BR112019001576B1 - Método para determinar a contaminação de fluido, e, sistema para determinar a contaminação do fluido - Google Patents
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Abstract
MÉTODO PARA DETERMINAR A CONTAMINAÇÃO DE FLUIDO, E, SISTEMA PARA DETERMINAR A CONTAMINAÇÃO DO FLUIDO. São divulgados métodos e sistemas para determinação da contaminação do fluido de uma amostra de fluido a partir de uma ferramenta de amostragem de fluido de fundo de poço. Um método pode compreender obter uma amostra de fluido, em que a amostra de fluido compreende um fluido de reservatório contaminado com um fluido de poço; obter parâmetros de entrada, em que os parâmetros de entrada compreendem as propriedades do fluido obtidas a partir da medição da amostra de fluido e da composição do filtrado de lama; obter valores iniciais de parâmetros iterativos, em que os parâmetros iterativos compreendem a contaminação do fluido da amostra de fluido; determinar as frações molares do componente do fluido do reservatório usando os valores iniciais dos parâmetros iterativos em uma função de distribuição da fração molar; determinar as propriedades de fluido calculadas do fluido do reservatório usando a equação de cálculo de flash de estado; e repetir as etapas de determinação das frações molares dos componentes e determinar as propriedades calculadas do fluido e obter ainda valores atualizados dos parâmetros iterativos para uso na função de distribuição da fração molar (...).
Description
[001] Durante a exploração de petróleo e gás, muitos tipos de informações podem ser coletados e analisados. 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, as concentrações dos componentes, além do peso molecular da fração, razões de gás para 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.
[002] A determinação precisa das propriedades do fluido pode ser problemática, pois a amostra de fluido pode estar frequentemente contaminada com fluidos de perfuração. Amostras de fluido com níveis de contaminação do fluido de perfuração podem resultar em fluidos não representativos e em propriedades medidas. As técnicas para determinar a contaminação do fluido de perfuração podem incluir o uso de curvas de bombeamento, como densidade, razão gás para óleo e resistividade, entre outras propriedades dos fluidos. No entanto, a determinação da contaminação do fluido de perfuração usando essas técnicas pode ser limitada, por exemplo, devido à falta de diminuição significativa do valor da propriedade, comportamento ou propriedades não lineares aos níveis de contaminação e medições de propriedades não confiáveis. Para reduzir a contaminação do fluido de perfuração, pode ser necessário um tempo de bombeamento mais longo, o que pode levar à perda de tempo de sonda e aumentar o risco de ferramentas presas, entre outros problemas.
[003] Estes desenhos ilustram certos aspectos de algumas das modalidades da presente invenção e não devem ser usados para limitar ou definir a invenção.
[004] A FIG. 1 é um diagrama esquemático de um exemplo de ferramenta de amostragem de fluido de fundo de poço numa coluna de perfuração.
[005] A FIG. 2 é um diagrama esquemático de um exemplo de ferramenta de amostragem de fluido de fundo de poço num cabo de aço.
[006] A FIG. 3 é um fluxograma de um método de exemplo para determinar a contaminação do fluido de uma amostra de fluido de um fluido de reservatório.
[007] 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.
[008] A FIG. 5 é um gráfico do logaritmo de distribuição de fração molar única mostrada na FIG. 4.
[009] A FIG. 6 é um fluxograma de um método de exemplo para usar uma ferramenta de amostragem de fluido de fundo de poço para obter e armazenar amostras de fluido.
[0010] A FIG. 7 é um gráfico que mostra uma comparação das distribuições de fração molar de cromatógrafo previsto e de gás para um fluido de amostra com 10% de contaminação.
[0011] A FIG. 8 é um gráfico que mostra uma comparação das frações molares de cromatógrafo previsto e de gás para um fluido de amostra com 30% de contaminação.
[0012] A FIG. 9 é um gráfico que mostra uma comparação das distribuições de fração molar de cromatógrafo previsto e de gás para um fluido de reservatório limpo.
[0013] A FIG. 10 é uma comparação de envelopes de fase previstos a partir de distribuições de fração molar de cromatógrafo previsto e de gás para um fluido de reservatório limpo.
