BRPI0709988A2

BRPI0709988A2 - system and method for estimating the contamination of filtered liquid in forming fluid samples using refractive index

Info

Publication number: BRPI0709988A2
Application number: BRPI0709988-6A
Authority: BR
Inventors: Rocco Difoggio; Angus Simpson
Original assignee: Baker Hughes Inc
Priority date: 2006-04-10
Filing date: 2007-04-05
Publication date: 2011-08-02
Also published as: WO2007120553A2; NO20084324L; EP2005154A4; EP2005154A2; WO2007120553A3

Abstract

<B>SISTEMA E MéTODO PARA ESTIMAR A CONTAMINAçãO DE LìQUIDO FILTRADO EM AMOSTRAS DE FLUìDO DEFORMAçãO UTILIZANDO ìNDICE DE REFRAçãO<D>A presente invenção refere-se a um método e aparelho para estimar pureza de terminal ou contaminação de terminal para um fluído durante a retirada do fluído de uma formação de subsuperfície. O aparelho emétodo destinam-se a medir o índice de refração no decorrer de um período de tempo, ajustando uma curva através das medidas do índice de refração ou valores de dados derivados deles e estimar um índice de refração do ou valor do terminal para os valores de dados a partir do ajustado à curva a fim de estimar a contaminação ou pureza do terminal para o fluído.<B> SYSTEM AND METHOD FOR ESTIMATING CONTAMINATION OF FILTERED LIQUID IN DEFORMATION FLUID SAMPLES USING REFRACTION INDEX <D> The present invention relates to a method and apparatus for estimating terminal purity or terminal contamination for a fluid during withdrawal of fluid from a subsurface formation. The apparatus and method are intended to measure the refractive index over a period of time, adjusting a curve by measuring the refractive index or data values derived from them and estimating a refractive index of the or value of the terminal to the values of data from the adjusted to the curve in order to estimate the contamination or purity of the terminal for the fluid.

Description

Relatório Descritivo da Patente de Invenção para "SISTEMA EMÉTODO PARA ESTIMAR A CONTAMINAÇÃO DE LÍQUIDO FILTRADOEM AMOSTRAS DE FLUÍDO DE FORMAÇÃO UTILIZANDO ÍNDICE DEREFRAÇÃO"Report of the Invention Patent for "EMETHOD SYSTEM FOR ESTIMATE LIQUID CONTAMINATION IN TRAINING FLUID SAMPLES USING DEFRACTION INDEX"

ANTECEDENTES DA INVENÇÃOBACKGROUND OF THE INVENTION

Campo da InvençãoField of the Invention

Esta invenção refere-se a um aparelho e método para estimaruma condição de fluido de formação usando um índice de refração durante aretirada de tal fluido da formação.This invention relates to an apparatus and method for estimating a forming fluid condition using a refractive index during drawing of such forming fluid.

Descrição da Técnica RelacionadaDescription of Related Art

Os poços de petróleo e gás são perfurados enquanto o fluido deperfuração circula (também referido como "lama") no furo do poço.Oil and gas wells are drilled while drilling fluid circulates (also referred to as "mud") in the wellbore.

Os fluidos de perfuração são tipicamente à base de água ouóleo. Após a perfuração do poço e antes da completação do poço para aprodução de hidrocarbonetos, as amostras de fluido são geralmente retira-das da formação de subsuperfície em várias profundidades do furo do poçopara determinar as características do fluido a fim de estabelecer a localiza-ção e a fração ou quantidade de hidrocarbonetos no fluido de formação e acondição dos reservatórios, etc. Em alguns casos, também é desejável obteramostras das formações ou zonas que contêm principalmente solução salinaem formação, isto é, amostras de água.Drilling fluids are typically water or oil based. After drilling the well and before completing the hydrocarbon well, fluid samples are generally taken from subsurface formation at various depths in the wellbore to determine fluid characteristics in order to establish the location and the fraction or amount of hydrocarbons in the reservoir formation and conditioning fluid, etc. In some cases, it is also desirable to obtain samples of formations or zones containing mainly saline in formation, i.e. water samples.

A maioria dos poços é perfurada sob condições de desequilí-brio, ou seja, os poços são perfurados onde a pressão no furo do poço, emdecorrência do peso do fluido de perfuração, é maior do que a pressão daformação. O fluido de perfuração invade ou penetra em profundidades variá-veis na formação, dependendo das condições físicas da formação que é per-furada, como porosidade, permeabilidade e outras propriedades rochosas.Esta penetração do fluido (também citada como invasão do fluido) contaminaas águas singenéticas ou fluido virgem na formação. Portanto, antes de seobter uma amostra do fluido na parte inferior do poço, uma ferramenta é a-justada na profundidade desejada e o fluido é retirado ou bombeado da for-mação para o furo do poço até que se determine se o fluido está substanci-almente livre do fluido de perfuração. As ferramentas para as partes inferio-res do poço citadas como "testadoras de formação" são tipicamente ajusta-das na profundidade desejada no furo do poço para bombear para fora ofluido e retirar as amostras do fluido de formação. Inicialmente, os fluidosque são retirados da formação em geral apresentam um índice elevado decontaminação por filtrados do fluido de perfuração usado para perfurar o furodo poço. Para obter amostras que sejam suficientemente limpas (em geral<10% de contaminação), usualmente os fluidos de formação são bombea-dos da formação para o furo do poço durante certo período de tempo, tipi-camente 30-90 minutos, antes de se coletar amostras nas câmaras de a-mostragem para análise laboratorial. Sensores ópticos são usados com fre-qüência para monitorar o nível de contaminação no fluido retirado. Foramusadas medições de absorção óptica para estimar o tempo necessário paraque se possam obter amostras de fluido relativamente limpas, e para estimara pureza eventual ou os níveis de contaminação se o fluido for bombeadopor um período de tempo relativamente longo. As medições do índice derefração foram obtidas na parte inferior do poço, porém não foram usadaspara estimar a pureza ou os níveis de contaminação da solução salina. Asmedições do índice de refração podem apresentar uma sensibilidade bastan-te inferior à passagem das partículas de areia ou de outros elementos pre-sentes no fluido de formação que podem dispersar a luz no fluido que estásendo analisado do que as medições espectrais de absorção óptica.Most wells are drilled under unbalanced conditions, ie the wells are drilled where the pressure in the well bore, due to the weight of the drilling fluid, is greater than the strain pressure. Drilling fluid invades or penetrates to varying depths in the formation, depending on the physical conditions of the formation that is perforated, such as porosity, permeability, and other rock properties. This fluid penetration (also referred to as fluid invasion) contaminates water. syngenetic or virgin fluid in the formation. Therefore, before a sample of fluid is obtained from the bottom of the well, a tool is adjusted to the desired depth and the fluid is withdrawn or pumped from the borehole formation until it is determined if the fluid is substantial. highly free of drilling fluid. Tools for the lower well parts referred to as "forming testers" are typically set to the desired depth in the well bore to pump out the fluid and take samples from the forming fluid. Initially, the fluids that are removed from formation generally have a high filtrate-decontamination rate of the drilling fluid used to drill the well borehole. To obtain samples that are sufficiently clean (generally <10% contamination), the formation fluids are usually pumped from the formation to the well bore for a period of time, typically 30-90 minutes, before collect samples in the a-sample chambers for laboratory analysis. Optical sensors are often used to monitor the level of contamination in the withdrawn fluid. Optical absorption measurements were used to estimate the time required for relatively clean fluid samples to be obtained, and to estimate eventual purity or contamination levels if the fluid is pumped for a relatively long period of time. Fraction index measurements were obtained at the bottom of the well, but were not used to estimate saline purity or contamination levels. Refractive index measurements may have a significantly lower sensitivity to the passage of sand particles or other elements present in the forming fluid that may scatter light in the fluid being analyzed than optical absorption spectral measurements.

Portanto, é desejável fornecer um aparelho e um método queempreguem as medições do índice de refração para estimar uma ou maiscaracterísticas da solução salina obtida das formações que possuem inva-são a base de água, a fim de determinar a pureza ou a contaminação dasolução salina, enquanto retira o fluido de uma formação, e para estimar emdado momento o tempo necessário para a ocorrência da condição de limpe-za, de modo a se poder extrair a amostra. Em determinadas situações, comoquando a zona invadida é profunda demais, ou quando existe penetraçãocontinuada de um fluido indesejado das formações adjacentes durante obombeamento do fluido, pode ser praticável obter uma amostra limpa mes-mo quando o bombeamento tem que continuar por um período de temporelativamente longo. Nos ditos casos, é desejável determinar em período detempo relativamente curto que não é praticável retirar amostras em um perí-odo de tempo razoável de um local específico no furo do poço.Therefore, it is desirable to provide an apparatus and method employing refractive index measurements to estimate one or more characteristics of the saline obtained from the water-based invasion formations in order to determine the purity or contamination of the saline solution. while removing the fluid from a formation, and to estimate at any given time the time required for the cleaning condition to occur so that the sample can be extracted. In certain situations, such as when the invaded zone is too deep, or when there is continued penetration of an unwanted fluid from adjacent formations during fluid shadowing, it may be practicable to obtain a clean sample even when pumping has to continue for a long time period. . In such cases, it is desirable to determine in a relatively short period of time that it is not practicable to take samples within a reasonable period of time from a specific wellbore location.

SUMÁRIO DA INVENÇÃOSUMMARY OF THE INVENTION

Em um aspecto, um método para estimar uma característica dasolução salina presente no fluido obtido de uma formação que possui umainvasão de lama a base de água é descrita.In one aspect, a method for estimating a saline solution characteristic present in the fluid obtained from a formation having a water-based mud invasion is described.

O método inclui: estimar um índice de refração da solução sali-na das águas singenéticas a partir das medições do perfil do poço; retirar ofluido da formação; medir o índice de refração do fluido uma pluralidade devezes durante a retirada do fluido da formação; estimar a característica dasolução salina comparando o índice de refração estimado da solução salinade águas singenéticas com o índice de refração medido durante a retiradada formação.The method includes: estimating a refractive index of the syngene salt solution from well profile measurements; remove the fluid from the formation; measuring the refractive index of the fluid a plurality during the withdrawal of the fluid from the formation; To estimate the saline solution characteristic by comparing the estimated refractive index of the syngenic saline solution with the refractive index measured during the retreat formation.

Em um aspecto, um método de estimativa de uma característicada solução salina em um fluido obtido a partir de uma formação que possuiuma invasão de lama a base de água é fornecido, onde o método inclui: es-timar um índice de refração da solução salina das águas singenéticas a par-tir das medições do perfil do poço; retirar o fluido da formação; medir o índi-ce de refração do fluido durante a retirada do fluido da formação; ajustaruma curva para os valores de dados que correspondem à pluralidade demedições do índice de refração; e estimar a característica da solução salinacomparando o índice de refração estimado da solução salina a partir do índi-ce de refração estimado da solução salina de águas singenéticas e a curvaajustada.In one aspect, a method of estimating a characteristic saline solution in a fluid obtained from a formation having a water-based mud invasion is provided, where the method includes: estimating a refractive index of the saline solution. syngenic waters from well profile measurements; remove fluid from formation; measuring the refractive index of the fluid during fluid withdrawal from the formation; adjusting a curve for data values that correspond to the plurality of refractive index measurements; and to estimate the saline characteristic by comparing the estimated refractive index of the saline solution from the estimated refractive index of the syngeneic saline solution and the adjusted curve.

