MX2007009332A - Metodos y sistemas para el muestreo de yacimientos de crudo pesado. - Google Patents

Abstract

Se describen los métodos y sistemas para aislar o manipular una muestra de una composición de crudo proveniente de un yacimiento de hidrocarburos. Una realización de un método de la invención consiste en hacer circular un fluido caliente en una primera región de un yacimiento donde hay presencia o se cree que hay presencia de una composición de crudo pesado empleando una bomba de superficie y una terminación de pozo por un tiempo y una velocidad de flujo suficientes para producir una composición fluible de crudo pesado. La completación del pozo comprende una herramienta de muestreo y el muestreo de la composición fluible de crudo pesado utilizando la herramienta de muestreo. El presente resumen cumple con las normas que exigen un resumen. Este resumen no deberá utilizarse para limitar el alcance o el significado de las reivindicaciones. 37 CFR 1.72(b).

Description

METODOS Y SISTEMAS PARA EL MUESTREO DE YACIMIENTOS DE CRUDO PESADO Antecedentes de la invención 1. Campo de la invención La presente invención tiene relación, en forma general, con el campo del manejo de muestras de fluidos y/o la medición de la reología interfacial ala temperatura y presión existentes en la fuente de donde provienen o, al menos, a temperaturas distintas a la del ambiente, incluyendo pero no limitándose a fluidos de hidrocarburos de yacimiento y fluidos con base de agua, lodos de perforación, fluidos de fracciones y otros fluidos similares que posean fases múltiples (sólidos y líquidos). 2. Arte relacionado La conveniencia de tomar muestras de fluidos de la formación en el fondo del pozo para su análisis químico y físico ha sido reconocido desde hace tiempo por las compañías petroleras y tal muestreo ha sido realizado por muchos años por el cesionario de la presente invención, Schlumberger. Las muestras de fluidos de formación, también conocidos como fluidos de yacimiento, normalmente son recolectadas lo más temprano posible en la vida de un yacimiento para su análisis en la superficie y, en particular, en laboratorios especializados. La información que proporcionan estos análisis es esencial para la planificación y la explotación de los yacimientos de hidrocarburos y para la evaluación de la capacidad y el rendimiento del yacimiento.

El proceso de muestreo de pozos implica hacer descender una herramienta de muestreo al orificio del pozo a fin de recolectar una muestra o varias nuestras del fluido de la formación mediante la conexión entre una sonda que forma parte de dicha herramienta de muestreo y la pared del orificio de pozo. Muchas de las herramientas de muestreo que se conocen crean una diferencia de presión en dicha conexión para hacer que el fluido de la formación fluya hacia el interior de una o más cámaras de muestreo localizadas en el interior de la herramienta. Este proceso así como otros similares son descritos en las patentes estadounidenses Nos. 4.860.581 , 4.936.139 (ambas asignadas a Schlumberger); las patentes estadounidenses Nos. 5.303.775, 5.377.755 (ambas asignadas a Western Atlas); y la patente estadounidense No. 5.934.374 (asignada a Haliburton). Otros ejemplos de herramientas de muestreo son descritos en las patentes estadounidenses Nos. 6.223.833, 6.457.544, 6.668.924 y en las solicitudes publicadas de patentes estadounidenses 20050082059, 20050279499 y 20060175053, todas asignadas al cesionario de la presente invención. Estas referencias quedan aquí incorporadas por referencia a su revelación de herramientas de muestreo en fondo de pozo. También se conoce de la conveniencia de contener una y, con frecuencia, varias de estas cámaras de muestreo con las conexiones para válvulas y tuberías correspondientes dentro de "módulos de muestras". Cada tipo d herramienta de muestreo brinda ciertas ventajas para ciertas condiciones. Las herramientas que se describen en el arte por lo general son herramientas de muestro con sondas para pozos nuevos recién perforados, llenos de lodo sobrebalanceado y con depósito de sólidos (mudcake) de cierre entre el orificio de pozo con mayor presión y el yacimiento con menor presión. La presente invención está destinada a los pozos productores con el lodo ya removido, sin depósito de sólidos, y con una presión en el orificio de pozo inferior a la presión del yacimiento. Se trata de un muestreo anular de fluidos aumentado mediante el calor proporcionado por el serpentín con aislamiento, no se trata de un muestreo con sonda; sin embargo, para los curdos con una viscosidad superior a 1000cp, los métodos y las herramientas de muestreo que ya existen tal vez no resulten adecuados.

Puesto que las fuentes de crudo ligero se agotan con el tiempo, el crudo pesado ha venido llamando, desde hace unos cuantos años, la atención de las compañías petroleras. Los yacimientos de curdo pesado necesitan de estimulación térmica para reducir la viscosidad del crudo a fin de que éste pueda fluir. La viabilidad de explotar un nuevo yacimiento de crudo pesado depende del cambio de la viscosidad del crudo con la temperatura. Esta propiedad del fluido es diferente en los distintos crudos pesados y, comúnmente se le mide en un laboratorio empleando una muestra del fluido. Esta medición es necesaria para tener un modelo financiero de la explotación del crudo pesado ya que la generación de calor que se requiere para hacer fluir éste representa la porción de mayor costo en la producción. A su vez, esto ha generado la necesidad en el arte de obtener muestras de crudos pesados desde el yacimiento. La obtención de la muestra misma exige la aplicación de calor ya que sin éste el crudo no fluirá lo que, por ende, significa que el muestreo de crudos pesados requiere de calentamiento en el sitio.

Aun cuando es posible calentar una parte del yacimiento empleando, por ejemplo, resistencias eléctricas, y luego tomar una muestra de esa región utilizando una herramienta de muestreo, ello no resulta fácil, ya que no es posible suministrar suficiente energía eléctrica con los cables. Se puede generar más energía eléctrica en forma de calor/hora mediante el bombeo de un fluido muy caliente. El bombeo de crudo calentado desde la superficie mediante tubería convencional con el fin de suministrar calor no resulta una opción viable ya que los fluidos calentados en la superficie pierden la mayor parte del calor debido a la transferencia térmica para el momento de alcanzar la zona de muestreo, la cual puede hallarse a miles de metros de la superficie. De manera que existe una grande y aun no satisfecha necesidad en el arte de un método para aplicar calor a una parte de un yacimiento de curdo pesado, en la zona del yacimiento donde se desea tomar una muestra conjuntamente con el despliegue de una herramienta de muestreo es dicha zona, y de realmente tomar muestras del yacimiento con un dispositivo o una parte de éste que sea empleada para suministrar calor a la zona de interés en el yacimiento. Sería también ventajoso si esto pudiera lograrse al mismo tiempo que se bombean los fluidos hacia la superficie.

Compendio de la invención De acuerdo con la presente invención, se describen los métodos y sistemas para tomar muestras de una composición de crudo pesado de un yacimiento que lo contiene empleando una terminación de pozo, una tubería aislada, un fluido calentado y una herramienta anular para muestreo de fondo de pozo. Los métodos y sistemas de la invención están destinados al muestreo de a pozos productores con el lodo ya removido, sin depósito de sólidos, y con una presión en el orificio de pozo inferior a la presión del yacimiento. En lugar de las herramientas de muestreo con sonda utilizadas principalmente para tomar muestras en pozos recién perforados, las herramientas de muestreo utilizadas en los métodos y sistemas de la invención son herramientas anulares de muestreo de líquidos, las cuales son herramientas que resultan aumentadas con el calor provisto por el serpentín con aislamiento, no las herramientas de muestreo con sonda. El término "composición de crudo pesado" se emplea aquí para denotar una composición que tiene una porción de crudo pesado. El término "crudo pesado" puede tener diferentes significados y la presente solicitud no pretende estar limitada a una definición en particular. Una serie de definiciones ya publicadas son las que proporciona The United Nations Center for Heavy Crude and Tar Sands, donde se define el bitumen como el petróleo que tiene una viscosidad de >10.000 centipoise (cP); el petróleo con una viscosidad inferior a > 10.000 cP y una densidad entre 10° API y 20° API es definido como crudo pesado; un crudo extra pesado posee una densidad de > 10a API. Aun cuando los métodos y sistemas de la presente solicitud son aplicables al bitumen, al crudo pesado y al crudo extra pesado según estas definiciones, el término "crudo pesado" que se emplea aquí incluirá, salvo que se indique lo contrario, las composiciones que contengan uno o más de estos productos. En general, los métodos y sistemas de la invención pueden emplearse para obtener muestras que tengan una viscosidad de 1000 cP o más.