[0014] São aqui divulgados métodos e sistemas para determinação do nível de contaminação de uma amostra de fluido a partir de uma ferramenta de amostragem de fluido de fundo de poço. O conhecimento da contaminação do fluido (por exemplo, contaminação do fluido de perfuração à base de óleo) pode permitir o tempo correto de amostragem e determinação das propriedades do fluido do reservatório, mesmo que a amostra tenha sido contaminada com fluido do poço, como fluido de perfuração ou outro fluido de poço introduzido a partir da superfície. Por exemplo, os métodos e sistemas podem incluir uma determinação das concentrações do componente do fluido do reservatório, que pode ser concentração desagrupada que inclui frações mais (por exemplo, C6+) que normalmente podem ser agrupadas. A título de exemplo adicional, os métodos e sistemas podem ainda incluir a geração de propriedades de pressão-volume-temperatura (por exemplo, ponto de bolha, previsão de envelope de fase, etc.) do fluido do reservatório. Como será discutido em mais detalhes abaixo, os métodos e sistemas para caracterização de fluidos podem usar uma função de distribuição em conjunção com uma equação de estado para determinar a contaminação do fluido e as concentrações dos componentes do fluido do reservatório, entre outros. As entradas podem incluir medições de fundo de poço da amostra de fluido, incluindo, sem limitação, C1, C2, C3, C45 por cento em peso, razão gás para óleo, densidade de óleo (por exemplo, densidade de óleo vivo ou óleo morto) e/ou ponto de bolha. As entradas podem ainda incluir uma composição de filtrado de lama.
[0015] A FIG. 1 é um diagrama esquemático que mostra a ferramenta de amostragem de fluido de fundo de poço 100 disposta numa coluna de perfuração 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. O fluido de reservatório pode estar contaminado com fluido de poço (por exemplo, fluido de perfuração) do furo de poço 106. Como aqui descrito, a amostra de fluido pode ser analisada para determinar a contaminação do fluido e outras propriedades do fluido do reservatório. 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.
[0016] Como ilustrado, uma plataforma de perfuração 108 pode suportar uma torre 110 tendo um bloco de deslocamento 112 para elevar e abaixar a coluna de perfuração 102. A coluna de perfuração 102 pode incluir, mas não está limitada a, tubo de perfuração e tubulação espiralada, como é geralmente conhecido por aqueles versados na técnica. Um kelly 114 pode suportar a coluna de perfuração 102, uma vez que pode ser abaixado através de uma mesa rotativa 116. Uma broca de perfuração 118 pode ser fixada na extremidade distal da coluna de perfuração 102 e pode ser conduzida por um motor de fundo de poço e/ou através da rotação da coluna de perfuração 102 a partir da superfície 120. Sem limitação, a broca de perfuração 118 pode incluir, brocas de cone de rolete, brocas de PDC, brocas de diamante naturais, quaisquer abridores de furo, alargadores, brocas de núcleo e semelhantes. À medida que a broca de perfuração 118 gira, ela pode criar e estender o furo de poço 106 que penetra em várias formações subterrâneas 104. Uma bomba 122 pode circular o fluido de perfuração através de um tubo de alimentação 124 para o kelly 114, para dentro do interior da coluna de perfuração 102, através de orifícios na broca de perfuração 118, de volta à superfície 120 através do anel 126 circundando a coluna de perfuração 102, e em um tanque de retenção 128.
[0017] A broca de perfuração 118 pode ser apenas uma peça de um conjunto de fundo de poço que pode incluir um ou mais comandos 130 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 comandos 130), pode reunir medições e amostras de fluido, como aqui descrito. Um ou mais dos comandos 130 podem formar um corpo de ferramenta 132, que pode ser alongado como mostrado na FIG. 1. O corpo de ferramenta 132 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 134 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 uma amostra de fluido da formação subterrânea 104. Como descrito anteriormente, a amostra de fluido pode compreender um fluido de reservatório, que pode estar contaminado com um fluido de poço. A ferramenta de amostragem de fluido de fundo de poço 100 pode obter e armazenar separadamente diferentes amostras de fluidos da formação subterrânea 104. Contudo, o armazenamento das amostras de fluido na ferramenta de amostragem de fluido de fundo de poço 100 pode se basear na determinação da contaminação do fluido. Por exemplo, se a contaminação do fluido exceder uma tolerância, a amostra de fluido pode não ser armazenada. Se a contaminação do fluido estiver dentro de uma tolerância, então a amostra de fluido pode ser armazenada na ferramenta de amostragem de fluido de fundo de poço 100.
[0018] A ferramenta de amostragem de fluido de fundo de poço 100 pode ainda incluir um módulo de análise de fluido 136. O módulo de análise de fluido 136 pode ser operável para derivar propriedades e caracterizar a amostra de fluido. A título de exemplo, o módulo de análise de fluido 136 pode medir o espectro de absorção e traduzir tais medições em concentrações de componentes da amostra de fluido, que podem ser concentrações de componentes concentradas, como descrito acima. O módulo de análise de fluido 136 pode também medir a razão gás para 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 136 pode também ser operável para determinar a contaminação do fluido da amostra de fluido. O módulo de análise de fluido 136 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 136 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.
