BRPI1000019A2 - método - Google Patents

Abstract

MéTODO Métodos compreendendo descida de uma ferramenta de poço através de um tubo dentro de um furo de poço, perfurado através de uma formação por meio do tubo, estabelecimento da comunicação fluida entre a ferramenta de poço e a formação em um local do furo de poço, extração de uma primeira corrente de fluido da formação, e passagem da primeira corrente de fluido através da ferramenta de poçodurante um primeiro intervalo de tempo, corte da comunicação fluida entre a ferramenta de poço e a formação, restabelecimento da comunicação fluida entre a ferramentade poço e a formação essencialmente no local do furo de poço, extração de uma segunda corrente de fluido da formação, e passagem da segunda corrente de fluido através da ferramenta de poço durante um segundo intervalo de tempo, e captura de uma amostra de fluido da segunda corrente de fluido na ferramenta de poço.

Description

MÉTODO

Antecedentes da Invenção

Furos de poço são normalmente perfurados fora deequilíbrio, onde a pressão do fluido no poço é mantida paraser maior do que a pressão dos poros nas formações sendoperfuradas. A perfuração fora de equilíbrio pode ser útilpara limitar a quantidade de hidrocarbonetos fluindo dasformações para dentro do poço e, assim, pode limitar orisco de uma 'erupção' de poço e/ou exposição a gases(tóxicos) da formação na região do poço. Durante aperfuração fora de equilíbrio, o fluido no poço (tal comofiltrado da lama de perfuração) é gradualmente exsudadopara, dentro do espaço dos poros da formação nasproximidades do furo do poço. Quando o fluido do poçoinvade a formação, uma lama seca pode se formar na parededo poço, e o processo de filtragem pode diminuirgradualmente. Deve ser apreciado que o acúmulo de lama secae/ou o(s) processo(s) de invasão pode(m) durar horas, e atédias, dependendo da formação e da constituição da lama.

Quando uma ferramenta de poço é disposta no furo depoço (p. ex., para coletar uma amostra, para realizar umteste na coluna de perfuração etc.), uma sonda, umobturador, uma porção do corpo da ferramenta de poço, ouuma combinação desses é normalmente prensada de encontro àparede do poço. Um ou mais desses componentes podemcompactar a lama seca e criar uma superfícieprogressivamente fechada entre o furo do poço e a formação.No lado em contato com a parede da formação, a superfíciefechada pode ficar exposta a um nível de pressãosubstancialmente inferior ao nível de pressão do furo dopoço (de modo característico, próximo a nível de pressão daformação). Com isso, a superfície fechada pode estarsujeita a uma força líquida impelindo a ferramenta de poçode encontro à parede do poço. A força líquida normalmenteaumenta em amplitude, quando o tempo na estação aumenta. Emalguns casos, a força líquida pode impedir um movimentoadicional da ferramenta de poço no furo do poço, resultandoem dispendiosas operações de pescaria, ou abandono do poço.Esse problema, bastante conhecido na arte, é algumas vezeschamado de prisão por pressão diferencial.

Deve ser apreciado que ferramentas de perfilagemdurante a perfuração podem estar mais sujeitas à prisão porpressão diferencial do que ferramentas a cabo, de modoparticular, devido ao fato do lama seca poder está aindasendo formada, na ocasião em que as ferramentas deperfilagem durante a perfuração forem operadas. Além disso,deve ser apreciado que ferramentas de amostragem,ferramentas de teste ou, de modo geral, ferramentas de poçoalgumas vezes chamadas de ferramentas de estação, estãomais sujeitas à prisão por pressão diferencial, de modoparticular, porque essas ferramentas normalmente realizammedições durante um período de tempo prolongado (tal comode 20 minutos ou mais) essencialmente no mesmo local do poço.

Arte Relacionada

"Aparelho e Método para Liberar uma Ferramenta dePoço", Pedido de Patente norte americana U.S. N0 de Série11/763.018, depositado em 4 de junho de 2007, publicadocomo U.S. 2008/0308279, que é aqui incorporado na suaintegridade para fins de referência, apresenta umaferramenta de poço incluindo aparelho para liberar aferramenta da parede ou de um furo de poço. A ferramentapode incluir um alojamento definindo um eixo longitudinal euma luva acoplada ao alojamento e montada para rotação comrelação ao alojamento, a luva tendo uma superfície externaincluindo pelo menos uma projeção radialmente estendidapara fora com relação ao eixo longitudinal. Um mecanismo detransmissão pode ser acoplado e adaptado para girar a luva,e um motor pode se acoplar ao mecanismo de transmissão. Ummétodo para liberar a ferramenta de poço por rotação de umaluva é também divulgado.

"Ferramenta de Poço Tendo um Componente Expansívelcom um Elemento Pivotante", Pedido de Patente norteamericana U.S. N0 11/766.364, depositado em 21 de junho de2007, publicado como U.S. 2008/0314587, que é aquiincorporado na sua integridade para fins de referência,apresenta um componente expansível para uso numa ferramentade poço para atravessar formações subterrâneas. 0componente inclui um elemento acionador, que define um eixoe possui uma ponta distai, e um encosto que é espaçadoradialmente de uma ponta distai do elemento acionador. Umelemento acionador define um eixo de elemento acionador, éacoplado de modo flexível ao elemento acionador, e incluiuma ponta proximal disposta adjacente ao elemento acionadore uma ponta distai. Um braço inclinado é acoplado aoelemento acionado, é disposto em ângulo com relação ao eixodo elemento acionado, e é configurado para contato com oencosto. 0 elemento acionado é móvel entre uma posiçãonormal e uma posição inclinada. Uma cabeça de contato éacoplada à ponta distai do elemento acionado, e é adaptadapara encostar-se na parede do poço.

As Publicações do Pedido de Patente norte americanaU.S. N0 2008/0308279 e 2008/0308279 são também aquiincorporadas na sua integridade para fins de referência.

Breve Descrição dos Desenhos

A presente divulgação é mais bem entendida, atravésda descrição detalhada a seguir, quando lida com as figurasanexas. É enfatizado que, de acordo com a prática padrão nosetor, várias características não são traçadas em escala.Na verdade, as dimensões das diversas características podemser arbitrariamente aumentadas ou diminuídas para fins declareza de comentário.

A fig. IA é uma vista de seção transversal de umaferramenta de poço, de acordo com um ou mais aspectos dapresente divulgação;

a fig. IB é uma vista de seção transversal de umaporção da ferramenta de poço mostrada na fig. IA;

a fig. 2 é um fluxograma de um método, de acordocom um ou mais aspetos da presente divulgação;

A fig. 3 é um gráfico ilustrando um ou maisaspectos dentro do escopo da presente divulgação.