Las composiciones de crudo pesado comprenden componentes entre los que se incluyen, sin limitación, los hidrocarburos (incluyendo los hidrocarburos agrios entre los que se cuentan el sulfuro de hidrógeno, los mercaptanos y otros compuestos que contienen azufre), agua, sólidos orgánicos y/o inorgánicos, y pueden incluirse los micelos, las macromoléculas, los glóbulos, las resinas, los asfáltenos, los fluidos con base acuosa o de hidrocarburo, los lodos de perforación, los fluidos de fracciones, y demás fluidos similares que posean fases múltiples (sólidas y líquidas). Las muestras de composiciones de crudo pesado tomadas utilizando los métodos y sistemas de la invención pueden ser de una o varias fases. Dicho de otra manera, una composición de crudo pesado puede tener una o varias fases líquidas, una o varias fases sólidas y una o varias fases gaseosas. Como alternativa, dependiendo de la herramienta de muestreo que se utilice, la herramienta de muestreo podrá separar los gases de las porciones líquidas.

Un aspecto de la invención son los métodos para el muestreo de una composición de crudo pesado; uno de dichos métodos consiste en: (a) hacer circular un fluido calentado en una primera región de un yacimiento donde hay presencia o se cree que hay presencia de una composición de crudo pesado empleando una bomba de superficie y una terminación de pozo por un tiempo y una velocidad de flujo suficiente para producir una composición fluible de crudo pesado; comprendiendo la completación del pozo una herramienta de muestreo; y (b) el muestreo de la composición fluible de crudo pesado utilizando la herramienta de muestreo.

Algunas realizaciones de los métodos de la invención pueden consistir (a) instalar una terminación de pozo en un orificio de pozo cercano a la primera sección de un yacimiento de crudo pesado, consistiendo dicha terminación de pozo en: (i) una tubería sin aislamiento; (¡i) una bomba de fondo de pozo conectada a uno de los extremos de la tubería sin aislamiento; (iii) una tubería de derivación; (b) insertar una tubería continua con aislamiento a través de la tubería de derivación, llevando una herramienta de muestreo unida a un extremo distal de la tubería continua con aislamiento; (c) bombear el crudo no volátil calentado a través de la tubería continua con aislamiento hacia el interior de la primera sección del yacimiento empleando una bomba de superficie; bombear, por lo menos, una parte del crudo no volátil calentado hacia la superficie empleando la bomba de fondo de pozo hasta que el crudo pesado calentado comience a fluir desde la primera sección del yacimiento; detener la bomba de superficie, suspendiendo así el bombeo del crudo no volátil calentado pero manteniendo el bombeo empleando la bomba de fondo de pozo; y tomar muestras del crudo pesado utilizando la herramienta de muestreo.

Los métodos contemplados por la invención comprenden la inserción de un tapón, por ejemplo, un tapón de arena, en el orificio de pozo cercano a la primera región de modo que se pueda tomar muestras de una o más de las regiones del yacimiento que se encuentren por encima de la primera región. Otros métodos de la invención incluyen el análisis de la viscosidad de la composición de crudo pesado muestreado; los pasos de hacer circular, tomar muestras, y analizar pueden ser repetidos en una o más regiones del yacimiento. Aun más, otros métodos de la invención comprenden los pasos de elaborar un modelo financiero para producir la composición de crudo pesado desde el yacimiento empleando, por lo menos, los resultados del análisis de viscosidad. El muestreo de la composición de crudo pesado se puede sincronizar con el cierre de la bomba de superficie, o bien se puede establecer los tiempos o intervalos de muestreo con ayuda de un reloj.

Los métodos de la invención comprenden la medición de la temperatura en relación con el tiempo en la herramienta de muestreo y, opcionalmente, registrar la relación temperatura-tiempo del muestreo. Esta medición puede ser una medición de memoria activada por batería. Ejemplos de estos métodos de la invención son el muestreo de la misma región del orificio de pozo a distintas temperaturas, controlando la temperatura a través del fluido calentado bombeado. Se puede utilizar un calentador de superficie para proporcionar las distintas temperaturas al fluido calentado que pasa por el serpentín con aislamiento y, por ende, por la región de donde se toman las muestras. Esto permite medir el crudo del yacimiento que se ha recuperado como una función de las distintas temperaturas; este muestreo con temperaturas variadas podría ser repetido a distintas profundidades o en distintas regiones del yacimiento. De este modo los métodos de la invención pueden ser empleados para tomar muestras de la producción de crudo pesado como una función de la temperatura y de la profundidad del yacimiento.

Otro aspecto de la invención son los sistemas para ejecutar los métodos de la misma.

Los métodos y sistemas de la invención se harán evidentes mediante la descripción detallada de esta última y de las subsiguientes reivindicaciones.

Breve descripción de las ilustraciones La siguiente descripción y las ilustraciones adjuntas explican la manera en que pueden lograrse los objetivos de la invención así como otras características convenientes La Figura 1 es un diagrama esquemático de un sistema y método de la invención.

La Figura 2 es una vista elevada lateral de una herramienta de muestreo en Y útil para los métodos y los sistemas de la invención.

La Figura 3 es una vista transversal parcial de un tapón de registro de arte anterior útil para los métodos y los sistemas de la invención colocado en una tubería de derivación en una herramienta de muestreo en Y como la mostrada en la Figura 2.

La Figura 4 es una vista transversal parcial de un mecanismo de cierre interno del tapón de registro de la Figura 3.

Las Figuras 5A, 5B, 5C y 5D presentan vistas transversales de una herramienta de muestreo de arte anterior útil para los métodos y los sistemas de la invención.

Las Figuras 6A, 6B, 6C y 6D presentan vistas transversales de un sistema de transferencia de muestreo de arte anterior útil para los métodos y los sistemas de la invención.

Las Figuras 7 y 8 son vistas transversales de dos realizaciones de tuberías continuas concéntricas de arte anterior útiles para los métodos y los sistemas de la invención.

Debe tenerse en cuenta que las ilustraciones adjuntas no tienen el propósito de ilustrar solamente las realizaciones típicas de esta invención y por tal razón no se les debe considerar como limitantes del alcance de la invención ya que ésta puede admitir otras realizaciones igualmente efectivas.

Descripción detallada En la siguiente descripción se ofrecen numerosos detalles que permiten comprender la presente invención. No obstante, queda entendido por quienes conocen de esta materia que la presente invención puede ser llevada a la práctica sin estos detalles y que son posibles numerosas variaciones o modificaciones de las realizaciones descritas. El término "yacimiento" comprende los depósitos de hidrocarburos accesibles mediante uno o más pozos. Un "orificio de pozo" incluye cualquier pozo revestido, revestido y cementado y los orificios de pozo abiertos, pudiendo ser de cualquier tipo, incluyendo pero no limitándose a los pozos de producción, los pozos no productores, los pozos experimentales, los pozos exploratorios, etc. Los orificios de pozo pueden ser verticales, horizontales, en cualquier ángulo entre vertical y horizontal, desviados o no desviados y combinados, por ejemplo, un pozo vertical con un componente no vertical. La frase "alta temperatura, alta presión" significa cualquier temperatura y presión que se encuentren por encima de la presión atmosférica y a más de 20°C.

Generalmente los yacimientos de crudo pesado son de baja presión y, a menudo, son sub-hidrostáticos. Esto significa que el crudo pesado, aun cuando se le caliente para reducir su viscosidad, no fluirá naturalmente hacia la superficie. Por tanto, los yacimientos de curdo pesado necesitan de un sistema de elevación artificial. Los métodos y sistemas de la invención que aplican calor al yacimiento a la vez que se realiza el muestreo resultan compatibles con un sistema de elevación artificial.

La tecnología para elevar un pozo y al mismo tiempo permitir el acceso al yacimiento ya es conocida y en ella se emplea una tubería de derivación denominada herramienta en Y. A una de las extremidades de esta herramienta se conecta la bomba de fondo de pozo que bien puede ser una bomba eléctrica sumergible (ESP) o una bomba de cavidad progresiva (PCP). La tubería de derivación permite introducir una tubería continua sin aislamiento al yacimiento. Esta tubería continua sin aislamiento puede emplearse para bombear fluidos tales como agua, fluidos estimulantes como ácidos, y fluidos de cierre de agua tales como geles y cemento. Sin embargo, no resulta práctico bombear fluidos calientes a través de la tubería continua sin aislamiento ya que el serpentín metálico conductor atrapa la mayor parte del calor del fluido antes de que éste llegue al yacimiento. Los métodos y sistemas de la invención resuelven este problema.

Los sistemas de la invención comprenden una terminación de pozo, y los métodos de la invención incluyen la instalación de una terminación de pozo en el orificio de pozo antes de muestrear la composición de crudo pesado del yacimiento. Los términos "terminación de pozo" y "terminación" se emplean aquí como sustantivos salvo cuando se hace referencia a una operación de terminación. Las terminaciones de pozo en esta invención incluyen, pero no se limitan a, las terminaciones de tuberías de revestimiento, terminaciones combinadas, terminaciones de alta temperatura/alta presión, terminaciones múltiples, terminaciones naturales, terminaciones de elevación artificial, terminaciones parciales, terminaciones primarias, terminaciones sin tuberías, etc. Asimismo, uno o más de los componentes principales de las terminaciones pueden estar hechos de una o más de las aleaciones ferrosas aquí descritas. La frase "componentes principales de las terminaciones" incluye, pero no se limita a, los elementos principales de un pozo petrolero o de gas, incluyendo la sarta de tubería de producción, que permiten un tipo o un diseño particular de terminación para que funcione según su propósito. Los componentes pnncipales de las terminaciones dependen en gran medida del tipo de terminación, tales como los equipos de bomba y motor de una terminación de bomba eléctrica sumergible.

