BR112021006013B1

BR112021006013B1 - Método e sistema para determinar a contaminação do fluido, e, método de reconstrução de dados espectrais

Info

Publication number: BR112021006013B1
Application number: BR112021006013-8A
Authority: BR
Inventors: Mehdi Alipour Kallehbasti; Peter Ojo Olapade; Bin Dai; Christopher Michael Jones
Original assignee: Halliburton Energy Services Inc
Priority date: 2018-11-30
Filing date: 2018-11-30
Publication date: 2023-12-26
Also published as: BR112021006013A2; US20210047924A1; US11821310B2; NO20210544A1; WO2020112135A1; US20240044248A1

Abstract

método e sistema para determinar a contaminação do fluido, e, método de reconstrução de dados espectrais. um método e sistema para determinar a contaminação do fluido. o método pode compreender monitorar uma amostra do fluido, em que a amostra do fluido compreende um fluido de reservatório contaminado com um fluido de poço e obter parâmetros de entrada, em que os parâmetros de entrada compreendem propriedades do fluido obtidas a partir da medição da amostra do fluido e composição de filtrado de lama. o método pode compreender ainda representar uma composição de lama como uma distribuição gaussiana, selecionar uma pluralidade de dados de entrada durante um bombeamento, determinar propriedades do fluido calculadas do fluido do reservatório usando uma equação de análise de filtrado de estado e obter ainda valores atualizados de parâmetros iterativos para uso em uma função de distribuição de fração molar. o sistema pode compreender ferramenta de amostragem do 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 do fluido de fundo de poço é disposta em um furo de poço, e um processador.

Description

FUNDAMENTOS

[001] Durante a exploração de óleo e gás, muitos tipos de informações podem ser coletadas e analisadas. A informação pode ser usada para determinar a quantidade e qualidade de hidrocarbonetos em um reservatório e para desenvolver ou modificar estratégias para a produção de hidrocarbonetos. Por exemplo, a informação pode ser usada para avaliação de reservatório, garantia de fluxo, estimulação de reservatório, melhoria de instalação, estratégias de melhoria de produção e estimativa de reserva. Uma técnica para coletar informação relevante 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-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 ser frequentemente contaminada com fluidos de perfuração. Amostras de fluido com níveis de contaminação do fluido de perfuração podem resultar em fluidos não representativos e 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.

BREVE DESCRIÇÃO DOS DESENHOS

[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 Figura 1 é um diagrama esquemático de um exemplo de ferramenta de amostragem de fluido de fundo de poço em uma coluna de perfuração.

[005] A Figura 2 é um diagrama esquemático de um exemplo de ferramenta de amostragem de fluido de fundo de poço em um cabo de aço.

[006] A Figura 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 Figura 4 é um gráfico que ilustra a composição de lama parametrizada para vários números de dados de bombeamento.

[008] A Figura 5 é um gráfico que ilustra o nível de contaminação predito com oito pontos de dados de bombeamento versus o nível de contaminação observado.

[009] A Figura 6 ilustra uma abordagem de fluxo de trabalho para reconstrução de dados espectrais.

[0010] A Figura 7 é um gráfico que ilustra densidade versus volume acumulado de fluido de formação.

[0011] A Figura 8 é outro gráfico que ilustra densidade versus volume acumulado de fluido de formação.

[0012] A Figura 9 é outro gráfico que ilustra densidade versus volume acumulado de fluido de formação.

[0013] A Figura 10 é outro gráfico que ilustra densidade versus volume acumulado de fluido de formação.

[0014] A Figura 11 ilustra um fluxograma de entrada para saída.

[0015] A Figura 12 ilustra um simulador que pode produzir estimativa de contaminação em tempo real.

DESCRIÇÃO DETALHADA

[0016] São divulgados aqui métodos e sistemas para operações subterrâneas e, em algumas modalidades, métodos e sistemas para determinação do nível de contaminação de uma amostra de fluido de uma ferramenta de amostragem de fluido de fundo de poço. O conhecimento da contaminação do fluido (por exemplo, contaminação do fluido de perfuração baseado em 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.

[0017] Por exemplo, a amostra de fluido do reservatório com contaminação de lama baseada em óleo (OBM) maior que 10% para óleo e 3% para condensado pode ser considerada inutilizável porque a OBM altera as propriedades do fluido e as propriedades alteradas não são representativas das propriedades do fluido do reservatório limpo. Amostras com alta contaminação de OBM são, portanto, uma perda de investimento. Portanto, é importante verificar que o nível de contaminação é aceitavelmente baixo antes que as amostras sejam coletadas. A maioria dos métodos existentes para estimar o nível de contaminação da formação depende do ajuste de tendência e, consequentemente, sofre de desvio da ferramenta e dependência do valor do filtrado do membro final. Um novo método pode ser benéfico que usa equação de estado, geoquímica inerente do fluido de formação e correlação empírica com base em dados de um único tempo de bombeamento. No entanto, novos métodos também podem precisar de composição de lama, que pode não estar disponível no momento da perfuração. Assim, para usar uma abordagem de equação de estado quando a composição de lama não estiver disponível, o método para estimar a composição de lama deve ser desenvolvido. Ao observar várias composições de lama, pode-se estimar a média e o desvio padrão da composição de lama. Também pode ser conhecido que em vários tempos de bombeamento, mesmo que os níveis de contaminação sejam diferentes, o fluido de formação e a composição do filtrado podem ser quase idênticos. Pode ser, portanto, necessário estender a da equação original de abordagem de estado para poder estimar a composição da lama quando ela pode não estar disponível durante o bombeamento.

[0018] A FIG. 1 é um diagrama esquemático que mostra a ferramenta de amostragem de fluido de fundo de poço 100 disposta em uma 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 descrito nesse documento, 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. Embora o furo de poço 106 seja mostrado se estendendo 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 poço perfurados horizontais e inclinados. Por exemplo, embora a FIG. 1 mostre um poço de ângulo de inclinação vertical ou baixo, o ângulo de inclinação alto ou a colocação horizontal do poço e do equipamento também é possível. Deve ser notado que embora a FIG. 1 geralmente represente 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.

[0019] 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 pelos versados na técnica. Um kelly 114 pode suportar a coluna de perfuração 102, uma vez que pode ser abaixado através de uma mesa rotatória 116. Uma broca de perfuração 118 pode ser fixada na extremidade distal da coluna de perfuração 102 e pode ser acionada por um motor de fundo de poço e/ou por meio de rotação da coluna de perfuração 102 a partir da superfície 120. Sem limitação, a broca de perfuração 118 pode incluir, brocas cônicas, brocas de PDC, brocas de diamante naturais, quaisquer abridores de furo, alargadores, brocas para recuperação de testemunho 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, do fundo de poço para através do interior da coluna de perfuração 102, através de orifícios na broca de perfuração 118, de volta à superfície 120 por meio do anel 126 circundando a coluna de perfuração 102, e em um poço de retenção 128.