[0019] Qualquer técnica adequada pode ser utilizada para transmitir sinais da ferramenta de amostragem de fluido de fundo de poço 100 para a superfície 120. Como ilustrado, um link de comunicação 138 (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 140 na superfície 120. O sistema de manipulação de informação 140 pode incluir uma unidade de processamento 142, um monitor 144, um dispositivo de entrada 146 (por exemplo, teclado, mouse etc.), e/ou meios informáticos 148 (por exemplo, discos ópticos, discos magnéticos) que podem armazenar código representativo dos métodos aqui descritos. O sistema de manipulação de informação 140 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 140 pode processar a informação da ferramenta de amostragem de fluido de fundo de poço 100 para determinação da contaminação do fluido. O sistema de manipulação de informação 140 também pode determinar propriedades adicionais da amostra de fluido (ou fluido do reservatório), tais como concentrações dos componentes, 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 120 em tempo real. Alternativamente, o processamento pode ocorrer na superfície 120 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 136. A contaminação resultante do fluido e as propriedades do fluido podem então ser transmitidas para a superfície 120, por exemplo, em tempo real.
[0020] Referindo-se agora à FIG. 2, é mostrado um diagrama esquemático da ferramenta de amostragem de fluido de fundo de poço 100 num cabo de aço 150. 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 no cabo de aço 150. 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.
[0021] Como ilustrado, um guincho 152 pode ser usado para executar a ferramenta de amostragem de fluido de fundo de poço 100 no furo de poço 106. O guincho 152 pode ser colocado num veículo de recuperação 154. O guincho 152 pode ser usado, por exemplo, para elevar e abaixar o cabo de aço 150 no furo de poço 106. Enquanto o guincho 152 é mostrado no veículo de recuperação 154, deve ser entendido que o cabo de aço 150 pode, alternativamente, ser disposto a partir de um guincho 152 que é instalado na superfície 120, em vez de estar localizado no veículo de recuperação 154. A ferramenta de amostragem de fluido de fundo de poço 100 pode ser suspensa no furo de poço 106 no cabo de aço 150. 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 tubos enrolados 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 132, que pode ser alongado como mostrado na FIG. 1. O corpo de ferramenta 132 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 134 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 também incluir um módulo de análise de fluido 136, que pode ser operável para processar informação relativa à amostra de fluido, como descrito acima em relação à FIG. 1. A ferramenta de amostragem de fluido de fundo de poço 100 pode ser usada para coletar amostras 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.
[0022] 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 140, que pode estar localizado na superfície 120. Como ilustrado, um link de comunicação 138 (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 140 na superfície 120. O sistema de manipulação de informação 140 pode incluir uma unidade de processamento 142, um monitor 144, um dispositivo de entrada 146 (por exemplo, teclado, mouse etc.), e/ou meios informáticos 148 (por exemplo, discos ópticos, discos magnéticos) que podem armazenar código representativo dos métodos aqui descritos. Além do, ou no lugar do processamento na superfície 120, o processamento pode ocorrer de fundo de poço (por exemplo, módulo de análise de fluido 136).
[0023] A FIG. 3 mostra um fluxograma de um exemplo de um método 156 para determinar a contaminação do fluido. O método 156 pode ser implementado utilizando os sistemas implementados nas FIGS. 1 e 2, por exemplo, para determinar a contaminação do fluido (por exemplo, contaminação do fluido de perfuração) de uma amostra de fluido. O método 156 pode ser implementado na superfície 120 ou no furo de poço 106. A título de exemplo, o módulo de análise de fluido 136 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 156. A título de exemplo adicional, o sistema de manipulação de informação 140 pode também incluir uma unidade de processamento 142 (por exemplo, um microprocessador, etc.) que pode ser operável para implementar uma ou mais das etapas do método 156. Como será apreciado, o processamento pode ocorrer tanto no furo de poço 106, na superfície 120, numa localização remota, ou numa combinação destes locais.
[0024] 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 numa coluna de perfuração 102 (por exemplo, a FIG. 1) ou num cabo de aço 150 (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 estar contaminada com um fluido de poço, tal como fluido perfurado. 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 de 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 120. Depois da amostra de fluido ser obtida, podem ocorrer etapas de processamento subsequentes (por exemplo, etapas 160 a 180) na superfície 120 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.
[0025] 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 120, 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 (por exemplo, o sensor 134 da ferramenta de amostragem de fundo de poço 100 mostrada na FIG. 1) podem ser usados no instrumento de medição.
[0026] 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 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. As concentrações dos componentes obtidas a partir destas medições podem tipicamente ser uma concentração de componentes concentrados 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 concentrados 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 de 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 pode incluir 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 por medição ou derivado de correlação empírica. Sem limitação, a razão gás para 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 metano para o pico de óleo em um óleo bruto vivo de fase única pode estar diretamente relacionada à razão gás para óleo.
