MX2007008965A - Control de bomba para prueba de formacion. - Google Patents

Abstract

Se describen un bombeo de fluido de formación de fondo de pozo y un aparato de muestreo que pueden formar parte de una evaluación de formación como la herramienta de perforación o parte de una sarta de tubería de herramienta. La operación de la bomba es optimizada en base a parámetros generados a partir de los datos de prueba de presión de formación así como datos del sistema de herramienta asegurando de esta manera el rendimiento óptimo de la bomba a mayores velocidades y con mayor confiabilidad. Se describen también nuevos sistemas de bomba para aparatos de muestreo de fluido para uso en sistemas MWD.

Description

CONTROL DE BOMBA PARA PRUEBA DE FORMACIÓN Campo Técnico: Esta descripción está dirigida a la prueba de formación geológica. De manera más especifica, esta descripción está dirigida a controlar la bomba o unidad de desplazamiento de fluido (FDU) de una herramienta de prueba de formación.

Descripción de la Técnica Relacionada: Los pozos son perforados de manera general dentro de la tierra o el lecho del océano para recuperar depósitos naturales de petróleo y gas, así como otros materiales deseables, que están atrapados en formaciones geológicas en la corteza terrestre. Un pozo es perforado de manera común utilizando una barrena de perforación fijada en el extremo inferior de una "sarta de perforación". El fluido de perforación, o "lodo", es bombeado de modo común a través de la sarta de perforación hacia la barrena de perforación. El fluido de perforación lubrica y enfria la barrena de perforación, y lleva los cortes de perforación hacia la superficie en el espacio anular entre la sarta de perforación y la pared de pozo de sondeo. Para la exploración exitosa del petróleo y el gas, es necesario tener información acerca de las formaciones subterráneas que son penetradas por el pozo de sondeo. Por ejemplo, un aspecto de la evaluación de formación estándar se refiere a mediciones de la presión de formación y la permeabilidad de formación. Estas mediciones son esenciales para pronosticar la capacidad de producción y el tiempo de vida úíii de producción de una formación subterránea. Una técnica para medir las propiedades de formación incluye descender una herramienta de "cableado de perforación" dentro del pozo para medir las propiedades de formación. Una herramienta de cableado de perforación es una herramienta de medición que está suspendida desde un cable a medida que es descendida dentro de un pozo de manera que puede medir las propiedades de formación a profundidades deseadas. Una herramienta de cableado de perforación común puede incluir una sonda que puede ser presionado contra la pared de pozo de sondeo para establecer comunicación de fluido con la formación. Este tipo de herramienta de cable de perforación con frecuencia es llamada "probador de formación". Utilizando la sonda, un probador de formación mide la presión de los fluidos de formación, genera un impulso de presión, el cual es utilizado para determinar la permeabilidad de formación. La herramienta probadora de formación retira también de manera común una muestra del fluido de formación para análisis posterior. Para utilizar cualquier herramienta de cable de perforación, ya sea que la herramienta sea una herramienta de prueba de resistividad, porosidad o de formación, la sarta de perforación debe ser retirada desde el pozo de manera que la herramienta puede ser descendida dentro del pozo. A esto se le llama fondo de pozo de "recorrido". Además las herramientas de cable de perforación deben ser descendidas hacia la zona de interés, por lo general en o cerca del fondo del pozo. Una combinación de la remoción de ¡a sarta de perforación y el descenso de las herramientas de cable de perforación en el fondo de pozo son medidas consumidoras de tiempo y pueden llevar hasta varias horas, dependiendo de la profundidad del pozo de sondeo. Debido al gran costo y tiempo de equipo de perforación requerido para el "recorrido" de la tubería de perforación y el descenso de las herramientas de cable de perforación dentro del pozo de sondeo, las herramientas de cable de perforación son utilizadas de manera general sólo cuando la información es absolutamente necesaria o cuando la sarta de perforación es desplazada por otra razón, tal como el cambio de barrena de perforación. Ejemplos de probadores de formación de cable de perforación se describen, por ejemplo, en las Patentes de los Estados Unidos de Norteamérica Nos. 3,934,468; 4,860,581 ; 4,893,505; 4,936,139; y 5,622,223. Como una mejora para la tecnología de cable de perforación, se han desarrollado técnicas para medir las propiedades de formación utilizando herramientas y dispositivos que son colocados cerca de la barrena de perforación en un sistema de perforación Por lo tanto, las mediciones de formación se hacen durante el proceso de perforación y la terminología utilizada de manera general en la técnica es "M WD" (medición mientras perfora) y "LWD" (perfilaje mientras perfora). Una variedad de herramientas de perforación MWD y LWD de fondo de pozo están comercialrnente disponibles. Además, las mediciones de formación se pueden hacer en sartas de herramienta que no tienen una barrena de perforación en un extremo inferior de la misma, aunque son utilizadas para circular el lodo en el pozo de sondeo. MWD se refiere de manera común a la medición de la trayectoria de la barrena de perforación así como la temperatura y presión del pozo de sondeo, en tanto que LWD se refiere a la medición de parámetros o propiedades de formación, tales como resistividad, porosidad, permeabilidad y velocidad sónica, entre otras. Los datos en tiempo real, tales corno la presión de la formación, permiten a la compañía perforadora tomar decisiones acerca del peso y la composición de! lodo de perforación, así como decisiones acerca de la velocidad de perforación y el peso sobre la barrena, durante el proceso de perforación. La distinción entre LWD y MWD no es pertinente para esta descripción. La evaluación de formación mientras las herramientas de perforación son capaces de ejecutar varias pruebas de formación de fondo de pozo incluyen típicamente una pequeña sonda o par de empaquetadores que pueden extenderse desde un collar de perforación para establecer el acoplamiento hidráulico entre la formación y los sensores de presión en la herramienta de manera que se puede medir la presión del fluido de formación. Algunas herramientas existentes emplean una bomba para extraer de manera activa una muestra de fluido fuera de la formación de manera que puede ser almacenada en una cámara de muestra en ¡a herramienta para análisis posterior. Dicha bomba puede ser alimentada por un generador en la sarta de perforación que es impulsada por el flujo de lodo hacia abajo de la sarta de perforación. Sin embargo, como se puede imaginar, múltiples partes móviles involucradas en cualquier herramienta de prueba de formación, ya sea de cable de perforación o MWD, pueden dar como resultado falla del equipo o rendimiento inferior al óptimo. Además, a profundidades importantes, la presión hidrostática sustancial y las altas temperaturas que se experimentan complican adicionalmente el proceso. Además, las herramientas de prueba de formación son operadas bajo una amplia variedad de condiciones y parámetros que están relacionados tanto con la formación como con las condiciones de perforación. Por lo tanto, lo que se necesita son herramientas de evaluación de formación de fondo de pozo mejoradas y técnicas mejoradas para operar y controlar dichas herramientas de manera que las herramientas de evaluación de formación de fondo de pozo son más confiables, eficientes y adaptables tanto para la formación como para las condiciones de circulación de lodo.

BREVE DESCRIPCIÓN DE LA üt VEMCCÓi En una modalidad, se describe un sistema de bomba de fluido para una herramienta de fondo de pozo conectada a una sarta de tubería colocada en un pozo de sondeo que penetra una formación subterránea. El sistema incluye una bomba que está en comunicación de fluido por lo menos con uno de la formación y ei pozo de sondeo, y que es alimentada por el lodo que fluye hacia abajo a través de la sarta de tubería. La bomba está enlazada a un controlador que controla la velocidad de la bomba en base a por lo menos un parámetro seleccionado a partir del grupo que comprende velocidad de flujo volumétrico de lodo, temperatura de herramienta, presión de formación, movilidad de fluido, pérdidas del sistema, ¡imitaciones de carga mecánica, presión de pozo de sondeo, energía disponible, limitaciones de carga eléctrica y combinaciones de las mismas. En otra modalidad, se describe un sistema de bomba de fluido para una herramienta de fondo de pozo conectada a una sarta de tubería colocada en un pozo de sondeo que penetra una formación subterránea. El sistema incluye una turbina, una transmisión, una bomba, un primer sensor y un controlador. La turbina es alimentada por el lodo que fluye hacia abajo a través de la sarta de tubería. La turbina y la bomba están operativamente conectadas a la transmisión con un primer sensor que está acoplado a uno de la turbina y el flujo de lodo para detectar por lo menos una de la velocidad de turbina y la velocidad del flujo de lodo. El controlador está acoplado de forma comunicable al transmisor y el sensor, de manera que el controlador ajusta la transmisión en base a una de la velocidad de la turbina y la velocidad de flujo del lodo.