Descrição Detalhada

Deve ficar claro que a divulgação a seguirapresenta muitas modalidades, ou exemplos distintos, paraimplementar diferentes recursos de várias modalidades.Exemplos de componentes e arranjos específicos são abaixodescritos para simplificar a presente divulgação. É obvioque esses são simplesmente exemplos, e não pretendem serlimitadores. Além disso, a presente divulgação pode repetirnúmeros e/ou letras de referência nos vários exemplos. Essarepetição é para fins de simplicidade e clareza, e nãoimpõe uma relação entre as diversas modalidades e/ouconfigurações comentadas. Além disso, a formação de umprimeiro recurso sobre um segundo recurso na descrição aseguir pode incluir modalidades, nas quais os primeiro esegundo recursos são formados em contato direto, e podemainda incluir modalidades, onde recursos adicionais podemser formados interpondo os primeiro e segundo recurso, demodo que os primeiro e segundo recursos possam não estar emcontato direto.

A presente divulgação introduz um método,compreendendo a descida de uma ferramenta de poço atravésde um tubo dentro de um furo de poço, perfurado através deuma formação por meio do tubo, estabelecimento decomunicação fluida entre a ferramenta de poço e a formaçãoem um local no furo de poço, extração de fluido daformação, e passagem do fluido através da ferramenta depoço durante um primeiro intervalo de tempo. A comunicaçãofluida entre a ferramenta de poço e a formação é entãointerrompida, e o duto é movido no furo do poço.Comunicação fluida é, a seguir, estabelecida entre aferramenta de poço e a formação essencialmente no mesmolocal do poço. Fluido é, então, extraído da formação epassado através da ferramenta de poço durante um segundointervalo de tempo. Uma amostra de fluido é, então,capturada na ferramenta de poço.

Esse método pode ainda compreender medição dacomposição da corrente de fluido passando pela ferramenta.O método pode também compreender a comparação da composiçãomedida com um modelo ou composição prevista. De modoalternado, ou em combinação, o método pode aindacompreender a medição de um parâmetro indicativo de umafração do filtrado de lama ou água conata da formação nofluido extraído da formação. O método pode aindacompreender comparação da fração de filtrado inferida comuma previsão baseada num modelo e decisão das etapassubsequentes no processo de amostragem. O método pode aindacompreender a execução de um teste de aprisionamento. Ométodo pode ainda compreender uma pluralidade de fases debombeio interrompidas por movimentos da ferramenta deamostragem no furo do poço. Uma broca de perfuração podeser conectada em uma ponta distai do tubo, e o método podeainda compreender a perfuração da formação.

Qualquer um dos primeiro e segundo intervalos detempo pode ser predeterminado (p. ex., pelas previsões deum modelo simulando as operações de amostragem, porcondições operacionais ou do poço etc.). De modoalternativo, a extensão pode ser determinada através demodelos de aprisionamento, em combinação com testes deaprisionamento realizados no local. O número das fases debombeio pode ser determinado, p. ex., por inspeção, asaber, por determinação se a taxa de declínio da fração defiltrado, conforme determinada através do parâmetroindicativo, é satisfatório; e/ou por utilização de ummodelo capaz de prever, dado o estado de contaminaçãoatual, o tempo para atingir um nivel desejado decontaminação no fluido bombeado.

A presente divulgação ainda introduz um métodocompreendendo a descida de uma ferramenta de poço atravésde um tubo dentro de um furo de poço, perfurado através deuma formação por meio do tubo, estabelecimento decomunicação fluida entre a ferramenta de poço e a formaçãoem um local no furo de poço, extração de fluido daformação, e passagem do fluido através da ferramenta depoço durante um primeiro intervalo de tempo. A comunicaçãode fluido entre a ferramenta de poço e a formação é entãocortada, e o tubo é movido no furo do poço. Uma comunicaçãofluida é, então, estabelecida entre a ferramenta de poço ea formação, essencialmente no mesmo local do poço. Fluidoé, então, extraído da formação e passado através daferramenta de poço durante um segundo intervalo de tempo.Uma propriedade indicadora de uma composição do fluidoextraído durante os primeiro e segundo intervalos de tempoé, então, medida.

Nesse método, a propriedade medida pode ser umespectro, tal como um espectro de massa, um espectro óticoou um espectro de NMR, que irá permitir a impressão dofluido. Os espectros obtidos durante as sucessivasseqüências de bombeio podem ser comparados ou tratados (p.ex., por métodos bastante conhecidos na arte), paradeterminar se o fluido bombeado é de suficiente qualidadepara ser capturado. Métodos exemplificantes de comparaçãoou tratamento dos espectros podem incluir subtração efiltragem, tal como descrito na SPE 78130. A propriedademedida pode ser, de modo alternativo ou adicional, umindicador que foi misturado com a lama de perfuração, a fimde diferenciar o filtrado de lama do fluido de reservatóriovirgem, por exemplo, tritio ou um corante, EM1600, que, noúltimo caso, é misturado com uma lama a base de água paradiferenciar, por meios de espectrometria ótica, o filtradode lama da água da formação sendo amostrada. A propriedademedida pode ser, de modo alternativo ou adicional, umafração de metano ou razão de gasóleo (GOR).

De modo opcional, a medição de uma propriedadeindicadora de uma composição do fluido extraido pode aindacompreender a determinação de, pelo menos, um valor decontaminação, conforme determinado por uma fração dofiltrado de lama no fluido extraido da formação. Nessecaso, o método proposto pode ainda compreender a medição deuma pluralidade de valores de propriedades de fluidoindicadores de uma fração do filtrado de lama no fluidoextraido da formação durante o primeiro intervalo de tempo,determinação de uma tendência de contaminação a partir dapluralidade de valores, e comparação de pelo menos um valorde contaminação para a tendência de contaminação.

A presente divulgação também introduz um método,compreendendo a descida de uma ferramenta de poço atravésde um tubo dentro de um furo de poço, perfurado através deuma formação por meio do tubo, estabelecimento decomunicação fluida entre a ferramenta de poço e a formaçãoem um local no furo de poço, extração de fluido daformação, e passagem do fluido através da ferramenta depoço durante um primeiro intervalo de tempo. A comunicaçãode fluido entre a ferramenta de poço e a formação é entãocortada, e o tubo é movido no furo do poço. Uma comunicaçãofluida é, então, estabelecida entre a ferramenta de poço ea formação, essencialmente no mesmo local do poço, e fluidoé então extraído da formação e passado através daferramenta de poço durante um segundo intervalo de tempo.Uma propriedade indicadora de uma densidade e/ouviscosidade do fluido extraído durante o segundo intervalode tempo é, então, medida. Esse método pode aindacompreender a medição de uma pressão e temperatura defluido extraído.

Com referência às figs. IA e 1B, um sistemaexemplif icante para poço é mostrado, que pode ser usadopara implementar um ou mais aspectos da presentedivulgação. O poço pode estar situado em terra firme(conforme mostrado), ou no mar.

No sistema da fig. IA, um furo de poço 311 éperfurado através das formações subterrâneas por perfuraçãorotativa, de maneira bastante conhecida na arte. Noentanto, a presente divulgação ainda contempla outrosexemplos usados em conexão com métodos e aparelhos deperfuração direcional, conforme será aqui descrito aseguir.

