BR112019001717B1

BR112019001717B1 - Dispositivo de caracterização subterrânea e amostragem de fluidos, e, método de caracterização subterrânea

Info

Publication number: BR112019001717B1
Application number: BR112019001717-8A
Authority: BR
Inventors: Lilong Li; Songhua Chen; Arcady Reiderman
Original assignee: Halliburton Energy Services Inc
Priority date: 2016-08-08
Filing date: 2016-08-08
Publication date: 2022-09-06
Also published as: EP3464819B1; EP3464819A1; WO2018030993A1; EP3464819A4; BR112019001717A2; US10983242B2; US20180356552A1

Abstract

DISPOSITIVO DE CARACTERIZAÇÃO SUBTERRÂNEA E AMOSTRAGEM DE FLUIDOS, E, MÉTODO DE CARACTERIZAÇÃO SUBTERRÂNEA. Um dispositivo de caracterização subterrânea e amostragem de fluidos para analisar um fluido de uma formação subterrânea inclui um controlador, um corpo de ferramenta e um módulo de sondagem. O corpo da ferramenta inclui um módulo de teste de fluido configurado para receber uma amostra do fluido da formação subterrânea e um ímã permanente configurado para induzir um campo magnético estático (B0). O módulo de sondagem é acoplado ao corpo da ferramenta e separado do imã permanente e configurado para retirar o fluido da formação e fornecer o fluido para o módulo de teste. O módulo de sondagem compreende uma antena que gera um campo magnético de frequência de rádio (B1) em resposta a um sinal do controlador.

Description

FUNDAMENTOS

[001] Vários tipos de avaliações de formação e fluidos são realizados em poços de petróleo e gás antes e durante as operações de produção. Um tipo de operação de avaliação de formação envolve a coleta de amostras de fluidos de formação para análise de seu teor de hidrocarbonetos, estimativa da permeabilidade de formação e uniformidade direcional, determinação da pressão do fluido de formação e muitos outros. As medições de tais parâmetros da formação geológica são tipicamente realizadas usando muitos dispositivos incluindo ferramentas de teste de formação de fundo de poço que extraem fluido da formação.

[002] Outro tipo de avaliação de formação inclui a perfilagem de ressonância magnética nuclear (NMR). A perfilagem de NMR, uma subcategoria de perfilagem eletromagnética, mede o momento magnético induzido de núcleos de hidrogênio (prótons) contidos no espaço de poros preenchido com fluido de uma formação. A NMR pode ser usada para medir o volume, a composição, a viscosidade e a distribuição desses fluidos, por exemplo. A perfilagem de NMR é tipicamente realizada por ferramentas de perfilagem de NMR especializadas.

[003] Realizar a amostragem de fluidos e a perfilagem de NMR normalmente requer diferentes ferramentas especializadas. Assim, a fim de realizar essas operações, múltiplas execuções em operações de furo podem ser necessárias e/ou uma ferramenta de cabo de aço pode ter múltiplas seções e peças.

BREVE DESCRIÇÃO DOS DESENHOS

[004] Para uma descrição detalhada das modalidades da invenção, será agora feita referência aos desenhos anexos nos quais: A FIG. 1A é uma vista esquemática em elevação de um exemplo de perfilagem de NMR e operação de amostragem de fluidos num sistema de poço, de acordo com modalidades de exemplo; A FIG. 1B é uma vista esquemática em elevação de um sistema de perfilagem de NMR de cabo de aço e amostragem de fluidos implantados num poço, de acordo com modalidades de exemplo; A FIG. 1C é um diagrama esquemático de um sistema de perfilagem de NMR e amostragem de fluidos num ambiente de perfilagem durante perfuração, de acordo com modalidades de exemplo; A FIG. 2 é um diagrama esquemático de um dispositivo de perfilagem de NMR e amostragem de fluidos, de acordo com modalidades de exemplo; e A FIG. 3 é uma vista em perspectiva de uma sonda do sistema de perfilagem de NMR e amostragem de fluidos, de acordo com modalidades de exemplo.

DESCRIÇÃO DETALHADA

[005] A FIG. 1A é uma elevação desenhada esquematicamente de uma operação de perfilagem de NMR de exemplo 100a. A operação de perfilagem de NMR de exemplo 100a utiliza um sistema de perfilagem de NMR e amostragem de fluidos 108 numa região subterrânea 120 por baixo da superfície do solo 106. Uma operação de perfilagem de NMR pode incluir recursos adicionais ou diferentes que não são mostrados na FIG. 1A. Por exemplo, a operação de perfilagem de NMR 100a pode incluir componentes de sistema de perfuração adicionais, componentes de sistema de perfilagem de cabo de aço, etc.