[0020] A broca de perfuração 118 pode ser apenas uma peça de um conjunto de fundo de poço que pode incluir um ou mais colares de perfuração 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 colares de perfuração 130), pode reunir medições e amostras de fluido, como descrito nesse documento. Um ou mais dos colares de perfuração 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 ser baseado 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.

[0021] A ferramenta de amostragem de fluido de fundo de poço 100 pode ainda incluir um módulo de análise de fluido 136. Em exemplos, o módulo de análise de fluido 136 pode compreender um sensor óptico que pode monitorar continuamente um fluido do reservatório. 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 os espectros de absorção e traduzir tais medições em concentrações de componente da amostra de fluido, que podem ser concentrações de componente agrupado, como descrito acima. O módulo de análise de fluido 136 pode também medir a razão gás-óleo, a densidade do fluido vivo, a viscosidade do fluido vivo, a pressão de formação e a temperatura de formação. O módulo de análise de fluido 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, registrar, reproduzir, manipular ou utilizar qualquer forma de informação, 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, como uma unidade de processamento central (CPU) ou lógica de controle de hardware ou software, ROM e/ou outros tipos de memória não volátil.

[0022] 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, uma ligação 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 mídia de computador 148 (por exemplo, discos ópticos, discos magnéticos) que podem armazenar código representativo dos métodos descritos nesse documento. 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 informação da ferramenta de amostragem de fluido 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), como concentrações dos componentes, propriedades de pressão-volume-temperatura (por exemplo, ponto de bolha, predição 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, como o módulo de análise de fluido 136. A contaminação do fluido resultante e as propriedades do fluido podem então ser transmitidas para a superfície 120, por exemplo, em tempo real.

[0023] Referindo-se agora à FIG. 2, é mostrado um diagrama esquemático da ferramenta de amostragem de fluido de fundo de poço 100 em um 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 semelhante 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 baseado em terra, os versados na técnica reconhecerão prontamente que os princípios descritos neste documento são igualmente aplicáveis a operações de perfuração submarina que empregam plataformas e sondas flutuantes ou baseadas no mar sem se afastar do escopo da divulgação.

[0024] Como ilustrado, um guincho 152 pode ser usado para correr a ferramenta de amostragem de fluido de fundo de poço 100 no furo de poço 106. O guincho 152 pode ser disposto em um 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. Embora o guincho 152 seja 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 ficar 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 tubulação bobinada 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.

[0025] 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, uma ligação 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 mídia de computador 148 (por exemplo, discos ópticos, discos magnéticos) que podem armazenar código representativo dos métodos descritos nesse documento. Além do, ou no lugar do processamento na superfície 120, o processamento pode ocorrer no fundo do poço (por exemplo, módulo de análise de fluido 136).

[0026] A FIG. 3 é um exemplo esquemático de ferramenta de amostragem de fluido de fundo de poço 100. Nos exemplos, a ferramenta de amostragem de fluido de fundo de poço 100 inclui uma seção de telemetria de energia 302 através da qual a ferramenta se comunica com outros atuadores e sensores na coluna de perfuração 102 ou transporte (por exemplo, referindo- se às FIGs. 1 e 2), a seção de telemetria da coluna de perfuração 302 e / ou diretamente com um sistema de telemetria de superfície (não ilustrado). Nos exemplos, a seção de telemetria de energia 302 também pode ser uma porta através da qual os vários atuadores (por exemplo, válvulas) e sensores (por exemplo, sensores de temperatura e pressão) na ferramenta de amostragem de fluido de fundo de poço 100 podem ser controlados e monitorados. Nos exemplos, a seção de telemetria de energia 302 inclui um computador que exerce a função de controle e monitoramento. Em uma modalidade, a função de controle e monitoramento é realizada por um computador em outra parte da coluna de perfuração ou ferramenta de cabo de aço (não mostrada) ou pelo sistema de manipulação de informação 140 na superfície 120 (por exemplo, referindo-se às FIGs. 1 e 2).

[0027] Nos exemplos, a ferramenta de amostragem de fluido de fundo de poço 100 inclui uma seção de sonda dupla 304, que extrai fluido do reservatório e o entrega a um canal 306 que se estende de uma extremidade da ferramenta de amostragem de fluido de fundo de poço 100 para a outra. Sem limitação, a seção de sonda dupla 304 inclui duas sondas 318, 320 que podem se estender da ferramenta de amostragem de fluido de fundo de poço 100 e pressionar contra a parede interna do furo de poço 106 (por exemplo, referindo-se às FIGs. 1 e 2). Os canais de sonda 322, 324 podem conectar as sondas 318, 320 ao canal 306. A bomba bidirecional de alto volume 312 pode ser usada para bombear fluidos do reservatório, através dos canais de sonda 322, 324 e para o canal 306. Alternativamente, uma bomba de baixo volume 326 pode ser usada para esse propósito. Dois espaçadores ou estabilizadores 328, 330 mantêm a ferramenta de amostragem de fluido de fundo de poço 100 no lugar enquanto as sondas 318, 320 pressionam contra a parede do poço 106. Nos exemplos, as sondas 318, 320 e estabilizadores 328, 330 podem ser retraídos quando a ferramenta de amostragem de fluido de fundo de poço 100 pode estar em movimento e as sondas 318, 320 e estabilizadores 328, 330 podem ser estendidos para amostrar os fluidos de formação em qualquer local adequado no furo de poço 104. Outras seções de sonda incluem sondas de amostragem focadas, sondas ovais ou obturadores.

[0028] Nos exemplos, o canal 306 pode ser conectado a outras ferramentas dispostas na coluna de perfuração 102 ou transporte (por exemplo, referindo-se às FIGs. 1 e 2). Nos exemplos, a ferramenta de amostragem de fluido de fundo de poço 100 também pode incluir uma seção de aferidor de quartzo 308, que pode incluir sensores para permitir a medição de propriedades, como temperatura e pressão, de fluido no canal 306. Adicionalmente, a ferramenta de amostragem de fluido de fundo de poço 100 pode incluir uma seção de bombeamento de controle de fluxo 310, que pode incluir uma bomba bidirecional de alto volume 312 para bombear fluido através do canal 306. Em exemplos, a ferramenta de amostragem de fluido de fundo de poço 100 pode incluir duas seções de múltiplas câmaras 314, 316, referidas coletivamente como seções de múltiplas câmaras 314, 316 ou individualmente como primeira seção de múltiplas câmaras 314 e segunda seção de múltiplas câmaras 316, respectivamente.