La Figura 1 muestra de manera muy esquemática una sencilla herramienta de muestreo de fondo de pozo ST que va conectada al extremo distal o de fondo de pozo de una tubería continua con aislamiento 14 justo por debajo de un puerto de circulación C. En cada profundidad de muestreo, por ejemplo, comenzando desde el fondo de un pozo vertical WB, se hace circular un fluido caliente, tal como un crudo ligero calentado, a través del serpentín con aislamiento 14 y se le bombea de vuelta hacia la superficie con una bomba de fondo de pozo (no aparece en la ilustración) a través de la tubería sin aislamiento, según indican las flechas. Las velocidades de bombeo de las bombas de superficie y de fondo de pozo se ajustan para mantener un ritmo de flujo desde el yacimiento hacia el interior del pozo. Luego de varias horas (o días) el yacimiento adyacente al serpentín con aislamiento se calentará. Comenzará a fluir por cuenta propia una parte HHO de la composición de crudo pesado calentado adyacente al extremo distal del serpentín con aislamiento 14. La composición HHO de crudo pesado calentado se mezcla con el fluido caliente más ligero y ambos son bombeados hacia la superficie con la bomba de fondo de pozo. Eventualmente se cierra la bomba de superficie, deteniendo la circulación del fluido calentado. La bomba de fondo de pozo continuará bombeando y solamente circulará la composición de crudo pesado proveniente de la formación. En algunas de las realizaciones de los métodos de la invención, una vez que la bomba de superficie deja de bombear el líquido calentado al serpentín con aislamiento, teóricamente debería haber una breve espera antes del muestreo. Una vez que se ha tomado la muestra, se debería retirar el serpentín con aislamiento 14 con la herramienta de muestreo ST lo más rápidamente posible, reiniciando la inyección de fluido calentado a través del puerto de circulación C. Esto tiene como fin evitar que la tubería con aislamiento y/o la herramienta de muestreo se queden atascadas en el orificio de pozo el cual quedará lleno de crudo pesado calentado, el que a su vez se convertirá en alquitrán al enfriarse. También puede ser conveniente implementar procedimientos para adiestrar al personal con respecto al hecho de que los muéstreos subsiguientes tendrán que ser realizados a una velocidad mayor que la velocidad de enfriamiento del orificio de pozo. De otra manera, será imposible volver ingresar al pozo al "fraguar" en éste una columna de alquitrán.

Las herramientas de muestreo que conviene utilizar en los métodos y sistemas de la invención son aquellos compatibles con una herramienta en Y como la que se ilustra en la Figura 2, y pueden ser operadas por batería y estar equipadas con un reloj de operaciones. Estas herramientas de muestreo de producción equipadas con reloj y operadas por baterías resultan útiles en algunas realizaciones de la invención para sincronizar el cese de circulación del fluido calentado y el muestreo del crudo pesado fluible. La velocidad de producción de la composición de crudo pesado disminuirá rápidamente a medida que se agote el volumen de la composición de crudo pesado. Por lo tanto, poco después de detenerse la circulación del fluido calentado proveniente de la superficie, deberá activarse (o autoactivarse si se cuenta con un temporizador) la herramienta de muestreo de fondo de pozo ST para que comience a operar. Esto se logra sincronizando el cierre de la bomba de superficie con el reloj de la herramienta de muestreo de fondo de pozo. La operación de muestreo puede ser repetida a intervalos ascendiendo por el orificio de pozo. Entre las herramientas de muestreo útiles en los métodos y sistemas de la invención se encuentran las herramientas de muestreo con un diámetro de 2 pulgadas (5 cm) o menos que toman una muestra del fluido que se encuentra en el espacio anular que las rodea. En las realizaciones que sirven de ejemplo no se emplean complicadas herramientas de muestreo de fondo de pozo con sondas, bombas, etc. En algunas realizaciones la herramienta consiste simplemente en una cámara vacía y una válvula que se abre al accionarla un reloj, y toda la herramienta es lo bastante pequeña como para pasar a través de la herramienta en Y, siendo preferiblemente un serpentín con aislamiento de un diámetro no mayor de 2 pulgadas (5 cm). Un ejemplo es la herramienta conocida comercialmente como PST de Schlumberger, una herramienta de registro de producción que se emplea comúnmente en pozos revestidos.

Tal como ya se indicó, los métodos y sistemas de la invención pueden comprender la medición de temperatura en función del tiempo sobre o en el interior de la herramienta de muestreo y, opcionalmente, el registro de la relación temperatura/tiempo del muestreo. Para ello se puede emplear una sub-unidad de medición con memoria operada por baterías que va integrada a la herramienta de muestreo. Los métodos de ejemplo de la invención comprenden la toma de muestras de la misma región del orificio de pozo a distintas temperaturas, controlando la temperatura a través del fluido caliente bombeado. Se puede utilizar un calentador de superficie para proporcionar las distintas temperaturas al fluido calentado que pasa por el serpentín con aislamiento y, por ende, por la región de donde se toman las muestras. Esto permite medir el crudo del yacimiento que se ha recuperado como una función de las distintas temperaturas; este muestreo con temperaturas variadas podría ser repetido a distintas profundidades o en distintas regiones del yacimiento. De este modo los métodos de la invención pueden ser empleados para tomar muestras de la producción de crudo pesado como una función de la temperatura y de la profundidad del yacimiento.

Nuevamente con referencia a la Figura 1 , para asegurar que solamente fluya la composición HHO de curdo pesado calentado desde la parte superior y opuesta de la herramienta de muestreo de fondo de pozo ST, se puede instalar un tapón P en el orificio de pozo WB, por ejemplo, un tapón de arena. El tapón P aisla el orificio de pozo por debajo de la herramienta de muestreo de fondo de pozo ST, evitando que cualquier flujo residual de las composiciones de crudo pesado proveniente de regiones del yacimiento más profundas y previamente calentadas ingrese a la herramienta de muestreo de fondo de pozo. Estos tapones pueden colocarse y retirarse mediante la tubería continua con aislamiento 14.

Los fluidos calentados útiles en la invención sirven para llevar calor a las regiones de donde deben obtenerse las muestras de la composición de crudo pesado. Se puede seleccionar al fluido calentado entre gases, vapores, líquidos y combinaciones de éstos así como también pueden ser seleccionados entre agua, compuestos químicos orgánicos, compuestos químicos inorgánicos y mezclas de los mismos. En algunas realizaciones el fluido calentado es un crudo ligero no volátil o una combinación de crudos ligeros no volátiles. La composición depende en gran medida de presiones y temperaturas específicas necesarias para producir una composición de crudo pesado fluible. La composición del fluido calentado también depende de la capacidad de las bombas de superficie y de fondo de pozo para bombear los fluidos calentados. Como se sabe, los fluidos de los yacimientos a menudo contienen partículas suspendidas bajo gran presión y a gran temperatura. Estas partículas pueden tener forma de una segunda fase líquida (con base acuosa o de hidrocarburo) o tener forma de sólido (orgánico o inorgánico). La presencia de estas partículas se relaciona con la conducta de la fase del fluido de petróleo y, por ende, la naturaleza y/o composición de estas partículas puede variar con los cambios de presión, de temperatura o de la composición en general. A fin de comprender mejor el comportamiento de la fase de las partículas, es conveniente obtener muestras de las partículas suspendidas a una presión y una temperatura específicas para la subsiguiente caracterización analítica. La composición del fluido calentado puede ser seleccionada teniendo presentes estas consideraciones. Los fluidos útiles en la invención para calentar y hacer circular en los métodos y sistemas de la invención incluyen a los líquidos orgánicos e inorgánicos y a las combinaciones de éstos. Teóricamente son líquidos no volátiles y no inflamables, pero esto no constituye un requisito imprescindible. Un criterio más fuerte es el de que el fluido seleccionado no dañe significativamente al yacimiento de donde se toman las muestras. Entre los líquidos orgánicos adecuados están los compuestos alifáticos y aromáticos o las mezclas de los mismos. Los compuestos alifáticos pueden ser de cadena normal y/o de cadena ramificada, o cíclicos con 1 a 20 átomos de carbono. Como ejemplos de hidrocarburos de cadena normal adecuados se tiene al n-hexano, n-heptano y compuestos similares. Como ejemplos de hidrocarburos de cadena ramificada adecuados se tiene al iso-octano y compuestos similares. Y de los hidrocarburos cíclicos adecuados al ciclohexano y compuestos similares. Los hidrocarburos aromáticos adecuados pueden ser benceno, tolueno, xileno (orto, meta y para) y compuestos similares. Asimismo pueden utilizarse diversos tipos de espíritus minerales tales como los espíritus minerales inodoros. Una composición típica para los espíritus minerales es la siguiente: un hexano solvente alifático con un contenido máximo de aromáticos de 0.1 % por volumen, un valor kauri-butanol de 29, un punto de ebullición inicial de 149°F (65°C), un punto seco de 156°F (69°C) aproximadamente, y una masa específica de 0.7 g/cc. En la Comunidad Europea, la composición de los espíritus minerales se contempla en el Artículo 1 1 (2) de la Directiva 2002/96/CE (WEEE). Se puede utilizar distintas soluciones glicólicas acuosas tales como las mezclas de agua y glicol etileno que se usan en automóviles y camiones, si el yacimiento puede tolerar dichas composiciones.