[0027] Parâmetros adicionais de entrada podem também incluir a composição do filtrado de lama. O termo “filtrado de lama” normalmente se refere à parte líquida de um fluido de perfuração, por exemplo, que passa pela torta de filtração. Qualquer método adequado pode ser usado para derivar a composição do filtrado de lama, incluindo um perfil de lama.
[0028] Na etapa 162, os valores iniciais dos parâmetros iterativos podem ser determinados. Os parâmetros iterativos podem ser determinados com base em um ou mais dos parâmetros de entrada. Os parâmetros iterativos podem ser otimizados por iteração através do método 156, por exemplo, as etapas 164 a 16. Os parâmetros iterativos podem incluir um ou mais de peso molecular de componentes C6+ (/J), densidade de componentes C36+ (À.2) e/ou contaminação do fluido (À3). O peso molecular dos componentes C6+ (/J) e a densidade dos componentes C36+ (X2) podem ser para um fluido de reservatório que é considerado limpo, sem quaisquer contaminantes. O peso molecular dos componentes C6+ (X1), a densidade dos componentes C36+ (X2) e a contaminação do fluido (X3) podem ser variáveis desconhecidas cujo valor pode ser otimizado pelo método 156. Usando os valores otimizados, podem ser determinadas as concentrações de componentes do fluido do reservatório, incluindo uma concentração de componentes perdidos. Os valores iniciais para o peso molecular dos componentes C6 + (À.1) e densidade dos componentes C36+ (X2), e contaminação do fluido (X3) podem ser derivados usando os parâmetros de entrada obtidos na etapa 160 a partir da análise da amostra de fluido.
[0029] Em seguida, uma função de distribuição de fração molar pode ser usada para determinar as frações molares de componente do fluido do reservatório. Na etapa 164, a função de distribuição de fração molar pode ser resolvida e, na etapa 166, as frações molares de componente do fluido do reservatório 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. FIG. 4 mostra uma distribuição de fração molar de número único de carbono para um número de fluidos de reservatório. 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 de fluido de reservatório mostradas nas FIGS. 4 e 5, k=8~13. o, T e α são parâmetros a serem resolvidos para certas amostras, em que o 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.
[0030] Na etapa 164, a função de distribuição de fração molar pode ser resolvida. A função de distribuição de fração molar pode incluir um ou mais parâmetros desconhecidos que podem precisar ser resolvidos para caracterizar as frações molares de componente de um fluido de reservatório. A título de exemplo, a equação 1 inclui cinco parâmetros desconhecidos (o, T1, T2, α1, e α2) precisam ser resolvidos para que as frações molares de 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 semi-empírica ou empírica. Por conseguinte, na etapa 164, a função de distribuição de fração molar (por exemplo, a equação 1) pode ser resolvida para determinar os parâmetros desconhecidos.
[0031] Na etapa 166, uma função de distribuição de fração molar pode ser usada para determinar as frações molares de componente do fluido do reservatório. O fluido do reservatório pode ser considerado um fluido de reservatório limpo, uma vez que as fracções molares do componente determinadas na etapa 166 podem ser do fluido de reservatório sem contaminação. 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 dos componentes determinadas a partir da função de distribuição da fração molar pode ser uma concentração de componente 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.
[0032] Na etapa 168, a composição da amostra de fluido pode ser determinada. A composição da amostra de fluido pode ser uma fração molar de componente. A composição determinada na etapa 168 pode ser a composição da amostra de fluido. Por outras palavras, a composição pode ser a composição do fluido do reservatório contaminada com o fluido do poço (por exemplo, fluido de perfuração). Em contraste, as frações molares dos componentes determinadas na etapa 166 são para o reservatório de fluido limpo sem contaminantes. Em geral, a composição da amostra de fluido pode ser determinada utilizando as frações molares de componente da etapa 166 e a contaminação do fluido (À3). A título de exemplo, a equação 2 abaixo pode ser usada para determinar a composição da amostra de fluido:
Onde X3 é a contaminação do fluido, miclean é a fração molar de componente i para o fluido do reservatório, mimud é a fração molar de componente i no filtrado de lama, e i representa o número de carbono único. Por exemplo, i pode ser um inteiro de 1 a 200.