Em outro aspecto, um método de estimativa de uma caracterís-tica do fluido obtido a partir de uma formação é fornecido, onde o métodoinclui: retirar o fluido de uma formação; medir um índice de refração do fluidodurante a retirada do fluido de formação para obter uma pluralidade de valo-res de índice de refração; obter uma pluralidade de valores de resistividadecorrespondentes à pluralidade de valores de índice de refração; ajustar umacurva através de uma pluralidade de valores de resistividade; estimar umvalor terminal dos valores de resistividade a partir da curva ajustada; e esti-mar a característica do fluido usando um valor de resistividade corrente e ovalor terminal estimado. Em outro aspecto, um aparelho para estimar umacaracterística da solução salina em um fluido retirado de uma formação édescrito, incluindo uma sonda de guia para retirar o fluido da formação; umrefratômetro que fornece medições do índice de refração do fluido durante aretirada do fluido proveniente da formação; e um dispositivo de armazena-mento que armazenou ali um valor estimado do índice de refração da solu-ção salina de águas singenéticas na formação que é obtida usando dadosdo perfil do poço; e um processador que estima a característica da soluçãosalina resultante do valor estimado do índice de refração da solução salinade águas singenéticas e as medições do índice de refração efetuadas duran-te a retirada do fluido da formação.In another aspect, a method of estimating a fluid characteristic obtained from a formation is provided, wherein the method includes: withdrawing fluid from a formation; measuring a refractive index of the fluid during withdrawal of the forming fluid to obtain a plurality of refractive index values; obtain a plurality of resistance values corresponding to the plurality of refractive index values; adjust a curve through a plurality of resistivity values; estimate a terminal value of resistivity values from the fitted curve; and estimate the characteristic of the fluid using a current resistive value and estimated terminal value. In another aspect, an apparatus for estimating a saline feature in a fluid withdrawn from a formation is described, including a guide probe for withdrawing fluid from the formation; a refractometer that provides fluid refractive index measurements during fluid withdrawal from the formation; and a storage device which has stored there an estimated refractive index value of the syngenic saline solution in the formation that is obtained using data from the well profile; and a processor that estimates the characteristic of the saline solution resulting from the estimated value of the syrinetic saline solution refractive index and the refractive index measurements made during fluid withdrawal from the formation.

Em outro aspecto, o aparelho inclui uma sonda guia para retiraro fluido proveniente da formação; um refratômetro que fornece uma plurali-dade de medições do índice de refração do fluido durante a retirada do fluidoproveniente da formação; um dispositivo de armazenamento que ali armaze-nou um valor estimado do índice de refração obtido a partir dos dados doperfil do poço; e um processador que: ajusta uma curva para os valores dosdados que correspondem à pluralidade de medições do índice de refração; eestimar a característica da solução salina no fluido retirado a partir do índicede refração estimado e a curva ajustada.In another aspect, the apparatus includes a guide probe for withdrawing fluid from the formation; a refractometer providing a plurality of fluid refractive index measurements during fluid withdrawal from the formation; a storage device storing there an estimated value of the refractive index obtained from the well profile data; and a processor which: adjusts a curve for data values corresponding to the plurality of refractive index measurements; and estimate the saline characteristic in the fluid drawn from the estimated refractive index and the adjusted curve.

Os exemplos das características mais importantes do aparelhoe método aqui descritos foram resumidos de forma bastante ampla, a fim deque a descrição detalhada em anexo possa ser mais bem compreendida, e afim de que as contribuições à técnica possam ser apreciadas. Há, natural-mente, características complementares da invenção que serão descritas da-qui por diante e que integrarão a matéria das reivindicações.The examples of the most important features of the apparatus and method described herein have been summarized quite broadly so that the attached detailed description can be better understood, and the contributions to the art can be appreciated. There are, of course, complementary features of the invention which will be described hereinafter and which will form part of the subject matter of the claims.

BREVE DESCRIÇÃO DOS DESENHOSBRIEF DESCRIPTION OF DRAWINGS

Para uma compreensão detalhada do aparelho e método aquidescritos, é preciso citar a seguinte descrição detalhada, das modalidades,obtidas de modo conjunto com os desenhos anexos, em que elementos i-guais possuem números iguais, onde:For a detailed understanding of the above described apparatus and method, the following detailed description of the embodiments obtained in conjunction with the accompanying drawings must be cited, in which the same elements have equal numbers, where:

A Figura 1 é uma vista em elevação de um sistema de cabo deaço, de acordo com uma modalidade da presente revelação;Figure 1 is an elevational view of a cable cable system according to one embodiment of the present disclosure;

A Figura 2 é um diagrama esquemático de uma ferramenta deteste da formação para ser usada no sistema da Figura 1, de acordo comuma modalidade da presente invenção;Figure 2 is a schematic diagram of a forming test tool for use in the system of Figure 1 according to one embodiment of the present invention;

A Figura 3 é um esquema de um refratômetro óptico adequadopara uso na ferramenta na parte inferior do poço da Figura 2 para determinaro índice de refração das amostras do fluido;Figure 3 is a schematic of an optical refractometer suitable for use in the bottom tool well of Figure 2 to determine the refractive index of fluid samples;

A Figura 4 é um gráfico que mostra um exemplo das mediçõesdo índice de refração obtidas ao longo de um período de tempo quando ofluido retirado de uma formação muda de filtrado de lama a base de águapara, principalmente, uma solução salina da formação;Figure 4 is a graph showing an example of refractive index measurements obtained over a period of time when fluid drawn from a water-based slurry filtrate formation for mainly a salt solution of the formation;

A Figura 5 é um gráfico que mostra um exemplo das mediçõesdo índice de refração obtidas ao longo de um período de tempo quando ofluido retirado de uma formação muda de filtrado de lama a base de águapara, principalmente, um óleo bruto da formação;Figure 5 is a graph showing an example of refractive index measurements obtained over a period of time when the fluid drawn from a water-based mud filtrate change formation for mainly a crude oil from the formation;

A Figura 6 é um gráfico que mostra um exemplo da resistivida-de computada a partir do índice de refração.Figure 6 is a graph showing an example of resistivity computed from the refractive index.

DESCRIÇÃO DETALHADA DAS MODALIDADESDETAILED DESCRIPTION OF MODALITIES

A Figura 1 mostra um diagrama esquemático de um sistema decabo de aço, de acordo com uma modalidade da presente invenção. Umpoço 101 é mostrado atravessando uma formação 102. Uma ferramenta docabo de aço 103 sustentada por um cabo blindado 115 é colocado no poço101 adjacente à formação 102. Estendendo-se a partir da ferramenta 103estão as garras opcionais 112 e 114 para estabilizar a ferramenta 103. Osvededores expansíveis 104 e 106 colocados na ferramenta 103 são capazesde desmembrar o anular do furo do furo do poço 101 em um anular superior130, um anular intermediário vedado 132 e um anular 134. Um elementoalmofadado extensível de forma seletiva é colocado na ferramenta 103. Asgarras 112, os vededores 104 e 106, o elemento almofadado extensível 140são usados para retirar o fluido e estão descritos com mais detalhe na refe-rência à Figura 2.Figure 1 shows a schematic diagram of a steel cable system according to one embodiment of the present invention. A well 101 is shown traversing a formation 102. A steel wire tool 103 supported by a shielded cable 115 is placed in well101 adjacent to the formation 102. Optional jaws 112 and 114 are extended from the tool 103 to stabilize the tool 103. Expandable sealers 104 and 106 disposed in tool 103 are capable of dismembering the bore hole annulus 101 into an upper annular 130, a sealed intermediate annular 132, and an annular 134. A selectively extensible padded member is placed in the tool 103. Jaws 112 , seals 104 and 106, the extensible cushioned member 140 are used to withdraw fluid and are described in more detail in reference to Figure 2.

A telemetria para a modalidade de cabo de aço inclui uma uni-dade de comunicação bidirecional na parte inferior do poço 116 conectada auma unidade de comunicação bidirecional de superfície 118 por meio de umou mais condutores 120 no interior do cabo blindado 115. A unidade de co-municação de superfície 118 é alojada em um controlador de superfície 150que inclui um processador, memória e um dispositivo de saída, coletivamen-te designados pelo número 152. Uma típica roldana de cabo 122 é usadapara guiar o cabo blindado 115 no furo do poço 101. A ferramenta 103 incluium controlador 160 na parte inferior do poço dotado de um processador ememória 162 para os testes da formação de controle, de acordo com os mé-todos aqui descritos. A ferramenta 103 na parte inferior do poço inclui umapluralidade de sensores, inclusive um módulo de sensor óptico 170 e tan-ques de amostra 128 opcionais. O módulo de sensor óptico 170 é usado pa-ra medir o índice de refração do fluido retirado da formação ao longo dotempo em locais selecionados e em profundidades variáveis dentro do furodo poço 101. A ferramenta 103 também incluiu outros sensores (de modogeral denotados pelo número 125), tais como sensor de pressão, sensortemperatura, medidor de fluxo, etc.Telemetry for the wire rope mode includes a bidirectional communication unit at the bottom of the well 116 connected to a surface bidirectional communication unit 118 by means of one or more conductors 120 within shielded cable 115. Surface communication 118 is housed in a surface controller 150 which includes a processor, memory and output device collectively designated by the numeral 152. A typical cable sheave 122 is used to guide the shielded cable 115 into the well bore 101 Tool 103 has a controller 160 in the lower part of the well provided with a memory processor 162 for the control formation tests according to the methods described herein. Tool 103 at the bottom of the well includes a plurality of sensors, including an optical sensor module 170 and optional sample tanks 128. The optical sensor module 170 is used to measure the refractive index of the fluid drawn from the formation over time at selected locations and at varying depths within well 101. Tool 103 also included other sensors (of general nature denoted by the number 125), such as pressure sensor, temperature sensor, flow meter, etc.