Un conjunto de composiciones que puede ser de utilidad en los métodos y sistemas de la invención es el que se describe en la solicitud de patente estadounidense publicada del cesionario identificada con el No. 1 1/426.359 presentada el 26 de junio de 2006, (69.5706), e incorporada aquí a título de referencia. Las composiciones que allí se describen comprenden un solvente de asfalteno y un agente viscoreductor. El solvente de asfalteno y el agente viscoreductor se hallan presentes en una proporción que reduce sustancialmente la viscosidad de un material que contiene asfáltenos (por ejemplo, crudos pesados, bitumen, y compuestos similares) a la vez que impide considerablemente la deposición de asfáltenos en un yacimiento, en una tubería de producción o en ambos al ser mezclados o cuando de cualquier forma contactan el material que contiene asfáltenos. En ciertas realizaciones, el agente viscoreductor puede ser un vapor o un gas de hidrocarburo (a temperatura y presión ambiente) y el solvente de asfáltenos puede ser tolueno o un equivalente del tolueno. Estas composiciones pueden tener un volumen molar grande en condiciones de yacimiento (alrededor de 5 MPa y 293 K) para maximizar el efecto de la gravedad y hacer que el curdo pesado diluido fluya, y pueden existir en fase líquida simple o en estado supercrítico en condiciones de yacimiento, y/o a presión y temperatura de inyección, pudiendo tener una alta presión de vapor a temperatura ambiente (por lo menos, tan alta como el iso-octano) para poder reciclar la composición proveniente del crudo recuperado con tan solo reducir la presión y, opcionalmente, con la incorporación de calor. El solvente de asfáltenos y el agente viscoreductor son, por lo menos, parcialmente miscibles a temperaturas superiores a 273 K. El solvente de asfáltenos y el agente viscoreductor pueden estar presentes en una proporción volumétrica o molar entre 100:1 y 1 :100, o entre 10:1 y 1 :10. El agente viscoreductor es seleccionado de alcanos normales, ramificados y cíclicos que tienen de 1 a 20 átomos de carbono, de monoalquenos que tienen de 1 a 20 átomos de carbono, del dióxido de carbono, de pirrolidonas como n-metil-2-pirrolidona (N P) y de combinaciones de estos compuestos. Algunos agentes visee-reductores útiles pueden ser calificados como parafínicos. Algunas realizaciones comprenden n-alcanos que tienen de 3 a 8 átomos de carbono, como el propano. Los agentes reductores de arrastre tales como los surfactantes nativos y sintéticos pueden emplearse en algunas realizaciones, significando el término "nativos" en este contexto los compuestos químicos presentes el crudo pesado o el bitumen. Los surfactantes pueden seleccionarse entre los surfactantes aniónicos, catiónicos, noniónicos y anfotéricos y de las combinaciones de dos o mas de dichos compuestos. Más adelante se dan ejemplos. El solvente de asfáltenos se puede seleccionar de las composiciones que contienen benceno o compuestos derivados del benceno con la fórmula general (I) y sales y mezclas de los mismos: R donde R - R6, inclusive, son radicales seleccionados independientemente de hidrógeno, hidroxilo, halógeno, nitrato, amino, sulfato, carboxilo, amida y similares, de sustituyentes alquilo lineales y ramificados, de sustituyente aromáticos, cíclicos, alcarílicos, aralquílicos o de mezclas de estos componentes; y donde los grupos R pueden contener cada uno de 1 a 30 átomos de carbono. Los ejemplos incluyen el tolueno y los equivalentes del tolueno, como son benceno, xileno {orto, meta y para), estireno, metilbenceno y las mezclas de estos compuestos. El término derivados del benceno se emplea aquí para identificar a los compuestos que tienen de uno a seis sustituyentes unidos al núcleo central de benceno. Los hidrocarburos aromáticos policíclicos como el naftaleno, el antraceno y el fenantreno también pueden encontrarse presentes. Las resinas nativas y/o sintéticas, los compuestos aromáticos resinosos y otros compuesto similares también pueden ser útiles solventes de asfáltenos Las terminaciones de pozo útiles en los métodos y sistemas de la invención son una tubería sin aislamiento o "normal" (empalmada o no empalmada) que se extiende desde la superficie hasta la región o regiones del yacimiento que han de ser objeto de muestreo, una herramienta en Y de una de cuyas extremidades cuelga una bomba de fondo de pozo y una tubería de desviación que va conectada a la otra extremidad de dicha bomba de fondo de pozo. Más adelante se discute en detalle cada uno de estoe elementos así como las bombas de superficie adecuadas y las herramientas de muestreo de fondo de pozo.

La Figura 2 ilustra una herramienta en Y útil en la invención, así como la correspondiente tubería de desviación y la bomba de fondo de pozo. Se muestra una tubería de producción 70, un dispositivo de cruce para tubería de producción 2, una unión 8 y una herramienta en Y 6. En el lado derecho de la Figura 2 se ilustra una unión para bomba 50, un cabezal de descarga de bomba 52, un puerto de presión de descarga de bomba 54, una bomba de fondo de pozo 56 (en esta ilustración corresponde al modelo número ESPCP S20F170 de Schlumberger), un adaptador de rotor de bomba 58, una boca de entrada de bomba 60, un protector de bomba 62, un motor 64, una unidad sensora 66 y un bullnose 68. También aparecen ilustrados un dispositivo operacional 72 conocido como Teleswivel, una tubería de desviación 74 y una guía de reingreso 76.

La tubería de desviación 74 que se halla suspendida de la herramienta en Y 6 está dimensionada de modo que su diámetro interno o ánima sea de un tamaño suficiente que permita acomodar una tubería continua con aislamiento de un diámetro menor 14 (Figura 1 ), como por ejemplo una tubería continua con aislamiento de diámetro externo de 2 pulgadas (5 cm). El diámetro externo de de la tubería con aislamiento es dimensionada de modo que puede desplazarse longitudinalmente por la tubería de desviación según sea necesario. Auque puede utilizarse una tubería sin aislamiento sencilla al igual que una tubería continua con aislamiento sencilla, ello no constituye un requisito. Por ejemplo, dependiendo de la provisión de tuberías existente y del perfil esquemático del pozo, es posible que se utilice múltiples tramos de tubería sin aislamiento y de tubería continua con aislamiento para tomar muestras de diferentes regiones de un yacimiento.

Para proporcionar un cierre hidráulico dinámico se colocan tapones de registro de tubería continua para herramientas en Y sobre una abertura estrecha de un buje de bronce. Sin embargo, la geometría irregular de la tubería continua debido a su ovalidad y desgaste, y la longitud limitada del cierre debida a las limitaciones de longitud del tapón, crean una vía de fuga conmensurable para la recirculación del fluido bombeado. En pozos con altas velocidades de flujo, >1500 a 2000 m3/día, se puede tolerar una fuga de 600 a 800 m3 y seguirse obteniendo buenos resultados sin sobrecalentar el ESP. Este diseño de buje de bronce ha sido suficiente para los pozos con altas velocidades de flujo en terminaciones donde se llevan a cabo la mayoría de los registros con herramientas en Y equipadas con tuberías continuas a nivel mundial. Sin embargo, en los pozos con bajas velocidades de flujo todo el fluido recirculará invalidando el registro de producción y sobrecalentando el ESP. Para solucionar este problema se diseño un nuevo tapón el cual es descrito en la solicitud de patente estadounidense publicada No. 20050279494, intitulada "Tapón de Registro con Sello Interno de Alta Integridad" perteneciente al cesionario e incorporada aquí a título de referencia. Fue un desafío de ingeniería ya que el espesor de la pared del tapón del cual se dispone para incorporar un sello mejorado está limitado por el serpentín relativamente grande y la pequeña tubería de desviación. En algunos yacimientos se requieren serpentines de 2 pulgadas (5 cm) para alcanzar la TD de largos pozos horizontales. La idea fue considerar la tubería continua como un pistón y tener un mecanismo de cierre flexible. En pruebas de campo complejas, el tapón cerró perfectamente para el desplazamiento del serpentín de 2 pulgadas (5 cm) a 6000 pies (1830 m) con velocidades y presiones variables. El nuevo tapón permite múltiples pasos de registro en pozos con bajas velocidades de flujo.