En otra modalidad más, se describe un método para controlar la bomba de una herramienta de fondo de pozo. El método incluye proporcionar la herramienta con un controlador de fondo de pozo para controlar una bomba; medir por lo menos un parámetro de sistema de la herramienta colocada en un pozo de sondeo; calcular un limite de operación de bomba para ia bomba en base a dicho por lo menos un parámetro de sistema: operar la bomba; y limitar la operación de la bomba de la bomba con ei consolador. En otra modalidad, se describe un método para operar un sistema de bomba para una herramienta de fondo de pozo conectada a una sarta de tubería colocada en un pozo de sondeo que penetra una formación subterránea. El método incluye girar una turbina colocada en el pozo de sondeo con el lodo que fluye hacia abajo a través de la sarta de tubería; obtener una salida de energía desde la turbina; operar una bomba con la energía emitida desde la turbina; medir la velocidad de la turbina; y ajustar una transmisión colocada entre la turbina y la bomba con un controlador colocado en la herramienta en base a la velocidad de la turbina. Otras ventajas y características serán evidentes a partir de la siguiente descripción detallada cuando se lea en conjunción con los dibujos anexos.

BREVE DESCRIPCIÓN DE LOS D!BUJOS Para una comprensión más completa de los métodos y aparatos descritos, se hará referencia a las modalidades ilustradas con mayor detalle en los dibujos adjuntos, en donde: La figura 1 es una vista en elevación frontal que muestra, un sistema de perforación en el cuai se puede emplear el sistema de prueba de formación descrito; La figura 2 es una vista en eievación frontal que muestra una modalidad de un ensamble de agujero inferior (BHA) en un pozo de sondeo hecho de acuerdo con esta descripción; La figura 3 es una vista en sección que ilustra un análisis de fluido y módulo de bombeo de un sistema de prueba de formación descrito ; La figura 4 ¡lustra de manera esquemática una bomba para suministrar fluido de formación desde una sonda colocada en una hoja de herramienta dentro de las cámaras de muestra, que se ilustran también; La figura 5 es un diagrama de flujo que ilustra un método descrito en la presente para utilizar los parámetros de formación y sistema para controlar una bomba en una herramienta de prueba de formación ; La figura 5A es una gráfica que muestra una curva de energía de turbina que incluye una salida de energía máxima; La figura 6 es un diagrama eléctrico que ilustra un ciclo de control de muestreo utilizado para ejecutar el método de la figura 5 para controlar el motor de bomba del sistema de prueba de formación descrito; La figura 7 es un diagrama que ilustra un ensamble ce unidad de bombeo alternativo para uso con el sistema de prueba de formación; y La figura 8 es un diagrama que ilustra una válvula de estrangulación para el ensamble de unidad de bomba ilustrado en la figura 7. Se comprenderá que los dibujos no están necesariamente a escala y que las modalidades descritas son ilustradas en ocasiones de manera diagramático y en vistas parciales. En ciertas instancias, los detalles que no son necesarios para la comprensión de los métodos y aparatos descritos o que dificultan la percepción de otros detalles pueden haberse omitido. Se comprenderá, por supuesto, que esta descripción no está limitada a las modalidades particulares ilustradas en la presente.

DESCRIPCIÓN DETALLADA Esta descripción se refiere a bombas de fluido y sistemas de muestreo descritos a continuación e ilustrados en las figuras 2-8 que pueden ser utilizados en un ambiente de perforación de fondo de pozo, tal como aquel ilustrado en la figura 1. En algunos refinamientos, esta descripción se refiere a métodos para utilizar y controlar las bombas de fluido descritas. En una o más refinaciones, una herramienta de evaluación de formación mientras se perfora incluye una bomba de fluido mejorada y un método mejorado para controlar la operación de la bomba. En algunas otras refinaciones, se describen métodos mejorados de evaluación de formación mientras se perfora. Aquellos con experiencia en la técnica dado el beneficio de la presente descripción apreciarán que los métodos y aparatos descritos tienen aplicación durante la operación diferente a la perforación y que !a perforación no es necesaria para la práctica de esta invención. En tanto que esta descripción se refiere principalmente al muestreo, el aparato y método descrito pueden aplicarse a otras operaciones que incluyen técnicas de inyección. La frase "evaluación de formación mientras se perfora" se refiere a varias operaciones de muestreo y prueba que pueden ejecutarse durante el proceso de perforación, tal como recolección de muestra, bombeo de fluido, pruebas previas, pruebas de presión, análisis de fluido y pruebas de resistividad, entre otras. Se observa que la "evaluación de formación mientras se perfora" no necesariamente significa que las mediciones se hacen mientras la barrena de perforación está cortando en realidad a través de la formación. Por ejemplo, la recolección de muestra y el bombeo son ejecutados usualmente durante de detenciones breves en el proceso de perforación. Es decir, la rotación de !a barrena de perforación es detenida brevemente de manera que pueden efectuarse las mediciones, la perforación puede continuar una vez que se efectúan las mediciones. Inclusive en modalidades en donde las mediciones se hacen sólo después de que se detuvo la perforación, las mediciones pueden hacerse aún sin tener que desplazar la sarta de perforación. En esta descripción, "hidráulicamente acoplado" se utiliza para describir cuerpos que son conectados de tal manera que la presión de fluido pude ser transmitida entre y en medio de los artículos conectados. El término "en comunicación de fluido" es utilizado para describir cuerpos que son conectados de tal manera que a! fluido puede fluir entre y en medio de los artículos conectados. Se observa que "hidráulicamente acoplado" puede incluir ciertas disposiciones en donde el fluido puede no fluir entre los artículos, aunque la presión de fluido puede ser transmitida. Por Janto, la comunicación de fluido es un subconjunto de hidráulicamente acoplado. La figura 1 ilustra un sistema de perforación 10 utilizado para perforar un pozo a través de formaciones subterráneas, mostradas de manera general en 11. Un equipo de perforación 12 en la superficie 13 es utilizado para girar una sarta de perforación 14 que incluye una barrena de perforación 15 en su extremo inferior. El lector observará que esta descripción se refiere de manera general a sartas funcionales que no incluyen una barrena de perforación 15 en el extremo inferior de las mismas que son descendidas dentro del pozo de sondeo como una sarta de perforación y que permite la circulación de lodo similar a la manera en la que una sarta de perforación 14 circula el lodo. A medida que la sarta de perforación 15 es girada, una bomba de "lodo" 16 es utilizada para bombear el fluido de perforación, referido de manera común como "lodo" o "lodo de perforación", hacia abajo a través de ia sarta de perforación 14 en la dirección de la flecha 17 hacia la barrena de perforación 15 El lodo, el cual es utilizado para enfriar y lu icar «a barrera de peroración, sale de la sarta de perforación 14 a través de puertos (no mostrados) en la barrena de perforación 15. E! lodo transporta después los cortes de perforación lejos del fondo del pozo de sondeo 18 a medida que fluye de ¡'egreso hacia !a superficie 13 como se muestra por medio de la flecha 19 a través del espacio anular 21 entre la sarta de perforación 14 y !a formación 11. En tanto que en la figura 1 se muestra una sarta de perforación 14, se observará aquí que esta descripción también es aplicable íarnbién a sartas funcionales y sartas de tubería. En la superficie 13. el lodo de retorno es filtrado y transportado de regreso al tanque de lodo 22 para reutilización. El extremo inferior de la sarta de perforación 14 incluye u ensamble de agujero inferior ("BHA") 23 que incluye la barrena de perforación 15, así como una pluralidad de collares de perforación 24, 25 que pueden incluir varios instrumentos, tales como sensores LWD o MWD y equipo de telemetría. Un instrumento de evaluación de formación mientras se perfora puede, por ejemplo, incluir también o estar colocado dentro de un ceníralizador o estabilizador 26. El estabilizador 26 comprende hojas que están en contacto con la pared de pozo de sondeo como se muestra en la figura 1 para limitar el "giro excéntrico" de la barrena de perforación 15. El "giro excéntrico" es la tendencia de la sarta de perforación, a medida que gira, a desviarse desde si eje vertical del pozo de sondeo 18 y ocasiona que la barrena de perforación cambie de dirección. De manera ventajosa, un estabilizador 26 ya está en contacto con la pared de pozo de sondeo 27, requiriendo, por tanto, menor extensión de una sonda para establecer comunicación de fluido con la formación. Aquellos