[0029] Nos exemplos, as seções de múltiplas câmaras 314, 316 podem ser separadas da seção de bombeamento de controle de fluxo 310 pela seção de sensor 332, que pode abrigar pelo menos um sensor 334. O sensor 334 pode ser deslocado na seção do sensor 332 em linha com o canal 306 para ser um sensor de "fluxo direto". Nos exemplos alternativos, o sensor 334 pode ser conectado ao canal 306 por meio de uma ramificação do canal 306. Sem limitação, o sensor 334 pode incluir sensores ópticos, sensores acústicos, sensores eletromagnéticos, sensores de condutividade, sensores de resistividade, eletrodos seletivos, sensores de densidade, sensores de massa, sensores térmicos, sensores de cromatografia, sensores de viscosidade, sensores de ponto de bolha, sensores de compressibilidade de fluido, sensores de vazão, sensores microfluídicos, eletrodos seletivos, como eletrodos seletivos de íons e / ou combinações dos mesmos. Nos exemplos, o sensor 334 pode operar e / ou funcionar para medir filtrado de fluido de perfuração, discutido mais abaixo.

[0030] Adicionalmente, a seção de múltiplas câmaras 314, 316 pode compreender o canal de acesso 336 e o canal de acesso à câmara 338. Sem limitação, o canal de acesso 336 e o canal de acesso à câmara 338 podem operar e funcionar tanto para permitir um fluido contendo sólidos (por exemplo, lama) disposto no poço 106 quanto fornecer um caminho para remover fluido da ferramenta de amostragem de fluido de fundo de poço 100 para o poço 106. Conforme ilustrado, a seção de múltiplas câmaras 314, 316 pode compreender uma pluralidade de câmaras 340. As câmaras 340 podem ser uma câmara de amostragem que pode ser usada para amostrar fluidos de poço, fluidos de formação e / ou semelhantes durante as operações de medição. Conforme ilustrado na FIG. 3, nos exemplos, pelo menos uma câmara 340, pode ser um filtro 342. O filtro 342 pode ser disposto em qualquer câmara 340 e não está limitado à ilustração na FIG. 3. Adicionalmente, pode haver qualquer número de filtros 342 dispostos em qualquer número de seções de múltiplas câmaras 314, 316.

[0031] Durante as operações de medição, pode ser benéfico determinar o filtrado do fluido de perfuração antes e / ou após um bombeamento. Um bombeamento pode ser uma operação onde pelo menos uma porção de um fluido contendo sólidos (por exemplo, fluido de perfuração, lama, etc.) pode se mover através da ferramenta de amostragem de fluido de fundo de poço 100 até concentrações substancialmente crescentes de fluidos de formação entrarem na ferramenta de amostragem de fluido de fundo de poço 100. No entanto, antes do bombeamento, pode ser benéfico medir o filtrado do fluido de perfuração com a seção do sensor 332 utilizando o sensor 334. Para realizar esta operação, a bomba bidirecional de alto volume 312 pode puxar o fluido de perfuração 350 do poço 106 (por exemplo, referindo-se às FIGs. 1 e 2) para a ferramenta de amostragem de fluido de fundo de poço 100. Para esta operação, a válvula da câmara 520 (por exemplo, referindo-se à FIG. 3) pode ser aberta, o que pode permitir que a bomba bidirecional de alto volume 312 extraia fluido de perfuração 350 através do canal de acesso à câmara 338. O fluido de perfuração 350 pode atravessar o canal de acesso à câmara 338 para o filtro 342. O fluido de perfuração 350 pode se mover através do filtro 342 e o filtro 342 pode remover matéria particulada no fluido de perfuração 350. A medida que o fluido de perfuração 350 atravessa o filtro 342, ele pode se tornar filtrado do fluido de perfuração. O filtrado do fluido de perfuração pode passar através da válvula de primeira câmara 520 e para o canal 306 em direção à bomba bidirecional de alto volume 312. A medida que o filtrado de fluido de perfuração se move em direção à bomba bidirecional de alto volume 312, o filtrado de fluido de perfuração pode se mover para a seção de sensor 332. Uma vez que o filtrado de fluido de perfuração se moveu para a seção de sensor 332, a bomba bidirecional de alto volume 312 pode parar. Isso pode permitir que o filtrado do fluido de perfuração seja medido pelo sensor 334 na seção do sensor 332. Sem limitação, quaisquer propriedades adequadas do filtrado de fluido de perfuração podem ser medidas. Essas medições podem permitir que um operador calibre o sensor 334 para controle de qualidade. Nos exemplos, essas medições podem ser usadas para restringir as assinaturas do sensor durante a contaminação, normalizar as medições de dois ou mais sensores 334 e ou correlacionar dois ou mais sensores diferentes 334.

[0032] A FIG. 4 mostra um fluxograma de um exemplo de um método 400 para determinar a contaminação do fluido. O método 400 pode ser implementado usando 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. Em exemplos, 400 pode ser implementado na superfície 120 ou no 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 etapas de método do método 400. 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 etapas de método do método 400. Como será apreciado, o processamento pode ocorrer tanto no furo de poço 106, na superfície 120, em uma localização remota, quanto em uma combinação destes locais.

[0033] Na etapa 402, 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 usada para coletar amostra de fluido em uma coluna de perfuração 102 (por exemplo, a FIG. 1) ou em um 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, 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 no fundo de poço. A título de exemplo, as técnicas aqui descritas podem ser usadas 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 404 a 424) 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.

[0034] Na etapa 404, 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 em um local remoto. A ferramenta de amostragem de fluido de fundo de poço 100 ou outras ferramentas de avaliação de formação adequadas podem ser usadas 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 em vários comprimentos de onda e combinações dos mesmos. Um ou mais sensores ou detectores (por exemplo, o sensor 134 da ferramenta de amostragem de fluido de fundo de poço 100 mostrada na FIG. 1) podem ser usados no instrumento de medição.