[006] A região subterrânea 120 pode incluir a totalidade ou parte de uma ou mais formações ou zonas subterrâneas. A região subterrânea de exemplo 120 mostrada na FIG. 1A inclui múltiplas camadas de subsuperfície 122 e um furo de poço 104 penetrado através das camadas de subsuperfície 122. As camadas de subsuperfície 122 podem incluir camadas sedimentares, camadas de rochas, camadas de areia ou combinações destas e outros tipos de camadas de subsuperfície. Uma ou mais das camadas de subsuperfície podem conter fluidos, tais como salmoura, óleo, gás, etc. Embora o furo de poço de exemplo 104 mostrado na FIG. 1A seja um furo de poço vertical, o sistema de perfilagem de NMR e amostragem de fluidos 108 pode ser implementado em outras orientações de furo de poço. Por exemplo, o sistema de perfilagem de NMR e amostragem de fluidos 108 pode ser adaptado para furos de poços horizontais, furos de poços inclinados, furos de poços curvados, furos de poços verticais ou combinações dos mesmos.

[007] O sistema de perfilagem de NMR e amostragem de fluidos de exemplo 108 inclui uma ferramenta de perfilagem de NMR e amostragem 102, equipamento de superfície 112 e um subsistema de computação 110 configurado para controlar vários aspectos da ferramenta de perfilagem 102 e/ou receber dados a partir dela. No exemplo mostrado na FIG. 1A, a ferramenta de perfilagem de NMR e amostragem 102 é uma ferramenta de perfilagem de fundo de poço que opera enquanto disposta no furo de poço 104. O equipamento de superfície de exemplo 112 mostrado na FIG. 1A opera na ou acima da superfície 106, por exemplo, perto da cabeça de poço 105, para controlar a ferramenta de perfilagem e amostragem 102 e possivelmente outros equipamentos de fundo de poço ou outros componentes do sistema de poço 100. O subsistema de computação de exemplo 110 pode receber e analisar dados de perfilagem a partir da ferramenta de perfilagem de NMR e amostragem 102, bem como dados de amostragem de fluidos. Um sistema de perfilagem de NMR pode incluir características adicionais ou diferentes e as características de um sistema de perfilagem de NMR podem ser organizadas e operadas como representado na FIG. 1A ou de outra maneira.

[008] Em um ou mais casos, a totalidade ou parte do subsistema de computação 110 pode ser implementada como um componente do, ou pode ser integrada com um ou mais componentes do equipamento de superfície 112, da ferramenta de perfilagem de NMR e amostragem 102, ou ambos. Em um ou mais casos, o subsistema de computação 110 pode ser implementado como uma ou mais estruturas de computação separadas do equipamento de superfície 112 e da ferramenta de perfilagem e amostragem 102.

[009] Em uma ou mais implementações, o subsistema de computação 110 está incorporado na ferramenta de perfilagem de NMR e amostragem 102 e o subsistema de computação 110 e a ferramenta de perfilagem de NMR e amostragem 102 podem operar simultaneamente enquanto dispostos no furo de poço 104. Por exemplo, embora o subsistema de computação 110 seja mostrado acima da superfície 106 no exemplo mostrado na FIG. 1A, a totalidade ou parte do subsistema de computação 110 pode residir abaixo da superfície 106, por exemplo, na ou próximo da localização da ferramenta de perfilagem e amostragem 102.

[0010] O sistema de perfilagem de NMR 108 pode incluir equipamento de comunicação ou telemetria que permite comunicação entre o subsistema de computação 110, a ferramenta de perfilagem e amostragem 102 e outros componentes do sistema de perfilagem de NMR e amostragem de fluidos 108. Por exemplo, a ferramenta de perfilagem 102 e o equipamento de superfície 112 podem incluir, cada um, um ou mais transceptores 124 ou aparelhos semelhantes para comunicação de dados com ou sem fios entre os vários componentes. O sistema de perfilagem de NMR e amostragem de fluidos 108 pode incluir um canal de comunicação 126, tal como sistemas e aparelhos para telemetria de cabo de aço, telemetria de tubo com fio, telemetria de pulso de lama, telemetria acústica, telemetria eletromagnética ou uma combinação destes e outros tipos de telemetria. Em um ou mais casos, a ferramenta de perfilagem e amostragem 102 recebe comandos, sinais de status ou outros tipos de informação do subsistema de computação 110 ou outra fonte através dos transceptores 124 e do canal de comunicação 126. Em um ou mais casos, o subsistema de computação 110 recebe dados de perfilagem, sinais de estado ou outros tipos de informações da ferramenta de perfilagem e amostragem 102 ou de outra fonte.