que tienen experiencia ordinaria en la técnica se percatarán de que !a sonda de formación podría ser colocada en ubicaciones distintas a un estabilizador sin apartarse del alcance de esta descripción. Regresando a la figura 2, una herramienta de muestreo de fluido descrita 30 conecta hidráulicamente a la formación de fondo de pozo a través de la herramienta de prueba de presión mostrada de manera general en 31. La herramienta 31 comprende una sonda extensible y pistones de reajuste como se muestra, por ejemplo, en la Patente de los Estados Unidos de Norteamérica ! o. 7,114,562. La herramienta de muestreo de fluido 30 incluye de manera preferible un módulo de descripción de fluido y un módulo de bombeo de fluido, los cuales están colocados en el módulo o sección 32 y, de manera opcional, un módulo de recolección de muestra 33. Muchos otros instrumentos MWD o herramientas se muestran en 34 los cuales pueden incluir, aunque no limitarse a, herramientas de resistividad, herramientas nucleares (porosidad y/o densidad), etc. Los estabilizadores de barrena de perforación se muestran en 26 y la barrena de perforación se muestra en 15 en la figura 2. Se observará que la colocación vertical relativa de ios componentes 31, 32, 33 y 34 puede variar y que los módulos MWD 34 pueden ser colocados sobre o debajo del módulo probador de presión 31 y el módulo de bombeo y análisis de bombeo de fíuido 32 asi como el módulo de recolección de muestra de fluido 33 también pueden ser colocados sobre o debajo del módulo de prueba de presión 31 o los módulos MWD 34. Cada módulo 31-34 tendrá de manera usual una longitud que varia desde aproximadamente 30 hasta aproximadamente 40 pies. Regresando a la figura 3, un módulo de bombeo y análisis de fluido de formación 32 se describe con características de control altamente adaptables. Varias características descritas en las figuras 3 y 4 son empleadas para ajustar las cambiantes condiciones ambientales in-siíu. Para cubrir un amplio rango de rendimiento, es necesaria una amplia versatilidad para operar el motor de bomba 35, junto con componentes electrónicos sofisticados o conírolador 36 y firmware para control preciso. La energía para el motor de bomba 35 es suministrado a partir de una turbina dedicada 37 la cual impulsa un alternador 38. La bomba 41, en una modalidad, incluye dos pistones 42, 43 conectados mediante un eje 44 y colocados dentro de cilindros correspondientes 45, 46, respectivamente La disposición dual de pisSón 42, 43/cilindro 45, 46 funciona a través de desplazamiento de volumen positivo. El movimiento del pistón 42, 43 es accionado por medio del roscado de rodillo planetario 47 detallado también en la figura 4, el cual está conectado al motor eléctrico 35 a través de una caja de engranajes 48. La caja de engranajes o transmisión 48 impulsada por el motor puede ser utilizada para variar una relación de transmisión entre el eje de motor y el eie de bemba De manera alternativa, la combinación del motor 35 y el alternador 38 puede ser usada para lograr el mismo objetivo. El motor 35 pude ser parte o integral a la bomba 41, aunque de modo alternativo puede ser un componente separado. El roscado de rodillo planetario 47 comprende una tuerca 39 y un eje roscado 49. En una modalidad preferida, el motor 35 es un servo motor. La energía de la bomba 41 debe ser de por lo menos 500 W, los cuales corresponden a aproximadamente 1 kW en el alternador 38 de la herramienta 32 y de preferencia por lo menos aproximadamente 1 kW, lo cual corresponde a por lo menos aproximadamente 2 kW en el alternador 38. En lugar de la disposición de roscado de rodillo planetario 47 mostrada en la figura 4, se pueden utilizar otros medios para desplazamiento de fiuido tales como tornillo regulador o una bomba hidráulica separada, que podrían emitir petróleo a alta presión alterna que podría ser utilizado para alternar el movimiento del ensamble de pistón 42. 43, 44. Regresando a la figura 3. el collar de perforación de muestreo/análisis 32 se muestra con componentes primarios en una disposición particular, aunque obviamente son posibles otras disposiciones y están dentro del conocimiento de aquellos con experiencia en la técnica. Las flechas 51 indican el flujo del lodo de perforación a través cié! collar 32. Un conector hidráulico/eléctrico extensible 52 es utilizado para conectar el collar 32 a la herramienta de prueba 31 (ver figura 2) y otro conector hidráulico/eléctrico extensible 59 es empleado para conectar el collar 32 al módulo de recolección de muestra 33 (figura 2). Ejemplos de conectores hidráulicos adecuados para conectar collares pueden encontrase por ejemplo en la Solicitud de Patente de ios Estados Unidos de Norteamérica número de serie 11/160,240, cedida al cesionario de la presente invención, e incorporada mediante referencia a la presente. El fluido de formación de fondo de pozo entra a la sarta de herramienta a través de la herramienta de prueba de presión 31 (figura 2) y es enrutado hacia el bloque de válvula 53 a través del conector hidráulico/eléctrico extensible. Haciendo referencia aún a la figura 3, en el bloque de válvula 53, ia muestra de fluido es bombeada inicialmente a través de ía unidad de identificación de fluido 54. La unidad de identificación de fluido 54 comprende un módulo óptico 55 junto con otros sensores (no mostrados) y un controlador 56 para determinar la composición de fluido, petróleo, agua, gas, componentes de lodo, y propiedades tales como densidad, viscosidad, resistividad, etc. A partir de la unidad de identificación de f!uido 54, el fluido entra a la unidad de desplazamiento de fluido (FDU) o bomba 41 a través del conjunto de válvulas en el bloque de válvula 53 que se explica con mayor detalle en relación con la figura 4. Como se ve en la figura 3, ante de que el fluido alcance el b!oque de válvula 53, procede desde la sonda del probador de presión 31 a través del conector hidráulico/eléctrico 52 y a través del analizador 54. La figura 3 muestra también un diagrama esquemático desde una sonda 201 colocada, por ejemplo, en una hoja 202 de la herramienta 31 (ver también !a figura 2). Dos ¡íneas de flujo 203, 204 se extienden desde la sonda 201. Las líneas de flujo 203, 204 pueden ser aisladas de manera independiente a través de la manipulación de la válvula de aislamiento de muestreo 205 y/o la válvula de aislamiento de prueba previa 206. La lánea de flujo 203 conecta la bomba y la herramienta analizadora 32 a la sonda 201 en la herramienta de prueba 31. La línea de flujo 204 es utilizada para "pruebas previas". Durante una prueba previa, la válvula de aislamiento de muestreo 205 para ¡a herramienta 32 se cierra, la válvula de asilamiento de prueba previa 06 para el pistón de prueba previa 07 es abierto y la válvula de equilibrio 08 es cerrada. La sonda 01 es extendida hacia la formación está indicada por la flecha 09 y, cuando se extiende, está hidráulicamente acoplada a la formación (no mostrada). El pistón de prueba previa 207 es retraído a fin de descender la presión en la linea de flujo 204 hasta que se hace emerger la costra de lodo El pistón de prueba previa 207 es detenido después y la presión en la línea de flujo 04 incrementa a media que se aproxima a la presión de formación. Los datos de presión de formación pueden ser colectados durante la prueba previa. Los datos recolectados durante la prueba previa (u otra prueba análoga) pueden convertirse en uno de los parámetros empleados en la parte 85 de la figura 5 como se describió con anterioridad. La prueba previa íambién puede ssr utilizada para determinar que la sonda 201 y la formación están hidráulicamente acopladas. Haciendo referencia a la figura 4, el fluido es enrulado hacia una de las dos cámaras de desplazamiento 45 o 46. La bomba 41 opera de manera que siempre hay una cámara 45 o 46 extrayendo fluido, en tanto que la opuesta 45 o 46 está expulsando fluido. Dependiendo de la disposición de la válvula de enrutado y equilibrio de fluido 61, eí liquido saliente es bombeado de regreso hacia el pozo de sondeo 18 (o espacio anular de pozo de sondeo) o a través del conector hidráulico/eléctrico 59 hacia una de las cámaras de muestra 62, 63. 64. que están ubicadas en un collar de perforación separado adyacente 33 (véase también la figura 2). En tanto que solamente se ilustran tres cámaras de muestra 62, 63, 64, se observará que se pueden emplear más o menos de las tres cámaras 62, 63, 64. De manera obvia, el número de cámaras no es crítico y la elección de las tres cámaras constituye un diseño preferido. Haciendo referencia aún a la figura 4, la acción de bombeo de los pistones FDU 42, 43 se logra a través del roscado de rodillo planetario 47, la tuerca 39 y el eje roscado 49. El motor de velocidad variable 35 y caja de engranajes asociada 48 impulsa el eje 49 de un modo bi-direccional bajo la dirección del controlador 36 mostrado en la figura 3 Los espacios entre los componentes son llenados con petróleo 50 y un compensador de fuelle anular está mostrado en 50a.