[0033] Na etapa 170, a equação de cálculos de estado pode ser realizada para derivar propriedades de fluido calculadas. A equação de cálculos de estado pode incluir a equação de cálculos de flash de estado realizados sobre as frações molares de componente da amostra de fluido determinada na etapa 166. A equação de cálculos de flash de estado pode ser usada para derivar a razão de gás para óleo e densidade de óleo morto, entre outras propriedades de fluido, da amostra de fluido. A equação de cálculos de estado pode ser usada para derivar o envelope de fase e o ponto de bolha da amostra de fluido, entre outras propriedades. Para reduzir a complexidade computacional da equação de cálculos de estado, as frações molares de componente da amostra de fluido 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, densidade de óleo morto, ponto de bolha e/ou envelope de fase, 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, sem limitação, distribuição da fração molar líquida, distribuição da fração molar de vapor, a densidade, peso molecular e volume molar para a porção líquida e vapor do óleo vivo.
[0034] A equação dos cálculos de estado pode ser baseada 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, razão gás para óleo, densidade, combinações dos mesmos.
[0035] A equação de cálculos 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 ono 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.
[0036] Na etapa 172, 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 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 gás para óleo calculada com a razão de entrada gás para óleo obtida da análise de fluido na etapa 160. Sem limitação, esta comparação pode incluir ainda a comparação da densidade do óleo morto calculada, razão de gás para óleo e pressão do ponto de bolha com os dados de entrada da análise de fluido na etapa 160.
[0037] Um erro de tolerância pode ser usado, etapa 174, para determinar se outra iteração através da função de distribuição da fração molar (etapas 162-170), determinação da composição da amostra de fluido (etapa 168) e a equação dos cálculos de estado (etapa 170) 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 gás para óleo calculada e a razão de entrada gás para 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 iterados (por exemplo, peso molecular de componentes C6+ (À1), a densidade de componentes C36+ (À2), e/ou a contaminação do fluido À3) pode ser atualizada (etapa 176) e as etapas 164174 podem ser repetidas. Atualizando os valores para o peso molecular de componentes C6+ (À1), a densidade de componentes C36+ (À2), e/ou a contaminação do fluido (À3) 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 174 pode ser repetida com valores para o peso molecular de componentes C6+ (À1), densidade de componentes C36+ (À2), e a contaminação do fluido (À3) obtida até valores para a comparação da etapa 177 ou dentro do erro de tolerância da etapa 174.
[0038] Quando o erro de tolerância da etapa 174 pode ser satisfeito, o método 156 pode mover para a etapa 178 e valores otimizados para parâmetros iterados, incluindo o peso molecular de componentes C6+ (À1), a densidade de componentes C36+ (X2), e a contaminação do fluido (X3) para o fluido do reservatório podem ser retornados. No bloco 180, os valores otimizados podem resultar em valores otimizados que podem ser usados para gerar uma saída de frações molares de componente (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, para o fluido do reservatório. A saída também pode incluir a contaminação do fluido, que; pode incluir, por exemplo, a contaminação do fluido de perfuração na amostra de fluido do fluido do reservatório. Sem limitação, os valores otimizados podem ser usados para calcular os valores de saída para frações molares de componente (por exemplo, distribuições molares C1-C200) e propriedades de pressão-volume-temperatura. As frações molares de componente podem ser uma fração molar de componente não agrupada. As frações molares retiradas podem compreender frações molares de componente para cada número de carbono de C1 a C200. Alternativamente, as frações molares de componente eliminado podem ser expandidas, mas podem continuar a ter alguns dos hidrocarbonetos mais pesados agrupados em um grupo. Por exemplo, dez, vinte, trinta ou mesmo mais frações molares de componente podem ser fornecidas para hidrocarbonetos C5+.