[0035] 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 de fluido adicionais que podem ser derivadas podem incluir uma ou mais fração volumétrica de água, gravidade API, viscosidade do óleo vivo, temperatura de formação ou pressão de formação, dentre outras. As concentrações de componente obtidas a partir destas medições podem tipicamente ser uma concentração de componente agrupado com concentração de hidrocarbonetos mais pesados agrupados. A título de exemplo, a concentração de componente pode ser fornecida mostrando frações de dióxido de carbono (CO2), metano (CH4), etano (C2H6), propano (C3H8), butano (C4H10), pentano (C5H12), e o grupo C6+. O grupo C6+ pode incluir a concentração de todos os hidrocarbonetos com seis ou mais átomos de carbono agrupados em uma única concentração de componente. Em alguns casos, os hidrocarbonetos C5 podem não ser relatados separadamente, com o grupo de hidrocarbonetos C5+ incorporado em uma concentração de único componente. Além disso, alguns dos hidrocarbonetos inferiores, como os hidrocarbonetos C3, C4 ou C5 podem também ser agrupados e reportados juntos, por exemplo, grupo hidrocarboneto C3-C4, grupo hidrocarboneto C3C5 e/ou grupo hidrocarboneto C4-C5. Estas concentrações podem ser fornecidas como porcentagens em peso ou molares. “óleo vivo” normalmente se refere a um óleo nas condições do reservatório. Uma amostra de fluido nas condições de reservatório pode ser referida como "óleo vivo". A densidade de óleo vivo da amostra de fluido pode ser obtida a partir de medições nas condições do reservatório. Sem limitação, a densidade de óleo vivo pode ser obtida usando um sensor de densidade, por exemplo, na ferramenta de amostragem de fluido de fundo de poço 100. O ponto de bolha 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 tanto por medição quanto derivado de correlação empírica. Sem limitação, a razão gás-óleo pode ser obtida medindo a quantidade de componente de vapor e componente líquido de óleo bruto usando picos de absorção 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-óleo.

[0036] Parâmetros de entrada adicionais podem também incluir a composição do filtrado de lama. O termo “filtrado de lama” tipicamente se refere à parte líquida de um fluido de perfuração, por exemplo, que passa pela torta de filtro. Qualquer método adequado pode ser usado para derivar a composição do filtrado de lama, incluindo um perfil de lama.

[0037] Na etapa 406, os valores iniciais para 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 400, por exemplo, as etapas 408 a 420. Os parâmetros iterativos podem incluir um ou mais dentre peso molecular de componentes C6+ (/J), densidade de componentes C36+ (À.2) e/ou contaminação de 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 nenhum contaminante. 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 usando o método 400. Usando os valores otimizados, as concentrações de componente do fluido do reservatório, incluindo uma concentração de componente não grupado, podem ser determinadas. Os valores iniciais para o peso molecular dos componentes C6 + (/J) e densidade dos componentes C36+ (X2), e contaminação do fluido (X3) podem ser derivados usando os parâmetros de entrada obtidos na etapa 404 a partir da análise da amostra de fluido.

[0038] Em seguida, uma função de distribuição da fração molar pode ser usada para determinar as frações molares do componente do fluido do reservatório. Na etapa 408, a função de distribuição da fração molar pode ser resolvida e, na etapa 410, as frações molares do componente do fluido do reservatório podem ser determinadas com base na função de distribuição da fração molar. A função de distribuição da fração molar pode caracterizar o fluido do reservatório como uma função da fração molar de diferentes componentes do fluido. A FIG. 5 mostra uma distribuição de fração molar de número de único carbono para inúmeros fluidos de reservatório. Como ilustrado, a distribuição de fração molar é fornecida na FIG. 5 para mais que dez amostras de condensado de óleo leve / gás com base em resultados de cromatografia gasosa e destilação em laboratório. 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 então declina drasticamente com o aumento do número de carbono. 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 a C8 e a tendência decrescente exponencial de C8 a C36+ podem ser observadas na FIG. 6, que é um gráfico de semilogarítimo da FIG. 5. Com base nessas observações, uma função de distribuição exponencial dividida pode ser usada como a função de distribuição de fração molar da como a seguir:

[0039] Na equação 1, zi é a fração molar de componente com o número de carbono i e k é o número de único carbono 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. 5 e 6, 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 único carbono.

[0040] Na etapa 408, 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 do 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 do componente possam ser determinadas. Uma ou mais restrições podem ser usadas para determinar os parâmetros desconhecidos na função de distribuição de fração molar. Cinco restrições podem ser necessárias para resolver a equação 1, uma vez que 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 dos mesmos. As restrições também podem incluir suposições teóricas, suposições semiempíricas ou suposições empíricas. Assim, determinar os parâmetros desconhecidos pode ser uma determinação semiempírica ou empírica. Dessa maneira, na etapa 408, a função de distribuição de fração molar (por exemplo, a equação 1) pode ser resolvida para determinar os parâmetros desconhecidos.

[0041] Na etapa 410, uma função de distribuição de fração molar pode ser usada para determinar as frações molares do 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 410 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 de componentes determinadas a partir da função de distribuição da fração molar pode ser uma concentração de componentes não agrupados 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.

[0042] Na etapa 412, 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 412 pode ser a composição da amostra de fluido. Em outras palavras, a composição pode ser a composição do fluido do reservatório contaminada com o fluido do poço (por exemplo, fluido de perfuração). Ao contrário, as frações molares dos componentes determinadas na etapa 410 são para o reservatório de fluido limpo sem contaminantes. Em geral, a composição da amostra de fluido pode ser determinada usando as frações molares do componente da etapa 410 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:

[0043] Onde X3 é a contaminação do fluido, miciean é a fração molar do componente i para o fluido do reservatório, mimud é a fração molar do componente i no filtrado de lama, e i representa o número de carbono único. Por exemplo, i pode ser um número inteiro de 1 a 200.

[0044] Na etapa 414, 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 relâmpagos de estado realizados nas frações molares de componentes da amostra de fluido determinada na etapa 410. A equação de cálculos relâmpagos 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 do 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 relâmpagos 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 de fluido 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".

[0045] 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 predizer propriedades físicas, 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.

[0046] A equação de cálculos de estado pode usar informação ou propriedades como temperatura, pressão e composição. Por exemplo, uma simples equação de estado é PV=nRT, conhecida como a lei de gás ideal, 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 predito. Equações de estado que podem ser usadas podem incluir, por exemplo, expansões da lei de gás ideal 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, uma vez que elas foram modificadas para melhorar a correspondência entre o comportamento predito e o observado. Sem limitação, a equação de estado pode ser selecionada de um ou mais de Boyle, Van der Waals, Redlich-Kwong, Soave-Redlich-Kwong, Peng-Robinson, Peng-Robinson- Stryjek- Vera, Patek-Teja, Schmit-Wenzel ou Esmaeilzadeh-Roshanfekr.

[0047] Um método que busca calcular a contaminação usando a abordagem da equação de estado em vários tempos de bombeamento simultaneamente pode ser útil para um operador no campo. O método pode considerar que os fluidos de formação e filtrado são os mesmos em todos os pontos de bombeamento. A composição da lama pode ser representada como uma distribuição gaussiana com média e desvio padrão como as incógnitas. A Figura 5 ilustra uma representação da distribuição gaussiana da lama usando vários números de dados de bombeamento e a lama original também é mostrada para referência no gráfico da Figura 5.