Haciendo referencia aún a la figura 4, durante la admisión dentro de la cámara 45, ai fluido pasa dentro del bloque de válvula 53 y pasa la válvula de retención 66 antes de entrar a la cámara 45. Al salir de la cámara 45, el fluido pasa a través de la válvula de retención 67 hacia la válvula de enrutado y equilibrio de fluido 61 en donde es descargado hacia el orificio de sondeo 18 o pasado a través del conector hidráulico/eléctrico 59, la válvula de retención 68 y dentro de una de las cámaras 62-64. De manera similar, al entrar dentro de la cámara 46, el fluido pasa a través de la válvula de retención 71 y dentro de la cámara 46. Al saür de la cámara 46, el fluido pasa a través de la válvula de retención 72, a través de la válvula de enrutado y equilibrio de fluido 61 y ya sea hacia el pozo de sondeo o hacia ei módulo colector de muestra de fluido 33 Durante una operación de recolección de muestra, el fluido es bombeado ¡nicialmente hacia el módulo 32 y al salir del módulo 32 a través de la válvula de enrutado y equilibrio de fluido 61 hacia el pozo de sondeo 18. Esta acción nivela la línea de flujo 75 a partir del líquido residual antes de llenar en realidad una botella de muestra 62-64 con fluido de formación nuevo o reciente. La apertura y cierre de una botella 62-64 se ejecuta con conjuntos de válvulas de sello dedicadas, mostradas de manera general en 76 que están enlazadas al controlador 36 u otro dispositivo. El sensor de presión 77 es útil, entre otras cosas, como una característica indicativa para detectar que las cámaras de muestra 62-64 están llenas. La válvula de descarga 74 es utü. entre otras cosas, como una característica de seguridad a fin de evitar la sobre presurización del fluido en la cámara de muestra S2-6¿. ua válvula de descarga 74 también puede ser utilizada cuando el fluido necesita ser descargado hacia el pozo de sondeo 18. Regresando a la figura 3, una turbina-alternador dedicado 37, 38 es necesario para suministrar !a cantidad adecuada de energía eléctrica para impulsar la bomba 41. Es un requerimiento operativo que durante las operaciones de muestreo el lodo sea bombeado a través de la sarta de perforación 14. Las velocidades de bombeo necesitan ser suficientes para asegurar tanto la comunicación de telemetría de impulso de lodo MWD de regreso hacia la superficie así como (si se utiliza) suficiente velocidad angular para la turbina 37 para proporcionar la energía adecuada para el motor 35 de la bomba 41. La figura 5 ilustra un método descrito 80 para controlar el sistema de bombeo 41 de la herramienta 32 durante el muestreo de fluido. El sistema de bombeo 41 es controlado de manera preferible por medio de un controlador de fondo de pozo 36 (véase la figura 3) que ejecuta instrucciones almacenadas en una memoria permanente (EPROM) del ensamble de herramienta 30. El controlador de fondo de pozo puede asegurar que el sistema de bombeo 41 no es impulsada más allá de sus límites operativos y puede asegurar que el sistema de bombeo está operando de manera eficiente. El controlador de fondo de pozo recolecta mediciones in situ desde el(los) sensor(es) en la herramienta 31 y/o un(os) sensor(es) en la herramienta 32 (véase la figura 4) y utiliza estas mediciones en ciclos de reíroalimeniación adaptabies deí método 80 para optimizar el rendimiento de la bomba 41/sistema de bombeo. El método 80 es capaz de operar el sistema de bombeo de la herramienta 32 con ninguna o mínima interferencia de operador. De manera común, el operador de superficie puede iniciar la operación de muestreo cuando la sarta de herramienta 14 ha dejado de girar (durante una conexión de tubería vertical por ejemplo), al enviar un comando hacia u a o más de las herramientas de fondo de pozo 31-33 mediante telemetría. La herramienta 32 operará el sistema de bombeo 41 de acuerdo con el método 80. Una o más de las herramientas 31-33 pueden enviar información de manera periódica hacia el operador de superficie acerca del estatus del proceso de muestreo, por io tanto ayuda al operador de superficie en la toma de decisiones tales como abortar el muestreo, instruir a la herramienta 33 para almacenar una muestra en una cámara, eíc. La decisión del operador de superficie puede ser comunicada a las herramientas de fondo de pozo 31-33 por medio de telemetría de impulso de lodo. Las herramientas 31, 32 puede compartir la información de reloj de fondo de pozo. Iniciando en ¡a parte izquierda de la figura 5, en la parte 85, la herramienta 31 obtiene características/parámetros de formación/fluido que pueden ser calculados a partir de los datos de presión recolectados durante una prueba previa como se estableció con anterioridad (véanse también ¡as Patentes de ios Estados Unidos de Norteamérica Nos. 5,644,076 y 7,031,841 o Publicación de los Estados Unidos de Norteamérica No. 2005/0187715) y envía los parámetros a la herramienta 32 en la parte 86. De manera alternativa o adicional, otra información desde otras herramientas puede ser enviada hacia la herramienta 32 en la parte 86, tal como la profundidad de invasión desde una herramienta de resistividad, etc.