Uma coluna de perfuração 312 é suspensa dentro dofuro de poço 311, e inclui um conjunto de fundo de poço("BHA") 300 próximo à sua ponta inferior. O BHA 300 incluiuma broca de perfuração 305 na sua ponta inferior. A porçãode superfície do sistema de poço inclui um conjunto deplataforma e torre 310 posicionado sobre o furo de poço311, o conjunto 310 incluindo uma mesa rotativa 316, kelly317, gancho 318 e cabeça injetora 319. A coluna deperfuração 312 é girada pela mesa rotativa 316, que é porsua vez operada por meios bastante conhecidos, nãomostrados no desenho. A mesa rotativa 316 é engatada nokelly 317, na ponta superior da coluna de perfuração 312.Como é bem conhecido, um sistema de acionamento superior(não mostrado) pode ser, de modo alternativo, usado aoinvés do kelly 317 e da mesa rotativa 316 para girar acoluna de perfuração 312 através da superfície. A coluna deperfuração 312 é suspensa pelo gancho 318. O gancho 318 éfixado a uma catarina (também não mostrada), através dokelly 317 e da cabeça injetora 319, que permite a rotaçãoda coluna de perfuração 312 com relação ao gancho 318. Acatarina pode ser movida verticalmente através de um cabo(não mostrado) enrolado sobre polias giratórias (nãomostradas) dispostas sobre a catarina. O cabo pode serusado para monitorar uma profundidade de componentes no BHA300, p. ex., como descrito na Patente norte americana U.S.N0 4.976.143, que é aqui incorporada na sua integridadepara fins de referência.

No exemplo da fig. IA, o sistema de superfícieainda inclui o fluido de perfuração ("lama") 32 6 armazenadonum tanque ou pite 327 formado na região do poço. Uma bomba329 alimenta o fluido de perfuração 326 para o interior dacoluna de perfuração 312, através de um orifício na cabeçainjetora 319, fazendo com que o fluido de perfuração 326escoe para baixo através da coluna de perfuração 312, comoindicado pela seta direcional 308. O fluido de perfuração326 abandona a coluna de perfuração 312 através de cursosde água, ou bicos na broca de perfuração 305 e, então,circula para cima através da região anular entre o exteriorda coluna de perfuração 312 e a parede do furo de poço,como indicado pelas setas direcionais 309. Dessa maneirabem conhecida, o fluido de perfuração 326 lubrifica a brocade perfuração 305 e conduz os cascalhos da formação paracima até a superfície, após o que o fluido de perfuração326 é limpo e retornado ao pite 327 para recirculação. Deveser observado que, em algumas implementações, a broca deperfuração 305 pode ser omitida e o conjunto do fundo depoço 300 pode ser conduzido através da tubulação, duto oucabo de aço, dentro do escopo da presente divulgação.

O conjunto do fundo de poço 300 do exemploilustrado pode incluir um módulo de perfilagem durante aperfuração (LWD) 320, um módulo de medição durante aperfuração (MWD) 330, um sistema direcional de perfuraçãorotativa orientável e motor hidraulicamente operado 350, ea broca de perfuração 305.

O módulo LWD 320 é alojado num tipo especial decolar de perfuração, conforme conhecido na arte, e podeconter um ou uma pluralidade de tipos conhecidos deinstrumentos para perfilagem de poço. Também deve ficarclaro que mais de um módulo LWD pode ser empregado, p. ex.,como representado em 320A. (Referências gerais sobre ummódulo na posição do módulo LWD 320 podem significartambém, de modo alternativo, um módulo na posição do móduloLWD 320A). O módulo LWD 320 inclui, de modo característico,capacitações para medição, processamento, e armazenamentode informações, bem como para comunicação com o MWD 330. Demodo particular, o módulo LWD 320 pode incluir umprocessador configurado para implementar um ou maisaspectos dos métodos aqui descritos. Na presentemodalidade, o módulo LWD 329 inclui um dispositivoamostrador de fluido, como será abaixo mais bem explicado.

O módulo MWD 330 é também alojado num tipo especialde colar de perfuração, conforme conhecido na arte, e podeconter um ou mais dispositivos para medir característicasda coluna e da broca de perfuração. O módulo MWD 330 aindainclui um aparelho (não mostrado) para gerar energiaelétrica para a porção no fundo do poço do sistema de poço.Tal aparelho inclui, de modo específico, um gerador deturbina energizado pelo fluxo do fluido de perfuração 326,devendo ficar claro que outros sistemas de energia e/ou abateria podem ser usados, enquanto que permanecendo dentrodo escopo da presente divulgação. No presente exemplo, omódulo HWD 330 pode incluir um ou mais dos seguintes tiposde dispositivos de medição: um dispositivo medidor de pesosobre a broca, um dispositivo medidor de torque, umdispositivo medidor de vibrações, um dispositivo medidor dechoques, um dispositivo medidor de deslizamento daponteira, um dispositivo medidor de direção, e umdispositivo medidor de inclinação. De modo opcional, omódulo MWD 330 pode ainda compreender um sensor de pressãoanular, e um sensor de raios gama naturais. O módulo MWD330 inclui, de modo especifico, capacitações para medição,processamento e armazenagem de informações, bom como paracomunicação com uma unidade de perfilagem e controle 360.Em alguns casos, a unidade de perfilagem e controle 360pode incluir um controlador tendo uma interface configuradapara receber comandos de um operador na superfície.

Um diagrama simplificado de um dispositivo deperfilagem e amostragem durante a perfuração (p. ex., aferramenta LWD 320 fig. IA) é mostrado na fig. IB. Odispositivo de perfilagem da amostragem durante aperfuração da fig. IB pode ser de um tipo descrito, p. ex.,na Publicação do Pedido de Patente U.S. N0 2008/0156486,cuja integridade é aqui incorporada para fins dereferência. No entanto,outros tipos de dispositivos deperfilagem da amostragem durante a perfuração podem serusados para implementar a ferramenta LWD 320,ou suasporções.Como mostrado na fig. 1B, a ferramenta LWD 320 podeser dotada de um estabilizador, que pode incluir uma oumais lâminas 423 configuradas para encostar numa parede dofuro do poço 311. A ferramenta LWD 320 pode ser dotada deuma pluralidade de pistões posicionadores 481,configuradospara auxiliar na aplicação de uma força para empurrar e/oumover a ferramenta LWD 320 de encontro à parede do fundo dopoço 311. A configuração das lâminas 423 e/ou dos pistõesposicionadores 481 pode ser de um tipo descrito, p. ex., naPatente norte americana U.S. N0 7.114.562, cuja integridadeé aqui incorporada para fins de referência. Num entanto,outros tipos de configurações de lâmina ou de pistão podemser usados para implementar a ferramenta LWD 320 dentro doescopo da presente divulgação.