[0011] Operações de perfilagem de NMR e/ou amostragem de fluidos podem ser realizadas em conexão com vários tipos de operações de fundo de poço em vários estágios na vida de um sistema de poço. Atributos e componentes estruturais do equipamento de superfície 112 e da ferramenta de perfilagem 102 podem ser adaptados para vários tipos de operações de perfilagem de NMR e amostragem de fluidos. Por exemplo, a perfilagem de NMR e/ou amostragem de fluidoss pode ser realizada durante operações de perfuração, durante operações de perfilagem de cabo de aço ou em outros contextos. Como tal, o equipamento de superfície 112 e a ferramenta de amostragem 102 podem incluir, ou podem operar em conexão com equipamento de perfuração, equipamento de perfilagem de cabo de aço ou outro equipamento para outros tipos de operações.

[0012] Em um ou mais exemplos, as operações de perfilagem de NMR e/ou amostragem de fluidos são realizadas durante as operações de perfilagem de cabo de aço. A FIG. 1B mostra um sistema de poço de exemplo 100b que inclui a ferramenta de perfilagem de NMR e amostragem 102 em um ambiente de perfilagem de cabo de aço. Em uma ou mais operações de perfilagem de cabo de aço de exemplo, o equipamento de superfície 112 inclui uma plataforma acima da superfície 106 equipada com uma torre 132 que suporta um cabo de aço 134 que se estende para o furo de poço 104. Operações de perfilagem de cabo de aço podem ser realizadas, por exemplo, depois de uma coluna de perfuração ser removida do furo de poço 104, para permitir que a ferramenta de perfilagem e amostragem de cabo de aço 102 seja abaixada por cabo de aço ou de perfilagem no furo de poço 104. O cabo de cabo de aço 134 pode conter condutores para transportar energia aos vários componentes da ferramenta 102 e condutores ou cabos, tais como cabos coaxiais ou de fibra ótica, para proporcionar comunicação de dados bidirecionais entre a ferramenta 102 e o subsistema de computação 110.

[0013] Em um ou mais exemplos, as operações de perfilagem de NMR e/ou amostragem são realizadas durante as operações de perfuração. A FIG. 1C mostra um sistema de poço de exemplo 100c que inclui a ferramenta de perfilagem de NMR e amostragem 102 em um ambiente de perfilagem durante a perfuração (LWD). A perfuração é comumente efetuada utilizando uma coluna de tubos de perfuração ligados juntos para formar uma coluna de perfuração 140 que é abaixada por meio de uma mesa rotativa no furo de poço 104. Em um ou mais casos, uma sonda de perfuração 142 na superfície 106 suporta a coluna de perfuração 140, quando a coluna de perfuração 140 é operada para perfurar um furo de poço penetrando a região subterrânea 120. A coluna de perfuração 140 pode incluir, por exemplo, tubo de perfuração, uma composição de fundo e outros componentes. A composição de fundo na coluna de perfuração pode incluir comandos, brocas de perfuração, a ferramenta de perfilagem de NMR e amostragem 102 e outros componentes. As ferramentas de perfilagem e amostragem podem incluir ferramentas de medição durante a perfuração (MWD), ferramentas LWD e semelhantes.

[0014] Como mostrado na FIG. 1B, a ferramenta de perfilagem de NMR e amostragem 102 pode ser suspensa no furo de poço 104 por uma tubulação em bobina, cabo de cabo de aço ou outra estrutura que conecte a ferramenta a uma unidade de controle de superfície ou outros componentes do equipamento de superfície 112. Em uma ou mais implementações de exemplo, a ferramenta de perfilagem de NMR e amostragem 102 é abaixada até o fundo de uma região de interesse e, subsequentemente, puxada para cima (por exemplo, a uma velocidade substancialmente constante) através da região de interesse. Como mostrado, por exemplo, na FIG. 1C, a ferramenta de perfilagem 102 pode ser implantada no furo de poço 104 em tubo de perfuração articulado, tubo de perfuração com fios ou outro hardware de implantação. Em uma ou mais implementações de exemplo, a ferramenta de perfilagem e amostragem 102 coleta dados durante operações de perfuração quando ela se move para baixo através da região de interesse. Em uma ou mais implementações de exemplo, a ferramenta de perfilagem e amostragem 102 coleta dados enquanto a coluna de perfuração 140 está em movimento, por exemplo, enquanto ela está sendo manobrada para dentro ou para fora do furo de poço 104.