La Figura 3 es una vista transversal parcial de un tapón de registro de arte anterior útil para los métodos y los sistemas de la invención colocado en una tubería de derivación 74 en una herramienta de muestreo en Y como la mostrada en la Figura 2. La Figura 4 es una vista transversal parcial de un mecanismo de cierre interno del tapón de registro de la Figura 3. En general, la Figura 3 muestra en 10 un tapón de registro acorde con la solicitud de patente publicada '494 y útil en la presente invención, el cual es empleado en una tubería de desviación 74 de un pozo (no aparece en la ilustración) que tiene una tubería continua con aislamiento 14 corriendo en su interior para conducir el muestreo del yacimiento de la presente invención. El tapón de registro 10 consiste en una unión superior 16, una estructura interna de cierre 18 y un cierre interno 20 intermedio para lograr el cierre entre la tubería continua con aislamiento 14 y el ánima de la estructura interna de cierre 18. El tapón de registro 10 también incluye un cierre externo 22 para lograr el cierre entre la superficie exterior del tapón de registro y el ánima de la tubería de desviación 74. El cierre externo 22 consiste en una serie de sellos anulares en V 24, tal como se le conoce en el arte y está sostenido desde su base por una estructura externa de cierre 26. Del fondo de la estructura extema de cierre 26 sobresale un resorte helicoidal 28 al igual que sobresale un manguito interno 30 en su extremo opuesto. El resorte helicoidal 28 se encuentra contenido en un resorte de soporte 32 el cual va montado entre la estructura externa de cierre 26 y el manguito interno 30. El cuerpo inferior 34 del tapón de registro 10 circunda al manguito interno 30 y se extiende hasta una bomba de fondo sumergible 36 en la que se encuentra montado un perno rompible 38. Este perno rompible 38 sujeta la unión inferior 36 al manguito de retención 40 hasta que comienza a retirarse la tubería continua con aislamiento 14 de la tubería de desviación 74 luego de terminada la operación de muestreo. Un dispositivo de cruce 42 va conectado en 44 al fondo de la tubería continua con aislamiento 4 por la parte interior del tapón de registro 10 y sostiene una herramienta de muestreo de fondo de pozo 42 en su extremo de fondo de pozo (la herramienta es descrita en detalle en la descripción que acompaña las Figuras 5A a 5D). Luego de iniciada la operación de muestreo, el tapón de registro 10 que se encuentra en la tubería continua con aislamiento 14 es insertado en la tubería de desviación 74 hasta que el tapón de registro 10 se asienta en un niple pulido en el ánima de la tubería de desviación 74. Los sellos anulares en V externos 24 impiden que los fluidos del pozo circulen en torno del exterior del tapón de registro 0 al encajar en el ánima de la tubería de desviación 74. Luego de esto prosigue la colocación de la tubería continua con aislamiento 14 en el interior del pozo haciéndola pasar a través del ánima del tapón de registro 10 que ahora se encuentra estacionario dentro de la tubería de desviación 74. El sello interno 20, que es descrito en mayor detalle en relación con la Figura 4, garantiza que en todo momento haya un cierre de alta integridad entre la tubería continua con aislamiento 14 y el ánima del tapón de registro 10 para impedir que los fluidos del pozo vuelva a circular dentro de la tubería de desviación 74 a través de esta vía durante las operaciones con la tubería continua.

En cuanto a la Figura 4, el sello interno 20 de la Figura 3 se ilustra en un corte transversal sin la tubería continua con aislamiento 14. El sello interno 20 comprende un sello anular superior 21 , un sello superior con tapa 23, un sello anular central 25, un sello inferior con tapa 29. Además de su función de cierre, estos sellos anulares 21 , 23, 25 y 29 ayudan a sujetar los sellos con tapa adyacentes, actúan como barrera contra los desperdicios y sirven como soporte para la tubería continua con aislamiento 14 que se desplaza a través de ellos. Los sellos anulares 21 , 25 y 29 están hechos de un material de baja fricción como PEEK, por ejemplo. Los sellos con tapa 23 y 27 se activan por si mismos y son resistentes a la extrusión. Cada sello con tapa 23 y 27 contiene un anillo en o elastómero 23A, 27A que va rodeado en el ánima del sello por un anillo con tapa 23B, 27B. Los anillos en O 23A y 27A están hechos de un fluoroelastómero, por ejemplo, y los anillos con tapa 23B y 27B están hechos de un material PTFE Premium, como Avalon 89, por ejemplo. Ya que los anillos en O 23A y 27A están hechos de elastómero, se encargan de energizar los sellos con tapa 23 y 27 para lograr un buen contacto entre los anillos con tapa 23B y 27B y la tubería continua con aislamiento 14 en todo momento y a pesar de cualquier combamiento residual de la tubería continua o de cualquier distorsión en su corte transversal. Debe observarse que los sellos con tapa 23 y 27 pueden contener más de un anillo en O 23A, 27A cuando se requiera más flexibilidad de los sellos.

En la superficie se puede utilizar un generador de calor y una bomba de superficie para bombear el fluido calentado por la tubería continua con aislamiento una vez colocada ésta en la tubería de desviación de la terminación del pozo. Se puede emplear cualquier generador de calor y cualquier bomba de superficie para estos propósitos. Las bombas de superficie, como los sistemas de bombeo horizontal ("HPS") por lo general incluyen un impulsor, que puede ser un motor, una turbina, un motor de combustión interna diesel o no diesel, un generador o dispositivos similares, en algunos casos combinados con un protector, una cámara de cierre y elementos similares, y una bomba montada sobre un larguero horizontal. Los sistemas de bombeo horizontal pueden emplearse en la presente invención para bombear un fluido calentado a la zona del yacimiento de la cual se debe extraer muestras. Tal como se señala en la patente estadounidense del cesionario No. 6425735, el motor puede ir acoplado al larguero horizontal en la superficie de montaje para motor del larguero horizontal. La bomba puede estar acoplada al larguero horizontal mediante un ensamblaje de montaje que puede incluir un soporte (por ejemplo, un soporte fijo) y una agarradera. La bomba puede ser acoplada al motor a través del soporte. Como alternativa, el soporte puede ser un conducto externo configurado para unirlo a un conducto de la bomba, como uno de los dos conductos que se proyectan desde la bomba.

La bomba de fondo de pozo puede ser cualquier bomba de fondo compatible con los fluidos calentados y la herramienta en Y, donde "calentado" implica cualquier temperatura superior a 150°F (65°C). Un ejemplo de este tipo de bomba es el modelo conocido con el nombre comercial "Hotline ESP" de Schlumberger. La bomba de fondo de pozo puede ser una bomba de desplazamiento positivo o una bomba centrífuga. Las bombas de desplazamiento positivo adecuadas son las bombas de cavidad progresiva (PCP) como el modelo ESPCP S20F170 ya mencionada en relación con la Figura 2. Pueden emplearse otras PCPs como las que proporciona Kudu Industries Inc., de Calgary, Alberta, Canadá bajo distintos nombres comerciales como son "15 TP 600 SL", "30 TP 650 SL", "80 TP 400 SL" y "1000 TP 200 SL". A una velocidad de rotor de 500 rpm y un cabezal de cero, estas PCPs pueden bombear 15, 27, 80 y 1000 m3/día, respectivamente. La bomba de fondo de pozo puede ser una bomba eléctrica sumergible ("ESP") tal como los sistemas de bombeo conocidos bajo el nombre comercial Axia™ que suministra Schlumberger Technology Corporation o las modificaciones de la misma. Las bombas de este tipo pueden presentar una configuración simple de doble componente bombámotor, con una bomba de una o más etapas localizada en el interior de un bastidor y una combinación de protector y motor. La bomba puede estar diseñada con cabezales de entrada y de descarga integrados. Un número más reducido de conexiones mecánicas puede ayudar a una instalación más rápida y una mayor confiabilidad de estos ECPs. El conjunto de motor y protector, conocido comercialmente como ProMotor™ puede ser llenado previamente en un ambiente controlado y puede llevar instrumentos integrados que miden la temperatura y la presión del fondo de pozo. Otras configuraciones de bombas eléctricas sumergibles que pueden ser empleadas en los métodos y sistemas de la invención incluyen una ESP montada en un cable y una ESP montada en una tubería continua con el cable de energía sujeto a la parte exterior de la tubería continua (la tubería hace las veces de medio productor). Por ejemplo, tres motores en la parte de arriba pueden activar tres etapas de la bomba, estando todas las etapas de la bomba encerradas en un bastidor. Las etapas de la bomba pueden ser idénticas en número de etapas de bomba y características de rendimiento. Se puede disponer de un protector aparte así como de un medidor opcional de presión/temperatura, una válvula de seguridad bajo superficie (SSSV) y un mandril de inyección química. La tecnología de las ESPs con toma de fondo (con motor en su parte superior) ha quedado establecida con el paso de los años. Es importante instalar con seguridad las etapas de bomba, los motores y el protector dentro de la tubería continua a fin de poder lograr unos tiempos de instalación y retiro más rápidos además de la protección del cable y la oportunidad de montar y desmontar un pozo vivo.