Uma sonda 406 pode ser estendida a partir da lâminaestabilizadora 423 da ferramenta LWD 320. A sonda 406 podeser configurada para vedar ou isolar seletivamente porçõesselecionadas da parede do furo do poço 311, paracomunicação fluida com uma formação adjacente 420. A sonda406 pode ser uma sonda protetora ou uma sonda de amostragemlocalizada, tal como descrita na Publicação do Pedido dePatente U.S. N0 2008/0156487, cuja integridade é aquiincorporada para fins de referência. Após a sonda 406 serligada de forma fluida à formação adjacente 420, váriasmedidas podem ser conduzidas na amostra, tal como, p. ex.,um parâmetro de pré-teste ou um parâmetro de pressão podeser medido. Além disso, uma bomba 475 pode ser usada paraaspirar fluido 421 da formação 420 para dentro daferramenta LWD 320, numa direção geralmente indicada pelassetas 456. Em seguida, o fluido pode ser expelido atravésde um orifício (não mostrado) , ou ele pode ser enviado auma ou mais câmaras coletoras de fluido (não mostradas),que podem receber e reter o fluido da formação para testessubsequentes na superfície ou numa instalação de teste. Ascâmaras coletoras de fluido podem ser de um tipo descrito,p. ex., na Patente norte americana U.S. N0 7.367.394, cujaintegridade é aqui incorporada para fins de referência.

De modo opcional, a ferramenta LWD 320 pode incluirum módulo analisador de fluido 470, através do qual ofluido bombeado flui, e que é configurado para medirpropriedades do fluido sendo extraído da formação 420. Porexemplo, o módulo analisador de fluido 470 pode incluir umsensor de espectroscopia por fluorescência, tal comodescrito na Publicação do Pedido de Patente U.S. N02008/0037006, cuja integridade é aqui incorporada para finsde referência. Além disso, o módulo analisador de fluidopode incluir um analisador de fluido ótico (espectrômetro),p. ex., como descrito na Patente norte americana U.S. N07.379.180, cuja integridade é aqui incorporada para fins dereferência. Além disso, o módulo analisador de fluido 470pode compreender um sensor de densidade/ viscosidade, p.ex., como descrito na Publicação do Pedido de Patente norteamericana U.S. N0 2008/0257036, cuja integridade é aquiincorporada para fins de referência. Além disso, o móduloanalisador de fluido 470 pode incluir um medidor de pressãoe temperatura de alta resolução, p. ex., como descrito nasPatentes norte americanas U.S. N0 4.547.691 e 5.394.345,cujas integridades são aqui incorporadas para fins dereferência. Um exemplo de implementação de sensores nomódulo analisador de fluido 470 pode ser encontrado na SPE108566, cuja integridade é aqui incorporada para fins dereferência. No entanto, deve ser apreciado, que o móduloanalisador de fluido 470 pode incluir qualquer combinaçãode sensores convencionais e/ou desenvolvidos no futurodentro do escopo da presente divulgação.

Ainda no exemplo da fig. 1B, um sistema controladorde fundo de poço 480 pode ser configurado para controlar asoperações do módulo LWD 320. Por exemplo, o sistemacontrolador de fundo de poço 480 pode ser configurado paracontrolar a extração das amostras de fluido da formação420, através da taxa de bombeio da bomba 475. 0 sistemacontrolador de fundo de poço 480 pode ainda ser configuradopara analisar e/ou processar dados obtidos, p. ex., domódulo analisador de fluido 470 ou outros sensores de fundode poço (não mostrados), armazenar e/ou comunicar mediçãoou dados processados à superfície para análise subsequente.O sistema controlador de fundo de poço 480 pode incluir umprocessador configurado para implementar um ou maisaspectos dos métodos aqui descritos.

Embora a ferramenta LWD 320 seja ilustrada, comotendo uma sonda, uma pluralidade de sondas pode ser, demodo alternativo, prevista na ferramenta LWD 320. Alémdisso, a ferramenta LWD 320 pode incluir um ou maisobturadores (p. ex., um obturador duplo inflável)configurados para estabelecer comunicação fluida entre aferramenta e a formação.

Além disso, embora a ferramenta LWD 320 sejailustrada, como sendo implementada num único colar deperfuração, a ferramenta LWD 320 pode ser do tipo moduladoe implementada numa pluralidade de colares ligados de formafluida com conectores, como descrito na Publicação doPedido de Patente norte americana U.S. N0 2006/0283606,cuja integridade é aqui incorporada para fins dereferência.

A fig. 2 é um fluxograma de um método 100, deacordo com um ou mais aspectos da presente divulgação. Ométodo 100 pode ser utilizado para reduzir o risco daprisão por pressão diferencial durante a amostragem daformação. O método 100 pode ser executado, usando, p. ex.,uma ferramenta de amostragem durante a perfuração, tal comomostrada nas figs. IA e 1B. O método pode ainda serrealizado, usando-se ferramentas conduzidas em tubo, dutoe/ou cabo de aço. Na fig. 2, algumas das etapas podem serrearrumadas, omitidas, ou combinadas como outras etapas,sem se afastarem do escopo da presente divulgação.

Na etapa 102, uma ferramenta de amostragem (p. ex.,a ferramenta LWD 320 nas figs. 1A e 1B) é descida dentro dofuro de poço através de um duto (p. ex., uma coluna deperfuração, uma tubulação etc.). De modo opcional, a etapa102 pode envolver a perfuração de uma porção do furo depoço.

Na etapa 104, o tubo é manipulado para aliviar otorque ao longo da extensão do tubo. Por exemplo, o tubopode ser movido para cima e para baixo no furo do poço. Umaorientação da ferramenta de amostragem pode ser medida, p.ex., usando-se um dispositivo medidor de direção (tal comoum magnetômetro) e/ou um dispositivo medidor de inclinação(tal como um acelerômetro) disposto no módulo MWD 330 (fig. 1A).

Na etapa 106, um teste de aprisionamento pode serrealizado. Por exemplo, a ferramenta de amostragem pode sermantida estacionária durante um intervalo de tempopredeterminado (p. ex., 10 minutos), enquanto a circulaçãode lama no tubo é interrompida. Em outros casos,especialmente se o risco de aprisionamento for consideradocomo substancial, a circulação de lama pode ser mantida. Aseguir, o tubo pode ser puxado para cima, e uma carga dogancho resultante pode ser medida. Quanto maior for a cargado gancho medida, maior será o risco de aprisionamentoprevisto. Com base nessa medição, modelos, tais comodescritos na SPE 48963, ou em "Prisão por PressãoDiferencial da Coluna de Perfuração", J. D. Sherwood, AIChEJournal, Vol. 44, págs. 711 - 721, Março de 1998, ambosaqui incorporados para fins de referência, podem sercalibrados e usados para estimar uma duração máxima naestação para a ferramenta de amostragem. Na verdade, essesmodelos mostram que o risco de aprisionamento aumenta emfunção do tempo. Outras maneiras para estimar uma duraçãomáxima na estação incluem, mas não são limitadas, àexperiência do operador (p. ex., perfurador), e bancos dedados de correlação, tais como descritos na brochura demarketing Petrel Drilling da Schlumberger, aqui incorporadapara fins de referência.