[0015] Em uma ou mais implementações, a ferramenta de perfilagem e amostragem 102 é configurada para tomar as medidas de NMR de uma região de interesse na formação vizinha, bem como extrair amostras de fluido da mesma região de outra na formação.

[0016] No que diz respeito à perfilagem de NMR, a ferramenta 102 pode coletar dados em pontos distintos de perfilagem no furo de poço 104. Por exemplo, a ferramenta de perfilagem 102 pode se mover para cima e para baixo de forma incremental a cada ponto de perfilagem em uma série de profundidades no furo de poço 104. Em cada ponto de perfilagem, instrumentos na ferramenta de perfilagem 102 realizam medições na região subterrânea 120. Os dados de medição podem ser comunicados ao subsistema de computação 110 para armazenamento, processamento e análise. Tais dados podem ser recolhidos e analisados durante as operações de perfuração (por exemplo, durante operações de perfilagem durante a perfuração (LWD)), durante operações de perfilagem de cabo de aço ou durante outros tipos de atividades.

[0017] O subsistema de computação 110 pode receber e analisar os dados de medição da ferramenta 102 para detectar propriedades de várias camadas de subsuperfície 122. Por exemplo, o subsistema de computação 110 pode identificar a densidade, conteúdo de material ou outras propriedades das camadas de subsuperfície 122 com base nas medições de NMR adquiridas pela ferramenta 102 no furo de poço 104.

[0018] Em uma ou mais implementações, a ferramenta 102 obtém sinais de NMR polarizando spins nucleares na formação 120 e pulsando os núcleos com um campo magnético de radiofrequência (RF). Várias sequências de pulso (isto é, uma série de pulsos de radiofrequência, retardos e outras operações) podem ser usadas para obter sinais de NMR, incluindo sequência Carr Purcell Meiboom Gill (CPMG) (na qual os spins são primeiro ponteados utilizando um pulso de ponteamento seguido por uma série de pulsos de refocalização), a Optimized Refocusing Pulse Sequence (ORPS) na qual os pulsos de refocalização são menores que 180°, uma sequência de pulsos de recuperação de saturação e outras sequências de pulso.

[0019] A FIG. 2 representa uma representação diagramática de uma ferramenta de perfilagem de NMR e amostragem de fluido 200, de acordo com modalidades de exemplo. A ferramenta 200 compreende um módulo de energia hidráulica 202 configurado para converter energia elétrica em energia hidráulica, um módulo de NMR 204 configurado para permitir medições de NMR, uma sonda 206 configurada para tirar amostras dos fluidos de formação, um módulo de controle de fluxo 208 configurado para regular o fluxo de vários fluidos dentro e fora da ferramenta 200, um módulo de teste de fluido 222 para a realização de testes de diferentes numa amostra de fluido, um módulo de coleta de amostra de múltiplas câmaras 210 que pode conter várias câmaras de tamanho para armazenamento das amostras de fluidos coletados, e um módulo de telemetria 212, que proporciona a comunicação elétrica e dados entre os módulos e o subsistema de computação de topo de poço 110. O módulo de telemetria 212 também pode condicionar energia recebida para uso pelos outros módulos. A disposição dos vários módulos pode depender da aplicação específica. Outras modalidades podem incluir mais ou menos módulos do que os aqui descritos, dependendo do projeto e da aplicação. Em particular, o módulo de telemetria 212 pode fornecer um barramento de dados de alta velocidade a partir do subsistema de computação 110 para os módulos ou entre os módulos.

[0020] Numa ou mais modalidades, o módulo de controle de fluxo 208 inclui uma bomba de êmbolo de dupla ação 214, que controla o fluxo de fluido de formação da formação em linha de fluxo 216 através da sonda 206. O fluido que entra na sonda 206 flui através da linha de fluxo 216 e pode entrar no módulo de teste de fluido 222 e/ou ser descarregado para o interior do poço através da saída 218. Um dispositivo de controle de fluido, tal como uma válvula de controle, pode ser ligado à linha de fluxo 216 para controlar o fluxo de fluido a partir da linha de fluxo 216 para dentro do poço. Os fluidos da linha de fluxo podem ser, de um modo preferido, bombeados para cima ou para baixo com todo o fluido da linha de fluxo direcionado para dentro ou através da bomba 214. O módulo de controle de fluxo 208 pode acomodar ainda transdutores de pressão de medidor de deformação que medem pressões de bomba de entrada e saída.