A Figura 2 mostra um diagrama esquemático de uma porção deuma ferramenta do teste de formação 103 posicionada no furo do poço pararetirar o fluido da formação e para obter as medições do índice de refraçãoin-situ. Seletivamente os elementos de garra extensíveis 112 engatam naparede do furo do poço 204 para ancorar um elemento tubular 206 da ferra-menta 103. Os elementos do vededor 104 e 106 se estendem para engatarna parede do furo do poço. Os vededores estendidos desmembram o anulardo poço em três seções, um anular superior 130, um anular intermediário132 e um anular inferior 134. A seção anular vedada (ou seção vedada) 132está adjacente à formação 218. Montado no elemento tubular 206 e tornan-do-se extensível na seção vedada 132 está um elemento vedante almofada-do extensível 140. Uma linha de fluido 222 que fornece comunicação fluidaentre o fluido de formação 208 e os sensores da ferramenta, tais como omódulo de sensor óptico 170, é mostrada estendendo-se através do elemen-to almofadado 140 e modo a fornecer uma porta vedada 220 em posiçãooposta à parede 204. Além disso, os sensores 125 são incluídos para a de-terminação da pressão, temperatura e taxa de fluxo da amostra do fluido deformação. Os vededores 104 e 106 são comprimidos de forma vedante deencontro à parede 204 e possuem uma relação vedada entre a parede 204 eo elemento extensível 140. A redução da pressão na seção vedada 132 an-tes do engate da almofada 140 inicia o fluxo do fluido proveniente da forma-ção para a seção vedada 132. Quando o elemento extensível 140 engata naparede, o fluido 208 proveniente da formação flui para a ferramenta atravésde 220. O elemento extensível 140 é ajustado ao longo de uma orientaçãoparticular. Um sensor, como um acelerômetro, pode ser usado para percebera orientação do elemento extensível 140. O elemento extensível 140 podeentão ser orientado para a direção desejada.Figure 2 shows a schematic diagram of a portion of a formation test tool 103 positioned in the well bore to withdraw formation fluid and to obtain in-situ refractive index measurements. Selectively the extendable gripper elements 112 engage the well bore wall 204 to anchor a tubular element 206 of the tool 103. The seal elements 104 and 106 extend to engage the well bore wall. Extended seals break the annular well into three sections, an upper annular 130, an intermediate annular132, and a lower annular 134. The sealed annular section (or sealed section) 132 is adjacent to the 218 formation. Mounted on tubular member 206 and made if extensible in sealed section 132 is an extensible padded sealing member 140. A fluid line 222 that provides fluid communication between forming fluid 208 and tool sensors, such as optical sensor module 170, is shown extending through of the padded element 140 and to provide a sealed door 220 in position opposite the wall 204. In addition, sensors 125 are included for determining the pressure, temperature and flow rate of the deforming fluid sample. Seals 104 and 106 are sealingly compressed against wall 204 and have a sealed relationship between wall 204 and extendable member 140. Pressure reduction in sealed section 132 prior to cushion engagement 140 initiates flow of fluid from When the extension element 140 engages the wall, the fluid 208 from the formation flows into the tool through 220. The extension element 140 is adjusted along a particular orientation. A sensor, such as an accelerometer, may be used to sense the orientation of the extensible element 140. The extensible element 140 may then be oriented in the desired direction.

Um controlador na parte inferior do poço 160 controla a retira-da do fluido de formação 208. O controlador 160 é conectado ao dispositivode controle de volume do sistema, tal como uma bomba 226. A bomba 226pode ser uma bomba de cavidade progressiva ou qualquer bomba adequadaque possa bombear para fora o fluido de formação 208 proveniente da for-mação 218. Um medidor de fluxo é incluído para determinar a taxa de fluxodo fluido. Uma válvula para controlar o fluxo do fluido até a bomba 226 é co-locada na linha de fluido 222, entre o módulo de sensor óptico 170 e a bom-ba 226. Um volume de teste 205 é o volume abaixo do pistão de retração dabomba 226, e inclui a linha de fluido 222.A controller at the bottom of well 160 controls the withdrawal of forming fluid 208. Controller 160 is connected to the system volume control device, such as a pump 226. Pump 226 may be a progressive cavity pump or any pump. It is suitable that it can pump out formation fluid 208 from formation 218. A flow meter is included to determine the flow rate of the fluid. A valve for controlling fluid flow to the pump 226 is located in the fluid line 222 between the optical sensor module 170 and the pump 226. A test volume 205 is the volume below the pump retraction piston. 226, and includes fluid line 222.

O módulo de sensor óptico 170 é usado para determinar o índi-ce de refração do fluido de formação no interior do volume de teste 205. Ummódulo óptico ou sistema adequados para a determinação do índice de re-fração pode ser usado. Em um aspecto, o módulo de sensor óptico é confi-gurado para medir o índice de refração usando a intensidade-reflexão nainterface fluido-janela. O índice de refração é computado comparando-se aintensidade de reflexão de uma célula preenchida por ar em relação à inten-sidade de reflexão reduzida, quando algum outro fluido está na célula, e u-sando os índices de refração conhecidos da janela (tipicamente uma janelade safira) e do ar. O refratômetro do módulo de sensor óptico 170, em umaspecto, pode ser configurado para medir o índice de refração in-situ dequalquer fluido desejado, inclusive o do petróleo, gás e solução salina. Orefratômetro pode apresentar uma faixa ampla, tal como de n=1,0 a n=1,75,e uma resolução relativamente elevada, tal como 0,00025 ou superior. O ditorefratômetro fornece um faixa do índice de refração relativamente ampla, epossui uma resolução relativamente elevada. O dito refratômetro fornecemedições do índice de refração que são úteis no monitoramento da limpezadas amostras provenientes principalmente do filtrado de lama até, principal-mente, o fluido de formação de águas singenéticas ou puro. Qualquer refra-tômetro adequado pode ser usado para a finalidade desta descrição, inclusi-ve, sem caráter limitante, aquelas descritas na Patente US N2 6.683.681 B2e Pedido de Patente US Publicado N0 2004/0007665 Al, sendo que cadadelas é cedida à cessionária deste pedido, e cada uma delas é aqui incorpo-rada por meio de citação. O módulo de sensor óptico 170 é conectado aocontrolador 160 de modo a fornecer os dados de retorno para um sistema decontrole de circuito fechado. O retorno é usado para ajustar as regulagensdo parâmetro, tais como a detecção da limpeza da amostra. A limpeza daamostra se refere à transição do fluido de formação contaminado pelo filtra-do até o fluido de formação as águas singenéticas ou praticamente puro,enquanto o fluido é bombeado em profundidades selecionadas no furo dopoço. O controlador 160 na parte inferior do poço pode incorporar um pro-cessador, assim como um microprocessador, para processar as mediçõesdo índice refletivo. Um dispositivo de armazenamento, assim como um dis-positivo de memória, pode ser usado como um meio legível por computadorpara armazenar dados, programas de computador e algoritmos relativos aouso pelo aparelho aqui descrito, e para executar as várias funções e méto-dos relativos ao dito aparelho.The optical sensor module 170 is used to determine the refractive index of the forming fluid within the test volume 205. A suitable optical module or system for determining the refractive index may be used. In one aspect, the optical sensor module is configured to measure the refractive index using the reflection intensity on the fluid-window interface. The refractive index is computed by comparing the reflection intensity of an air-filled cell to the reduced reflection intensity when some other fluid is in the cell, and using the known refractive indices of the window (typically a sapphire window) and the air. The refractometer of the optical sensor module 170, in one aspect, may be configured to measure the in-situ refractive index of any desired fluid, including oil, gas and saline. The refractometer may have a wide range, such as from n = 1.0 to n = 1.75, and a relatively high resolution, such as 0.00025 or higher. The dithorefractometer provides a relatively wide refractive index range, and has a relatively high resolution. Said refractometer provides refractive index measurements that are useful in monitoring clean samples mainly from the mud filtrate to mainly syngeneic or pure water-forming fluid. Any suitable refractometer may be used for the purposes of this description, including without limitation those described in US Patent No. 6,683,681 B2e US Patent Application Published No. 2004/0007665 Al, where bitches are assigned to the assignee. of this request, and each of them is hereby incorporated by reference. Optical sensor module 170 is connected to controller 160 to provide the feedback data for a closed loop control system. Feedback is used to adjust parameter settings such as detection of sample cleanliness. Sample cleaning refers to the transition from the formation fluid contaminated by the filtrate to the formation fluid in syngeneic or practically pure waters, while the fluid is pumped to selected depths in the borehole. Controller 160 at the bottom of the well may incorporate a processor as well as a microprocessor to process reflective index measurements. A storage device, as well as a memory device, can be used as a computer readable medium for storing data, computer programs, and resting algorithms by the apparatus described herein, and for performing the various functions and methods relating to the device. said device.

Durante o processo de limpeza, o fluido retirado é expelido atéo anular superior 130 através da linha 219. Um conduíte 227 que conecta abomba 226 à linha 219 inclui uma válvula interna selecionável 232. Se a a-mostragem do fluido for desejada, o fluido pode ser desviado para reservató-rios de amostra opcionais ou tanques 228, usando-se as válvulas internas232, 233a e 233b, em vez de expelir o fluido através da linha 219. O fluidocontido nos reservatórios 228 é recuperado do poço para análise.During the cleaning process, withdrawn fluid is expelled to the upper annulus 130 through line 219. A conduit 227 that connects pump 226 to line 219 includes a selectable internal valve 232. If fluid display is desired, fluid may be be diverted to optional sample reservoirs or tanks 228 using internal valves 232, 233a and 233b rather than expelling fluid through line 219. Fluid contained in reservoirs 228 is recovered from the well for analysis.

Em um aspecto, os resultados dos dados processados na parteinferior do poço podem ser enviados à superfície para que seja usados eposteriormente processados. O controlador 160 passa os dados processa-dos para um sistema de comunicação bidirecional 116 colocado na parteinferior do poço. O sistema de comunicação 116 transmite o sinal dos dadospara um controlador de superfície 150, o qual contém um processador 151 eum dispositivo de armazenamento de memória que armazena os programasde computador, algoritmos e dados para que sejam usados no aparelho emétodos aqui descritos. Qualquer sistema de comunicação de dados ade-quado pode ser usado para a finalidade desta revelação. Os sinais recebidosna superfície são processados pelo processador 151 associado ao controla-dor de superfície 150, que converte e transfere os dados até uma saída e/oudispositivo de armazenamento adequado. O controlador de superfície 150também pode ser usado para enviar os comandos de iniciação do teste paraa ferramenta 103 na parte inferior do poço.In one aspect, the results of data processed at the bottom of the well may be sent to the surface for later use and processing. Controller 160 passes the processed data to a bidirectional communication system 116 located at the bottom of the well. Communication system 116 transmits the data signal to a surface controller 150 which contains a processor 151 and a memory storage device that stores computer programs, algorithms and data for use in the apparatus and methods described herein. Any suitable data communication system may be used for the purpose of this disclosure. Signals received at the surface are processed by processor 151 associated with surface controller 150, which converts and transfers data to a suitable output and / or storage device. Surface controller 150 can also be used to send test initiation commands to tool 103 at the bottom of the well.