Los siguientes son ejemplos que pueden ser recolectados o asimilados en la parte 85 y enviados a la herramienta en la parte 86: una presión hidrostática en el pozo de sondeo, una presión de circulación en e¡ pozo de sondeo, una movilidad del fluido, que puede ser caracterizada como la relación de la permeabilidad de formación para la viscosidad de fluido, y presión de formación. El diferencial de presión entre la presión hidrostática y la presión de formación es llamada también presión excedente. Una prueba previa, o cualquier otra prueba de presión, puede proporcionar más información, tal como permeabilidad de costra de lodo, que también puede ser enviada a la herramienta 32. Asimismo, parámetros menores u otros pueden ser enviados a la herramienta 32, por ejemplo, si los parámetros antes listados no están disponibles. En la parte 87, se ejecutan dos operaciones, 87a y 87b. En 87a se determina un parámetro de bomba deseable en base a la información obtenida acerca del(los) parámetro(s) de formación determinados en la parte 85. En una modalidad, el parámetro de bomba deseado puede ser un "protocolo/secuencia de muestreo", el cual se refiere a una secuencia de control para la bomba de muestreo La secuencia puede ser formulada como niveles de presión prescritos, variaciones de presión, y/o velocidades de flujo de la bomba y/o las lineas de flujo. Estas formulaciones pueden ser expresadas como una función de tiempo, volumen, etc. En una modalidad, esta secuencia contiene: (1) una fase de investigación en donde se confirma, refina o complementa el modelo de formación/fondo de pozo, en donde la velocidad de bomba es seleccionada de manera fina y en donde el filtrado de lodo es bombeado de manera usual fuera de la formación; y (2) una fase de almacenamiento, usualmente estacionaria o "de bajo impacto", en donde el fluido es bombeado dentro de una cámara de muestra. En otro ejemplo, el protocolo/secuencia de muestreo es derivado a partir de la movilidad en la parte 85. Si la movilidad es baja, el protocolo de muestreo corresponde al incremento de la velocidad de flujo de bomba ("Q") monotónicamente a una baja velocidad, por ejemplo, Q = 0.1 cc/s después de 1 minuto, Q = 0.2 cc/s después de 2 minutos, etc. Si la movilidad es elevada, el protocolo de muestreo corresponde al incrementa la velocidad de flujo de bomba monotónicamente a una alta velocidad, por ejemplo, Q = 1 cc/s después de 1 minuto, Q = 2 cc/s después de 2 minutos, etc. El lector observará que esos valores son sólo para fines ilustrativos, y los valores reales dependerán comúnmente del diámetro de entrada de sonda entre otras variables de sistema. El incremento en la velocidad de flujo puede continuar hasta que se aproximen los límites de impulso del sistema (energía, carga mecánica, carga eléctrica) en la parte 89. La herramienta 32 puede continuar entonces e! bombeo en el nivel en al que se llegó en la parte 89 hasta que suficiente filtrado de lodo es bombeado fuera de la formación y se toma una muestra. En otro ejemplo, el protocolo/secuencia de muestreo es derivado al lograr un balance óptimo entre la presión de extracción de bomba mínima y el volumen de fluido máximo bombeado en un tiempo predeterminado. El modelo de formación/pozo de sondeo utiliza una función de costo para determinar una velocidad de flujo de bomba ideal/óptimo/deseable Q y su diferencial de presión de extracción correspondiente para la fase de almacenamiento. La función de costo puede penalizar la presión de extracción elevada y la baja velocidad de flujo de bomba. Los valores o la forma de la función de costo pueden ser ajustados a partir de los datos recolectados durante las operaciones de muestreo previas por la herramienta 32, y/o a partir de los datos generados a través del modelado de las operaciones de muestreo. De manera ideal, la velocidad de flujo de bomba ideal/óptima/deseable Q y su diferencial de presión de extracción correspondiente residen dentro de las capacidades del sistema. De manera opcional, el modelo de formación/pozo de sondeo incluye un pronóstico del nivel de contaminación del fluido muestreado por medio del filtrado de lodo y la función de costo incluye un objetivo de nivel de contaminación. El aumento hacia esta velocidad de flujo de bomba ideal/óptima/ deseable Q puede ser determinado además mediante la reducción al mínimo del tiempo requerido para investigar el fluido de formación antes del almacenamiento de muestra. El protocolo/secuencia de muestreo puede incluir además variaciones alrededor de la velocidad de flujo de bomba ideal/óptima/deseable Q utilizada para confirmar o mejorar adicionalmente el valor de velocidad de flujo de bomba ideal/óptima/deseable Q. En otro ejemplo más, se utiliza un sistema de Inteligencia Artificial para aprender el protocolo/secuencias adecuados, de preferencia las capacidades del sistema. La Inteligencia Artificial es empleada para combinar la operación de muestreo previa de la herramienta y las mediciones en tiempo real para determinar un protocolo/secuencia de muestreo. El sistema de Inteligencia Artificial usa una base de datos de fondo de pozo que almacena los escenarios de operación previos. En 87b, se calcula una respuesta de formación esperada en base a los parámetros de formación de la parte 845 y los parámetros de bomba correspondientes de la parte 87a. Por ejemplo, se puede generar un modelo de formación/pozo de sondeo que proporciona un pronóstico de la respuesta de formación al muestreo por medio de la herramienta 32. En un ejemplo, el modelo de formación/pozo de sondeo es una expresión que expresa el diferencial de presión de extracción, la diferencia entre la presión hidrostática en el pozo de sondeo y la presión en la línea de flujo, como una función de la velocidad de flujo de formación. En particular, esta expresión es parametrarizada mediante el excedente y la movilidad. En otro ejemplo, el modelo de formación/pozo de sondeo comprende un parámetro que describe la profundidad de invasión del filtrado de lodo, y el modelo es capaz de pronosticar la evolución de una propiedad de fluido, tal como la relación gas petróleo, o un nivel de combinación de varios escenarios de muestreo. En otro ejemplo más, Los modelos conocidos en la técnica y derivados pars analizar una prueba previa (medición de presión de lado de arena) están adaptados para analizar las operaciones de muestreo (véase la Publicación de los Estados Unidos de Norteamérica No. 2004/0045706) y para pronóstico de la respuesta de formación al muestreo mediante la herramienta 32 bajo varios escenarios de muestreo. En otro ejemplo, también se pueden utilizar los modelos empíricos en base a las técnicas de ajuste de curva o red y técnicas neurales. Obsérvese que la velocidad de flujo de formación y la velocidad de flujo de bomba no son siempre las mismas. Estas velocidades de flujo son pronosticables una a partir de la otra con una herramienta o modelo de linea de flujo, como es bien conocido en la técnica. En algunos casos, la velocidad de flujo de formación está cerca de la velocidad de flujo de bomba. Para simplicidad se asumirá que estas dos cantidades son iguales en el resto de la descripción, aunque se comprenderá que puede ser necesario utilizar una herramienta de modelo de línea de flujo para calcular una a partir de la otra. Se hace referencia ahora al lado derecho de ia figura 5. En la parte 81-84, se determinan ios parámetros del sistema. De manera específica, en la parte 81 se determinan los parámetros de de turbina, los cuales pueden incluirla determinación de la potencia máxima disponible en el fondo de pozo. Como se mencionó de manera previa, !a bomba 41 es alimentada por el lodo que fluye hacia abajo a través una tubería de trabajo, en este caso a través de una turbina. La potencia máxima disponible para la bomba 41 depende de la velocidad de flujo de lodo. La velocidad de flujo de lodo depende de ios parámetros de pozo de sondeo, tales como profundidad, diámetro, desviación de agujero, del tipo de lodo que se utiliza y del equipo de perforación local. Por tanto, la velocidad de flujo del lodo no es conocida por anticipado y puede cambiar por varias razones. La potencia máxima disponible determinada en la parte 81 puede ser pronosticada utilizando un modelo para la turbina 37 y/o turbo-alternador 37, 38. Este modelo puede comprender curvas de potencia, por ejemplo, cada curva de energía expresa la potencia generada por el turbo-alternador como una función de la velocidad angular de turbina. La figura 5A muestra un ejemplo de la curva de potencia para una velocidad de flujo de lodo determinada. Como se muestra en el ejemplo de la figura 5A, la potencia máxima disponible Pmax puede ser determinada a partir de una velocidad angular de giro libre e>Fs y la potencia cero asociada. Estos valores generarán una curva de energía que corresponde a la velocidad del flujo del lodo. Esta curva de potencia generada tiene un valor de potencia pico Pmaí para limitar !a operación de bombeo. Asumiendo que la velocidad de flujo de! lodo permanece constante, la curva de potencia puede ser utilizada para correlacionar una velocidad angular ?0? para cualquier potencia operativa P0p . El máximo de esta curva determina la potencia máxima disponible de fondo de pozo en la parte 81. Obsérvese que también se pueden emplear las variaciones que uíüizan valores de la velocidad angular de turbina y la potencia generada con el tiempo. Estos métodos pueden involucrar técnicas de regresiones, por ejemplo para determinar la curva de potencia que corresponde a la velocidad del lodo actual a partir de puntos de datos recolectados durante un período, y/o para rastrear variaciones de la velocidad de flujo del lodo durante un período. La potencia máxima disponible calculada de fondo de pozo calculada en la parte 81 puede ser usada como un límite de operación de bomba. La operación de la bomba 41 puede ser limitada en base a estos y/u otros límites de operación, como se describe a continuación con respecto a la parte 89. En un ejemplo, la potencia operativa medida por el turbo-alternador 37, 38 POP es comparada con la potencia máxima Pmax. Cuando la potencia generada medida se aproxima a la potencia máxima, se puede prevenir que se incremente de modo adicional la velocidad de flujo de la bomba y/o la presión diferencial a través de la bomba. Limitando la potencia de bombeo, y de manera consecuente la potencia extraída desde el turbo-alternador 37, 38, se puede evitar que la turbina se detenga.