[0048] Os resultados preliminares mostram que conhecer a densidade (ou compressibilidade) de um filtrado de lama pode ser importante quando a composição de lama pode ser representada por uma distribuição Gaussiana. Como um exemplo, na Figura 6, um caso sintético foi examinado onde filtrado de lama representado pela distribuição Gaussiana e um algoritmo foi resolvido para dados de bombeamento em oito locais. Nos exemplos, o algoritmo pode ser uma equação de estado em que as propriedades de fluido computadas, como razão óleo/gás, densidade e compressibilidade, são minimizadas por uma otimização dos mínimos quadrados não lineares. A precisão do nível de contaminação predito com este novo algoritmo desenvolvido pode ser quase a mesma de quando uma composição de lama original pode ser usada, conforme mostrado na Figura 6.

[0049] O método proposto aplica um método de distribuição gaussiana para descrever a lama à base de óleo (OBM) e usa a equação de estado para estimar a contaminação várias vezes durante o bombeamento. A distribuição gaussiana pode tornar possível predizer uma estimativa consistente de contaminação com o tempo. A técnica pode ser aplicável em tempo real ou quando todos os dados foram coletados para preparar o relatório final.

[0050] A Equação de Estado Cúbica (EOS), por exemplo, referindo- se à Figura 4 e à etapa 414, utiliza uma composição de fluido para predizer propriedades físicas em massa para isso em função da temperatura, pressão e volume. Diferentes misturas de fluidos com diferentes composições se comportam de maneira diferente. Portanto, pode-se esperar que um fluido de filtrado de lama se comporte de maneira diferente que a do petróleo. As propriedades físicas da mistura podem ser dependentes da composição de cada membro final independente. Ao analisar a composição e as propriedades físicas de diferentes frações da mistura (mesmo se a fração da mistura puder ser desconhecida), as propriedades dos membros finais individuais (isto é, filtrado e fluido do reservatório de petróleo) podem ser derivadas e, por sua vez, a fração de filtrado e derivados de petróleo. Também, ao utilizar vários pontos na derivação da fração de filtrado em uma amostra de petróleo, ruído ou picos em medições físicas ou composicionais podem ser suavizados. O método de contaminação EOS multiponto envolve a computar simultaneamente a contaminação da amostra de fluido do reservatório na mesma profundidade, mas em diferentes tempos de bombeamento. Diferente dos métodos atuais para estimar a contaminação que pode depender do ajuste de tendência, o método de contaminação EOS usa equação de estados, geoquímica inerente de fluido de formação e correlações empíricas. Portanto, o método de contaminação EOS não sofre de muitas deficiências dos métodos tradicionais baseados em ajuste de tendência, como desvio da ferramenta e dependência do filtrado do membro final. No entanto, o método de contaminação EOS usa o método de otimização dos mínimos quadrados e dados pontiagudos ou não suaves normalmente resultam em problemas de convergência - não convergência / falsa convergência local / convergência lenta. Os resultados de contaminação EOS podem depender muito da qualidade dos dados a partir dos quais a EOS pode ser calculada. O algoritmo de suavização / remoção de picos convencional pode remover alguns dos picos, mas a tendência nos dados às vezes exibe algumas oscilações (artefatos de suavização e média dos picos e ruído), às vezes levando a problemas de convergência local.

[0051] Problemas com cálculos EOS podem ser melhorados por uma análise de componente principal. Uma Análise de Componente Principal (PCA) pode ser definida como um algoritmo para condicionar dados físicos composicionais de baixa qualidade para análise de contaminação de filtrado EOS em uma amostra de petróleo. O PCA pode ser um método de reconstrução dos dados espectrais ópticos a partir de pontuações de PCA truncadas e carregamento para dar dados suaves e bem comportados para predição de composição de fluido e estimativa de contaminação. O PCA reduz o conjunto de dados de alta dimensão a um conjunto de baixa dimensão ortogonal de características que capturam informação do conjunto de dados original com perda mínima de informação. Nos exemplos, o PCA pode ser uma transformação ortogonal em que as primeiras poucas dimensões capturam uma parte da informação. A informação não capturada pode ser a soma dos autovalores das dimensões que não estão incluídas no modelo. PCA decompõe o conjunto de dados de alta dimensão original, X em duas matrizes V e U. Onde V é a matriz de carregamento e U é a matriz de pontuação. Matematicamente, a decomposição do PCA pode ser representada como visto abaixo: X = U * VT (3)

[0052] A pontuação de PCA pode ser transformada em valores de variáveis correspondentes a um ponto de dados específico, enquanto o carregamento de PCA é o peso de cada variável original ao calcular os componentes principais. A Figura 7 ilustra um fluxo de trabalho 700 para reconstruir dados espectrais ópticos a partir dos dados PCA. O fluxo de trabalho 700 pode começar com a primeira etapa 702 para remover picos e aplicar uma média móvel a um conjunto de dados espectrais ópticos. Sem limitações, a remoção de picos pode ser definida como a remoção de picos de dados aplicando uma função suave sobre vários pontos de dados na região onde ocorre um pico. Um filtro de Hampel e um método de cálculo da média da janela móvel podem ser usados para remover picos do conjunto de dados. Na etapa 704, o operador pode realizar uma análise de componente principal robusto (RPCA) no conjunto de dados com picos removidos. Diferente do PCA clássico, o RPCA é resistente a valores estranhos no conjunto de dados.

[0053] Assim, na etapa 706, o operador pode excluir valores estranhos identificados pelo RPCA de pontuações e carregamentos de PCA. Na etapa 708, o operador pode então realizar pontuações de PCA de regressão de ajuste robusto. O método de regressão de ajuste robusto é aplicado às pontuações PCA, onde a variável de independência do ajuste robusto pode ser o inverso do volume acumulado de fluido de formação bombeado elevado à taxa de decaimento da densidade de potência. O valor da taxa de decaimento de densidade pode ser obtido realizando uma otimização no conjunto de dados de densidade usando um método de otimização restrita não linear. Semelhante ao RPCA, o ajuste robusto pode ser menos sensível a valores estranhos no conjunto de dados.

[0054] Na etapa 710, o operador pode excluir os valores estranhos identificados pela regressão de ajuste robusto das pontuações e carregamentos PCA. O ajuste para as pontuações de PCA geradas pelo método de regressão de ajuste robusto pode ser usado na reconstrução dos dados do conjunto de dados original. Por exemplo, na etapa 712, o operador pode reconstruir dados espectrais, X do ajuste de pontuação de PCA gerado pelo ajuste robusto U e os carregamentos de PCA V na equação abaixo: X = U *VT (4)

[0055] Na etapa 714, o operador pode inverter os ajustes de pontuação PCA projetados quando o volume de formação acumulado está no infinito para dar dados espectrais de fluido limpo. O conjunto de dados reconstruído é usado para computar a composição do fluido usando qualquer algoritmo de aprendizado de máquina adequado. Na etapa 716, o operador pode dividir a pontuação PCA - 1 ajuste no número predefinido de pontos de dados para contaminação EOS multiponto e escolher a posição correspondente nos dados reconstruídos. A composição de fluido computada usando os dados espectrais reconstruídos com PCA dão dados suaves que podem ser usados para uso no método de estimativa de contaminação EOS usando o método de otimização dos mínimos quadrados.