Na etapa 108, o tubo é deslizado para baixo apartir de um local, p. ex., acima da estação de amostragempretendida. A profundidade da broca, conforme descrito nafig. IA, pode ser correlacionada a um perfil de medição deavaliação da formação (FE) , tal como um perfil de raiosgama naturais fornecidos por um raio gama natural previstopelo módulo MWD 330 (fig. IA) . Outros perfis, tais comoperfis de densidade ou resistividade, podem ser também oualternativamente usados. A correlação pode ser usada emseguida, para assegurar o correto posicionamento daferramenta de amostragem.

Na etapa 110, o tubo é deslizado para cima até olocal da estação de amostragem pretendida. De modo similarà etapa 108, a profundidade da broca pode sercorrelacionada a um perfil de medição de avaliação daformação (FE). No entanto, a correlação pode diferir dacorrelação obtida na etapa 108, já que a tensão no tubo, eassim sua extensão física, é distinta. Deve ser apreciadoque a seqüência, na qual as etapas 108 e 110 sãorealizadas, pode ser invertida.

Na etapa 112, a tensão do tubo é aliviada. A etapa112 pode incluir, p. ex., a determinação de um pontoneutro, como conhecido na arte. Na etapa 114, o tubo podeser marcado na região do poço, a fim de propiciar um pontode referência para posicionamento da ferramenta deamostragem.

Na etapa 116, a ferramenta de amostragem éposicionada ou montada. Por exemplo, os pistõesposicionadores 481 (fig. 1B) podem ser estendidos paraencosto com a parede do furo do poço 311 (figs. IA e 1B) ,impelindo assim a lâmina estabilizadora 423 (fig. 1B) deencontro à formação 420 (fig. 1B) . A seguir, a sonda 406(fig. 1B) pode ser estendida para contatar a parede dopoço, criar uma vedação fluida com a parede do poço, eestabelecer comunicação fluida com a formação 420.

Na etapa 118, fluido pode ser aspirado para dentroda ferramenta de poço, e uma ou mais propriedades de fluidoindicadoras das propriedades termo-físicas, decontaminação, ou da composição do fluido extraído, podemser monitoradas, conforme o bombeamento prossegue. Porexemplo, um ou mais dentre a densidade ótica espectral, umespectro de NMR, resistividade, densidade, pressão etemperatura, podem ser medidas. A contaminação pode serdeterminada, usando-se métodos conhecidos na arte, p. ex.,como descritos nas Patentes norte americanas U.S. N06.274865 e/ou 6.350986 e/ou na Publicação do Pedido dePatente norte americana U.S. N0 2008/0156088, todas elassendo aqui incorporadas para fins de referência. O tempo debombeio pode se estender até a duração máxima na estação,determinada na etapa 106. Outros dados da composição, taiscomo teor de metano e razão de gasóleo, podem ser tambémdeterminados, p. ex., usando-se métodos descritos nasPatentes norte americana U.S. N0 5.939.717 e/ou 6.476.384e/ou na Publicação do Pedido de Patente norte americanaU.S. N0 2008/0173445, que são incorporadas para fins dereferência.

Na etapa 120, é feita uma determinação acerca de seum bombeio adicional é desejável. Por exemplo, o nivel decontaminação determinado no final da etapa 118 pode seradequado para captura de uma amostra representativa da águaconata da formação, ou para estimar uma propriedade da águaconata da formação. De modo alternativo, pode serdeterminado, que nenhuma amostra representativa pode serobtida nesse local, no tempo alocado. Nesse caso, asoperações de amostragem nesse local podem ser abortadas.Uma determinação, acerca de se uma amostra édesejada, pode ser feita na etapa 130. Se uma amostra fordesejada, uma ou mais câmaras de amostra conduzidas naferramenta de amostragem podem ser abertas, e uma amostranela capturada, na etapa 132.

Na etapa 132, a ferramenta de amostragem pode serdesmontada (isto é, a sonda e os pistões são retraídos paradentro da ferramenta), e as operações de perfuração ou demanobra podem ser retomadas.

Com referência novamente à etapa 120, a duraçãomáxima na estação (p. ex., 20min, 2h etc.) pode seratingida. Em alguns casos, o nilvel de contaminação podeser ainda muito alto para estimar uma propriedade da águaconata da formação com suficinete precisão e/ou paracapturar uma amostra representativa. No entanto, atendência de contaminação determinada na etapa 118 podeindicar, que fluido representativo da água conata daformação pode ser obtido após um intervalo de tempo debombeio apropriado, que no entanto, pode ser maior do que aduração initerrupta máxima permitida na estação. Nessecaso, a ferramenta de amostragem pode ser desmontada naetapa 122.

Na etapa 124, o tubo pode ser movido na vertical. Amovimentação do tubo pode ter os seguintes benefícios, quereduzem as ocorrências de aprisionamento:

a) ela pode desalojar material que caiu sobre o BHApela parte de cima, enquanto a ferramenta estavaestacionária, um fenômeno normalmente chamado de "vedação";

b) ela pode soltar a lama seca, que se acumulou naborda da superfície de contato entre um componente daferramenta de amostragem (p. ex., a sonda, uma lâmina, umpistão posicionador) e o furo do poço. A movimentação dotubo pode ter, de modo eficiente, a mesma conseqüência quea redução do tempo na estação.

c) se a carga do gancho aplicada para mover aferramenta for medida, uma nova estimativa do risco deaprisionamento pode ser feita, como aqui descrito. Amonitoração regular do aprisionamento pode permitir areavaliação da duração máxima na estação e, porconseguinte, o ajuste das operações de amostragem, a fim deque o risco seja mantido em um nível aceitável, comoindicado na etapa 125.

Na etapa 126, a tensão no tubo é aliviada, e naetapa 128, a ferramenta de amostragem é reposicionada naestação de amostragem. 0 posicionamento vertical pode serfacilitado por uma ou mais marcações de tubo efetuadas naetapa 114, e as correlações de profundidade efetuadas naetapa 108 e/ou 110. 0 posicionamento azimutal pode sertambém importante, quando a ferramenta de amostragem fordotada de uma sonda. No entanto, quando o torque tiver sidoliberado do tubo, como mostrado na etapa 104, e quando otubo tiver sido movido na vertical, na etapa 126, a sondadeve permanecer alinhada com o local de amostragem. Emqualquer um dos casos, o correto alinhamento pode serverificado por comparação de uma orientação da ferramentade amostragem medida na etapa 128, com a orientação daferramenta de amostragem medida na etapa 104. A operação deamostragem pode ser então retomada na etapa 116.

O método 100 permite a amostragem da formaçãodurante a perfuração e durante a monitoração do risco deprisão por pressão diferencial. Além disso, já que o riscode aprisionamento é monitorado, a operação de amostragem,(tal como o tempo máximo na estação) pode ser ajustada paramanter esse risco em um nivel aceitável.