A Figura 3 mostra um esquema de uma montagem de refratô-metro 305 para ser usada no módulo de sensor óptico 170. Uma fonte de luz310 que compreende um bulbo luminoso e lentes de colimação fornece umfeixe de luz colimada. O feixe de luz colimada, no aspecto, pode incidir deforma substancialmente perpendicular na superfície externa de uma primeirajanela de safira 303. A luz após a interação com o fluido sai de uma segundajanela de safira 302. As janelas de safira 303 e 302, em uma configuração,podem assentar de forma substancialmente perpendicular ao feixe colimadoda luz e ser separadas por meio de um intervalo ou canal 304, permitindoque o fluido de formação em análise flutue entre as janelas. Em uma modali-dade, a montagem do refratômetro 305 desvia da porção do feixe colimadoincidente proveniente da fonte 310 e foca sobre a interface 307 entre a pri-meira janela de safira 303 e o fluido no canal 304. O feixe de luz refletido édividido no divisor de feixe 317 entre um refratômetro (316, 318 e 320) e umespectrômetro de refletância atenuada 621. A porção do feixe de luz colima-da que não é desviada para ser usada no refratômetro ou no espectrômetrode refletância atenuada, prossegue para que seja usada em outros senso-res.Figure 3 shows a schematic of a refractometer assembly 305 for use in optical sensor module 170. A light source310 comprising a light bulb and collimation lens provides a collimated beam of light. The collimated beam of light, in appearance, may be substantially perpendicularly incident to the outer surface of a first sapphire window 303. Light following interaction with the fluid exits a second sapphire window 302. Sapphire windows 303 and 302 in a configuration, may lie substantially perpendicular to the collimated beam of light and be separated by a gap or channel 304, allowing the forming fluid under analysis to float between the windows. In one embodiment, the refractometer assembly 305 deviates from the incident collimated beam portion from source 310 and focuses on the interface 307 between the first sapphire window 303 and the fluid in channel 304. The reflected light beam is divided into the beam splitter 317 between a refractometer (316, 318, and 320) and an attenuated reflectance spectrometer 621. The portion of the collimated light beam that is not deflected for use in the refractometer or attenuated reflectance spectrometer proceeds to be used. in other sense-res.

A Figura 3 mostra duas hastes de transmissão óptica 300, 301(que podem ser lentes de relê, vidro ou hastes de safira), as quais tambémsão citadas como haste esquerda 300 e haste direita 301, podem ser usadaspara guiar a luz. Em uma configuração, os eixos geométricos longitudinaisdas duas hastes de transmissão ópticas assentam em um plano perpendicu-lar ao plano das duas placas de contenção da pressão que compreendemuma primeira janela de safira 303 e uma segunda janela de safira 302 e ocanal 304. Além disso, as duas hastes de transmissão ópticas 300, 301 po-dem ser colocadas lado a lado (e fazendo contato entre si no ponto onde seencontram na superfície 303), e também podem entrar em contato com aprimeira placa de safira 303. Para maximizar o sinal da luz, um gel de tem-peratura elevada compatível ao índice pode ser aplicado para unir o intervaloentre as hastes de transmissão 300, 301 e a primeira placa de safira 303.Deixar o intervalo vazio, a não ser pelo ar em seu interior, não muda a medi-ção do índice de refração, porque diminui as medições de intensidade de luzda amostra referencial e da amostra desconhecida pelo mesmo fator. O ditosistema pode ser usado para determinar o índice de refração da amostra dofluido de formação no canal 304 (Figura 2). Os detalhes das técnicas de me-dição e análise para determinação do índice de refração são fornecidas naPatente Ne US 6.683.681 B2 e pedido Publicado US 2004/000765 Al.Figure 3 shows two optical transmission rods 300, 301 (which may be relay lenses, glass or sapphire rods), which are also referred to as left rod 300 and right rod 301, can be used to guide the light. In one embodiment, the longitudinal geometrical axes of the two optical transmission rods lie in a plane perpendicular to the plane of the two pressure containment plates comprising a first sapphire window 303 and a second sapphire window 302 and octal 304. In addition, the two optical transmission rods 300, 301 can be placed side by side (and making contact with each other where they are on surface 303), and can also contact the first sapphire plate 303. To maximize the signal from the In light, an index-compatible high-temperature gel can be applied to join the gap between the transmission rods 300, 301 and the first sapphire plate 303. Leaving the gap empty, except for air inside, does not change the refractive index measurement, because it decreases the light intensity measurements of the reference sample and the unknown sample by the same factor. The dictosystem can be used to determine the refractive index of the 304 channel forming fluid sample (Figure 2). Details of measurement and analysis techniques for refractive index determination are provided in US Pat. No. 6,683,681 B2 and Application Published US 2004/000765 Al.

A Figura 4 é um gráfico 400 que mostra um exemplo das medi-ções in-situ do índice de refração obtido ao longo do período de tempo sele-cionado durante o bombeamento de um fluido proveniente da formação. No30 exemplo particular da Figura 4, o fluido de perfuração usado é a lama a basede água e o fluido de águas singenéticas é a solução salina da formação. Oíndice de refração é mostrado ao longo do eixo geométrico y 402 e o tempoé mostrado ao longo do eixo geométrico 404. Durante o intervalo de tempoaté que o bombeamento se inicie, no momento 406 (cerca de 4200 segun-dos), o índice de retração obtido pelo refratômetro do tipo mostrado e descri-to na Figura 3 mostra um valor constante e bastante estável, segundo indi-cado pelo valor constante 408. Na medida em que o bombeamento é inicia-do, ocorre uma modificação do índice de retração do fluido que é retirado, eapós um breve período de tempo, que se inicia no momento indicado pelaseta 410, o índice começa a se elevar. Na medida em que o fluido é bombe-ado, a proporção de filtrado (lama) no fluido começa a diminuir e aquela dofluido de águas singenéticas começa a crescer. Em outras palavras, enquan-to o fluido é bombeado da formação, o fluido é submetido ao processo delimpeza, onde a pureza da amostra aumenta na medida em que o filtrado éremovido da zona invadida da formação. Assim, a fração do fluido de águassingenéticas ou da fração da pureza "fp" começa a aumentar, enquanto afração da contaminação "fc" começa a diminuir. No exemplo particular daFigura 4, o fluido de perfuração é lama a base de água, e o fluido de águassingenéticas é a solução salina da formação. Pelo fato de o índice de retra-ção da lama a base de água ser inferior ao índice de refração da soluçãosalina da formação, o índice de refração do fluido retirado aumenta ao longo do tempo. Isso se deve ao fato de a densidade (e o índice de refração) dalama a base de água ser inferior à densidade da solução salina da formação.Conforme mostrado na Figura 4, o índice de refração sobe rapidamente atéo momento indicado pela seta 404, e depois começa a declinar, ou seja, co-meça a diminuir de forma relativamente lenta ao longo do tempo. No exem- pio particular da Figura 4, o índice de refração é mostrado, e aumenta atécerca de 6500 segundos. Tipicamente, em períodos de bombeamento lon-gos (que pode ser de 24 horas, etc.), um equilíbrio dinâmico é alcançado,onde a amostra do fluido retirada da formação é limpa na mesma proporçãoem que é recontaminada pelas zonas adjacentes, tais como as zonas acimae abaixo da zona de onde foi retirada a amostra. Assim, com freqüência,muito embora a medição na parte inferior do poço, tais como o índice de re-fração, tenha interrompido de forma substancial a mudança, a amostra aindanão é 100% pura. O equilíbrio dinâmico depende de diversos fatores, taiscomo a taxa da permeabilidade vertical e horizontal. Para fins desta descri-ção, o nível de pureza que pode ser atingido após um período de tempo bas-tante extenso é citado como pureza terminal, ftp, que é usualmente inferior a100%. A contaminação terminal correspondente (1 -ftp) é designada como"ftc". Assim, é desejável estimar, através do monitoramento da medição, otempo necessário para se atingir a pureza terminal ou a contaminação ter-minal correspondente. Também, enquanto o fluido proveniente da formaçãoé retirado, é desejável estimar a limpeza efetiva, isto é, o grau de contami-nação ou pureza em tempo real. Se a quantidade do filtrado na pureza ter-minal for superior a um determinado valor selecionado (por exemplo, superi-or a 5% ou 10%), pode ser desejável obter qualquer amostra no local dese-jado no furo do poço, e que pode ser mais desejável encerrar o processo deextração do fluido e mover a ferramenta para um local diferente no furo dopoço. Uma comparação do índice de refração da solução salina de águassingenéticas estimada e o índice de refração medido da mistura contamina-da fornece a fração da solução salina de águas singenéticas na mistura dofluido que é retirado. O nível de contaminação ou o nível de pureza pode sercomputado a partir de uma comparação dos dois índices refrativos. Em umaspecto, o valor estimado do índice de refração da solução salina de águassingenéticas pode ser computado a partir dos dados anteriores e do conhe-cimento das propriedades rochosas da formação de onde o fluido está sendoretirado. O índice de refração do filtrado de lama pode ser medido direta-mente. Como alternativa, pode ser estimado a partir de outras propriedades,tais como resistividade, no caso das lamas a base de água. As comparaçõesefetuadas podem incluir computar as diferenças e usar taxas de mediçõesou valores selecionados. Em um aspecto, ao se coletar uma amostra de á-gua em um poço perfurado com lama a base de água, o perfil do poço podeser usado para estimar a resistividade da solução salina de águas singenéti-cas e, a partir daí, o índice de refração da solução salina de águas singené-ticas. Como exemplo, a resistividade da solução salina pode ser estimadausando propriedades rochosas típicas da região do furo do poço, tais comoos parâmetros Archie "a" e "m" do fator de resistividade (F = a/porosidade<[Lambda]> m), ao junto como os perfis de resistividade de leitura profundae os perfis de porosidade de nêutron acima da zona da água. Similarmente,os perfis de nêutron podem ser usados para estimar a salinidade da soluçãosalina. Para uma zona que está 100% saturada com água, a seção transver-sal de nêutron medido pelo perfil eqüivale a SigmaJLog = Sigma_SoluçãoSalina * Porosidade + Sigma_Matriz * (1 - Porosidade) A partir do efeito dosal dissolvido na seção transversal da solução salina, a salinidade da solu-ção salina pode ser obtida dissolvendo-se para Sigma Brine em termos dasseções transversais para a formação de interesse e a porosidade, segundomedido pelos perfis de nêutron. Então, a partir da resistividade da soluçãosalina e da pressão e temperatura, o índice de refração da solução salinapode ser computado. A relação entre resistividade, pressão, temperatura eíndice de refração são discutidos na US N0 7.027.928. Através da mediçãodo índice de refração do filtrado de lama a base de água ou conhecendo-sesua resistividade e em seguida seu índice de refração, os dois pontos daextremidade que computam a porcentagem de contaminação passam a serconhecidos. Ou seja, o índice de refração do filtrado de lama a base de água(um ponto da extremidade) e a solução salina da formação pura (o outroponto da extremidade) passam a ser conhecidos. A fração de contaminaçãopode ser computada como uma interpolação linear entre os dois pontos daextremidade do fluido puro.Figure 4 is a graph 400 showing an example of in-situ refractive index measurements obtained over the selected time period during pumping of a fluid from the formation. In the particular example of Figure 4, the drilling fluid used is water-based mud and syngeneic water fluid is the saline of the formation. The refractive index is shown along the y-axis 402 and the time is displayed along the y-axis 404. During the time interval until pumping begins, at time 406 (about 4200 seconds), the retraction index obtained by the refractometer of the type shown and described in Figure 3 shows a constant and quite stable value, as indicated by the constant value 408. As the pumping is initiated, a change in the fluid's shrinkage index occurs. which is withdrawn, and after a short time beginning at the time indicated by step 410, the index begins to rise. As the fluid is pumped, the proportion of filtrate (sludge) in the fluid begins to decrease and that syngene water fluid begins to grow. In other words, as the fluid is pumped from the formation, the fluid undergoes the cleaning process, where the purity of the sample increases as the filtrate is removed from the invaded zone of the formation. Thus, the fraction of water fluid or purity fraction "fp" begins to increase, while the fraction of contamination "fc" begins to decrease. In the particular example of Figure 4, the drilling fluid is water-based mud, and the waterborne fluid is the saline of the formation. Because the shrinkage index of the water-based sludge is lower than the refractive index of the saline formation, the refractive index of the withdrawn fluid increases over time. This is because the density (and refractive index) of the water-based mud is less than the density of the saline in the formation. As shown in Figure 4, the refractive index rises rapidly to the point indicated by arrow 404, and then it begins to decline, that is, it begins to decrease relatively slowly over time. In the particular example of Figure 4, the refractive index is shown, increasing to about 6500 seconds. Typically, during long pumping periods (which may be 24 hours, etc.), a dynamic equilibrium is achieved where the fluid sample taken from the formation is cleaned to the same extent as it is recontaminated by adjacent areas such as above and below the area from which the sample was taken. Thus, often, although downhole measurement, such as the refraction index, has substantially disrupted the change, the sample is still not 100% pure. Dynamic equilibrium depends on several factors, such as the rate of vertical and horizontal permeability. For purposes of this description, the purity level that can be achieved after a fairly long period of time is quoted as terminal purity, ftp, which is usually less than 100%. The corresponding terminal contamination (1-ftp) is referred to as "ftc". Thus, it is desirable to estimate, by monitoring the measurement, the time required to achieve terminal purity or corresponding terminal contamination. Also, while the fluid from the formation is withdrawn, it is desirable to estimate the actual cleaning, that is, the degree of contamination or purity in real time. If the amount of filtrate in the final purity is greater than a certain selected value (eg greater than 5% or 10%), it may be desirable to obtain any sample at the desired location in the wellbore, and which It may be more desirable to terminate the fluid extraction process and move the tool to a different location in the bore hole. A comparison of the estimated refractive index of the saline solution and the measured refractive index of the contaminated mixture provides the fraction of the syngeneic saline solution in the fluid mixture that is withdrawn. The contamination level or the purity level can be computed from a comparison of the two refractive indices. In one aspect, the estimated value of the refractive index of the saline solution can be computed from the previous data and the knowledge of the rock properties of the formation from which the fluid is being withdrawn. The refractive index of the mud filtrate can be measured directly. Alternatively, it can be estimated from other properties such as resistivity in the case of water based sludge. Comparisons may include computing differences and using measurement rates or selected values. In one aspect, when collecting a water sample from a well drilled with water-based mud, the well profile can be used to estimate the resistivity of the syngeneic saline solution and, thereafter, the index. refraction of syngeneic saline solution. As an example, the salinity resistivity can be estimated using typical rock properties of the wellbore region, such as the Archie parameters "a" and "m" of the resistivity factor (F = a / porosity <[Lambda]> m), together as the deep reading resistivity profiles and the neutron porosity profiles above the water zone. Similarly, neutron profiles can be used to estimate salinity of the saline solution. For a zone that is 100% saturated with water, the neutron cross-salt section measured by the profile equals SigmaJLog = Sigma_SolutionSaline * Porosity + Sigma_Matrix * (1 - Porosity) From the dissolved saline cross-sectional effect, Salinity of saline can be obtained by dissolving to Sigma Brine in terms of cross-sections for formation of interest and porosity, as measured by neutron profiles. Then, from the resistivity of the saline solution and the pressure and temperature, the refractive index of the saline solution can be computed. The relationship between resistivity, pressure, temperature and refractive index are discussed in US No. 7,027,928. By measuring the refractive index of the water-based sludge filtrate or by knowing its resistivity and then its refractive index, the two endpoints that compute the percentage of contamination become known. That is, the refractive index of the water-based sludge filtrate (one endpoint) and the pure-forming saline solution (the other endpoint) are known. The contamination fraction can be computed as a linear interpolation between the two points of the pure fluid end.