[0056] As Figuras 8 a 12 mostram a diferença entre a composição de fluido computada usando os dados espectrais originais e os dados reconstruídos PCA para um bombeamento de fluido de formação particular. Além de fornecer dados suaves para estimativa de contaminação de EOS, o valor projetado do ajuste de regressão linear robusto para as pontuações de PCA quando o volume acumulado do fluido de formação pode estar no infinito pode ser invertido para produzir os dados espectrais de fluido limpo. Usando os dados espectrais de fluido limpo, um operador pode ser capaz de estimar com precisão a composição do fluido limpo usando o modelo preditivo de Rede Neural. Adicionalmente, a pontuação PCA-1 é conhecida por conter a maioria das informações do conjunto de dados original. A posição de bombeamento para a contaminação EOS multiponto pode ser automatizada dividindo a pontuação-1 PCA no número de pontos de dados desejados a serem usados para a contaminação EOS multiponto. A posição correspondente no conjunto de dados reconstruído pode então ser selecionada como uma posição onde a contaminação pode ser computada.

[0057] Com referência de volta à Figura 4, na etapa 416, as propriedades do fluido calculadas podem ser comparadas aos 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 404. 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 gás-para-óleo calculada e uma densidade de óleo morto calculada. Sem limitação, essa comparação pode incluir comparar a razão gás-para-óleo calculada com a razão gás-para-óleo de entrada obtida da análise de fluido na etapa 404. Sem limitação, esta comparação pode incluir ainda comparar a 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 404.

[0058] Um erro de tolerância pode ser usado, etapa 418, para determinar se outra iteração através da função de distribuição da fração molar (etapas 406-414), determinação da composição da amostra de fluido (etapa 412) e a equação dos cálculos de estado (etapa 414) 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-óleo calculada e a razão gás-óleo de entrada 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+ (/J), a densidade de componentes C36+ (À.2), e/ou a contaminação do fluido X3) pode ser atualizada (etapa 176) e as etapas 408 a 418 podem ser repetidas. Atualizando os valores para o peso molecular de componentes C6+ (X1), a densidade de componentes C36+ (X2), e/ou a contaminação do fluido (X3) podem utilizar qualquer um de uma variedade de diferentes algoritmos de análise, incluindo, sem limitação, o método de Newton-Raphson. A iteração das etapas 408 a 418 pode ser repetida com valores para o peso molecular de componentes C6+ (A 1), densidade de componentes C36+ (X2), e a contaminação do fluido (X3) obtida até valores para a comparação da etapa 416 ou dentro do erro de tolerância da etapa 418.

[0059] Quando o erro de tolerância da etapa 418 pode ser satisfeito, o método 400 pode mover para a etapa 422 e valores otimizados para parâmetros iterados, incluindo o peso molecular de componentes C6+ (À1), a densidade de componentes C36+ (À2), e a contaminação do fluido (À3) para o fluido do reservatório podem ser retornados. No bloco 424, 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, como predição de ponto de bolha e envelope de fase, dentre outros, para o fluido do reservatório. A Figura 13 ilustra um simulador que produz estimativa de contaminação em tempo real e resultados otimizados descritos acima. 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 não agrupadas podem compreender frações molares de componente para cada número de carbono de C1 a C200. Alternativamente, as frações molares de componente não agrupado 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+.

[0060] Os métodos de estimativa de contaminação existentes atualmente em uso dependem do ajuste de tendência. Nos exemplos, a reconstrução de dados de PCA pode ser usada para tornar os dados suaves o suficiente para métodos de contaminação EOS. Os métodos usando um método de contaminação EOS, descrito acima, não dependem de nenhum ajuste de tendência que sofre de uma série de deficiências, como desvio da ferramenta, dependência de membros finais, sensibilidade da previsão de contaminação nos dados selecionados e / ou combinações dos mesmos. Também, a inversão da pontuação assintótica de PCA nos permite estimar a composição do fluido de formação limpo.

[0061] O método de uso dos dados reconstruídos espectrais na predição da composição do fluido do método de contaminação EOS dá um meio confiável e viável de usar o método de contaminação EOS na estimativa da contaminação do fluido de formação em tempo real. Isso nos permite estimar a contaminação do fluido de formação usando um método que não depende do ajuste de tendência de dados. Também a estimativa da composição do fluido limpo pode permitir que um operador preveja a composição do fluido limpo em tempo real.

[0062] Melhorias distintas em relação aos métodos atuais podem ser a capacidade de resolver as equações em múltiplos pontos durante o bombeamento e caracterização de lama à base de óleo com função de distribuição gaussiana que, por sua vez, reduziu a variedade de entrada. Essa técnica pode tornar possível eliminar dados inválidos ou pontos de dados perdidos sem ter um impacto significativo no resultado predito. No método anterior, a composição de refugo de lama à base de óleo foi necessária e as equações também foram resolvidas em um único momento do bombeamento. Estando em tempo real, pode não ser possível ter a composição completa do filtrado de lama à base de óleo, por outro lado, a predição do modelo pode não ser consistente para o ponto de dados no estágio posterior do bombeamento, portanto, correr o modelo pode ser necessário em cada único ponto que pode demorar dependendo da situação. O método proposto aborda tanto o problema e prediz a contaminação, bem como a composição do fluido limpo com confiança e precisão suficientes.

[0063] Adicionalmente, os métodos propostos restringem o método existente, melhoram a predição e adicionam mais flexibilidade na estimativa de contaminação e caracterização de fluido limpo, reduzem a incerteza causada por pontos de dados ausentes ou ruins. Sem limitação, o método proposto pode melhorar a estimativa de contaminação e obter amostra limpa o mais rápido possível é um dos principais desafios durante a amostragem de cabo de aço. Uma melhor predição de contaminação pode impactar o custo da operação de forma significativa, especificamente relacionado à fase de exploração e avaliação, onde o tempo e o custo podem ser cruciais para a viabilidade do projeto.

[0064] Melhorias específicas podem ser o uso de uma rede neura para predizer a composição de fluido a partir dos dados reconstruídos de PCA para estimar a contaminação de fluido de formação, o uso de valor assintótico da pontuação de PCA para estimar a composição de fluido de formação limpo e automatizar a posição de contaminação EOS multiponto usando Pontuação 1 do PCA. Depois de determinar e obter um fluido de reservatório limpo, operações de poço podem ser realizadas para remover fluido de reservatório contaminado para permitir o bombeamento do fluido de reservatório limpo do furo de poço.