A fig. 3 é um gráfico dos valores das propriedadesde fluido, de acordo com um ou mais aspectos da presentedivulgação. Com referência à fig. 3, são mostrados dadosexperimentais obtidos com a ferramenta de amostragemdurante a perfuração disposta num poço. De modo particular,dados de densidade ótica medidos por um espectrômetro óticoem um comprimento de onda especifico (p. ex., o analisador470 na fig. 2B) são plotados em função do volume bombeado.Nesse exemplo, a lama é lama colorida a base de água, quepossui uma grande densidade ótica (absorbância) nessecomprimento de onda particular. O fluido amostrado é águasubterrânea, que possui uma baixa densidade ótica nessecomprimento de onda particular. Nesse exemplo, densidadesóticas em um comprimento de onda, onde o filtrado de lama eo fluido da amostra exibem um contraste adequado, forammedidas. Assim, os dados de densidade ótica são indicadoresde uma fração do filtrado de lama no fluido extraído daformação e, assim, de um nivel de contaminação.

Esses dados foram coletados durante a execução deum método de amostragem, como descrito na fig. 2. De modoparticular, por ocasião da descida de uma ferramenta depoço num furo de poço perfurado através de uma formação pormeio de um tubo, a comunicação fluida entre a ferramenta depoço e a formação em um local no furo do poço foiestabelecida. Após o estabelecimento da comunicação fluidacom a formação, uma operação de bombeio foi iniciada.Fluido foi extraído da formação e passado através daferramenta de poço durante um primeiro intervalo de tempo,como indicado por um elevado volume bombeado até um nívelde volume 204, correspondendo a um tempo na estação, noqual o risco de aprisionamento foi consideradosignificativo. Uma pluralidade de valores de propriedadesde fluido 202 foi medida, conforme o fluido era extraído.

Quando o volume bombeado atingiu o nível de volume 204,correspondente a um período de tempo, que foi consideradoseguro, para que a ferramenta permanecesse estacionária nofuro do poço, a comunicação fluida entre a ferramenta depoço e a formação foi cortada. 0 tubo foi movimentado nofuro do poço, e uma comunicação fluida entre a ferramentade poço e a formação foi restabelecida essencialmente nomesmo local do furo do poço. A extração de fluido daformação e para dentro da ferramenta de poço foi retomadadurante o segundo intervalo de tempo. Uma pluralidade devalores de propriedades de fluido 206 foi medida, conformeo fluido era bombeado.

Uma tendência de contaminação 204 foi determinada apartir da pluralidade dos valores de propriedades de fluido202, usando-se métodos aqui citados. No ponto 208, adensidade ótica medida foi comparada à tendência decontaminação 204. O exemplo mostrado apresenta que adensidade ótica medida incide na mesma tendência decontaminação.

Como mostrado na fig. 3, os valores de propriedade202 podem indicar uma limpeza progressiva do fluidoextraído da formação. O efeito do corte da comunicaçãofluida no volume 204 pode ser um resultado de uma reinvasãotemporária da formação por filtrado de lama. A reinvasãopode ser superficial, e seu efeito pode ser transitório. Naverdade, durante a segunda fase de bombeio, os valores depropriedades de fluido medidos 206 se realinham com umatendência de contaminação 204, como se a reinvasão no ponto204 não tivesse ocorrido. Assim, o gráfico da fig. 3 podedemonstrar que fluido tendo baixos níveis de contaminaçãopode ser aspirado e capturado pela ferramenta de amostragemdurante a perfuração, enquanto que reduzindo os riscos deaprisionamento usando os métodos aqui descritos. De modoalternativo, valores de propriedades de fluidorepresentativos do fluido primitivo da formação podem sermedidos pela ferramenta de amostragem durante a perfuração,enquanto que ainda reduzindo os riscos de aprisionamento,usando os métodos aqui descritos.

Embora o gráfico da fig. 3 mostre uma densidadeótica de um comprimento de onda especifico, outraspropriedades, como composição, densidade, viscosidade,pressão de fluido, e/ou temperatura de fluido, dentreoutras podem ser usadas, de modo adicional ou alternativo.De modo particular, fração de metano e/ou GOR, determinadascomo aqui descrito, podem ser medidas e uma análise similarpode ser realizada sem se afastar do escopo dessadivulgação.

Com vistas aos aspectos acima e às figuras, aspessoas versadas na técnica deverão identificar prontamenteque a presente divulgação introduz um método,compreendendo: descida de uma ferramenta de poço através deum tubo dentro de um furo de poço, perfurado através de umaformação por meio do tubo; estabelecimento de comunicaçãofluida entre a ferramenta de poço e a formação em um localno furo de poço; extração de uma primeira corrente defluido da formação, e passagem da primeira corrente defluido através da ferramenta de poço durante um primeirointervalo de tempo; corte da comunicação fluida entre aferramenta de poço e a formação; restabelecimento dacomunicação fluida entre a ferramenta de poço e a formaçãoessencialmente no local do furo de poço; extração de umasegunda corrente de fluido da formação, e passagem dasegunda corrente de fluido através da ferramenta de poçodurante um segundo intervalo dé tempo; e captura de umaamostra de fluido da segunda corrente de fluido naferramenta de poço.

O método pode compreender: movimentação daferramenta de poço para longe do local após o corte dacomunicação fluida entre a ferramenta de poço e a formação;e, a seguir, movimentação da ferramenta de poço na direçãodo local antes do restabelecimento da comunicação fluidaentre a ferramenta de poço e a formação essencialmente nolocal.

O método pode compreender: medição da composição deuma das primeira e segunda correntes de fluido passandoatravés da ferramenta; e iniciação da captura da amostra defluido, baseado na composição.

O método pode compreender: medição da composição deuma das primeira e segunda correntes de fluido passandoatravés da ferramenta; comparação da composição medida comum modelo ou composição prevista; e iniciação da captura daamostra de fluido, baseado na comparação.

O método pode compreender: medição de um parâmetroindicativo de uma fração do filtrado de lama, ou de águaconata da formação, nas primeira e segunda correntes defluido; e iniciação da captura da amostra de fluido,baseado na fração indicada.

O método pode compreender: medição de um parâmetroindicativo de uma fração do filtrado de lama, ou de águaconata da formação, nas primeira e segunda correntes defluido; comparação da fração indicada com uma previsão,baseada em um modelo; e iniciação da captura da amostra defluido, baseado na comparação.

O método pode compreender: a execução de um testede aprisionamento.

Uma broca de perfuração pode ser conectada a umaponta distai do tubo, e o método pode compreender aperfuração da formação usando a broca de perfuração.

Um dentre os primeiro e segundo intervalos de tempopode ser predeterminado. Um dentre os primeiro e segundointervalos de tempo pode ser predeterminado, baseado numaprevisão de um modelo simulando operações de amostragem. Umdos primeiro e segundo intervalos de tempo pode serpredeterminado, baseado nas condições do poço ouoperativas. Um dos primeiro e segundo intervalos de tempopode ser predeterminado, baseado num modelo deaprisionamento em combinação com testes de aprisionamentoexecutados no local.