Ao se coletar uma amostra de petróleo de um poço perfuradocom lama a base de óleo, é preciso ter conhecimento prévio do fluido produ-zido na região para estimar se o índice de refração do óleo bruto da forma-ção pode ser usado. Se o índice de refração do filtrado de lama for direta-mente medido, então os dois pontos da extremidade são conhecidos, e apartir desses, a fração de contaminação pode ser obtida a partir da interpo-lação linear entre os pontos da extremidade do fluido puro.When collecting an oil sample from an oil-based mud-drilled well, prior knowledge of the fluid produced in the region is needed to estimate whether the crude oil refractive index of the formation can be used. If the refractive index of the slurry filtrate is directly measured, then the two end points are known, and from these, the contamination fraction can be obtained from the linear interpolation between the end points of the pure fluid. .

Ainda com referência à Figura 4, a qualquer momento durante aretirada do fluido, o índice de refração do fluido é conhecido. Comparando ovalor atual do índice de refração e o valor estimado da linha 450, a contami-nação ou os níveis de pureza podem ser obtidos. Se a diferença entre o va-lor estimado da linha 450 e o valor terminal dos dados na Figura 4 (descritomais adiante me maior detalhe), for maior do que um valor selecionado, en-tão pode ser praticável obter uma amostra relativamente limpa, mesmo se ofluido for bombeado da formação por um período de tempo mais extenso. Nadita situação, a ferramenta pode ser movida até um local diferente no furo dopoço para obter amostras limpas. O sistema, aparelho e métodos aqui des-critos podem ser configurados para fornecer medidas qualitativas e quantita-tivas sobre os níveis de pureza terminal e atual e de contaminação usandoum conjunto de medições do índice de refração obtidas ao longo de um pe-ríodo de tempo selecionado. Em um aspecto, a presente revelação forneceuma indicação ou estima em tempo real da fração do tempo de bombeamen-to que se passou antes de a pureza do fluido de formação venha a atingirdeterminado nível a partir das mudanças no índice de refração. Por exemplo,a diferença entre o índice de refração da solução salina da formação extre-mamente salina e aquela da lama a base de água suficientemente fresca éde cerca de 0,030. Assim, a partir do atual índice de refração e do índice derefração terminal estimado ou do índice de refração de solução salina deáguas singenéticas, o sistema da presente revelação pode estimar a fraçãode contaminação ou o fluido limpo em tempo real. Em outro aspecto, o sis-tema da presente invenção fornece uma estimativa da pureza terminal ou donível de contaminação ajustando-se uma curva adequada para os dados doíndice de refração obtidos ao longo de um período de tempo selecionado.Para os propósitos desta invenção, qualquer algoritmo ou técnica adequadapara o ajuste da curva podem ser usados. Determinados exemplos de técni-ca para ajuste da curva que podem ser empregados na presente invençãosão descritos adiante. Uma curva que pode ser ajustada aos dados da Figu-ra 4 é mostrada como a linha sólida 420. A Figura 5 é um gráfico que mostraum exemplo das medições in-situ do índice de refração obtido ao longo deum período de tempo selecionado durante o bombeamento do fluido prove-niente da formação, onde o fluido de perfuração usado é uma lama a basede óleo, e o fluido de águas singenéticas é o óleo bruto. O índice de refração(arredondado para o valor mais próximo a 0,001) é mostrado no eixo geomé-trico y 502 e o volume do fluido bombeado é mostrado ao longo do eixo ge-ométrico χ 504. O exemplo da Figura 5 usa o volume bombeado em lugar dotempo usado na Figura 4. Em determinados casos, o volume do fluido bom-beado pode ser um parâmetro mais apropriado, por exemplo, quando a taxade bombeamento do fluido não é substancialmente constante ao longo dotempo de bombeamento. Quando o bombeamento começa no volume zero(506), o índice de retração medido pelo refratômetro, do tipo mostrado edescrito na Figura 3, mostra determinadas medições erráticas, tais como indicado pelo número 515. Tais medições podem ocorrer em decorrênciadas mudanças erráticas na composição do fluido inicial bombeado. Na me-dida em que o volume bombeado aumenta, o índice de refração do fluidocomeça a cair rapidamente, conforme mostrado pela parte inicial dos dados,representados de modo geral pela seta 506, e em seguida começa a diminu-ir mais gradualmente, conforme mostrado pelos dados geralmente represen-tados pela seta 508. Para um bombeamento particular, a taxa de mudançado índice de refração depende da quantidade da limpeza. No exemplo parti-cular da Figura 5, enquanto o bombeamento continua a partir do volume in-dicado pela seta 510 (entre 4000 e 5000 cc), o índice de refração começa a diminuir de forma relativamente lenta. No exemplo particular da Figura 5, oequilíbrio dinâmico ou a pureza terminal podem ser atingidos além de umvolume de bombeamento bem maior, mostrado aqui como sendo maior doque o volume de 14000 cc.Still referring to Figure 4, at any time during fluid withdrawal, the refractive index of the fluid is known. By comparing the current value of the refractive index and the estimated value of line 450, contamination or purity levels can be obtained. If the difference between the estimated value of line 450 and the terminal value of the data in Figure 4 (described below in greater detail) is greater than a selected value, then it may be feasible to obtain a relatively clean sample even if fluid is pumped from the formation for a longer period of time. In this situation, the tool can be moved to a different location in the borehole to obtain clean samples. The system, apparatus and methods described herein can be configured to provide qualitative and quantitative measurements of terminal and current purity and contamination levels using a set of refractive index measurements obtained over a period of time. selected. In one aspect, the present disclosure provides a real-time indication or estimate of the fraction of pumping time that passed before the purity of the forming fluid reached a certain level from changes in refractive index. For example, the difference between the refractive index of the saline of the extremely saline formation and that of the sufficiently fresh water-based mud is about 0.030. Thus, from the current refractive index and estimated terminal refractive index or refractive index of syngene water saline, the system of the present disclosure can estimate contamination fraction or clean fluid in real time. In another aspect, the system of the present invention provides an estimate of the terminal purity or contamination potential by fitting an appropriate curve to the refractive index data obtained over a selected period of time. For the purposes of this invention, any suitable algorithm or technique for curve fitting can be used. Certain examples of curve fitting techniques that may be employed in the present invention are described below. A curve that can be fitted to the data in Fig. 4 is shown as solid line 420. Figure 5 is a graph showing an example of in-situ refractive index measurements obtained over a selected period of time during pumping. from the formation fluid, where the drilling fluid used is an oil-based sludge, and the syngeneic water fluid is the crude oil. The refractive index (rounded to the nearest 0.001) is shown on the geometric axis y 502 and the volume of the pumped fluid is shown along the geometry axis χ 504. The example in Figure 5 uses the pumped volume. in place of the time used in Figure 4. In certain cases, the volume of well-blown fluid may be a more appropriate parameter, for example, when the pumping rate of the fluid is not substantially constant over the pumping time. When pumping begins at volume zero (506), the refractometer-measured retraction index of the type shown in Figure 3 shows certain erratic measurements as indicated by number 515. Such measurements may occur due to erratic changes in the composition of the refractometer. initial fluid pumped. As the pumped volume increases, the refractive index of the fluid begins to fall rapidly as shown by the initial part of the data, generally represented by arrow 506, and then begins to decrease more gradually as shown. by the data usually represented by arrow 508. For a particular pumping, the rate of change refractive index depends on the amount of cleaning. In the particular example of Figure 5, while pumping continues from the volume indicated by arrow 510 (between 4000 and 5000 cc), the refractive index begins to decrease relatively slowly. In the particular example of Figure 5, dynamic equilibrium or terminal purity can be achieved in addition to a much larger pumping volume, shown here to be greater than the 14000 cc volume.