La recolección y muestreo de fluidos localizados en formaciones subterráneas son operaciones bien conocidas. En la industria de exploración y recuperación de petróleo, por ejemplo, se recogen y analizan muestras de los fluidos de formación para diversos propósitos, por ejemplo, para determinar la existencia, composición y productividad de los yacimientos subterráneos de hidrocarburos líquidos. Este aspecto del proceso de la exploración y recuperación puede ser crucial para el desarrollo de estrategias de explotación y tiene un impacto significativo en los gastos y ahorros financieros. Ejemplos de herramientas de muestreo de fondo de pozo pueden apreciarse en las patentes estadounidenses Nos. 4.860.581 , 4.936.139, 6.223.822 , 6.457.544, 6.668.924, y en las solicitudes de patentes estadounidenses publicadas 20050082059, 20050279499 y 20060175053, todas ellas asignadas al cesionario de la presente invención. Se han propuestos diversos métodos y dispositivos para la obtención de muestras de fluidos subterráneos. Por ejemplo, la patente estadounidense No. 6.230.557 de Ciglenec y colaboradores, la patente estadounidense No. 6.223.822 de Jones, la patente estadounidense No. 4.416.152 de Wilson, la patente estadounidense No. 3.611.799 de Davis y la solicitud patente internacional publicada No. WO 96/30628 han aportado ciertas sondas y técnicas para mejorar El muestreo. Se han desarrollado otras técnicas para separar los fluidos limpios durante el muestreo. Por ejemplo, la patente estadounidense No. 6.301.959 de Hrametz y colaboradores presenta una sonda de muestreo con dos líneas hidráulicas para recuperar fluidos de formación de dos zonas del orificio de pozo. Los fluidos del orificio de pozo son llevados a una zona de reserva apartada de los fluidos que son llevados a la zona de la sonda. A pesar de estos avances en el muestreo, sigue existiendo la necesidad de crear técnicas para el muestreo de fluidos de composición de crudo pesado.

En las Figuras 5A a 5D se ilustran las cuatro etapas de operación de un dispositivo anular de muestreo de fondo de pozo 80 útil en los métodos y sistemas de la invención. A este dispositivo se le conoce comercialmente como "Muestreador Monofásico de Yacimientos" (SRS) de Schlumberger; sin embargo, otros muestreadores similares pueden ser utilizados. El dispositivo de muestreo 80 puede utilizarse junto con una Unidad de Transferencia de Campo (FTU), 102, una chaqueta opcional y una "Botella Monofásica de Muestras" (SSB), 103, los cuales son discutidos al estudiar las Figuras 6A a 6D. La herramienta de muestreo SRS 80 es una herramienta de muestreo que compensa la presión en el fondo del pozo y puede ser operada en sartas de hasta 8 herramientas en cables de recuperación, cables eléctricos, tuberías continuas, varillas de bomba o portamuestras (SCAR-A). Cada herramienta posee su propio reloj, 82, lo que brinda total flexibilidad al decidir cuando y a qué profundidad las herramientas individuales de la sarta tomarán una muestra. La herramienta de muestreo SRS está ajustada hasta 15.000 psi (103 MPa) de presión operacional, 22.500 psi ( 55 MPa) de presión de prueba y 400°F (204°C).

Para tomar una muestra conforme a los métodos y sistemas de la invención, se conecta la unidad SRS 80 al extremo distal de una tubería continua con aislamiento y se le lleva al fondo del pozo a través de la tubería de desviación 74 de una herramienta en Y. Cada SRS es activado independientemente para tomar una muestra ya sea mediante un reloj de alta temperatura 82, que pude ser un reloj mecánico con un retraso hasta de 12 horas, o un reloj electrónico para operaciones de duración prolongada de hasta varias semanas. Como alternativa, se puede activar un disco de ruptura cuando se opera el SRS en un portamuestras (SCAR-A) como parte de la sarta DST y se le activa mediante presión aplicada al espacio anular. La herramienta de muestreo comprende un cuerpo principal 81 , una cámara de aire 84, una válvula reguladora 86, un dispositivo de cierre 87, una cámara para el fluido amortiguador 88 y puertos de muestreo 90. La herramienta de muestreo 80 también cuenta con un pistón flotante 91 , una cámara llena de fluido compensador de presión 92, un separador de discos 94, y otra cámara 96 llena con nitrógeno u otro gas inerte. Un pistón fijo 93 y una válvula de carrete 95 completan esta versión de la herramienta de muestreo de fondo de pozo.

Al ser activado, el dispositivo de muestreo 80 recupera una muestra de 600 ce mediante el desplazamiento controlado del fluido calentado de crudo pesado del yacimiento (HHO), el cual actúa sobre el pistón flotante 91 en el interior de la cámara de muestras. Todo el proceso de muestreo toma alrededor de cinco minutos y aparece ilustrado en cuatro pasos en las Figuras 5A (posición operativa), 5B (inicio del muestreo), 5C (terminación del muestreo y cierre de la cámara de muestras) y 5D (compensación de la presión). Una carga de nitrógeno ceba el fluido compensador de presión con los puertos de muestreo 90 cerrados. El reloj mecánico o electrónico 82 fija el tiempo de apertura de la válvula reguladora 86. Al comienzo del muestreo, la válvula reguladora 86 es abierta mediante el reloj 82. El fluido amortiguador 88 pasa a la cámara de aire 94 y el pistón flotante 91 se desplaza por el ingreso del fluido del yacimiento, HHO. Al terminar el muestreo, la cámara de muestras queda llena de fluido del yacimiento, HHO. El pistón flotante 91 actúa sobre el dispositivo de cierre 87, en tanto que el pistón fijo 93 entra a la cámara de muestras aislando al fluido del yacimiento, HHO. El dispositivo mecánico de cierre 87 garantiza que los puertos de muestreo 90 de la herramienta no sean abiertos de nuevo. Una vez culminado el cierre, la válvula de carrete 95 se abre liberando el fluido compensador de presión 92. A medida que se retira la herramienta empleando la tubería continua sin aislamiento (normal), la temperatura desciende y la muestra se encoge. Sin embargo, esto puede minimizarse reiniciando el flujo de fluido calentado a través de la tubería continua sin aislamiento. Mediante el fluido compensador de presión 92 se mantiene una temperatura preestablecida sobre la muestra.

La temperatura preestablecida es determinada mediante la presión de la carga de nitrógeno aplicada antes de comenzar la operación de muestreo.

Luego de la obtención exitosa de muestra, se cierra la cámara de muestras del SRS mecánica e hidráulicamente. Luego se mantiene la muestra a una presión igual o superior a la presión del yacimiento durante la operación de retiro de la herramienta de muestreo mediante la liberación de una carga de nitrógeno previamente establecida. El nitrógeno en la cámara 96 actúa como un resorte sobre la muestra de HHO a través del pistón flotante 91 que actúa sobre el fluido amortiguador 88, el cual puede ser un crudo sintético, evitando de este modo que la muestra de HHO se contamine con el nitrógeno. Por lo general, la presión de recuperación se fija en varios miles de psi (o cientos de MPa) por encima de la presión del punto de burbuja o, en el caso de los estudios de asfáltenos, por encima de la presión del yacimiento.

Las herramientas de muestreo cuentan con sellos de elastómero entre la muestra y la atmósfera y por tanto no son un medio ideal para el almacenamiento o el transporte de muestras por largo tiempo. Cuando se recupera la herramienta de muestreo y se le lleva a la superficie, la muestra es transferida en condiciones de yacimiento desde la herramienta de muestreo al interior de un cilindro de muestras con presión compensada 103, tal como se ilustra en las Figuras 6A-6D. La Figura 6A muestra el montaje inicial. La Figura 6B muestra el comienzo de la transferencia de la muestra; la Figura 6C ilustra la terminación de la transferencia y la Figura 6D muestra la creación de una tapa de nitrógeno o de otro gas inerte. El cilindro de muestras puede ser el conocido comercial mente con el nombre de Botella Monofásica de Muestras o SSB, de Schlumberger, aunque también puede utilizarse cualquier otra botella de de muestras con características similares. La preparación de la herramienta de muestreo y la transferencia de la muestra al cilindro de muestras 103 se puede llevar a cabo empleando una aparato conocido bajo la denominación comercial de Unidad de Transferencia de Campo (FTU), 102, una estación de trabajo portátil de Schlumberger, que cuenta con tres bombas de alta presión para nitrógeno, crudo sintético y una mezcla de agua y glicol. La transferencia de muestras a una temperatura de yacimiento puede ser posible si se utiliza una chaqueta de calentamiento (no aparece en la ilustración). El sistema incluye además un depósito 104 para colectar la mezcla de agua/glicol, un indicador de presión 109 y un cilindro de nitrógeno (u otro gas inerte) N2. El cilindro de muestras 103 cuenta con un pistón 107 y con cámaras de distintos volúmenes 105 llenas con una solución de agua/glicol (por ejemplo).