Em uma modalidade exemplificante, estabelecimentoda comunicação fluida entre a ferramenta de poço e aformação, extração e passagem da primeira corrente defluido através da ferramenta de poço durante um primeirointervalo de tempo, corte da comunicação fluida entre aferramenta de poço e a formação, restabelecimento dacomunicação fluida entre a ferramenta de poço e a formaçãoessencialmente no local, e extração e passagem da segundacorrente de fluido através da ferramenta de poço durante umsegundo intervalo de tempo, coletivamente, formam pelomenos uma dentre uma pluralidade de fases de bombeio; epelo menos uma dentre a pluralidade das fases de bombeiocompreender a medição de um parâmetro indicativo de umafração do filtrado de lama ou água conata da formação emuma das correntes de fluido; e o número das fases debombeio incluídas no método ser determinado, com base nofato de uma taxa de declínio da fração indicada atender umvalor limite.

Numa modalidade exemplificante, estabelecimento decomunicação fluida entre a ferramenta de poço e a formação,extração e passagem da primeira corrente de fluido atravésda ferramenta de poço durante o primeiro intervalo detempo, corte da comunicação fluida entre a ferramenta depoço e a formação, restabelecimento da comunicação fluidaentre a ferramenta de poço e a formação essencialmente nolocal, e extração e passagem da segunda corrente de fluidoatravés da ferramenta de poço durante um segundo intervalode tempo, coletivamente, dentre pelo menos um dapluralidade de fases de bombeio; e o número das fases debombeio incluídas no método é determinado, por utilizaçãode um modelo capaz de prever, dado um estado decontaminação atual, o tempo demandado para atingir um nívelde contaminação desejado no fluido extraído.

A presente divulgação ainda introduz um método,compreendendo: descida de uma ferramenta de poço através deum tubo dentro de um furo de poço perfurado através de umaformação por meio do tubo; estabelecimento de comunicaçãofluida entre a ferramenta de poço e a formação em um localno furo de poço; extração de uma corrente de fluido daformação, e passagem da corrente de fluido através daferramenta de poço durante um intervalo de tempo; corte dacomunicação fluida entre a ferramenta de poço e a formação;movimentação do tubo no furo de poço; restabelecimento dacomunicação fluida entre a ferramenta de poço e a formaçãoessencialmente no local do furo de poço; extração de umacorrente de fluido adicional da formação, e passagem dacorrente de fluido adicional através da ferramenta de poçodurante um intervalo de tempo adicional; e medição de umapropriedade indicadora de uma composição do fluido extraídodurante cada um dos intervalos de tempo.

A propriedade medida ser uma dentre um espectro demassa, um espectro ótico, e um espectro de ressonânciamagnética nuclear (NMR).

Numa modalidade exemplificante, as etapas demovimentação, restabelecimento, extração da corrente defluido adicional, e medição, coletivamente, compreendem umaseqüência de bombeio; e o método ainda compreende:repetição sucessiva da seqüência de bombeio;e análise dosespectros obtidos durante as sucessivas seqüências debombeio, para determinar se o fluido bombeado é dequantidade suficiente para captura.

A medição da propriedade indicadora da composiçãodo fluido extraído pode compreender a determinação de pelomenos um valor de contaminação, conforme determinado poruma fração do filtrado de lama no fluido extraído daformação. Tal método pode ainda compreender: medição de umapluralidade de valores de propriedades de fluido,indicadores de uma fração do filtrado de lama no fluidoextraído da formação durante o primeiro intervalo de tempo;determinação de uma tendência de contaminação, a partir dapluralidade de valores de propriedades de fluido; ecomparação de pelo menos um valor de contaminação com atendência de contaminação.

A presente divulgação ainda introduz um método,compreendendo: descida de uma ferramenta de poço através deum tubo dentro de um furo de poço, perfurado através de umaformação por meio do tubo; estabelecimento de comunicaçãofluida entre a ferramenta de poço e a formação em um localno furo de poço; extração de fluido da formação, e suapassagem através da ferramenta de poço durante um primeirointervalo de tempo; corte da comunicação fluida entre aferramenta de poço e a formação; movimentação do tubo nofuro de poço; restabelecimento da comunicação fluida entrea ferramenta de poço e a formação, essencialmente no mesmolocal do furo de poço; extração de fluido da formação, esua passagem através da ferramenta de poço durante umsegundo intervalo de tempo; medição de uma propriedadeindicadora de uma densidade ou viscosidade do fluidoextraído durante o segundo intervalo de tempo; e medição deuma pressão e temperatura do fluido extraído durante osegundo intervalo de tempo.

O anterior destaca recursos de diversasmodalidades, a fim de que as pessoas versadas na técnicapossam mais bem entender os aspectos da presentedivulgação. As pessoas versadas na técnica devem apreciar,que elas podem usar prontamente a presente divulgação, comobase para criar ou modificar outros processos e estruturaspara execução das mesmas finalidades e/ou alcance dasmesmas vantagens das modalidades aqui introduzidas. Aspessoas versadas na técnica também devem entender que taisconstruções equivalentes não se afastam do espírito eescopo da presente divulgação, e que elas podem efetuarvárias mudanças, substituições e alterações, sem seafastarem do espírito e escopo da presente divulgação.

Além disso, uma ou mais das referências aquiincorporadas descrevem implementações a cabo. No entanto,os aspectos dessas referências, que são aqui observadas,devem ser considerados dentro do escopo da presentedivulgação, como sendo aplicados ou prontamente adaptáveisàs implementações durante a perfuração dentro do escopo dapresente divulgação. Da mesma forma, aspectos descritosexplicitamente na presente divulgação ou de outro mododentro do escopo da presente divulgação, devem serconsiderados, como sendo aplicáveis ou prontamenteadaptáveis às implementações a cabo e durante a perfuração,mesmo quando tais aspectos forem somente descritos nocontexto das implementações a cabo ou durante a perfuração.

O Resumo no final dessa divulgação é apresentado,em conformidade com a 37 C.F.R. § 1.72 (b), para permitirque o leitor determine rapidamente a natureza da divulgaçãotécnica. Ele foi apresentado com entendimento de que elenão será usado para interpretar ou limitar o escopo ousignificado das reivindicações.

Claims (20)

1. MÉTODO, caracterizado pelo fato de compreender:descida de uma ferramenta de poço através de umtubo dentro de um furo de poço, perfurado através de umaformação por meio do tubo;estabelecimento de comunicação fluida entre aferramenta de poço e a formação em um local no furo depoço;extração de uma primeira corrente de fluido daformação, e passagem da primeira corrente de fluido atravésda ferramenta de poço durante um primeiro intervalo detempo;corte da comunicação fluida entre a ferramenta depoço e a formação;restabelecimento da comunicação fluida entre aferramenta de poço e a formação essencialmente no local dofuro de poço;extração de uma segunda corrente de fluido daformação, e passagem da segunda corrente de fluido atravésda ferramenta de poço durante um segundo intervalo detempo, ecaptura de uma amostra de fluido da segundacorrente de fluido na ferramenta de poço.

2. Método, de acordo com a reivindicação 1,caracterizado pelo fato de ainda compreender:deslocamento da ferramenta de poço para longe dolocal, após o corte da comunicação fluida entre aferramenta de poço e a formação; e a seguirdeslocamento da ferramenta de poço em direção aolocal, antes de restabelecer a comunicação fluida entre aferramenta de poço e a formação essencialmente no local.

