disposta em um furo de poço; e uma unidade de processamento operável para analisar a amostra de fluido para derivar os parâmetros de entrada, em que os parâmetros de entrada compreendem as propriedades do fluido obtidas da medição da amostra de fluido, determinar as frações molares de componentes da amostra de fluido usando uma função de distribuição da fração molar e determinar as propriedades calculadas do fluido usando a equação de cálculo rápido de estado.
14. Sistema, de acordo com a reivindicação 13, caracterizado pelo fato de que a ferramenta de amostragem de fluido de fundo de poço compreende um corpo de ferramenta alongado e um sensor.
15. Sistema, de acordo com a reivindicação 13, caracterizado pelo fato de que a unidade de processamento é distribuída entre uma unidade de processamento de fundo de poço e uma unidade de processamento disposta numa superfície.
16. Sistema, de acordo com a reivindicação 13, caracterizado pelo fato de que as propriedades de fluido dos parâmetros de entrada compreendem uma concentração de componentes, uma densidade de óleo vivo, e uma razão de gás-óleo, e em que a concentração de componente é uma concentração de componente agrupada.
17. Sistema, de acordo com a reivindicação 13, caracterizado pelo fato de que a unidade de processamento é ainda operável para obter valores iniciais para o peso molecular dos componentes C6+ e a densidade dos componentes C36+ da amostra de fluido, em que os valores iniciais são utilizados na função de distribuição de fração molar para determinar as frações molares de componentes.
18. Sistema, de acordo com a reivindicação 13, caracterizado pelo fato de que a função de distribuição de fração molar é representada pela seguinte equação:
em que i é um número de carbono único, z é uma fração molar de componente com um número de carbono único i, k é um número de carbono único com fração molar máxima local e d, 02, Ti, T2, e α são parâmetros desconhecidos a serem resolvidos.
19. Sistema, de acordo com a reivindicação 13, caracterizado pelo fato de que a unidade de processamento e operável ainda para comparar as propriedades de fluido calculadas com os parâmetros de entrada, as propriedades de fluido calculadas e os parâmetros de entrada que compreendem a razão de gás-óleo e a densidade do óleo morto.
20. Sistema, de acordo com a reivindicação i3, caracterizado pelo fato de que a unidade de processamento é ainda operável para determinar valores atualizados para o peso molecular dos componentes C6+ e a densidade dos componentes C36+ da amostra de fluido se a diferença nas propriedades de fluido calculadas não estiver dentro de um erro de tolerância.
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| PCT/US2016/046605 WO2018031022A1 (en) | 2016-08-11 | 2016-08-11 | Fluid characterization and phase envelope prediction from downhole fluid sampling tool |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| BR112019001500A2 BR112019001500A2 (pt) | 2019-05-07 |
| BR112019001500B1 true BR112019001500B1 (pt) | 2022-06-21 |
Family
ID=61162403
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| BR112019001500-0A BR112019001500B1 (pt) | 2016-08-11 | 2016-08-11 | Método de caracterização de fluido e sistema para caracterizar uma amostra de fluido |
Country Status (5)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US10550692B2 (pt) |
| EP (1) | EP3488077B1 (pt) |
| BR (1) | BR112019001500B1 (pt) |
| SA (1) | SA519400867B1 (pt) |
| WO (1) | WO2018031022A1 (pt) |
Families Citing this family (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO2018031021A1 (en) * | 2016-08-11 | 2018-02-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Drilling fluid contamination determination for downhole fluid sampling tool |
| US10598010B2 (en) * | 2016-08-16 | 2020-03-24 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Method for constructing a continuous PVT phase envelope log |
| US11099292B1 (en) * | 2019-04-10 | 2021-08-24 | Vinegar Technologies LLC | Method for determining the composition of natural gas liquids, mean pore-size and tortuosity in a subsurface formation using NMR |
| US11905830B2 (en) | 2021-04-01 | 2024-02-20 | Halliburton Energy Services, Inc. | Identifying asphaltene precipitation and aggregation with a formation testing and sampling tool |
| BR112023024368A2 (pt) | 2021-08-17 | 2024-02-27 | Halliburton Energy Services Inc | Método e sistema |
| US11808147B2 (en) | 2021-09-21 | 2023-11-07 | Halliburton Energy Services, Inc. | Multi-phase fluid identification for subsurface sensor measurement |
| US11933171B2 (en) | 2022-01-04 | 2024-03-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Adaptive detection of abnormal channels for subsurface optical measurements |
Family Cites Families (13)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US7526953B2 (en) | 2002-12-03 | 2009-05-05 | Schlumberger Technology Corporation | Methods and apparatus for the downhole characterization of formation fluids |