No exemplo da Figura 5, o índice de refração diminui enquantoo fluido é bombeado, porque o índice de refração da lama a base de óleo émaior do que aquele do óleo bruto. O sistema da presente invenção ajustauma curva adequada aos dados e fornece uma estimativa do índice de re-fração na pureza terminal e na pureza atual (ou contaminação) do fluido reti-rado. Quando o índice de refração do filtrado e do fluido de formação pura são conhecidos, a porcentagem de pureza ou de contaminação pode serdeterminada pela interpolação linear entre estes dois pontos da extremidade.Assim como ocorre na situação da Figura 4, o sistema da presente invençãofornece, em um aspecto, uma estimativa do índice de retração na purezaterminal ou o nível de contaminação atual, ajustando-se uma curva adequa-da aos dados do índice de retração obtidos ao longo de um período de tem-po selecionado. Tipicamente, o sistema descarta medições espúrias (altas ebaixas) (picos de dados), tais como mostrado pelo número 412 (Figura 4) epelo número 515 (Figura 5) antes de ajustar uma curva para estimar os valo-res terminais. A resistividade do fluido de formação se refere ao índice derefração do fluido, podendo ser calculada a partir do índice de refração eusada para estimar os valores terminais. A Figura 6 é um gráfico 600 quemostra um exemplo da resistividade computada a partir do índice de refra-ção medido durante a limpeza. Nos casos em que o fluído de perfuração élama fresca a base de água, e o fluido de águas singenéticas é uma soluçãosalina da formação, o índice de refração diminui enquanto a limpeza prosse-gue. Isso se deve ao fato de que a densidade da solução salina da formaçãoé tipicamente superior à densidade da lama a base de água. Entretanto, aresistividade da solução salina da formação é inferior à da lama fresca a ba-se de água e, assim, diminuirá na medida em que a limpeza prossegue. AFigura 6 representa um exemplo onde a resistividade computada ou calcula-da a partir do índice de refração decresce na medida em que a limpezaprossegue. A resistividade computada é mostrada de forma plotada ao longodo eixo geométrico y 602, e o tempo é mostrado de forma plotada no eixogeométrico χ 604. A resistividade computada é mostrada a partir do tempode início de bombeamento, que, neste caso particular, é mostrado comosendo de 8.000 segundos, e continua até o tempo de 10.000 segundos. Otempo antes do tempo de início do bombeamento se refere à execução deoutras funções com a ferramenta na parte inferior do poço, tais como o ajus-te da ferramenta, etc. Os valores de resistividade ao longo do tempo sãomostrados pela seta 608. Conforme observado acima, os dados do índice derefração ou dados de resistividade computados a partir do índice de refraçãopodem ser usados para estimar a pureza terminal ou o nível de contamina-ção através de uma curva adequada ajustando tais dados. Para computar aresistividade do índice de refração mostrado no exemplo do gráfico 600,qualquer relação pode ser usada. Tais relações são conhecidas e isto nãoestá descrito no presente. As relações são armazenadas na memória na par-te inferior do poço ou na superfície, e são usadas para computar a resistivi-dade a partir dos valores do índice de retração medido. O ajuste da curvapode ser efetuado por meio de um processador na ferramenta na parte infe-rior do poço ou no processador da superfície ou em uma combinação ade-quada desses. Em um aspecto, os dados medidos, tais como os mostradosnas Figuras 4 e 5, ou dados computados, tais como mostrados na Figura 6,podem ser transmitidos a um processador de superfície, onde o processadorque usa instruções programadas ajusta uma curva para um certo número depontos de dados, e extrapola a curva de modo a determinar a pureza termi-nal ou a contaminação terminal e os níveis de contaminação ou de purezaatuais. Em outro aspecto, os programas podem ser armazenados na memó-ria na parte inferior do poço acessíveis ao processador na parte inferior dopoço, onde o processador na parte inferior do poço executa o ajuste da cur-va e fornece os resultados para a superfície através do sistema de telemetri-a.In the example in Figure 5, the refractive index decreases as the fluid is pumped, because the refractive index of oil-based sludge is higher than that of crude oil. The system of the present invention fits an appropriate curve to the data and provides an estimate of the refractive index at terminal purity and the actual purity (or contamination) of the withdrawn fluid. When the refractive index of the filtrate and pure-forming fluid is known, the percent purity or contamination can be determined by linear interpolation between these two end points. As with the situation in Figure 4, the system of the present invention provides in one respect, an estimate of the purezaterminal shrinkage index or the current contamination level by fitting a curve that fits the shrinkage index data obtained over a selected time period. Typically, the system discards spurious (high and low) measurements (data peaks) as shown by number 412 (Figure 4) and number 515 (Figure 5) before fitting a curve to estimate terminal values. The resistivity of the forming fluid refers to the fluid refractive index and can be calculated from the refractive index used to estimate terminal values. Figure 6 is a graph 600 showing an example of computed resistivity from the refractive index measured during cleaning. In cases where the drilling fluid is fresh water-based, and syngene water is a saline solution of formation, the refractive index decreases while cleaning proceeds. This is because the density of the saline in the formation is typically higher than the density of water-based sludge. However, the salinity of the formation saline is lower than that of fresh mud based on water and thus will decrease as cleaning proceeds. Figure 6 represents an example where the resistivity computed or calculated from the refractive index decreases as cleaning proceeds. The computed resistivity is plotted along the geometric axis y 602, and time is plotted on the χ 604 eixogeometric. The computed resistivity is shown from the start time of the pumping, which in this particular case is shown as 8000 seconds, and continues until the time of 10,000 seconds. The time before the pumping start time refers to performing other functions with the tool at the bottom of the well, such as adjusting the tool, etc. Resistivity values over time are shown by arrow 608. As noted above, refractive index data or resistivity data computed from the refractive index can be used to estimate terminal purity or contamination level by a proper curve by adjusting such data. To compute the resistivity of the refractive index shown in the example of graph 600, any relation can be used. Such relationships are known and this is not described herein. The ratios are stored in memory at the bottom of the well or on the surface, and are used to compute the resistivity from the measured shrinkage index values. Adjustment of the bend may be effected by means of a processor in the tool at the bottom of the well or the surface processor or a suitable combination thereof. In one aspect, measured data, such as shown in Figures 4 and 5, or computed data, as shown in Figure 6, may be transmitted to a surface processor, where the processor using programmed instructions adjusts a curve to a certain number. data points, and extrapolates the curve to determine terminal or terminal contamination and levels of contamination or purity. In another aspect, the programs may be stored in memory at the bottom of the well accessible to the processor at the bottom of the well, where the processor at the bottom of the well performs curve adjustment and provides the results to the surface through the well. telemetry system.

Conforme observado acima, qualquer método adequado de a-juste da curva pode ser usado para as medições do índice de refração ou daresistividade computada. Os exemplos de determinados métodos de ajusteda curva são fornecidos.As noted above, any suitable curve fitting method can be used for refractive index measurements or computed resistivity. Examples of certain curve fitting methods are provided.

