MX2007009872A - Herradura para caballos sin utilizacion de clavos para su colocacion. - Google Patents

Abstract

Esta invención se refiere a una herradura mejorada la cual actúa como una protección para los cascos de los caballos y que no necesita colocarla con clavos, a su vez es un dispositivo novedoso que agiliza el herraje y su limpieza.

Description

MÉTODO Y APARATO PARA EL MUESTREO DE FLUIDOS DE LA FORMACIÓN DE ALTA VISCOSIDAD ANTECEDENTES Esta solicitud reivindica la prioridad de la Solicitud Provisional de los Estados Unidos N.° 60/845.332 consignada el 18 de septiembre de 2006 y de la Solicitud Provisional de los Estados Unidos N.° 60/882.701 consignada el 29 diciembre de 2006. Campo de la revelación Esta invención está relacionada con su grado más amplio con la exploración de campos petroleros. Más particularmente, esta invención está relacionada con aparatos y métodos para llevar a cabo muéstreos de hidrocarburos de una formación en el fondo de pozo por modificación de la formación. Estado de la técnica Una técnica utilizada en la exploración de una formación subterránea es obtener muestras de fluido de la formación del fondo de pozo. Herramientas tales como las MDT y CHDT (marcas registradas de Schlumberger) son extremadamente útiles para obtener y analizar este tipo de muestras. La herramienta MDT u otras herramientas de muestreo por lo general incluyen una compuerta de entrada de fluido o sonda tubular conectada a ésta en cooperación dentro de uno o más obturadores conectados a la pared para aislar la compuerta o sonda de los fluidos de la perforación, una o más cámaras de muestras que están acopladas a la entrada de fluido por una línea de flujo que tiene una o más válvulas de control instaladas en ésta, medios para el control de la caída de presión entre la presión de la formación y la presión de la cámara de muestras, y sensores para obtener información relacionada con los fluidos. Ejemplos de las herramientas de muestreo pueden encontrarse en la Patente de los Estados Unidos n.° 3.104.712 otorgada a Whitten, Patente de los Estados Unidos n.° 3.859.851 otorgada a Urbanosky, y la Patente de los Estados Unidos n.° 4.860.581 otorgada a Zimmerman y otros, las cuales se incorporan aquí como referencia en su totalidad. Los sensores pueden incluir transductores de presión para la supervisión de la temperatura y presión del fluido. Además, pueden suministrarse sensores ópticos por un módulo OFA, CFA o LFA (marcas de Schlumberger) para determinar la fase, la composición química, etc. del fluido que ingresa a la herramienta. El uso de la herramienta CHDT es similar en diferentes aspectos al uso de la herramienta MDT, aunque principalmente para huecos de perforación con revestimiento. La herramienta CHDT incluye un mecanismo para la perforación del revestimiento con un mecanismo de perforación (véase, por ejemplo, "Formation Testing and Sampling through Casing", Oilfield Review, Spring 2002 la cual se incorpora aquí como referencia en su totalidad) y para el proceso de taponamiento del revestimiento después de la prueba. La herramienta CHDT alternativamente puede utilizarse en pozos abiertos, por ejemplo, con modificaciones como las presentadas en la Publicación de Solicitud de Patente de los Estados Unidos n.° 2005/0279499 o Publicación de Solicitud de Patente de los Estados Unidos n.° 2006/0000606, ambas cedidas al cesionario de la presente invención, incluidas aquí como referencia. Las herramientas MDT y CHDT en sus aplicaciones normales se utilizan para obtener muestras de petróleo de la formación con viscosidad baja; por lo general hasta 30 cP. En determinadas circunstancias, se han obtenido muestras de petróleo con mayor viscosidad, aunque el proceso de muestreo requiere frecuentemente de diversas adaptaciones y puede llevar muchas horas. Se estima que la viscosidad máxima de muestra de petróleo que se ha tomado utilizando una herramienta MDT o CHDT es de aproximadamente 3200 cP. Es de apreciar por aquellos conocedores de la técnica que la explotación de hidrocarburos más viscosos se está convirtiendo en un proceso crecientemente importante debido al agotamiento de las reservas de hidrocarburos convencionales de baja viscosidad. El muestreo de petróleos viscosos para la caracterización del yacimiento es una tarea muy exigente debido a que el petróleo con mayor viscosidad tiene baja movilidad. Por tanto, según las circunstancias locales, los petróleos viscosos son muy difíciles de bombearlo fuera de la formación. De hecho, la baja movilidad de estos petróleos frecuentemente resulta en tiempos de muestreo muy prolongados o es imposible recuperar una muestra representativa, por ejemplo, debido a la formación de emulsiones. En algunos casos, la baja movilidad de estos petróleos incluso hace imposible recuperar la muestra. Además, si los tiempos de muestra son demasiado extensos es muy probable que la herramienta se atasque en el hueco de perforación. Se han propuesto herramientas y técnicas para el muestreo de petróleos pesados y bitúmenes, por ejemplo, como las presenta la Publicación de Solicitud Internacional n.