[0039] Referindo-se agora à FIG. 6, é mostrado um fluxograma de exemplo de um método de amostragem de fluido 182. O método de amostragem de fluido 182 pode ser implementado utilizando os sistemas implementados nas FIGS. 1 e 2, por exemplo, para determinar a contaminação do fluido (por exemplo, contaminação do fluido de perfuração) de uma amostra de fluido. Na etapa 184, o método de amostragem de fluido 182 pode incluir executar uma ferramenta de amostragem de fluido de fundo de poço 100 num furo de poço 106, por exemplo, como mostrado nas FIGS. 1 e 2. A ferramenta de amostra de fluido de fundo de poço 100 pode ser colocada no furo de poço 106 numa coluna de perfuração 102 (FIG. 1), num cabo de aço 150 (FIG. 2), ou em qualquer outro meio de transporte adequado. No furo de poço 106, a ferramenta de amostra de fluido de fundo de poço 100 pode ser usada para obter uma amostra de fluido (etapa 186) a partir da formação subterrânea 104. Como descrito anteriormente, a amostra de fluido pode ser uma amostra fluida de um fluido de reservatório que pode estar contaminado com um fluido de poço. Por exemplo, o fluido do reservatório pode estar contaminado com fluido de perfuração. Na etapa 188, o método de amostragem de fluido 182 pode incluir determinar a contaminação do fluido da amostra de fluido. A determinação da contaminação do fluido pode incluir usar uma função de distribuição da fração molar em conjunto com uma equação de estado. A FIG. 3 ilustra um método de exemplo 156 que determina a contaminação do fluido de uma amostra de fluido usando uma função de distribuição de fração molar em conjunção com uma equação de estado. Referindo-se novamente à FIG. 6, pode ser utilizado um valor de tolerância, etapa 190, para determinar se a amostra de fluido está suficientemente livre de contaminação para armazenamento na ferramenta de amostragem de fluido de fundo de poço 100. O valor de tolerância pode ser selecionado, por exemplo, com base em vários critérios, como padrões do setor. A título de exemplo, o valor de tolerância pode ser de 2% em peso ou menos. Sem limitação, se a contaminação do fluido da amostra de fluido estiver acima do valor de tolerância, então a contaminação é muito grande, então uma amostra de fluido adicional pode ser necessária. Se o valor de tolerância determinar que uma amostra de fluido adicional pode ser necessária, então a amostra de fluido que foi obtida pode ser rejeitada (etapa 192) e a etapa 186 pode ser repetida para obter outra amostra de fluido. As etapas 188 e 190 podem então ser repetidas na amostra de fluido recém- obtida. Sem limitação, se a contaminação do fluido estiver dentro do valor de tolerância, a amostra de fluido pode ser armazenada (etapa 194). Por exemplo, a amostra de fluido pode ser armazenada na ferramenta de amostragem de fluido de fundo de poço 100 (por exemplo, FIGS. 1 e 2) para análise e recuperação. Se desejado, o método 182 pode ser repetido para obter e armazenar amostras de fluido adicionais. Sem limitação, pode ser desejável obter e armazenar amostras de fluido adicionais de diferentes locais no furo de poço 106.
[0040] As técnicas aqui divulgadas para determinar a contaminação do fluido, tal como o método 156 e/ou o método de amostragem de fluido 182, 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 do fluido em tempo real pode permitir que um usuário determine as frações molares de componente e a previsão do envelope de fase no mesmo tempo em que as medições são feitas.
[0041] Sem limitação, as técnicas precedentes podem ser usadas numa variedade de métodos e sistemas para determinar a contaminação do fluido. Sem limitação, um método para determinar a contaminação do fluido pode compreender obter uma amostra de fluido, em que a amostra de fluido compreende um fluido de reservatório contaminado com um fluido de poço; obter parâmetros de entrada, em que os parâmetros de entrada compreendem as propriedades do fluido obtidas a partir da medição da amostra de fluido e da composição do filtrado de lama; obter valores iniciais de parâmetros iterativos, em que os parâmetros iterativos compreendem a contaminação do fluido da amostra de fluido; determinar as frações molares de componente do fluido do reservatório usando os valores iniciais dos parâmetros iterativos em uma função de distribuição de fração molar; determinar as propriedades de fluido calculadas do fluido do reservatório usando a equação de cálculo de flash de estado; e repetir etapas de determinação das frações molares dos componentes e determinar as propriedades calculadas do fluido e obter ainda valores atualizados dos parâmetros iterativos para uso na função de distribuição da fração molar até uma comparação de uma ou mais das propriedades de fluido calculadas com um ou mais dos parâmetros de entrada estar dentro de um erro de tolerância. Sem limitação, um método de amostragem de fluido pode compreender executar uma ferramenta de amostragem de fluido de fundo de poço num furo de poço; obter uma amostra de fluido de um reservatório de fluido usando a ferramenta de amostragem de fluido de fundo de poço; determinar a contaminação do fluido da amostra de fluido, em que a determinação da contaminação do fluido inclui usar uma função de distribuição de fração molar em conjunto com uma equação de estado; e armazenar a amostra de fluido na ferramenta de amostragem de fluido de fundo de poço com base na contaminação do fluido. Sem limitação, um método para determinar a contaminação do fluido pode compreender uma ferramenta de amostragem de fluido de fundo de poço operável para obter amostras de fluido de um fluido de reservatório contaminado com um fluido de poço enquanto a ferramenta de amostragem de fluido de fundo de poço é disposta em um furo de poço; e uma unidade de processamento operável para (i) obter parâmetros de entrada, em que os parâmetros de entrada compreendem as propriedades do fluido obtidas a partir da medição da amostra de fluido e da composição do filtrado de lama; (ii) obter valores iniciais de parâmetros iterativos, em que os parâmetros iterativos compreendem a contaminação do fluido da amostra de fluido; (iii) determinar as frações molares de componente do fluido do reservatório usando os valores iniciais dos parâmetros iterativos em uma função de distribuição de fração molar; (iv) determinar as propriedades de fluido calculadas do fluido do reservatório usando a equação de cálculo de flash de estado; e (v) determinar repetidamente as frações molares dos componentes e determinar as propriedades calculadas do fluido e obter ainda valores atualizados dos parâmetros iterativos para uso na função de distribuição da fração molar até uma comparação de uma ou mais das propriedades de fluido calculadas com um ou mais dos parâmetros de entrada estar dentro de um erro de tolerância.