[0065] A descrição anterior fornece várias modalidades de sistemas e métodos de uso que podem conter diferentes etapas do método e combinações alternativas de componentes. Deve-se entender 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.

[0066] Estes método e sistema podem incluir qualquer uma das várias características das composições, métodos e sistema divulgados neste documento, incluindo uma ou mais das seguintes declarações.

[0067] Declaração 1. Um método para determinar a contaminação de fluido pode compreender monitorar uma amostra de fluido, em que a amostra de fluido compreende um fluido de reservatório contaminado com um fluido de poço e obter parâmetros de entrada, em que os parâmetros de entrada compreendem propriedades de fluido obtidas a partir da medição da amostra de fluido e composição de filtrado de lama. O método pode compreender ainda representar uma composição de lama como uma distribuição Gaussiana, selecionar uma pluralidade de dados de entrada durante um bombeamento, determinar propriedades de fluido calculadas do fluido do reservatório usando uma equação de análise de filtrado de estado e repetir as etapas de determinar as frações molares de componente e determinar propriedades de fluido calculadas e ainda obter valores atualizados de parâmetros iterativos para uso em uma função de distribuição de fração molar até que uma comparação de uma ou mais das propriedades de fluido calculadas com um ou mais dos parâmetros de entrada esteja dentro de um erro de tolerância.

[0068] Declaração 2. O método da declaração 1, compreendendo ainda o condicionamento da equação de análise de filtrado de estado com uma análise de componente principal.

[0069] Declaração 3. O método da declaração 1 ou 2, em que a análise de componente principal compreende remover picos de um conjunto de dados original, realizar uma análise de componente principal robusta no conjunto de dados original para obter uma pontuação de análise de componente principal, aplicar uma regressão de ajuste robusto à pontuação de análise de componente principal para obter um conjunto de dados reconstruído e computar uma composição de fluido do conjunto de dados reconstruído.

[0070] Declaração 4. O método das declarações 1 a 3, em que a remoção de picos de um conjunto de dados original é realizada por um filtro de Hampel.

[0071] Declaração 5. O método das declarações 1 a 4, em que a computação de uma composição de fluido é realizada por uma rede neura.

[0072] Declaração 6. O método das declarações 1 a 5, em que a regressão de ajuste robusto é um inverso do volume acumulado de um fluido de formação bombeado elevado a uma taxa de decaimento da densidade de potência.

[0073] Declaração 7. O método das declarações 1 a 6, compreendendo ainda remover o fluido do reservatório com base, pelo menos em parte, nas propriedades do fluido calculadas.

[0074] Declaração 8. O método das declarações 1 a 7, em que a obtenção da amostra de fluido compreende operar uma ferramenta de amostragem de fluido de fundo de poço em um furo de poço para obter a amostra de fluido.

[0075] Declaração 9. Um método de reconstrução de dados espectrais pode compreender remover picos de um conjunto de dados original de dados espectrais ópticos, aplicar uma média móvel ao conjunto de dados original para obter um conjunto de dados com picos removidos, realizar uma análise de componente principal robusta no conjunto de dados com picos removidos para identificar um primeiro conjunto de valores estranhos, excluir o primeiro conjunto de valores estranhos de uma pontuação de análise de componente principal e um carregamento de análise de componente principal, realizar regressão de ajuste robusto na pontuação de análise de componente principal para obter um segundo conjunto de valores estranhos, excluir o segundo conjunto de valores estranhos da pontuação de análise de componente principal e do carregamento de análise de componente principal para obter dados espectrais, reconstruir os dados espectrais, inverter a pontuação de análise de componente principal, dividir a pontuação de análise de componente principal para um número predefinido de pontos de dados, identificar um local de um fluido de reservatório limpo em uma formação subterrânea penetrada por um furo de poço, remover um fluido do reservatório contaminado, e realizar um bombeamento para remover o fluido do reservatório limpo do furo de poço.

[0076] Declaração 10. O método da declaração 9, em que a remoção de picos do conjunto de dados original é realizada por um filtro de Hampel.

[0077] Declaração 11. O método da declaração 9 ou 10, em que a reconstrução dos dados espectrais é realizada por um algoritmo X = U *VT, em que X são dados espectrais reconstruídos, U é a pontuação de análise de componente principal e V é o carregamento de análise de componente principal.

[0078] Declaração 12. O método da declaração 9 a 11, em que a inversão da análise de componente principal é realizada quando o volume de formação acumulado está no infinito.

[0079] Declaração 13. O método das declarações 9 a 12, compreendendo ainda escolher uma posição correspondente nos dados reconstruídos.

[0080] Declaração 14. Um sistema para determinar a contaminação de 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 está disposta em um furo de poço e uma unidade de processamento. A unidade de processamento pode ser operável para (i) obter parâmetros de entrada, em que os parâmetros de entrada compreendem propriedades de fluido obtidas a partir da medição de uma amostra de fluido da ferramenta de amostragem de fluido de fundo de poço e composição de filtrado de lama; (ii) representar uma composição de lama como uma distribuição gaussiana; (iii) selecionar uma pluralidade de dados de entrada durante um bombeamento; e (iv) determinar as propriedades de fluido calculadas do fluido do reservatório usando uma equação de análise de filtrado de estado.

[0081] Declaração 15. O sistema da declaração 14, em que a unidade operacional é ainda operável para condicionar a equação de análise de filtrado de estado com uma análise de componente principal.

[0082] Declaração 16. O sistema da declaração 14 ou 15, em que a unidade operacional é ainda operável para remover picos de um conjunto de dados original, realizar uma análise de componente principal robusta no conjunto de dados original para obter uma pontuação de análise de componente principal, aplicar uma regressão de ajuste robusto à pontuação de análise de componente principal robusta para obter um conjunto de dados reconstruído e calcular uma composição de fluido do conjunto de dados reconstruído.

[0083] Declaração 17. O sistema das declarações 14 a 16, em que a unidade operacional é ainda operável para remover picos de um conjunto de dados original é executado por um filtro de Hampel.

[0084] Declaração 18. O sistema das declarações 14 a 17, em que a regressão de ajuste robusto é um inverso do volume acumulado de um fluido de formação bombeado elevado a uma taxa de decaimento da densidade de potência.

[0085] Declaração 19. O sistema das declarações 14 a 18, em que o fluido de poço compreende um fluido de perfuração.

[0086] Declaração 20. O sistema das declarações 14 a 19, em que a unidade operacional é ainda operável para obter a amostra de fluido que compreende operar uma ferramenta de amostragem de fluido de fundo de poço em um furo de poço para obter a amostra de fluido.

[0087] Deve-se entender que as composições e os métodos são descritos em termos de “compreender”, “conter” ou “incluir” 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, estão definidos neste documento para significar um ou mais que um do elemento que eles apresentam.