De forma preferible, el punto de operación ("L") puede ser limitado cuando la potencia generada medida por el turbo-alternador 37, 38 sea de aproximadamente 80% de !a poiencia máxima disponible de fondo de pozo. En la parte 82, el control de la bomba 41 se basa además en las limitaciones de carga eléctrica. De manera específica, se limita la corriente pico impulsora del motor. La corriente pico está relacionada con el par torsor requerido por el motor 35. El motor 35 puede ser controlado por tanto por medio de un ciclo de retroalimeníacion en base al requerimiento de par torsor. El valor de impulso del par torsor puede ser limitado en ¡a parte 89 para no exceder la corriente pico impulsora. En la parte 83, la bomba 41 es controlada adicionaimente en base a las limitaciones de carga mecánica. Por ejemplo, se puede limitar el par aplicado sobre el roscado de rodillo 39. El motor 35 pude ser controlado por un ciclo de retroalimentación en base al par torsor. El valor impulsor del par torsor puede ser limitado para no exceder la carga de par torsor sobre el roscado de rodillo 39 en la parte 89. En otro ejemplo, otras partes mecánicas, tales como los pistones FDU 42, 43 pueden tener limitaciones en posición, tensión o en velocidad lineal. El motor 35 puede ser controlado por un ciclo de retroalimentación en el par torsor, ia velocidad de rotación o el número de revolución a fin de satisfacer estas limitaciones. En la parte 84, el control de la bomba se basa además en las pérdidas en ei sistema de bombeo o ia(s) pérdidas del sistema. La potencia máxima disponible en la salida de bom a es calculada, rastreada o pronosticada como una función de ¡a potencie máxima disponible de fondo de pozo y pérdidas en el sistema de bombeo en la parte 84. Por ejemplo, los componentes electrónicos de alta potencia y las pérdidas impulsoras eléctricas pueden variar con la velocidad angular del motor, el par torsor del motor, y la temperatura. Otras pérdidas tales como pérdidas por fricción también se pueden presentar en el sistema. Las pérdidas pueden ser pronosticadas por un modelo de pérdida, que puede ser adaptado de manera continua como parte del método 80. Ei motor 35 puede ser controlado de manera que el producto del par torsor del motor y la velocidad de bomba real (la potencia de salida de la bomba), no excede la potencia máxima disponible en la salida de la bomba. Regresando a la parte 89, se actualizan los parámetros de bomba. Regresando de manera breve a la figura 4, al inicio de la operación de bombeo, los parámetros impulsores de bomba fijos son actualizados de preferencia de acuerdo con la operación de bombeo inicial, la cual tiene lugar al final de la prueba de presión de formación por medio de la sonda 201. Al inicio de la operación de bombeo, la línea de flujo 204 en la herramienta 32 está en equilibrio con la presión de formación. El árbol de herramienta de línea de flujo, el cual está guiando hacia la herramienta de muestreo 33 aún está cerrado por la válvula 205 y llenado con fluido bajo presión hidrostática. A fin de no introducir impactos de presión hacia la formación, la bomba 41 es operada antes de ia operación de la línea de flujo 203 y el bloque de válvula 53 para reducir la presión de línea de flujo inferior en la linea 75 hasta que es igual a la presión de formación. Una vez que ha ocurrido esto, el bloque de válvula de línea de flujo inferior 53 es abierto, y ta comunicación hacia la sonda de muestreo 31 se establece para iniciar el bombeo. Al inicio de las operaciones de muestreo, se activa la válvuía de enrulado y equilibrio de fluido 61 (es decir, la caja superior 61a está activa) y la bomba 41 es activada hasta que !a lectura de presión del sensor 57 es igual a la presión de formación, como se lee mediante el sensor 201 en la herramienta 31. Después se abre !a yálvula de aislamiento de muestreo 205. Regresando a la parte 89 de la figura 5, ia operación de la bomba es actualizada entonces de acuerdo a los parámetros de bomba deseados en la parte 87a, bajo el control de las condiciones operativas prevalecientes determinadas en una o más de las partes 81, 82, 83 y 84. Si los parámetros de bomba deseados cumplen con las condiciones operativas, se emplean los parámetros de bomba deseados son utilizados para actualizar la operación de la bomba; en caso contrario, se usan los límites de condición operativa para actualizar la operación de la bomba. Si se alcanzan los límites operativos, la herramienta 32 puede comunicar esta información al operador de superficie. Una señal de estatus de herramienta puede ser enviada por medio de telemetría en la parte 94. Al revisar esta información, el operador puede cambiar ¡a velocidad de flujo del lodo para incrementar ia velocidad de turbina 37 y generar mayor potencia de fondo de pozo. Asimismo, una velocidad de flujo del lodo incrementada puede reducir la temperatura de! iodo que ¡lega a la herramienta 32 enfriando de esta manera las partes en la herramienta 32. En la parte 90, se mide la respuesta de formación/pozo de sondeo al muestreo por medio de !a herramienta 32. De manera específica, la presión de línea de flujo es medida junto con la velocidad de flujo de bomba. Después, se calculs la velocidad de flujo de formación con un modelo de herramienta. Como se mencionó con anterioridad, la velocidad del flujo de formación puede ser aproximada por la velocidad de flujo de bomba. Además de la respuesta de formación/pozo c!e sondeo medida al muestreo por medio de la herramienta 32, el módulo de análisis de fluido 54 pude ser utilizado para proporcionar reíroalimentación al algoritmo. El módulo de análisis de fluido 54 puede proporcionar densidades ópticas a diferente longitud de onda que pueden ser usadas por ejemplo para calcular la relación gas petróleo del fluido muestreado, para monitorear la contaminación del fluido extraído por medio del filtrado de lodo, etc. Otros usos incluyen la detección de burbujas o arena en la linea de flujo que puede ser indicada mediante dispersión de las densidades ópticas. Las partes 92a se refiere a la comparación de la respuesta de formación/pozo de sondeo medida en la parte 90 con la respuesta de formación esperada de la parte 87b. Esta comparación pude ser utilizada para selección fina del protocolo/secuencia de muestreo 92b. En un ejemplo, la presión diferencial extraída y la velocidad de flujo de formación pueden ser comparadas con un .modelo lineal. Una caída de presión con respecto a una tendencia lineal o un incremenío menor al proporcional puede indicar una pérdida de sello, gas en la línea de flujo, etc. Estos eventos pueden ser confirmados por medio de monitoreo de una propiedad de línea de flujo (tal como una propiedad óptica) en el módulo de análisis de fluido. Además, la parte 92a puede incluir la comparación de la evolución de una propiedad de fluido como se midió en la parte 90 con una tendencia esperada, por ejemplo parte del modelo de la parte 87b. Por ejemplo, una propiedad de fluido relacionada con la contaminación (tal como ia relación aceite petróleo) puede ser monitoreada y cualquier desviación de una tendencia esperada (conocida en la técnica como tendencia de limpieza) puede ser interpretada como una perdida de sello. Una perdida de sello puede requerir un ajuste del protocolo/secuencia de muestreo (92b), por ejemplo reduciendo la velocidad de flujo de bomba a fin de reducir el diferencial de presión a través del empaquetador de sonda. Otros eventos pueden requerir un ajuste del protocolo/secuencia de muestreo. En otro ejemplo, una propiedad de fluido es monitoreada en la parte 90 para detectar si ei fluido de muestra que entra a la herramienta viene en una fase, es decir que la presión de muestreo no está por debajo del punto de burbujeo o la precipitación de condensación del fluido de yacimiento. La propiedad de fiuido será sensible a la presencia de burbujas o de sólidos en un fluido. Las densidades ópticas de fluido, ¡a fluorescencia óptica de fluido y la densidad de fluido o la viscosidad son propiedades que pueden ser utilizadas para detección inicia! de gas o sólido cuando la presión de extracción cae de manera inadvertida demasiado abajo en la parte 90. En otro ejemplo más, la evolución de una propiedad de fluido pude ser utilizada también para calibrar un modelo de contaminación. El modelo actualizado puede ser usado para pronosticar el tiempo requerido para alcanzar un nive! de contaminación