[0042] Estes métodos e/ou sistemas de caracterização de fluidos para caracterizar uma amostra de fluido pode incluir qualquer uma das várias características das composições, métodos e sistemas aqui divulgados. Sem limitação, os métodos e/ou sistemas podem ainda compreender em que o fluido do poço compreende um fluido de perfuração. Os métodos e/ou sistemas podem ainda compreender em que a obtenção da 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. métodos e/ou sistemas podem ainda compreender em que as propriedades de fluido dos parâmetros de entrada compreendem uma concentração de componente, uma densidade de óleo, % em peso de componentes, pressão de ponto de bolha e uma razão gás para óleo. métodos e/ou sistemas podem ainda compreender em que os parâmetros iterativos compreendem adicionalmente o peso molecular dos componentes C6+ e a densidade dos componentes C36+ do fluido do reservatório. Os métodos e/ou sistemas podem ainda compreender em 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. Os métodos e/ou sistemas podem ainda compreender em que a função de distribuição da 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 componente do fluido do reservatório compreende resolver a função de distribuição de fração molar para um ou mais parâmetros desconhecidos, determinar as frações molares de componente do fluido do reservatório com base na função de distribuição de fração molar; e determinar uma composição da amostra de fluido com base, pelo menos, nas frações molares de componente do fluido do reservatório. Os métodos e/ou sistemas podem ainda compreender em que a comparação de uma ou mais das propriedades de fluido calculadas com um ou mais dos parâmetros de entrada compreende propriedades calculadas da razão gás para óleo, pressão do ponto de bolha e densidade de óleo morto com parâmetros de entrada da razão gás para óleo, pressão do ponto de bolha e densidade de óleo morto. Os métodos e/ou sistemas podem ainda compreender em que a ferramenta de amostragem de fluido de fundo de poço é executada no furo de poço em uma coluna de perfuração. Os métodos e/ou sistemas podem ainda compreender em que a ferramenta de amostragem de fluido de fundo de poço é executada no furo de poço em um cabo de aço. Os métodos e/ou sistemas podem ainda compreender em que a amostra de fluido compreende um fluido de reservatório contaminado com um fluido de perfuração. Os métodos e/ou sistemas podem ainda compreender em que a ferramenta de amostragem de fluido de fundo de poço compreende um corpo de ferramenta alongado e um sensor. Os métodos e/ou sistemas podem ainda compreender em que a ferramenta de amostragem de fluido de fundo de poço está disposta numa extremidade distal de uma coluna de perfuração. 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.
[0043] Para facilitar uma melhor compreensão da presente técnica, são apresentados os seguintes exemplos de algumas modalidades específicas. De forma nenhuma os seguintes exemplos devem ser lidos para limitar ou definir o escopo da invenção.
[0044] As técnicas divulgadas aqui foram usadas para caracterizar duas amostras de óleo contaminado com 10% e 30% de contaminação por peso, respectivamente. As frações molares de componente previstas para as amostras de óleo contaminado do método 156 da FIG. 3 foram comparadas com dados de cromatógrafo de gás medidos em laboratório. As frações molares de componente previstas para as amostras de óleo contaminado são comparadas com os valores de referência dos dados de cromatógrafo de gás nas FIGS. 7 e 8. Os valores previstos se comparam bem com os valores de referência dos dados de cromatógrafo de gás. As contaminações de fluido previstas são 10,12% e 28,95% para cada amostra, o que ilustra que a contaminação do fluido pode ser prevista com um pequeno desvio usando as rotinas aqui divulgadas. Com a contaminação do fluido determinada, as frações molares de componente para o fluido do reservatório podem ser determinadas. As frações molares de componente previstas para o fluido do reservatório são comparadas com os valores de referência de cromatógrafo de gás da FIG. 9 Além disso, as frações molares de componente previstas podem ser usadas para calcular o envelope de fase e a pressão do ponto de bolha (Pb). Os resultados de envelope de fase prevista são comparados com os valores de referência na FIG. 10. Conforme ilustrado, há boa concordância entre os valores previstos e de referência para envelope de fase, particularmente nas temperaturas do reservatório de 150°F e 250°F, o erro relativo da pressão do ponto de bolha está dentro de 1%.
[0045] 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.
[0046] 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.