El tamaño o la cantidad mínima de la muestra recogida es determinada por el mínimo necesario de muestra que se requiera para el método de análisis que se haya escogido, que por lo general es el de la viscosidad. Algunas de las técnicas de análisis composicional actualmente disponibles solamente requieren nanogramos del material para un buen análisis, sin embrago, los análisis de viscosidad pueden requerir un mayor volumen de la muestra. Dependiendo del volumen de muestra requerido, puede ser necesario realizar varias recolecciones de muestras para tener suficiente material para el análisis. Por éstas y otras razones, los métodos y sistemas de la invención pueden ser automatizados. Las muestras recogidas pueden contener fases gaseosas, líquidas o supercríticas o cualquier combinación de dichas fases. La muestra puede ser cualquier muestra a temperaturas y presiones elevadas incluyendo, pero no limitándose, composiciones que contienen hidrocarburos (incluyendo los hidrocarburos agrios entre los que se cuentan el sulfuro de hidrógeno, los mercaptanos y otros compuestos que contienen azufre), agua, sólidos orgánicos y/o inorgánicos, y pueden incluirse los micelos, las macromoléculas, los glóbulos, las resinas, los asfáltenos, los fluidos con base acuosa o de hidrocarburo, los lodos de perforación, los fluidos de fracciones, y demás fluidos similares que posean fases múltiples (sólidas y líquidas).

La tubería continua térmicamente aislada apenas acaba de estar disponible. Por ejemplo, una empresa denominada MAJUS del Reino Unido está desarrollando este tipo de tubería utilizando tecnología de oleoductos submarinos. Se espera que la pérdida de calor en 2000 metros en su tubería sea solo de 5%. Con esta tubería especializada será posible bombear fluidos calentados sin mucha pérdida de calor, haciendo posible aplicar calor al yacimiento y bombear los fluidos provenientes de éste a un mismo tiempo.

Tal como se explica en la patente estadounidense número 20060175053 A1 , publicada el 10 de agosto de 2006, incorporada aquí a título de referencia y asignada a MAJUS, Reino Unido, existen varias posibilidades de dar aislamiento entre dos tubos de una tubería con aislamiento. La Figura 7 muestra un corte transversal de una tubería continua 4 particularmente adecuada a los métodos y sistemas de la invención. La tubería 4 es producida utilizando una técnica conocida como "tubería en tubería. En una primera tubería interna 202 se efectúa el transporte del fluido. Esta primera tubería 202 está protegida mecánicamente por una segunda tubería externa 210 con un diámetro concéntrico mayor al de la primera tubería 202. Entre ambas tuberías se encuentra un aislante 220. El vacío es un aislante muy bueno, sin embargo, dadas las grandes longitudes de la tubería en cuestión, las tensiones causadas por la compresión en el espacio anular entre ambas tuberías y las variaciones térmicas, las cuales pueden provocar una tensión de pandeo en las tuberías, el aislamiento por vacío no puede garantizar que estas dos tuberías no entren en contacto entre sí. Semejante contacto primeramente eliminaría el vacío aislante entre ambas tuberías y, por conducción, conllevaría a grandes pérdidas de calor y más aún cuando las tuberías están hechas de material metálico. Estos contactos pueden evitarse introduciendo espaciadores 250 entre las dos tuberías. Un aislante rígido 220 puede ser introducido en el espacio entre las tuberías para evitar el aplastamiento y para actuar como espaciador que impida que los tubos entren en contacto. El material utilizado para fabricar estos espaciadores debe poseer buenas propiedades aislantes. Dicho material puede ser ventajosamente un material microporoso. Este material microporoso, que puede ser del tipo descrito en la patente estadounidense No. 6.145.547, incorporada aquí a título de referencia, se obtiene mediante la compresión de un polvo, por ejemplo, una mezcla que contenga una porción grande de sílice y una porción menor de dióxido de titanio. Este material microporoso comprimido tiene una densidad entre 200 y 400 kg/m3. Las capacidades de aislamiento térmico de este material son mejoradas en gran medida cuando se le coloca a baja presión en el espacio anular entre las dos tuberías. Esta baja presión, preferiblemente ntre 1 mbar y la presión atmosférica, se puede obtener aquí empleando una bomba de vacío 160 entre los tubos concéntricos 202 y 210. La función espadadora que desempeña el material microporoso se logra si se le utiliza para llenar totalmente el espacio entre las dos tuberías. Desde el punto de vista mecánico, también es posible colocar espaciadores hechos con este material microporoso que tengan solo unos pocos centímetros de largo de manera uniforme a lo largo de la tubería 4 en intervalos entre 0.1 a 1 metro, con lo cual se obtiene un refuerzo contra el aplastamiento del aislante.

El aislante 220 también puede ser un superaislante de capas múltiples conformado por láminas de pantallas reflectantes 230 que emparedan capas de polvo 240, tal como se describe en la solicitud de patente estadounidense publicada 20050100702, incorporada aquí a título de referencia, e ilustrada en forma esquemática en la Figura 8. Las pantallas están constituidas por una lámina reflectante, por ejemplo, aluminio, sobre la cual se deposita el polvo, dispuesto en espiral en torno a si mismo. El polvo 240 puede tener una granulometría sustancialmente igual a 40 poros por milimicra cuyo tamaño se encuentra por el orden de magnitud del paso libre promedio de las moléculas de gas en el que el polvo es colocado y una densidad entre 50 y 150 kg/m3. Preferiblemente, la presión entre 0"2 y 1 mbar puede ser mantenida entre los dos tubos de la tubería continua con aislamiento. También es posible que el aislante 220 sea producido combinando el uso de las láminas de pantallas reflectantes 230 con un vacío parcial éntrel o 2 y 1 mbar. Este aislante permite calentar la zona de producción hasta una temperatura cercana a 200°C con lo que la viscosidad de la composición de crudo pesado se reduce considerablemente, garantizando así la obtención de una muestra aceptable.

La patente estadounidense No. 6.015.015, incorporada aquí a título de referencia, también describe la tubería continua con aislamiento. En ciertas realizaciones de dicha patente la tubería continua con aislamiento es un conjunto compuesto que incluye una tubería continua interna ubicada en el interior de otra tubería continua externa. Las longitudes de ambas tuberías crean un espacio anular que puede ser aislado o puede contener un material aislante. Tal como se indica en dicha patente, y en concordancia con la solicitud de patente estadounidense número 20060175053 de MAJUS antes señalada, se entiende que un medio de "dar aislamiento" es proporcionar un vacío. Tal vacío puede ser un material aislante. Una serie de centralizadores se encuentran espaciados longitudinalmente dentro del espacio anular que separa las tuberías. El conjunto de tuberías en sí tiene suficiente flexibilidad para ser transportado sobre un carrete transportable y suficiente rigidez para ser inyectado en un orificio de pozo. Por lo general, el tamaño es una limitación en las operaciones de fondo de pozo. Lo deseable es que la tubería continua compuesta cumpla su función a la vez que se minimiza su diámetro externo. Tal como se indica en la patente No. 6.015.015, la tubería continua "concéntrica", en oposición a la tubería descentrada, puede ser más costosa y de diseño más práctico cuando se es necesario emplear tuberías dobles. La concentricidad brinda otros beneficios estructurales al tomar en consideración las operaciones de montar una tubería continua doble en un carrete. Sin embargo, debe quedar entendido que la tubería continua doble podría funcionar aun si no fuera concéntrica o aun si una serie de "centralizadores" separados no mantuvieran una "concentricidad" exacta.

La longitud de la tubería interna y la longitud de la tubería extema que forman tubería continua con aislamiento puede ser de, por lo menos, varios cientos o miles de pies o metros. La tubería continua con aislamiento debería tener suficiente integridad estructural, incluyendo flexibilidad y rigidez, para poder ser enrollada y desenrollada repetidas veces e inyectada y retirada repetidas veces de un orificio de pozo, tal como se explica en la patente No. 6.015.015. El espacio anular entre la tubería interna y la externa puede ser sellado para impedir el paso de fluidos hacia el exterior de la tubería. El espacio anular se sella generalmente para impedir la comunicación de los fluidos desde afuera y a la vez para proporcionar, por lo menos, una comunicación interna limitada de los fluidos dentro del mismo espacio anular. En algunas realizaciones de la tubería continua con aislamiento adecuada para los métodos y sistemas de esta invención, se puede fijar en uno de los extremos de la misma el tramo de la tubería interna al tramo de la tubería externa mientras que el otro extremo del conjunto de tuberías se puede conectar a una junta de expansión. En cada extremo de una sección, la tubería interna puede quedar sellada contra la tubería externa o contra la junta de expansión, quedando así sellado el espacio anular entre las dos tuberías.