[0021] O módulo de teste de fluido 222 da ferramenta contém um dispositivo de teste de fluido 220, que analisa o fluido que flui através da linha de fluxo 216. Qualquer dispositivo ou dispositivos adequados podem ser utilizados para analisar o fluido para uma variedade de parâmetros, tais como medições de pressão de formação, análise de pressão-volume-temperatura (PVT), entre outros. Em uma modalidade de exemplo, um portador de medidor de quartzo pode ser usado. O medidor de quartzo pode incluir um ressonador de pressão e compensação de temperatura e cristais de referência embalados como uma única unidade com cada cristal adjacente em contato direto. O conjunto está contido em um banho de óleo que é acoplado hidraulicamente com a pressão sendo medida. O medidor de quartzo permite a medição de parâmetros como a pressão de redução do fluido sendo retirada e a temperatura do fluido.

[0022] O módulo de coleta de amostra 210 da ferramenta pode conter câmaras de vários tamanhos 224 para armazenamento das amostras de fluidos coletadas. Em uma ou mais modalidades, uma ou mais das câmaras 224 podem incluir compartimentos separados por uma válvula 226, que seletivamente permite o fluxo entre os compartimentos. Numa ou mais modalidades, a sonda 206 pode também injetar fluido a partir da ferramenta 200 para dentro da formação, por meio do qual podem ser obtidos parâmetros de petróleo e de saturação de água residuais.

[0023] A sonda 206 é extensível a partir da ferramenta 200 através de um mecanismo de extensão 230, tal como braços telescópicos, extensões de tesoura e semelhantes. A sonda 206 pode ser prolongada para fora a partir da ferramenta 200 para contactar a parede do poço. A sonda 206 pode também incluir uma almofada de vedação 228 configurada para fornecer contato de vedação com uma superfície do poço num local desejado. A almofada de vedação 228 compreende componentes elétricos e mecânicos que facilitam o teste, a amostragem e a recuperação de fluidos da formação. A sonda 206 inclui um ou mais canais 232 através dos quais os fluidos da parte vedada da superfície de formação podem ser recolhidos e trazidos para dentro da ferramenta 202. A almofada de vedação 228 pode ser feita de material elastomérico, tal como borracha, compatível com os fluidos de poço e as condições físicas e químicas esperadas a serem encontradas numa formação subterrânea. Numa ou mais modalidades, a sonda 206 se estende a partir do módulo de NMR 204.

[0024] O módulo de NMR 204 inclui um ou uma pluralidade de ímãs 234 localizados dentro ou no módulo de NMR 204. Os ímãs 234 podem estar localizados em qualquer lugar em volta ou dentro da ferramenta 200 e separados da sonda 206. Em uma ou mais modalidades, os ímãs 234 são ímãs permanentes. A configuração dos ímãs 234 na ferramenta 200 ilustrada na FIG. 2 é uma configuração de exemplo, projetada para gerar uma forma de campo magnético específica apropriada para uma aplicação específica. No entanto, os ímãs 234 podem ser configurados em qualquer outra orientação, com diferentes orientações de polaridade, tamanhos, formas, posicionamento. Podem também existir mais ou menos ímãs 234 do que os ilustrados na FIG. 2.

[0025] A sonda 206 inclui uma antena ou bobina de radiofrequência (RF) 236 configurada para emitir sinais de NMR. A bobina 236 pode estar localizada numa superfície da sonda 206 ou embutida na sonda 206. A bobina 236 pode ser uma bobina radial, uma bobina tangencial, combinações de diferentes bobinas ou semelhantes. A bobina 236 pode também incluir uma bobina radial e uma bobina tangencial. A sonda 206 pode também incluir mais do que uma bobina 236 posicionada em qualquer posição em relação uma à outra, gerando um campo de RF combinado.

[0026] Durante uma operação de medição de NMR, a ferramenta 200 é trazida para uma posição dentro do furo de poço 104, aproximando-se de uma região de interesse 240 na formação circundante. Os ímãs 234 são configurados para induzir um campo magnético, B0, na região de interesse 240. A bobina 236 no dispositivo de medição 210 é posicionada para gerar um campo magnético de frequência de rádio (B1) na região de interesse 240 220. Em uma ou mais modalidades, B0 e B1 são substancialmente ortogonais na região de interesse 240. Numa ou mais modalidades, to dispositivo de medição 210 também pode incluir material magnético macio colocado estrategicamente, que é um material que é facilmente magnetizado e desmagnetizado para moldar ainda mais o campo B0 para a forma desejada. Os campos B0 e B1 combinados causam spins nucleares de polarização na formação, que, em uma ou mais modalidades, são sensoreados pela bobina de RF 236, constituindo dados de perfilagem de NMR Numa ou mais outras modalidades, os spins nucleares ou dados de perfilagem de NMR são detectados por uma segunda bobina de RF ou antena. Numa ou mais modalidades, a sonda 206 pode também incluir material magnético macio que forma adicionalmente o campo magnético estático, B0.