3. Método, de acordo com a reivindicação 1,caracterizado pelo fato de ainda compreender:medição da composição de uma das primeira esegunda correntes de fluido passando através da ferramenta;einiciação da captura da amostra de fluido,baseado na composição.

4. Método, de acordo com a reivindicação· 1,caracterizado pelo fato de ainda compreender:medição da composição de uma das primeira esegunda correntes de fluido passando através da ferramenta;comparação da composição medida com um modelo oucomposição prevista; einiciação da captura da amostra de fluido,baseado na comparação.

5. Método, de acordo com a reivindicação 1,caracterizado pelo fato de ainda compreender:medição de um parâmetro indicativo de uma fraçãodo filtrado de lama, ou de água conata da formação, nasprimeira e segunda correntes de fluido; einiciação da captura da amostra de fluido,baseado na fração indicada.

6. Método, de acordo com a reivindicação 1,caracterizado pelo fato de ainda compreender:medição de um parâmetro indicativo de uma fraçãodo filtrado de lama, ou de água conata da formação, nasprimeira e segunda correntes de fluido;comparação da fração indicada com uma previsão,baseada em um modelo; einiciação da captura da amostra de fluido,baseado na comparação.

7. Método, de acordo com a reivindicação 1,caracterizado pelo fato de ainda compreender a execução deum teste de aprisionamento.

8. Método, de acordo com a reivindicação 1,caracterizado pelo fato de uma broca de perfuração serconectada a uma ponta distai do tubo, e do método aindacompreender perfuração da formação usando a broca deperfuração.

9. Método, de acordo com a reivindicação 1,caracterizado pelo fato dos primeiro e segundo intervalosde tempo serem predeterminados.

10. Método, de acordo com a reivindicação 1,caracterizado pelo fato dos primeiro e segundo intervalosde tempo serem predeterminados, baseado numa previsão de ummodelo simulando operações de amostragem.

11. Método, de acordo com a reivindicação 1,caracterizado pelo fato dos primeiro e segundo intervalosde tempo serem predeterminados, baseado nas condições dopoço ou operativas.

12. Método, de acordo com a reivindicação 1,caracterizado pelo fato dos primeiro e segundo intervalosde tempo serem predeterminados, baseado num modelo deaprisionamento em combinação com testes de aprisionamentoexecutados no local.

13. Método, de acordo com a reivindicação 1,caracterizado pelo fato do:estabelecimento da comunicação fluida entre aferramenta de poço e a formação, extração e passagem daprimeira corrente de fluido através da ferramenta de poçodurante um primeiro intervalo de tempo, corte dacomunicação fluida entre a ferramenta de poço e a formação,restabelecimento da comunicação fluida entre a ferramentade poço e a formação essencialmente no local, e extração epassagem da segunda corrente de fluido através daferramenta de poço durante um segundo intervalo de tempo,coletivamente, formarem pelo menos uma dentre umapluralidade de fases de bombeio; epelo menos uma dentre a pluralidade das fases debombeio compreender a medição de um parâmetro indicativo deuma fração do filtrado de lama ou água conata da formaçãoem uma das correntes de fluido; eo número das fases de bombeio incluídas no métodoser determinado, com base no fato de uma taxa de declínioda fração indicada atender um valor limite.

14. Método, de acordo com a reivindicação 1,caracterizado pelo fato de compreender:estabelecimento de comunicação fluida entre aferramenta de poço e a formação, extração e passagem daprimeira corrente de fluido através da ferramenta de poçodurante o primeiro intervalo de tempo, corte da comunicaçãofluida entre a ferramenta de poço e a formação,restabelecimento da comunicação fluida entre a ferramentade poço e a formação essencialmente no local, e extração epassagem da segunda corrente de fluido através daferramenta de poço durante um segundo intervalo de tempo,coletivamente, dentre pelo menos um da pluralidade de fasesde bombeio; eo número das fases de bombeio incluídas no métodoser determinado, por utilização de um modelo capaz deprever, dado um estado de contaminação atual, o tempodemandado para atingir um nível de contaminação desejado dofluido extraído.

15. MÉTODO, caracterizado pelo fato de compreender:descida de uma ferramenta de poço através de umtubo dentro de um furo de poço, perfurado através de umaformação por meio do tubo;estabelecimento de comunicação fluida entre aferramenta de poço e a formação em um local no furo depoço;extração de uma corrente de fluido da formação, epassagem da corrente de fluido através da ferramenta depoço durante um intervalo de tempo;corte da comunicação fluida entre a ferramenta depoço e a formação;movimentação do tubo no furo de poço;restabelecimento da comunicação fluida entre aferramenta de poço e a formação essencialmente no local dofuro de poço;extração de uma corrente de fluido adicional daformação, e passagem da corrente de fluido adicionalatravés da ferramenta de poço durante um intervalo de tempoadicional, emedição de uma propriedade indicadora de umacomposição do fluido extraído durante cada um dosintervalos de tempo.

16. Método, de acordo com a reivindicação 15,caracterizado pelo fato da propriedade medida ser umadentre um espectro de massa, um espectro ótico, e umespectro de ressonância magnética nuclear (NHR).

17. Método, de acordo com a reivindicação 16,caracterizado pelo fato de:as etapas de movimentação, restabelecimento,extração da corrente de fluido adicional, e medição,coletivamente, compreenderem uma seqüência de bombeio; edo método ainda compreender:análise dos espectros obtidos durante assucessivas seqüências de bombeio, para determinar se ofluido bombeado é de quantidade suficiente para captura.

18. Método, de acordo com a reivindicação 15,caracterizado pelo fato da medição da propriedadeindicadora da composição do fluido extraído compreender adeterminação de pelo menos um valor de contaminação,conforme determinado por uma fração do filtrado de lama nofluido extraído da formação.

19. Método, de acordo com a reivindicação 18,caracterizado pelo fato do método ainda compreender:medição de uma pluralidade de valores depropriedades de fluido, indicadores de uma fração dofiltrado de lama no fluido extraído da formação durante oprimeiro intervalo de tempo;determinação de uma tendência de contaminação, apartir da pluralidade de valores de propriedades de fluido;ecomparação de pelo menos um valor de contaminaçãocom a tendência de contaminação.

20. MÉTODO, caracterizado pelo fato de compreender:descida de uma ferramenta de poço através de umtubo dentro de um furo de poço, perfurado através de umaformação por meio do tubo;estabelecimento de comunicação fluida entre aferramenta de poço e a formação em um local no furo depoço;extração de fluido da formação, e sua passagematravés da ferramenta de poço durante um primeiro intervalode tempo;corte da comunicação fluida entre a ferramenta depoço e a formação;movimentação do tubo no furo de poço;restabelecimento da comunicação fluida entre aferramenta de poço e a formação, essencialmente no local dofuro de poço;extração de fluido da formação, e sua passagematravés da ferramenta de poço durante um segundo intervalode tempo;medição de uma propriedade indicadora de umadensidade ou viscosidade do fluido extraído durante osegundo intervalo de tempo; emedição de uma pressão e temperatura do fluidoextraído durante o segundo intervalo de tempo.