El máximo diámetro exterior de la tubería interna de la tubería con aislamiento está limitado solamente por el diámetro interior de la tubería externa y el requisito de aislamiento térmico de manera que la mayor pérdida de calor no la presentará el fluido calentado que corre a través de la tubería interna. El diámetro exterior de la tubería externa está limitado solamente por la necesidad de que la tubería con aislamiento pueda ser colocada dentro de la tubería de desviación de la terminación de pozo. Se prevé que el diámetro exterior de la tubería interna de la tubería con aislamiento puede oscilar entre una pulgada (2,54 cm) y cinco pulgadas (12,7 cm) en tanto que el diámetro exterior de la tubería externa puede oscilar entre dos pulgadas (5,1 cm) y seis pulgadas (15,2 cm). Preferiblemente el espacio anular será de1/2 pulgada de ancho (alrededor de 1 ,25 cm). El espacio anular necesariamente no debe tener el mismo ancho en todos los lugares. El "aislamiento" de la tubería continua con aislamiento puede ser seleccionado entre el vacío, gases inertes, partículas sueltas de relleno, y particularmente, partículas sueltas de relleno muy finas, por ejemplo, perlita finamente molida con un tamaño de malla adecuado (1 ,19 mm) y, combinaciones de cualquiera de estos elementos.

Los centralizadores pueden encontrarse en el espacio anular ubicados entre los tubos interno y externo de la tubería continua con aislamiento útil en los métodos y sistemas de la invención. Los centralizadores adecuados permiten la comunicación del fluido en sentido longitudinal a través de los mismos. Esta comunicación puede lograrse mediante ranuras periféricas exteriores lo cual también permite minimizar la conducción térmica radial. Preferiblemente, los centralizadores comprenden anillos de acero divididos colocados espaciadamente entre los dos tubos a intervalos entre cinco y siete pies (1 ,5 m a 2,1 m) o a intervalos de seis pies (1 ,8 m) aproximadamente.

Aun cuando solamente se han descrito unas pocas realizaciones de la invención, quienes conocen de la materia apreciarán de inmediato que son posibles muchas modificaciones en las mismas sin desviarse de las enseñanzas y ventajas de esta invención. Por tal motivo, todas esas modificaciones quedan incluidas dentro del alcance de esta invención conforme se definen en las siguientes reivindicaciones.

Claims (20)

Reivindicaciones

1. Un método que consiste en (a) hacer circular un fluido calentado en una primera región de un yacimiento donde hay presencia o se cree que hay presencia de una composición de crudo pesado empleando una bomba de superficie y una terminación de pozo por un tiempo y una velocidad de flujo suficiente para producir una composición fluible de crudo pesado; comprendiendo la completación del pozo una herramienta de muestreo; y (b) el muestreo de la composición fluible de crudo pesado utilizando la herramienta de muestreo.

2. El método de la reivindicación 1 en el que la circulación consiste en instalar una terminación de pozo en un orificio de pozo cercano a la primera región de un yacimiento, consistiendo dicha terminación de pozo en una tubería sin aislamiento, una bomba de fondo de pozo conectada a uno de los extremos de la tubería sin aislamiento, y una tubería de derivación.

3. El método de la reivindicación 2 en el se insertar una tubería continua con aislamiento a través de la tubería de derivación, llevando una herramienta de muestreo unida a un extremo distal de la tubería continua con aislamiento.

4. El método de la reivindicación 3 en el que el fluido calentado es un crudo no volátil y el proceso de circulación comprende bombear el crudo no volátil calentado a través de la tubería continua con aislamiento hacia el interior de la primera región del yacimiento empleando una bomba de superficie.

5. El método de la reivindicación 4 en el que el proceso de circulación comprende bombear, por lo menos, una parte del crudo no volátil calentado hacia la superficie empleando la bomba de fondo de pozo hasta que el crudo pesado calentado comience a fluir desde la primera región del yacimiento;

6. El método de la reivindicación 5 que comprende el paso de detener la bomba de superficie, suspendiendo así el bombeo del crudo no volátil calentado pero manteniendo el bombeo empleando la bomba de fondo de pozo.

7. El método de la reivindicación 1 que comprende el paso de insertar un tapón en el orificio de pozo cerca de la primera región luego del muestreo de modo que la composición de crudo pesado cercano a dicha primera región no fluya.

8. El método de la reivindicación 1 que comprende el paso de analizar la viscosidad de la composición de crudo pesado fluible.

9. El método de la reivindicación 8 que comprende el paso de repetir los pasos de hacer circular, muestrear y analizar para distintas regiones del yacimiento.

10. El método de la reivindicación 9 que comprende el paso de formular un modelo financiero para producir una composición de crudo pesado desde el yacimiento.

11. El método de la reivindicación 1 que comprende el paso de sincronizar el muestreo para que tenga lugar inmediatamente después que se haya detenido la circulación.

12. El método de la reivindicación 1 en el que el fluido calentado es seleccionado entre fluidos orgánicos, inorgánicos y mezclas de los mismos.

13. El método de la reivindicación 12 en el que el fluido calentado es orgánico y es seleccionado entre crudos ligeros no volátiles o entre combinaciones de éstos.

14. El método de la reivindicación 1 que comprende el paso de medir la temperatura en función del tiempo sobre o en el interior de la herramienta de muestreo en la primera región del yacimiento y, opcionalmente, registrar la relación temperatura/tiempo del muestreo.

15. El método de la reivindicación 14 que comprende el paso de controlar la temperatura del crudo pesado sobre o en el interior de la herramienta de muestreo utilizando el fluido calentado.

16. El método de la reivindicación 15 que comprende el paso de ajustar la temperatura del fluido calentado y, por ende, ajustaría a la de la primera región que está siendo muestreada, empleando un calentador de superficie.

17. El método de la reivindicación 16 que comprende el paso de repetir los pasos de muestreo, ajuste de temperatura y medición de temperatura en distintas regiones del yacimiento y medir la cantidad de producción del crudo pesado recuperado como una función de la temperatura y/o de la profundidad de la región del yacimiento.

18. Un método para obtener una muestra de crudo pesado que consiste en: (a) instalar una terminación de pozo en un orificio de pozo cercano a la primera sección de un yacimiento de crudo pesado, consistiendo dicha terminación de pozo en: (i) una tubería sin aislamiento; (ii) una bomba de fondo de pozo conectada a uno de los extremos de la tubería sin aislamiento; (iii) una tubería de derivación; (b) insertar una tubería continua con aislamiento a través de la tubería de derivación, llevando una herramienta de muestreo unida a un extremo distal de la tubería continua con aislamiento; (c) bombear el crudo no volátil calentado a través de la tubería continua con aislamiento hacia el interior de la primera sección del yacimiento empleando una bomba de superficie; (d) bombear, por lo menos, una parte del crudo no volátil calentado hacia la superficie empleando la bomba de fondo de pozo hasta que el crudo pesado calentado comience a fluir desde la primera sección del yacimiento; (e) detener la bomba de superficie, suspendiendo así el bombeo del crudo no volátil calentado pero manteniendo el bombeo empleando la bomba de fondo de pozo; y (f) tomar muestras del crudo pesado utilizando la herramienta de muestreo.

19. Un sistema que consiste en (a) una terminación de pozo en un orificio de pozo localizada cerca de una primera sección de un yacimiento de crudo pesado; consistiendo dicha terminación de pozo en una tubería sin aislamiento, una bomba de fondo de pozo conectada a un extremo de la tubería sin aislamiento y una tubería de desviación con un diámetro interior; (b) una tubería continua con aislamiento con un diámetro exterior inferior al diámetro interior de la tubería de desviación lo que permite que la tubería con aislamiento se desplace longitudinalmente a través de la tubería de desviación, teniendo dicha tubería continua con aislamiento una herramienta de muestreo que es activada por reloj y operada por baterías; y (c) una bomba de superficie que bombea un crudo no volátil calentado a través de la tubería continua con aislamiento y hacia el interior de la primera región del yacimiento.

20. El sistema de la reivindicación 19 en el que la bomba de fondo de pozo es seleccionada entre bombas de cavidad progresiva y bombas eléctricas sumergibles, y en el que la tubería con aislamiento es una tubería conformada por una tubería interna y una tubería externa con un espacio anular entre ambas, estando dicho espacio anular lleno de un material aislante.