[0027] Numa ou mais modalidades, a bobina de RF 236 pode ser acionada pelo subsistema de computação 110, que também pode receber e/ou processar dados de NMR coletados pela bobina de RF 236. Numa ou mais modalidades, o módulo de telemetria 212 ou outro controlador na ferramenta está configurado para acionar a bobina de RF 236 e comunicar os dados coletados para o topo do poço. Numa ou mais modalidades, a bobina de RF 236 pode ser acionada em várias frequências ajustáveis com base no campo e esquema de pulso desejados.

[0028] Numa ou mais modalidades, o campo magnético, B0, está substancialmente na direção longitudinal (ou na direção z) e no campo magnético RF, B1, produzido pela bobina de RF radial 236 é substancialmente transversal e perpendicular à direção do campo magnético estático, B0, na região de interesse 240. As formas do campo magnético estático, B0, e do campo magnético RF, B1, são determinadas, pelo menos em parte, pela configuração de imãs 234, a configuração da bobina 236, e o esquema de ativação da bobina 236.

[0029] A FIG. 3 representa uma vista em perspectiva de uma sonda 300, tal como a sonda 206 da FIG. 2, de acordo com uma ou mais modalidades. A sonda 300 inclui uma almofada 302 configurada para vedar contra uma superfície do furo de poço e portas 304 configuradas para receber fluido da formação. Uma antena ou bobina de RF 306 pode estar localizada na superfície da almofada 302. Em alternativa, a bobina 306 pode ser embutida dentro da almofada 302.

[0030] A ferramenta de perfilagem de NMR e amostragem de fluidos 200 pode ser utilizada para várias novas aplicações. Por exemplo, as capacidades de medição de NMR da ferramenta 200 podem ser usadas para monitorar o processo de retirada. As medições de NMR também podem ser usadas para discriminar entre múltiplas fases de fluido, o que permite a análise do fluxo multifásico dependente do tempo. Numa ou mais modalidades, a permeabilidade relativa da formação em função da saturação pode ser obtida tomando medições de NMR à medida que o fluido é injetado ou retirado da formação.

[0031] Em adição às modalidades descritas acima, muitos exemplos de combinações específicas estão dentro do escopo da divulgação, alguns dos quais são detalhados abaixo.

[0032] Exemplo 1: Um dispositivo de caracterização subterrânea e amostragem de fluidos para análise de um fluido de uma formação subterrânea, compreendendo: um controlador; um corpo de ferramenta incluindo um módulo de teste de fluido configurado para receber uma amostra do fluido da formação subterrânea e um ímã permanente que gera um campo magnético estático (B0); e um módulo de sondagem acoplado ao corpo da ferramenta e separado do ímã permanente e configurado para retirar o fluido da formação e fornecer o fluido para o módulo de teste, em que o módulo de sondagem inclui uma antena, em que a antena é acoplada eletricamente ao controlador e gera um campo magnético de frequência de rádio (B1) em resposta a um sinal do controlador.

[0033] Exemplo 2: O dispositivo da reivindicação 1, em que o módulo de sondagem compreende uma almofada de vedação configurada para vedar contra a formação.

[0034] Exemplo 3: O dispositivo da reivindicação 2, em que a antena está embutida dentro da almofada de vedação.

[0035] Exemplo 4: O dispositivo da reivindicação 1, em que o módulo de sondagem compreende um material magnético macio.

[0036] Exemplo 5: O dispositivo da reivindicação 1, em que B0 é substancialmente ortogonal a B1 numa região de interesse.

[0037] Exemplo 6: O dispositivo da reivindicação 1, em que o módulo de sondagem é extensível para o exterior a partir do corpo da ferramenta.

[0038] Exemplo 7: O dispositivo da reivindicação 1, em que o ímã permanente está localizado dentro do corpo da ferramenta.