[0088] 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, mas equivalentes, evidentes aos versados na técnica que têm o benefício dos preceitos neste documento. Embora as modalidades individuais estejam discutidas, a invenção abrange todas as combinações de todas essas modalidades. Além disso, nenhuma limitação é pretendida para os detalhes de construção ou projeto mostrados neste documento, a não ser como descrito nas reivindicações a seguir. Também, os termos nas reivindicações têm seu significado simples comum, a menos que explícita 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 estão consideradas no escopo e no espírito da presente divulgação. Se houver algum conflito nos usos de uma palavra ou um termo neste relatório descritivo e uma ou mais patentes ou outros documentos que possam estar incorporados neste documento por referência, as definições que forem consistentes com este relatório descritivo devem ser adotadas.

Claims

1. Método para determinar a contaminação do fluido, caracterizado pelo fato de que compreende: monitorar uma amostra do fluido, em que a amostra do 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 do fluido e da composição do filtrado de lama; representar uma composição de lama como uma distribuição Gaussiana; selecionar uma pluralidade de dados de entrada durante um bombeamento; determinar as propriedades do fluido calculadas do fluido do reservatório usando uma equação de análise de filtrado 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 de parâmetros iterativos para uso em uma função de distribuição da fração molar até uma comparação de uma ou mais das propriedades do fluido calculadas com um ou mais dos parâmetros de entrada ficar dentro de um erro de tolerância.

2. Método de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que compreende ainda o condicionamento da equação de análise de filtrado de estado com uma análise de componente principal.

3. Método de acordo com a reivindicação 2, caracterizado pelo fato de que a análise de componente principal compreende remover picos de um conjunto de dados original, realizar uma análise de componente principal robusta no conjunto de dados original para obter uma pontuação de análise de componente principal, aplicar uma regressão de ajuste robusto à pontuação de análise de componente principal para obter um conjunto de dados reconstruído e computar uma composição do fluido do conjunto de dados reconstruído.

4. Método de acordo com a reivindicação 3, caracterizado pelo fato de que a remoção de picos de um conjunto de dados original é realizada por um filtro de Hampel, em que a computação de uma composição do fluido é realizada por uma rede neural e, opcionalmente, em que a regressão de ajuste robusto é um inverso do volume acumulado de uma formação do fluido bombeado elevado a uma taxa de degradação da densidade de potência.

5. Método de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que compreende ainda remover o fluido do reservatório com base, pelo menos em parte, nas propriedades do fluido calculadas.

6. Método de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que a obtenção da amostra do fluido compreende operar uma ferramenta de amostragem do fluido de fundo de poço (100) em um furo de poço (106) para obter a amostra do fluido.

7. Método de reconstrução de dados espectrais, caracterizado pelo fato de que compreende: remover picos de um conjunto de dados originais de dados espectrais ópticos; aplicar uma média móvel ao conjunto de dados original para obter um conjunto de dados com pico removido; realizar uma análise de componente principal robusto no conjunto de dados com pico removido para identificar um primeiro conjunto de valores estranhos; excluir o primeiro conjunto de valores estranhos de uma pontuação de análise de componente principal e um carregamento de análise de componente principal; realizar uma regressão de ajuste robusto na pontuação de análise de componente principal para obter um segundo conjunto de valores estranhos; excluir o segundo conjunto de valores estranhos da pontuação de análise de componente principal e o carregamento de análise de componente principal para obter dados espectrais; reconstruir os dados espectrais; inverter a pontuação da análise de componente principal; dividir a pontuação de análise de componente principal por um número predefinido de pontos de dados; identificar uma localização de um fluido de reservatório limpo em uma formação subterrânea penetrada por um furo de poço; remover um fluido de reservatório contaminado; e realizar um bombeamento para remover o fluido do reservatório limpo do furo de poço.

8. Método de acordo com a reivindicação 7, caracterizado pelo fato de que a remoção de picos do conjunto de dados original é realizada por um filtro de Hampel.

9. Método de acordo com a reivindicação 7, caracterizado pelo fato de que a reconstrução dos dados espectrais é realizada por um algoritmo X = U *VT, em que X são dados espectrais reconstruídos, U é a pontuação de análise de componente principal e V é o carregamento de análise de componente principal.

10. Método de acordo com a reivindicação 7, caracterizado pelo fato de que a inversão da análise de componente principal é realizada quando o volume de formação acumulado está no infinito.

11. Método de acordo com a reivindicação 7, caracterizado pelo fato de que compreende ainda escolher uma posição correspondente nos dados reconstruídos.

12. Sistema para determinar a contaminação do fluido, caracterizado pelo fato de compreende: uma ferramenta de amostragem do fluido de fundo de poço (100) operável para obter amostras fluidas de um fluido de reservatório contaminado com um fluido de poço enquanto a ferramenta de amostragem do fluido de fundo de poço (100) é disposta em um furo de poço (106); e uma unidade de processamento (142) operável para (i) obter parâmetros de entrada, em que os parâmetros de entrada compreendem propriedades do fluido obtidas a partir da medição de uma amostra do fluido da ferramenta de amostragem do fluido de fundo de poço (100) e composição de filtrado de lama; (ii) representar uma composição de lama como uma distribuição gaussiana; (iii) selecionar uma pluralidade de dados de entrada durante um bombeamento; e (iv) determinar as propriedades do fluido calculadas do fluido do reservatório usando uma equação de análise de filtrado de estado.

13. Sistema de acordo com a reivindicação 12, caracterizado pelo fato de que a unidade operacional é ainda operável para condicionar a equação de análise de filtrado de estado com uma análise de componente principal.

14. Sistema de acordo com a reivindicação 13, caracterizado pelo fato de que a unidade operacional é ainda operável para remover picos de um conjunto de dados original, realizar uma análise de componente principal robusta no conjunto de dados original para obter uma pontuação de análise de componente principal, aplicar uma regressão de ajuste robusto à pontuação de análise de componente principal robusta para obter um conjunto de dados reconstruído e computar uma composição do fluido a partir do conjunto de dados reconstruído, em que a unidade operacional é ainda operável para remover picos de um conjunto de dados original é realizado por um filtro de Hampel e, opcionalmente, em que a regressão de ajuste robusto é um inverso do volume acumulado de um fluido de formação bombeado para fora elevado a uma taxa de degradação de densidade de potência.

15. Sistema de acordo com a reivindicação 12, caracterizado pelo fato de que o fluido de poço compreende um fluido de perfuração e, opcionalmente, em que a unidade operacional é ainda operável para obter a amostra do fluido que compreende operar uma ferramenta de amostragem do fluido de fundo de poço (100) em um furo de poço (106) para obter a amostra do fluido.