Em uma modalidade, o método e aparelho da presente inven-ção ajustam os dados de medição em uma curva não assintótica. Um exem-plo de uma curva não assintótica é uma curva que fornece um ajuste dosdados durante um tempo de bombeamento típico ou selecionado, tal comoentre 30 minutos e duas horas, e em seguida extrapola os resultados paradiversas vezes o tempo de bombeamento, que, entretanto, aborda um infini-to negativo ou positivo em tempos infinitos, tais como uma aproximação porsérie de potência. Em um aspecto, a presente invenção ajusta uma curvanão assintótica continuamente diferençável para os dados brutos. O ajustepode se dar para o tempo decorrido ou para o volume de fluido bombeado. Apresente invenção pode usar, por exemplo, porém não se limita, a ajustarpara os pontos dos dados brutos, uma curva não assintótica tal como A(t) =Ci + C2 t1/2 + C3 t1/3 + C411/4. Usando cálculo, o programa calcula de formaanalítica a primeira derivada como dA/dt = (c2 /2)t '1/2 + (C3/3)t1/3 + (C4 /4)t'3/4. Com a finalidade de se usar este método, Ao é denotado como o índicede refração "terminal", isto é, o índice de retração em período de tempo bas-tante longo (por exemplo, 24 horas), tempo esse que é muito mais longo doque o tempo em que o bombeamento normalmente é encerrado. À medidaque o tempo progride, tanto (A0 - A) quanto t (dA/dt) diminuem, onde A é oíndice de refração no tempo t. Supondo que ambos os ditos valores diminu-em na mesma taxa, então eles podem ser proporcionais entre si, o que signi-fica (Ao - A) - m t (dA/dt), onde "m" é uma constante. Em um aspecto, o pre-sente método experimenta diversas estimativas A0 até encontrar um valorestimado de A0 que produza o melhor ajuste linear aceitável de quadradosmínimos entre y = (A - A0) e χ = [ t (dA/dt) ]. O melhor ajuste é dado por y =m χ + b, onde o intercepto b é mais próximo de zero, o qual foi determinadocomo sendo mais sensível do que a descoberta do valor máximo "R2" paraajustes lineares entre duas variáveis diretamente proporcionais. Para efetuaro ajuste da curva, a presente invenção seleciona pontos de dados brutos emum tempo selecionado, t, (que pode ser o tempo mais tardio) em que os da-dos atuais interceptam (ou se aproximam) a melhor linha de ajuste. Parapredizer o índice de refração em um tempo ligeiramente posterior, t+At, ométodo usa ΔΑ = (A0 - A )/[ I + m ( 1 + t/At) ], o qual é obtido pela substitui-ção de dA/dt por ΔΑ/At, pela substituição de t por t+At e pela substituição deA por Α+ΔΑ em (Ao - A) = m t (dA/dt). O método então aplica de forma re-cursiva esta fórmula ΔΑ para predizer o índice de refração em t + AX, e emseguida usa o índice de refração recém calculado para computar o índice derefração em um tempo ligeiramente posterior, t + 2At, e assim por diante pa-ra todos os tempos futuros. Desta maneira o método gera previsões futuraspara A(t).In one embodiment, the method and apparatus of the present invention fit the measurement data into a non-asymptotic curve. An example of a non-asymptotic curve is a curve that provides an adjustment of the data over a typical or selected pumping time, such as between 30 minutes and two hours, and then extrapolates the results to several times the pumping time, which, however. , addresses a negative or positive infinity at infinite times, such as a power series approximation. In one aspect, the present invention sets a continuously differentiable asymptotic bend for the raw data. Adjustment may be for elapsed time or pumped fluid volume. The present invention may use, for example, but is not limited to adjusting for raw data points a non-asymptotic curve such as A (t) = C 1 + C 2 t 1/2 + C 3 t 1/3 + C 411/4. Using calculation, the program analytically calculates the first derivative as dA / dt = (c2 / 2) t '1/2 + (C3 / 3) t1 / 3 + (C4 / 4) t'3 / 4. For the purpose of using this method, Ao is denoted as the "terminal" refractive index, that is, the rather long shrinkage index (eg 24 hours), which is much longer. than the time when pumping normally ends. As time progresses, both (A0 - A) and t (dA / dt) decrease, where A is the refractive index at time t. Assuming that both said values decrease it at the same rate, then they can be proportional to each other, which means (Ao - A) - mt (dA / dt), where "m" is a constant. In one respect, the present method experiments several A0 estimates until it finds an estimated value of A0 that yields the best acceptable linear least squares fit between y = (A - A0) and χ = [t (dA / dt)]. The best fit is given by y = m χ + b, where intercept b is closer to zero, which was determined to be more sensitive than finding the maximum value "R2" for linear adjustments between two directly proportional variables. To perform curve fitting, the present invention selects raw data points at a selected time, t, (which may be the later time) at which current data intersects (or approaches) the best fit line. To predict the refractive index at a slightly later time, t + At, the method uses ΔΑ = (A0 - A) / [I + m (1 + t / At)], which is obtained by replacing dA / dt by ΔΑ / At, by substituting t for t + At and replacing A with Α + ΔΑ at (Ao - A) = mt (dA / dt). The method then recursively applies this formula ΔΑ to predict the refractive index at t + AX, and then uses the newly calculated refractive index to compute the slightly later refractive index, t + 2At, and so on. forward to all future times. In this way the method generates future predictions for A (t).

Neste método, se o desnível do ajuste for positivo, indica queuma seção indesejada dos dados brutos foi selecionada, seção está que seinclina no sentido ascendente ou descendente na direção do infinito positivoou negativo. No dito caso, o método seleciona novos pontos de dados bru-tos em determinado tempo, t, e continua o processo de ajuste da curva, con-forme descrito acima. Para os dados que estão ascendendo e nivelando aolongo do tempo, a fração da pureza terminal em qualquer tempo futuro, t, édada por A(t) /A0. Para os dados que estão declinando e nivelando ao longodo tempo, a fração da pureza terminal em qualquer tempo futuro, t, é dadapor [As - A(t)]/[As - A0], onde As é o índice de refração de partida na bordaesquerda (o tempo inicial) da janela de dados selecionada.In this method, if the adjustment mismatch is positive, it indicates that an unwanted section of the raw data has been selected, the section is upward or downward in the positive or negative infinity direction. In that case, the method selects new raw data points at a given time, t, and continues the curve fitting process as described above. For data rising and leveling over time, the terminal purity fraction at any future time, t, is given by A (t) / A0. For data that is declining and leveling over time, the terminal purity fraction at any future time, t, is given by [As - A (t)] / [As - A0], where As is the starting refractive index. on the left edge (the start time) of the selected data window.

Assim, em um aspecto, a presente revelação fornece um méto-do para estimar uma característica ou parâmetro de interesse, tal como umapureza ou contaminação terminal futura ou atual de solução salina no fluidode formação que é retirada ou bombeada de um local selecionado no furo dopoço durante a retirada do fluido. Em um aspecto, o método pode forneceruma estimativa de uma característica da solução salina em um fluido obtidoa partir da formação que possui invasão de lama a base de água. O métodopode incluir a estimativa de um índice de refração da solução salina das á-guas singenéticas a partir das medições do perfil do poço; retirar o fluídoproveniente da formação; medir o índice de refração do fluido uma pluralida-de de vezes durante a retirada do fluido da formação; e comparar o índice derefração estimado com o índice de refração medido durante a retirada dofluido de formação para estimar a característica da solução salina. A caracte-rística ou propriedade de interesse pode ser o nível de contaminação naamostra do fluido ou a pureza da solução salina na amostra do fluido ou áfração solução salina de águas singenéticas ou pura ou aquela de contami-nação na amostra do fluido. Em outro aspecto, o método pode estimar umacaracterística da solução salina em um fluido obtido a partir de uma forma-ção que possui uma invasão de lama a base de água, sendo que o métodoinclui: estimar um índice de refração da solução salina das águas singenéti-cas a partir dos dados do perfil do poço; retirar o fluido da formação; medir oíndice de refração do fluido durante a retirada do fluido da formação; ajustaruma curva para os valores de dados que correspondem à pluralidade demedições do índice de refração; e estimar a característica da solução salinaa partir do índice de retração estimado e a curva ajustada. O método podeincluir, de modo adicional, a estimativa de um valor terminal dos valores dedados e/ou a estimativa de um nível de contaminação ou um nível de purezada solução salina em um tempo futuro a partir do índice de retração estima-do e da curva ajustada. Os valores de dados para os quais a curva é ajusta-da podem ser os valores de medição reais do índice de retração ou valoresde resistividade que são derivados dos valores de índice de retração medi-dos. Em um aspecto, a retirada do fluido é concluída quando a diferença en-tre o índice de retração estimado e o valor terminal é maior do que um valorselecionado. Em outro aspecto, uma amostra de fluido de formação é cole-tada quando a pureza da solução salina é determinada para estar em umnível aceitável. Em outro aspecto, o índice de retração estimado da soluçãosalina de águas singenéticas é computado de modo a corresponder a umatemperatura e pressão selecionadas.Thus, in one aspect, the present disclosure provides a method for estimating a characteristic or parameter of interest, such as a future or current terminal purity or contamination of saline in the formation fluid that is withdrawn or pumped from a selected location in the borehole. during fluid withdrawal. In one aspect, the method may provide an estimate of a saline characteristic in a fluid obtained from the formation having water-based mud invasion. The method may include estimation of a refractive index of syngeneic saline from well profile measurements; remove fluid from formation; measuring the refractive index of the fluid a plurality of times during fluid withdrawal from the formation; and compare the estimated refractive index with the refractive index measured during the removal of formation fluid to estimate the saline characteristic. The characteristic or property of interest may be the level of contamination in the fluid sample or the purity of the saline in the fluid sample or syngeneic or pure water saline fraction or that of contamination in the fluid sample. In another aspect, the method can estimate a saline characteristic in a fluid obtained from a formation that has a water-based mud invasion, and the method includes: estimating a refractive index of the singeneti waters. -cas from the well profile data; remove fluid from formation; measure the refractive index of the fluid during fluid withdrawal from the formation; adjusting a curve for data values that correspond to the plurality of refractive index measurements; and estimate saline characteristic from the estimated shrinkage index and the adjusted curve. The method may further include estimating a terminal value of the derived values and / or estimating a contamination level or a level of pure saline in a future time from the estimated shrinkage index and the curve. adjusted. The data values for which the curve is fitted may be the actual shrinkage index measured values or resistivity values that are derived from the measured shrinkage index values. In one aspect, fluid withdrawal is completed when the difference between the estimated shrinkage index and the terminal value is greater than a selected value. In another aspect, a forming fluid sample is collected when the purity of the saline solution is determined to be at an acceptable level. In another aspect, the estimated shrinkage index of syngene water saline solution is computed to correspond to a selected temperature and pressure.

Em outro aspecto, um método é fornecido para estimar uma ca-racterística de um fluido durante a retirada do fluido a partir de uma forma-ção, onde o método inclui: retirar o fluido de uma formação; medir um índicede retração do fluido durante a retirada do fluido de formação para obter umapluralidade de valores de índice de retração; obter uma pluralidade de valo-res de resistividade correspondentes à pluralidade de valores de índice deretração; ajustar uma curva através de uma pluralidade de valores de resisti-vidade; estimar um valor terminal dos valores de resistividade a partir dacurva ajustada; e estimar a característica do fluido usando um valor dé resis-tividade corrente e o valor terminal estimado. A característica do fluido podese um valor terminal da contaminação no fluido; o valor terminal de purezado fluido; o valor terminal de um conteúdo de hidrocarboneto no fluido; fra-ção de contaminação no fluido; fração de petróleo no fluido; fração de gás nofluido; ou fração de água no fluido. Quaisquer dos métodos podem estimarcomponentes do fluido e podem exibir uma imagem visual dos componentesestimados que podem ser uma imagem visual de escala de Gray ou umaimagem visual colorida e cada imagem pode ser uma imagem bidimensionalou tridimensional.Em outro aspecto, um aparelho para estimar uma característicade solução salina em um fluido retirado a partir de uma formação é descritode modo a incluir: uma sonda de guia para retirar o fluido da formação; umrefratômetro que fornece medições do índice de refração do fluido durante aretirada do fluido proveniente da formação; e um dispositivo de armazena-mento que armazenou ali um valor estimado do índice de refração da solu-ção salina de águas singenéticas na formação que é obtida usando dadosdo perfil do poço; e um processador que estima a característica da soluçãosalina resultante do valor estimado do índice de refração da solução salina10 de águas singenéticas e as medições do índice de refração efetuadas duran-te a retirada do fluido da formação. Uma câmara de amostra pode ser utili-zada para coletar uma amostra do fluido. Uma bomba pode ser usada parabombear o fluido a partir da formação para a câmara de amostra contra apressão hidrostática. O gás comprimido em uma câmara pode ser usadopara pressurizar o fluido na câmara de amostra. Em outro aspecto, o pro-cessador pode ajustar uma curva para os valores dos dados que correspon-dem à pluralidade de medições do índice de refração e estimar a caracterís-tica da solução salina no fluido retirado a partir do índice de refração estima-do e da curva ajustada. O processador também pode estimar um valor ter-minai dos valores de dados e estimar um nível de contaminação ou nível depureza da solução salina no fluido retirado em um tempo posterior ao índicede refração estimado da solução salina de águas singenéticas e da curvaajustada. Os valores de dados usados para ajustar a curva podem ser osvalores de dados que correspondem aos valores medidos da pluralidade demedições do índice de refração ou aos valores de resistividade que corres-pondem à pluralidade de medições do índice de refração. Em outro aspecto,o processador pode ser configurado para causar a obtenção de uma amos-tra do fluido a partir da formação quando um valor de dados selecionado in-dica que o nível de pureza da solução salina ou o nível de contaminação nasolução salina é aceitável.In another aspect, a method is provided for estimating a fluid characteristic during fluid withdrawal from a formation, wherein the method includes: withdrawing fluid from a formation; measuring a fluid shrinkage index during withdrawal of the forming fluid to obtain a plurality of shrinkage index values; obtain a plurality of resistivity values corresponding to the plurality of melt index values; adjusting a curve through a plurality of resistivity values; estimate a terminal value of resistivity values from the adjusted curve; and estimating the fluid characteristic using a current resistivity value and the estimated terminal value. The fluid characteristic may be a terminal value of fluid contamination; the terminal value of fluid purity; the terminal value of a hydrocarbon content in the fluid; fraction of fluid contamination; fraction of oil in the fluid; nofluid gas fraction; or fraction of water in the fluid. Any of the methods can estimate fluid components and can display a visual image of the estimated components that can be a gray scale visual image or a color visual image and each image can be a two-dimensional or three-dimensional image. In another aspect, an apparatus for estimating a solution characteristic Saline in a fluid withdrawn from a formation is described to include: a guide probe for withdrawing fluid from the formation; a refractometer that provides fluid refractive index measurements during fluid withdrawal from the formation; and a storage device which has stored there an estimated refractive index value of the syngenic saline solution in the formation that is obtained using data from the well profile; and a processor that estimates the characteristic of the saline solution resulting from the estimated refractive index value of the syngene saline10 and the refractive index measurements made during fluid withdrawal from the formation. A sample chamber may be used to collect a fluid sample. A pump may be used to pump fluid from the formation into the sample chamber against hydrostatic pressure. Compressed gas in a chamber may be used to pressurize the fluid in the sample chamber. In another aspect, the processor may adjust a curve for data values corresponding to the plurality of refractive index measurements and estimate the saline characteristic in the fluid drawn from the estimated refractive index. and the adjusted curve. The processor may also estimate a terminal value of the data values and estimate a contamination level or saltiness level of the saline in the withdrawn fluid at a time after the estimated refractive index of the syngene water saline and the adjusted curve. The data values used to adjust the curve may be data values that correspond to measured values of the plurality of refractive index measurements or resistivity values that correspond to the plurality of refractive index measurements. In another aspect, the processor may be configured to cause a fluid sample to be obtained from the formation when a selected data value indicates that the saline purity level or the saline contamination level is acceptable. .