de objetivo, a través del empleo de métodos derivados a partir de la técnica. En otro ejemplo, una propiedad de fluido es monitoreada y se detecta su capacidad estacionaria y usada para informar al operador de superficie que el fluido de bomba probablemente está contaminado y que se puede almacenar una muestra. En la parte 91, se miden las temperaturas criticas del sistema de bomba, las cuales pueden incluir la temperatura del alternador 38, la temperatura de los componentes electrónicos de alta energía y la temperatura del motor eléctrico, entre otras. En la parte 93, la temperatura medida en la parte 91 es comparada para limitar valores, por ejemplo valores límite predeterminados. Asúmase para fines de ilustración que la temperatura del alternador se midió en la parte 91. Si esta temperatura es demasiado elevada, el limite de velocidad del motor se puede reducir en la parte 93b a fin de reducir la cantidad de potencia extraída desde el alternador 38 y el calor generado en el alternador 38. En otro ejemplo, la temperatura de impulso del motor pude haber sido medida en ia arte 91. Si esta temperatura es demasiado elevada, e! límite de velocidad puede reducirse con la finalidad de reducir ei par torsor requerido desde el motor 35 y por tanto ei calor generado por la corriente utilizada para activar el motor 35 En la parte 94, los datos que pueden ser enviados hacia el operador de superficie incluyen presión de formación y valor real de velocidad de bomba calculado. La transmisión hacia la superficie se logra de manera usual por medio de telemetría de lodo. Otros valores que pueden ser transmitidos hacia la superficie incluyen volumen de muestreo acumulativo de datos de flujo de fluido, una o más propiedades de fluido desde el analizador de fluido 54 y status de herramienta. Los datos enviados por medio de telemetría son codificados/comprimidos para optimizar el ancho de banda de comunicación entre las herramientas 31/32 y la superficie durante la operación de muestreo. Los datos operativos también pueden ser almacenados en una memoria no volátil (memoria instantánea) para recuperación posterior al regresar a la superficie y el uso. La figura 6 ilustra un ejemplo de implementación del método de la figura 5. El cíelo de control consta de un sistema de ciclo de control en cascada de dos capas. La estructura de control es común para una regulación de motor de velocidad constante. La ventaja de la arquitectura de herramienta propuesta es que la velocidad de bomba está directamente acoplada con el motor y por lo tanto pude ser medida y controlada con resolución muy e!evsc!a. La resolución depende de la imple man tac: en da medición del moíor. Un dispositivo de resolución acoplado al motor proporciona información de posición del motor de alta resolución. La velocidad def flujo de bomba real Qact puede ser calculado a partir de la información de posición del motor y una constante de transmisión del sistema. El valor real de par torsor del motor xacl puede ser calculado a p a r ? i r de la corriente de fase del motor y la información de posición de! motor. La capa interna regula el par torsor en las posiciones medidas; la capa externa regula la velocidad dei motor y por íanto la velocidad de la bomba. Los activadores en los ciclos de control operan con respuesta dinámica muy rápida. El comportamiento dinámico de la formación es mucho más lento que el control de bomba. El optimizador de velocidad de muestreo 105 fija un protocolo/secuencia de velocidad de muestreo ideal y reacciona a cualquier cambio en el comportamiento de la formación, tal como las caídas de presión de línea de flujo detectadas por el sensor 57, o a cualquier cambio en las propiedades del fluido extraído, tal como gas en la línea de flujo detectado por el analizador de fluido óptico 55. El analizador de velocidad de muestreo 105 puede tarnbién adaptar de manera continua el modelo de formación. El optimizador de velocidad de muestreo 105 alimenta al limitador de velocidad 104 con una velocidad de flujo ideal/óptima/deseable. El limitador de velocidad 104 rastrea las íemperaturas del sistema, y pronostica !a potencia máxima disponible a partir de la circulación de lodo. El numero de velocidad 104 limita la velocidad de flujo ideal/óptima dsseable de v.ar.ers que ia potencia utilizada por el sistema de bombeo no excede la potencia máxima disponible (dentro de un factor de seguridad de 0 8 por ejemplo) y de manera que el sistema no se sobrecalienta El regulador PID (derivado integral proporcional) 109 ajusta e! valor del par torsor fijo tse, a partir de la diferencia entre el valor fijo de velocidad de bomba Qact-El limitador de par torsor 110 asegura que el par torsor requerido para igualar la velocidad de muestreo fija no excede el par torsor pico de roscado de rodillo y el par torsor que corresponde a la corriente pico impulsora de motor El regulador PID (derivado integral proporcional) 112 compara el valor fijo de par torsor del motor Qse, con el valor real de velocidad de bomba calculado Qacl. Los símbolos utilizados en las figuras 5 y 6 se iistan a continuación por conveniencia: Qset: Valor fijo de velocidad de bomba Qact: Valor real de velocidad de bomba calculado pr: Presión de línea de flujo medida xset: Valor fijo de par torsor del motor Pma<: potencia de turbina máxima disponible rastreada PWM: Modulador de ancho de impulso PID: Regulador derivado integral proporcional Finalmente, las figuras 7 y 8 ilustran una disposición alternativa de motor FDU 41a. el motor 41a es un motor Moineau que está acoplado a una caja de engranajes u otra transmisión mecánica 48a. La caja de engranajes 48a es impulsada por una turbina 37a la cual, a su vez, es impulsada o o r e; lodo tíe perforación que fluye en la dirección de las flechas 17a. En 120 se muestra un puerto de salida de lodo y en 121 se muestra una bobina del estator de turbina. Por tanto, la bomba 41a no incluye un alternador. El flujo de fluido hacia la turbina 37a es controlado por medio de una válvula de solenoide 122, la cual incluye una mariposa de válvula o asiento en forma de cono 123. La mariposa de válvula 123 es ajustada para controlar el flujo de lodo que va hacia la turbina 37a, controlando por tanto el flujo de fluido de formación bombeado por la unidad de bombeo 41a. La válvula 122 puede ser controlada a una velocidad fija y de preferencia es controlada de manera automática por el software intercalado de herramienta, utilizando la velocidad de flujo medida por el medidor de flujo 124 o la presión del fluido extraído. Las válvulas de retención de lodo se muestran en 61a y un medidor de flujo en la salida hacía el pozo de perforación se muestra en 124. El fluido de muestra es comunicado desde la bomba 41a a través de una válvula 53a, la cual en este caso es otra válvula de solenoide similar a aquella mostrada en la figura 122. La línea de flujo 75a conduce a las cámaras de muestreo mdicadas de manera esquemática por la flecha 62a-64a. La entrada de sonda se muestra en 31a con un empacador de hule 124. Un sensor (no mostrado, también podrís ser incluido para que monitoree propiedades tales como las densidades ópticas, fluorescencia, resistencia, presión y temperatura de! fluido extraído dentro de la herramienta. Como una alternativa :a caja de engranajes 48a pude ser una transmisión continuamente variable ("CVT"), por ejemplo una hecha con rodillos en la relación de transmisión controlada por el software intercalado de herramienta. La caja de engranajes 48a también puede permitir la inversión de ¡a dirección de flujo utilizando una transmisión continuamente variable y un trinquete de episodio aquí en combinación. La herramienta de ia figura 7 también puede ser utilizada para procedimientos de inyección. Regresando a ¡a figura 8. en 122a se muestra una alternativa para la válvula de solenoide 122 de la figura 7. Un motor 125 es empleado para impulsar un manguito 126 con puertos 127 en el mismo en o fuera de alineación con la línea de flujo de lodo 128. Una trayectoria de flujo del lodo se muestra de manera general por medio dé las flechas 17b En tanto que solamente se han establecido ciertas modalidades, las alternativas y modificaciones serán evidentes para aquellos con experiencia en la técnica a partir de !a descripción anterior. Estas y otras alternativas serán consideradas equivalentes y estarán dentro del espíritu y alcance de esta descripción y las reivindicaciones anexas.