[0047] 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 (15)
1. Método para determinar a contaminação de fluido, caracterizado pelo fato de que compreende: obter uma amostra de fluido, em que a amostra de fluido compreende um fluido de reservatório contaminado com um fluido de poço; obter parâmetros de entrada, em que os parâmetros de entrada compreendem as propriedades do fluido obtidas a partir da medição da amostra de fluido e da composição do filtrado de lama; obter valores iniciais de parâmetros iterativos, em que os parâmetros iterativos compreendem a contaminação do fluido da amostra de fluido; determinar as frações molares de componente do fluido do reservatório usando os valores iniciais dos parâmetros iterativos em uma função de distribuição de fração molar; determinar as propriedades de fluido calculadas do fluido do reservatório usando a equação de cálculo de flash de estado; e repetir etapas de determinação das frações molares dos componentes e determinar as propriedades calculadas do fluido e obter ainda valores atualizados dos parâmetros iterativos para uso na função de distribuição da fração molar até uma comparação de uma ou mais das propriedades de fluido calculadas com um ou mais dos parâmetros de entrada estar dentro de um erro de tolerância.
2. Método de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que o fluido de poço compreende um fluido de perfuração.
3. Método de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que a obtenção da 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.
4. Método de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que propriedades de fluido dos parâmetros de entrada compreendem uma concentração de componente, uma densidade de óleo, % em peso de componentes, pressão de ponto de bolha e uma razão gás para óleo.
5. Método de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que e os parâmetros iterativos compreendem adicionalmente o peso molecular dos componentes C6+ e a densidade dos componentes C36+ do fluido do reservatório.
6. 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.
7. 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 01, 02, TI, T2, e α são parâmetros desconhecidos a serem resolvidos.
8. Método de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que a etapa de determinar as frações molares de componentes do fluido do reservatório compreende resolver a função de distribuição de fração molar para um ou mais parâmetros desconhecidos, determinar as frações molares de componentes do fluido do reservatório com base na função de distribuição de fração molar; e determinar uma composição da amostra de fluido com base, pelo menos, nas frações molares de componentes do fluido do reservatório.
9. Método de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que a comparação de uma ou mais das propriedades de fluido calculadas com um ou mais dos parâmetros de entrada compreende propriedades calculadas da razão gás para óleo, pressão do ponto de bolha e densidade de óleo morto com parâmetros de entrada da razão gás para óleo, pressão do ponto de bolha e densidade de óleo morto.
10. Sistema para determinar a contaminação de fluido, caracterizado pelo fato de compreende: uma ferramenta de amostragem de fluido de fundo de poço operável para obter amostras fluidas de um fluido de reservatório contaminado com um fluido de poço enquanto a ferramenta de amostragem de fluido de fundo de poço é disposta em um furo de poço; e uma unidade de processamento operável para (i) obter parâmetros de entrada, em que os parâmetros de entrada compreendem as propriedades do fluido obtidas a partir da medição da amostra de fluido e da composição do filtrado de lama; (ii) obter valores iniciais de parâmetros iterativos, em que os parâmetros iterativos compreendem a contaminação do fluido da amostra de fluido; (iii) determinar as frações molares de componente do fluido do reservatório usando os valores iniciais dos parâmetros iterativos em uma função de distribuição de fração molar; (iv) determinar as propriedades de fluido calculadas do fluido do reservatório usando a equação de cálculo de flash de estado; e (v) determinar repetidamente as frações molares dos componentes e determinar as propriedades calculadas do fluido e obter ainda valores atualizados dos parâmetros iterativos para uso na função de distribuição da fração molar até uma comparação de uma ou mais das propriedades de fluido calculadas com um ou mais dos parâmetros de entrada estar dentro de um erro de tolerância.
11. Sistema de acordo com a reivindicação 10, caracterizado pelo fato de que a ferramenta de amostragem de fluido de fundo de poço compreende um corpo de ferramenta alongado e um sensor.
12. Sistema de acordo com a reivindicação 10, caracterizado pelo fato de que a ferramenta de amostragem de fluido de fundo de poço está disposta numa extremidade distal de uma coluna de perfuração.
13. Sistema de acordo com a reivindicação 10, 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.
14. Sistema de acordo com a reivindicação 10, caracterizado pelo fato de que as propriedades de fluido dos parâmetros de entrada compreendem uma concentração de componente, uma densidade de óleo, pressão de ponto de bolha e uma razão gás para óleo, e em que a concentração de componente é uma concentração de componente agrupada.
15. Sistema de acordo com a reivindicação 10, caracterizado pelo fato de que os parâmetros iterativos compreendem adicionalmente o peso molecular dos componentes C6+ e a densidade dos componentes C36+ do fluido do reservatório.
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