| US7458258B2 (en) * | 2005-12-16 | 2008-12-02 | Schlumberger Technology Corporation | Methods and apparatus for oil composition determination |
| US7996154B2 (en) * | 2008-03-27 | 2011-08-09 | Schlumberger Technology Corporation | Methods and apparatus for analysis of downhole asphaltene gradients and applications thereof |
| WO2009138911A2 (en) * | 2008-05-13 | 2009-11-19 | Schlumberger Canada Limited | Methods and apparatus for characterization of petroleum fluids contaminated with drilling mud |
| US8367413B2 (en) | 2008-12-16 | 2013-02-05 | Halliburton Energy Services, Inc. | Determining formation fluid composition |
| BR112012000676A2 (pt) * | 2009-07-13 | 2019-09-24 | Prad Research And Development Limited | método para caracterizar fluido de petróleo em um reservatório atravessado por um furo de poço |
| US9029155B2 (en) * | 2010-05-20 | 2015-05-12 | Schlumberger Technology Corporation | Direct measurement of fluid contamination |
| WO2012094007A2 (en) | 2011-01-06 | 2012-07-12 | Halliburton Energy Services, Inc. | Downhole formation fluid contamination assessment |
| US9441149B2 (en) | 2011-08-05 | 2016-09-13 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for monitoring the formation and transport of a treatment fluid using opticoanalytical devices |
| AU2012387158B2 (en) | 2012-08-07 | 2016-04-21 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of predicting a reservoir fluid behavior using an equation of state |
| US9606260B2 (en) * | 2013-04-18 | 2017-03-28 | Schlumberger Technology Corporation | Oil based drilling mud filtrate contamination monitoring using gas to oil ratio |
| US11773718B2 (en) | 2014-03-07 | 2023-10-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Formation fluid sampling methods and systems |
| CA2938694C (en) * | 2014-03-12 | 2021-07-06 | Landmark Graphics Corporation | Modified black oil model for calculating mixing of different fluids in a common surface network |
-
2016
- 2016-08-11 WO PCT/US2016/046605 patent/WO2018031022A1/en unknown
- 2016-08-11 US US15/546,531 patent/US10550692B2/en active Active
- 2016-08-11 BR BR112019001500-0A patent/BR112019001500B1/pt active IP Right Grant
- 2016-08-11 EP EP16912838.6A patent/EP3488077B1/en active Active
-
2019
- 2019-01-13 SA SA519400867A patent/SA519400867B1/ar unknown
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| US20190017377A1 (en) | 2019-01-17 |
| BR112019001500A2 (pt) | 2019-05-07 |
| EP3488077A1 (en) | 2019-05-29 |
| US10550692B2 (en) | 2020-02-04 |
| EP3488077A4 (en) | 2020-04-22 |
| SA519400867B1 (ar) | 2022-12-05 |
| WO2018031022A1 (en) | 2018-02-15 |
| EP3488077B1 (en) | 2024-04-17 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| BR112019001576B1 (pt) | Método para determinar a contaminação de fluido, e, sistema para determinar a contaminação do fluido | |
| BR112019001500B1 (pt) | Método de caracterização de fluido e sistema para caracterizar uma amostra de fluido | |
| BR112021006013B1 (pt) | Método e sistema para determinar a contaminação do fluido, e, método de reconstrução de dados espectrais | |
| US11767755B2 (en) | Predicting clean fluid composition and properties with a rapid formation tester pumpout | |
| US10228325B2 (en) | Downhole fluid analysis method and apparatus for determining viscosity | |
| NO20130406A1 (no) | Fremgangsmater for reservoarevaluering ved hjelp av ikke-likevektige sammensetningsgradienter | |
| Bateman | Cased-hole log analysis and reservoir performance monitoring | |
| US8903658B2 (en) | Apparatus and method for measuring downhole fluid composition and properties | |
| WO2020185295A1 (en) | Performing a downhole pressure test | |
| US11808147B2 (en) | Multi-phase fluid identification for subsurface sensor measurement | |
| US10605797B2 (en) | Fluid analysis methods and apparatus for determining gas-oil ratio | |
| BR112019011191B1 (pt) | Método e aparelho para estimar uma concentração relativa para cada um de dois ou mais componentes químicos em um composição química de hidrocarbonetos de interesse | |
| NO20231182A1 (en) | Reservoir and production simulation using asphaltene onset pressure map | |
| BR112020006928B1 (pt) | Método para executar operações de fundo de poço em um campo que tem uma pluralidade de poços e sistema para conduzir operações de fundo de poço em uma escala para campo | |
| BR112020006928A2 (pt) | análise de nível de campo de perfis de operação de fundo de poço |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| B06U | Preliminary requirement: requests with searches performed by other patent offices: procedure suspended [chapter 6.21 patent gazette] | ||
| B350 | Update of information on the portal [chapter 15.35 patent gazette] | ||
| B09A | Decision: intention to grant [chapter 9.1 patent gazette] | ||
| B16A | Patent or certificate of addition of invention granted [chapter 16.1 patent gazette] |
Free format text: PRAZO DE VALIDADE: 20 (VINTE) ANOS CONTADOS A PARTIR DE 11/08/2016, OBSERVADAS AS CONDICOES LEGAIS |