Claims (1)

1. REJVIj D i C A C I O WES 1. Un sistema de bomba de fluido para una herramienta de fondo de pozo conectada a una sarta de tubería colocada en un pozo de sondeo que penetra una formación subterránea, el sistema que comprende: una bomba alimentada por medio de lodo que fluye hacia abajo a través de la sarta de tubería, la bomba que está en comunicación de fluido con por lo menos una de la formación y el pozo de sondeo, la bomba que está enlazada a un conírolador que controla la velocidad de la bomba en base a por lo menos un parámetro seleccionado a partir del grupo que consta de velocidad de flujo volumétrico de lodo temperatura de herramienta, presión de formación, movilidad del fluido, pérdidas dei sistema, limitaciones de carga mecánica, presión de pozo de sondeo, potencia disponible, limitaciones de carga eléctrica y combinaciones de los mismos. 2. El sistema de bomba de fluido de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque la bomba comprende: una primera cámara de bomba que acomoda un primer pistón, una segunda cámara de bomba que acomoda un segundo pistón, el primero y segundo pistones que están conectados juntos, la primera y segunda cámaras de bomba que están en comunicación de fluido con un bloque de válvula, el bloque de válvula que está en comunicación de fluido con la formación, el pozo de sondeo y por lo menos una cámara de muestra de fluido, los pistones que están enlazados a un motor, y el motor que está enlazado al controlador. 3. El sistema de bomba de fluido de conformidad con la reivindicación 2, caracterizado porque los pistones están enlazados a un roscado de rodillo planetario eí cual está enlazado a una transmisión que está enlazada al motor. 4 El sistema de bomba de fluido de conformidad con la reivindicación 1. caracterizado porque la bomba está enlazada a una transmisión que está enlazada a una turbina que está en comunicación de fluido con lodo que fluye hacia abajo a través de la sarta de tubería 5. Ei sistema de bomba de fluido de conformidad con la reivindicación 4, caracterizado porque la bomba es una bomba Moineau. 6. El sistema de bomba de fluido de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque una velocidad de flujo del lodo que acopla una turbina es controlada por una válvula reguladora enlazada a! controlador. 7. El sistema de bomba de fluido de conformidad con la reivindicación 1, que comprende además: un primer sensor colocado entre la bomba y un primer lado de una válvula; un segundo sensor de presión colocado en un segundo lado de la válvula, el primero y segundo sensores que están enlazados al controlados en donde el controlador abrirá la válvula una vez que la presión obtenida por ios primeros sensores es sustancialmente similar a la presión obtenida por el segundo sensor. 8 Un sistema de bomba de 'luido para una herramienta de fondo de pozo conectada a una sarta de tubería colocada en un pozo de sondeo qus penetra ur.a formación subterránea, el sistema que comprende: una turbina alimentada por e! lodo que fluye hacia abajo a través de la sarta de tubería; una transmisión operati amente conectada a la turbina; una bomba operativamente conectada a la transmisión; un primer sensor acoplado a una de la turbina y el flujo de lodo para detectar por lo menos una de la velocidad de turbina y la velocidad de flujo de! lodo; y un controlador acoplado de manera comunicativa a la transmisión y el sensor, en donde el controlador ajusta la transmisión en base a una de la velocidad de la turbina y la velocidad de flujo del lodo. 9. El sistema de bomba de fluido de conformidad con la reivindicación 8 caracterizado porque la transmisión comprende un alternador operativamente acoplado a la turbina y un motor. 10. El sistema de bomba de fluido de conformidad con la rei indicación 8, caracterizado porque la transmisión comprende una transmisión mecánica colocada entre la turbina y la bomba. 11. El sistema rie bomba de fluido de conformidad con la reivindicación 10, caracterizado porque ¡a transmisión mecánica incluye una caja de engranajes operativamente acoplada a la turbina y la bomba, la caja de engranajes que incluye una pluralidad de engranes capaces de variar una relación de transmisión. 12. El sistema de bomba de fluido de conformidad con la reivindicación 10, caracterizado porque la transmisión mecánica es una transmisión continuamente variable. 13. El sistema de bomba de fluido de conformidad con la reivindicación 8, que incluye además un segundo sensor colocado en la herramienta y acoplado al controlador, en donde el segundo sensor mide un parámetro de! sistema. 14 El sistema de bomba de fluido de conformidad con la reivindicación 8 que incluye además un segundo sensor colocado en la herramienta y acoplado al controlador, en donde el segundo sensor mide un parámetro de formación. 15 El sistema de bomba de fluido de conformidad con la reivindicación 9, que incluye además por lo menos uno de un sensor de corriente y un sensor de voltaje acoplado al controlador, el sensor que está colocado entre el alternador y el motor. 16. Un método para controlar una bomba de una herramienta de fondo de pozo, el método que comprende: proporcionar la herramienta con un controlador de fondo de pozo para controlar una bomba; medir por lo menos un parámetro de sistema de la herramienta colocada en un pozo de sondeo; calcular un límite de operación de bomba para la bomba en base a dicho por lo menos un parámetro de sistema; operar la bomba; y limitar la operación de bomba de la bomba con el controlador. 17. El método de conformidad con la reivindicación 16, que incluye además medir por lo menos un parámetro de formación. 18. El método de conformidad con la reivindicación 17, que Incluye además obtener un parámetro de bomba deseable en base al parámetro de formación, en donde la operación de la bomba comprende operar la bomba en base al parámetro de bomba deseable. 19. El método de conformidad con la reivindicación 16, caracterizado porque la medición de por lo menos un parámetro de sistema incluye medir un parámetro de sistema seleccionado a partir del grupo que consta de velocidad angular de turbina, requerimientos de potencia, temperatura del motor, pérdidas del sistema y combinaciones de los mismos. 20. El método de conformidad con la reivindicación 17, caracterizado porque el parámetro de formación incluye por lo menos una de la medición de un parámetro de formación seleccionado a partir del grupo que comprende presión de formación, movilidad de fluido de formación, permeabilidad de formación y combinaciones de las mismas. 21. El método de conformidad con la reivindicación 16, caracterizado porque ia bomba está enlazada a un motor y el parámetro de sistema incluye una temperatura del motor y, si la temperatura del motor excede un valor predeterminado, ajusta el límite operacional de la bomba. 22. El método de conformidad con la reivindicación 21, caracterizado porque el ajuste del límite operacional de la bomba incluye ajustar una velocidad de la bomba. 23. El método de conformidad con la reivindicación 16, caracterizado porque la medición en un parámetro de sistema incluye medir por lo menos una de la velocidad de una turbina acoplada a la bomba y una velocidad de flujo del lodo que fluye a través de una sarta de tubería. 24 El método de conformidad con la reivindicación 23, caracterizado porque el cálculo de un límite de operación de bomba incluye calcular una salida de potencia de la turbina. 25 Un método para la operación de un sistema de bomba para una herramienta de fondo de pozo conectada a una sarta de tubería colocada en un pozo de sondeo que penetra una formación subterránea, el método que comprende: girar una turbina colocada en el pozo de sondeo con el lodo que fluye hacia abajo a través de la sarta de tubería; obtener una salida de potencia desde la turbina; operar una bomba con la salida de potencia desde la turbina; medir la velocidad de la turbina; y ajustar una transmisión colocada entre la turbina y la bomba con un controlador colocado en la herramienta en base a la velocidad de la turbina.