[0039] Exemplo 8: Uma caracterização subterrânea e dispositivo de amostragem de fluidos para análise de um fluido de uma formação subterrânea, compreendendo: um corpo de ferramenta incluindo um módulo de teste de fluido configurado para receber uma amostra do fluido da formação subterrânea e um ímã permanente que induz um campo magnético estático (B0); um módulo de sondagem extensível a partir do corpo de ferramenta e configurado para injetar fluido para dentro ou para retirar fluido a partir da formação e que compreende uma antena controlável para gerar um campo magnético de frequência de rádio (B1), receber um sinal de resposta de NMR, ou ambos; e um controlador comunicativamente acoplado à antena e controlável para acionar a antena, processar o sinal de resposta de NMR ou ambos.

[0040] Exemplo 9: O dispositivo da reivindicação 8, em que o módulo de sondagem compreende um material magnético macio.

[0041] Exemplo 10: O dispositivo da reivindicação 8, em que B0 é substancialmente ortogonal a B1 numa região de interesse.

[0042] Exemplo 11: O dispositivo da reivindicação 8, em que o módulo de sondagem é extensível para o exterior a partir do corpo da ferramenta.

[0043] Exemplo 12: O dispositivo da reivindicação 8, em que uma amostra de fluido da formação é distribuível ao módulo de teste de fluido através do módulo de sondagem.

[0044] Exemplo 13: O dispositivo da reivindicação 8, em que o módulo de teste de fluido é configurado para realizar um ou mais tipos de análise de fluido na amostra de fluido.

[0045] Exemplo 14: O dispositivo da reivindicação 8, em que a antena é acionada num esquema de frequência e pulso ajustável.

[0046] Exemplo 15: Um método de caracterização subterrânea analisando uma amostra de fluido de uma formação subterrânea, compreendendo: gerar um campo magnético (B0) através de um ímã permanente acoplado a um corpo de ferramenta de um dispositivo de ressonância magnética nuclear (NMR); gerar um campo magnético de radiofrequência (B1) através de uma primeira antena localizada num módulo de sondagem do dispositivo de NMR; receber um sinal de resposta de NMR através da antena ou uma segunda antena; e retirar uma amostra do fluido de ou injetar fluido na formação através do módulo de sondagem.

[0047] Exemplo 16: O método da reivindicação 16, compreendendo ainda medir permeabilidade da formação através do sinal de resposta de NMR.

[0048] Exemplo 17: O método da reivindicação 16, compreendendo ainda testar a amostra de fluido dentro do corpo da ferramenta.

[0049] Exemplo 18: O método da reivindicação 16, compreendendo ainda acionar a antena a uma frequência ajustável, em pulsos ou ambos.

[0050] Exemplo 19: O método da reivindicação 16, compreendendo ainda receber o sinal de resposta enquanto retira a amostra de fluido.

[0051] Exemplo 20: O método da reivindicação 16, compreendendo ainda receber o sinal de resposta de NMR enquanto se retira a amostra de fluido.

[0052] Esta discussão é dirigida a várias modalidades da invenção. As figuras dos desenhos não estão necessariamente em escala. Certas características das modalidades podem ser mostradas exageradas em escala ou de forma um tanto esquemática e alguns detalhes de elementos convencionais podem não ser mostrados no interesse de clareza e concisão. Embora uma ou mais dessas modalidades possam ser preferenciais, as modalidades apresentadas não devem ser interpretadas ou de outro modo usadas como limitando o escopo da divulgação, incluindo as reivindicações. Será plenamente reconhecido que os diferentes ensinamentos das modalidades discutidas podem ser empregados separadamente ou em qualquer combinação adequada para produzir resultados desejados. Além disso, um versado na técnica entenderá que a descrição tem ampla aplicação e a discussão de qualquer modalidade se destina apenas a ser exemplar dessa modalidade e não se destina a sugerir que o escopo da divulgação, incluindo as reivindicações, é limitado a essa modalidade.

[0053] Certos termos são usados ao longo da descrição e das reivindicações para se referir a características ou componentes particulares. Como será apreciado por um versado na técnica, diferentes pessoas podem se referir à mesma característica ou componente por nomes diferentes. Este documento não pretende distinguir entre componentes ou características que diferem em nome, mas não em função, a menos que especificamente declarado. Na discussão e nas reivindicações, os termos "incluindo" e "compreendendo" são utilizados de uma forma aberta e, assim, devem ser interpretados para significar "incluindo, mas não se limitando a ...". Além disso, o termo "acoplar" ou "acopla" se destina a significar ou uma conexão indireta ou uma direta. Além disso, os termos "axial" e "axialmente" geralmente significam ao longo de ou paralelo a um eixo central (por exemplo, eixo central de um corpo ou um orifício), enquanto os termos "radial" e "radialmente" geralmente significam perpendicular ao eixo central. O uso de "superior", "inferior", "acima", "abaixo" e variações destes termos é feito por conveniência, mas não exige qualquer orientação específica dos componentes.