Em outro aspecto, um meio legível por computador é fornecido,o qual tem embutido a si um programa de computador, que pode incluir: umconjunto de instruções para ajustar uma curva aos dados correspondentes auma pluralidade de medições de índice de retração de um fluido obtido du-rante a retirada do fluido a partir de uma formação; um conjunto de instru-ções para estimar um valor terminal do índice de retração a partir da curvaajustada; e um conjunto de instruções para estimar uma característica desolução salina no fluido a partir da curva ajustada e um valor estimado desolução salina de águas singenéticas computado a partir do uso de dados deperfil do poço. O programa de computador pode incluir adicionalmente umconjunto de instruções para ajustar a curva aos valores de dados ao longode um tempo selecionado e extrapolar a curva ajustada a múltiplos temposselecionados que abrangem infinito negativo e positivo em tempo infinito.In another aspect, a computer readable medium is provided which has a computer program embedded therein which may include: a set of instructions for fitting a curve to data corresponding to a plurality of shrinkage index measurements of a fluid obtained from during withdrawal of fluid from a formation; a set of instructions for estimating a terminal value of the retraction index from the adjusted curve; and a set of instructions for estimating a saline dissolution characteristic in the fluid from the adjusted curve and an estimated syngeneic saline dissolution value computed from the use of well profiling data. The computer program may additionally include a set of instructions for adjusting the curve to data values over a selected time and extrapolating the multiple-selected time-adjusted curve encompassing negative and positive infinity at infinite time.

O meio legível por computador pode ser um ROM, RAM CDROM, DVD, FLASH ou qualquer outro meio legível por computador, conhe-cido ou não no momento, que, quando executado, faça com que um compu-tador como, por exemplo, um processador no controlador na parte inferior dopoço 418 e/ou um processador em um controlador de superfície 412, imple-mente os métodos da presente invenção.The computer readable medium can be a ROM, RAM CDROM, DVD, FLASH, or any other computer readable medium, known or not at the moment, which, when executed, causes a computer such as a processor in the lower end controller 418 and / or a processor in a surface controller 412, implement the methods of the present invention.

A descrição anteriormente mencionada é direcionada a modali-dades particulares da presente invenção para propósitos de ilustração e deexplicação. Tornar-se-á aparente, entretanto, para o versado na técnica quemuitas modificações e alterações para a modalidade descrita acima serãopossíveis, Todas as alterações e modificações serão interpretadas comoparte da descrição.The foregoing description is directed to particular embodiments of the present invention for illustration and explanation purposes. It will become apparent, however, to the person skilled in the art that any modifications and changes to the above described embodiment will be possible. All changes and modifications will be construed as part of the description.

Claims

1. Method for estimating a saline characteristic in a liquid obtained from a formation that has water-based mud invasion, the method comprising the steps of: estimating the shrinkage index of an inert saline solution using data from well partially withdraw the liquid from the formation measure the shrinkage index of the liquid a plurality during the withdrawal of the liquid from the formation; and estimate the saline characteristic using the estimated shrinkage index and a shrinkage index measured during withdrawal of the forming liquid.

A method according to claim 1, wherein the well registration data is one of: (i) resistivity; (ii) porosity; and (iii) neutron cross section.

3. Method for estimating a saline characteristic in a liquid obtained from a formation that has water-based mud invasion, the method comprising the steps of: estimating the shrinkage index of a saline inherent in the well registration measures; forming liquid; measuring the liquid shrinkage index a plurality of times during the withdrawal of the liquid; adjusting a curve to the data values corresponding to the plurality of refractive index measurements; and estimate the saline characteristic of the estimated refractive index and the adjusted curve.

The method of claim 3, further comprising the step of estimating a final value of the data values.

A method according to claim 4, further comprising the step of estimating a contamination level or salt solution purity level at a future time of the estimated shrinkage index and the adjusted curve.

A method according to claim 1, wherein the data values correspond to one of: values of the plurality of shrinkage index measurements; and resistivity values corresponding to the plurality of shrinkage index measurements.

The method of claim 4, further comprising completing fluid withdrawal if the difference between the estimated shrinkage index and the final value is greater than the selected value.

A method according to claim 3, wherein estimating the shrinkage index comprises estimating the shrinkage index corresponding to a selected temperature and pressure.

Method for estimating a characteristic of a liquid comprising: withdrawing the liquid from a formation, measuring the shrinkage index of the liquid during withdrawal of the forming liquid to obtain a plurality of shrinkage index values; a plurality of resistivity values corresponding to the plurality of shrinkage index values; adjusting a curve with the plurality of resistivity values; estimating a final value from the resistivity values of the adjusted curve; and estimating the fluid characteristic using a present value of resistivity and the estimated final value.

A method according to claim 9, wherein the fluid characteristic is one of: final liquid contamination value; final value of fluid purity; final value of a hydrocarbon content in the fluid, fraction of contamination in the fluid; oil fraction in the liquid; fraction of liquid gas; and fraction of water in the fluid.

The method of claim 9, further comprising estimating fluid components and displaying a visual image of the estimated component as one of: (i) a gray scale visual image; and (ii) a visual image of the color.

The method of claim 9, wherein adjusting a curve comprises one of: adjusting an asymptotic curve; fit a non-asymptotic curve; and fit at least squared curve.

An instrument for estimating a saline solution characteristic in fluid withdrawn from a formation, comprising: a probe for withdrawing liquid from the formation, a refractometer providing measurements of the refractive index of fluid during withdrawal of fluid from the formation; a storage device that stored in the same estimated refractive index value inherent in saline in the formation that is obtained using well log data; a processor which estimates the saline characteristic from the estimated refractive index value inherent in the saline solution and the refractive index measurements made during withdrawal of the fluid from the formation.

Apparatus according to claim 13, further comprising a fluid collecting chamber and a fluid pump pump in the chamber.

Apparatus according to claim 13, wherein the characteristic is a contamination in the saline solution or purity of the saline solution in the fluid being withdrawn from the formation.

16. Apparatus for estimating the characteristic of a saline solution obtained from a formation having water-based mud invasion, comprising: a probe for withdrawing fluid from the formation, a refractometer providing a plurality of intrusion measurements. fluid refractive index during withdrawal of fluid from the formation: a storage device which has in itself stored an estimated value of the shrinkage index obtained from well record data; a processor that: fits a curve to data values that correspond to the plethora of shrinkage index measurements; and estimates the characteristic of saline in the fluid drawn from the estimated shrinkage index and the adjusted curve.

Apparatus according to claim 16, wherein the processor further estimates a terminal value of data values.

Apparatus according to claim 16, wherein the processor further estimates a contamination level or salt solution purity level in the withdrawn fluid at a future time from the estimated retraction index and adjusted curve.

Apparatus according to claim 16, wherein the data values correspond to one of: measured values of the plurality of measured shrinkage indexes; and resistivity values that correspond to the plurality of shrinkage index measurements.

The apparatus of claim 16 further comprising a pump that pumps the forming fluid into a chamber or wellbore.

Apparatus according to claim 16, wherein the processor takes a sample of the formation fluid when a value of the selected data indicates one of: (i) an acceptable level of saline purity, and (ii) an acceptable contamination level in the saline solution.

Apparatus according to claim 16, further comprising a transfer member which is one of an electrical connection and a pipe transferring the probe and refractometer to a well location.

Apparatus according to claim 16, wherein the processor processes the plurality of shrinkage index measurements in one of: well; surface; and partially in the well and partially in the surface.

Apparatus according to claim 16, further comprising a chamber for collecting the forming fluid under a condition which is one of: the withdrawn fluid is pumped into the chamber at a pressure that is below a hydrostatic pressure; and where a gas chamber is associated with the chamber increases the pressure of the chamber fluid.

25. Computer readable medium containing a computer program accessible to a processor executing instructions contained in the computer program, wherein the computer program comprises: an instruction set for fitting a curve to the data corresponding to a plurality of measured measurements the refractive index of a fluid taken during the withdrawal of the fluid from the formation: a set of instructions for estimating a terminal value of the adjusted curve refractive index; It is a set of instructions for estimating a saline dissolution characteristic in the fluid from the fitted curve and an estimated inherent saline desolution value computed from the well log data.

The computer readable medium of claim 25, wherein the computer program further comprises a set of instructions for adjusting the curve to data values over the selected time and extrapolating the curve adjusted to a multiple. of the selected time that approaches more or less infinity in infinite time.