[0054] A referência ao longo deste relatório descritivo a "uma modalidade", "a modalidade" ou linguagem semelhante significa que um recurso, estrutura ou característica particular descrita em relação à modalidade pode estar incluída em pelo menos uma modalidade da presente divulgação. Assim, o aparecimento das frases "na modalidade", "em uma modalidade" e linguagem semelhante ao longo deste relatório descritivo pode se referi, mas não necessariamente se refere, à mesma modalidade.

[0055] Embora a presente invenção tenha sido descrita em relação a detalhes específicos, não significa que tais detalhes devem ser considerados como limitações sobre o escopo da invenção, exceto na medida em que eles sejam incluídos nas reivindicações em anexo.

Claims

1. Dispositivo de caracterização subterrânea e amostragem de fluidos para análise de um fluido de uma formação subterrânea, compreendendo: um controlador (212); um corpo de ferramenta incluindo um módulo de teste de fluido (222) configurado para receber uma amostra do fluido da formação subterrânea e um ímã permanente (234) que gera um campo magnético estático (B0); e um módulo de sondagem (206) acoplado ao corpo da ferramenta e separado do ímã permanente (234), e configurado para retirar o fluido da formação e para fornecer o fluido para o módulo de teste (222), em que o módulo de sondagem (206) inclui uma antena, em que a antena é acoplada eletricamente ao controlador (212) e gera um campo magnético de radiofrequência (B1) em resposta a um sinal do controlador (212), caracterizado pelo fato de que o referido módulo de sondagem (206) compreende um material magnético macio para moldar o campo magnético (B0).

2. Dispositivo, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que o módulo de sondagem (206) compreende uma almofada de vedação (228) configurada para vedar contra a formação.

3. Dispositivo, de acordo com a reivindicação 2, caracterizado pelo fato de que a antena está embutida dentro da almofada de vedação (228).

4. Dispositivo, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que B0 é ortogonal a B1 em uma região de interesse (240).

5. Dispositivo, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que o ímã permanente (234) está localizado dentro do corpo da ferramenta.

6. Dispositivo, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que o módulo de sondagem (206) é extensível do corpo da ferramenta e é configurado para injetar fluido para dentro da formação; a antena é configurada para receber um sinal de resposta de ressonância magnética nuclear (NMR); e o controlador (212) é configurado para processar o sinal de resposta de NMR.

7. Dispositivo, de acordo com a reivindicação 6, caracterizado pelo fato de que uma amostra de fluido da formação é distribuível ao módulo de teste de fluido (222) através do módulo de sondagem (206).

8. Dispositivo, de acordo com a reivindicação 6, caracterizado pelo fato de que o módulo de teste de fluido (222) é configurado para realizar um ou mais tipos de análise de fluido na amostra de fluido.

9. Método de caracterização subterrânea analisando-se uma amostra de fluido de uma formação subterrânea, caracterizado pelo fato de que compreende: gerar um campo magnético (B0) através de um ímã permanente (234) acoplado a um corpo de ferramenta de um dispositivo de NMR; gerar um campo magnético de radiofrequência (B1) através de uma primeira antena localizada em um módulo de sondagem (206) do dispositivo de NMR e acoplada eletricamente a um controlador; usar material magnético macio no módulo de sondagem (206) para moldar o campo magnético (B0); receber um sinal de resposta de NMR através da antena ou de uma segunda antena; e retirar uma amostra do fluido da formação e distribuir o fluido para um módulo de teste de fluido (222) ou injetar fluido para dentro da formação através do módulo de sondagem (206).

10. Método, de acordo com a reivindicação 9, caracterizado pelo fato de que compreende ainda medir permeabilidade da formação através do sinal de resposta de NMR.

11. Método, de acordo com a reivindicação 9, caracterizado pelo fato de que compreende ainda testar a amostra de fluido dentro do corpo da ferramenta.

12. Método, de acordo com a reivindicação 9, caracterizado pelo fato de que compreende ainda acionar a antena a uma frequência ajustável, em pulsos, ou ambos.

13. Método, de acordo com a reivindicação 9, caracterizado pelo fato de compreender adicionalmente receber o sinal de resposta de NMR enquanto retirando a amostra de fluido.