° W02007/048991 cedida al mismo cesionario de la presente invención, incluida aquí como referencia. Aunque los separadores de obturadores instalados en la herramienta de muestreo arriba y debajo de la compuerta de muestreo, o un obturador de gran diámetro pueda mejorar el flujo de petróleo a la herramienta de muestreo, aun persiste la necesidad de herramientas y métodos de muestreo que pueden utilizarse, entre otras cosas, para el muestreo de hidrocarburos viscosos. SUMARIO En consecuencia un objetivo de esta revelación es proporcionar herramientas y métodos que permitan el muestreo de los hidrocarburos de una formación, y en particular, aunque no exclusivamente, el muestreo de hidrocarburos de alta viscosidad. De acuerdo con una configuración de la revelación se revela un método para obtener una muestra de fluido de una formación subterránea atravesada por un hueco de perforación. El método incluye el descenso de la herramienta que incluye al menos un mecanismo de perforación dispuesto a través de la pared de la herramienta, y al menos una compuerta conectada para la transferencia de fluido a un recipiente de muestras en el hueco de perforación, la creación de un primer hoyo a través de la pared del hueco de perforación hacia la formación con el mecanismo de perforación, al menos uno, el aumento de la movilidad del fluido de la formación, y la obtención de una muestra de fluido desde la formación, en donde al menos una de las actividades, el aumento o la obtención, se realiza utilizando el primer hoyo. De acuerdo con otra configuración de la revelación se revela un aparato para obtener una muestra de fluido de la formación desde un yacimiento de hidrocarburos atravesado por un hueco de perforación. El aparato incluye al menos un primer mecanismo de perforación, medios para el calentamiento de parte de la formación y al menos una compuerta de muestreo. El primer mecanismo de perforación está dispuesto sobre una pared de la herramienta de fondo de pozo y crea un primer hoyo a través de la pared del hueco de perforación hacia la formación. Los medios para el calentamiento de parte de la formación están dispuestos al menos en parte en la herramienta del fondo de pozo y mejora la movilidad del fluido de la formación ubicado adyacente al primer hoyo. La compuerta de muestreo está dispuesta sobre una pared de la herramienta de fondo de pozo y está conectada con transferencia de fluido a un recipiente de muestreo dispuesto en la herramienta de fondo de pozo. Aquellos conocedores de la técnica podrán apreciar otras ventajas y objetivos de esta revelación al consultar la descripción detallada tomada en conjunto con las figuras anexas. BREVE DESCRIPCIÓN DE LOS DIBUJOS La figura 1 es una representación esquemática de un sistema desplegado por una línea de cable en una perforación y acoplado a los equipos de superficie; La figura 2 es una ilustración esquemática de una herramienta de muestreo que tiene medios de perforación para la formación, que se presenta desplegada en el fondo de pozo, lista para utilizarse; La figura 2A es una ilustración esquemática de la herramienta de muestreo de la figura 2 desplegada en el fondo de pozo y que se utiliza de acuerdo con algunos de los métodos de esta revelación; La figura 3 es una ilustración esquemática de una herramienta de muestreo alternativa que tiene medios de perforación de la formación; La figura 4 es una ilustración esquemática una parte de obturador de la herramienta, por ejemplo, la herramienta de la figura 3, que tiene un elemento de calentamiento instalado en el eje de perforación; La figura 5 es una ilustración esquemática una parte de obturador alternativa de la herramienta, por ejemplo, la herramienta de la figura 3, que tiene una línea de flujo en el eje de perforación; La figura 6A es una perspectiva esquemática separada de una parte de obturador alternativa de la herramienta, por ejemplo, la herramienta de la figura 3, que tiene un obturador de muestreo protegido alrededor del eje de perforación; La figura 6B es otra vista esquemática frontal del obturador protegido de la figura 6A; La figura 7 es una ilustración esquemática de otra herramienta de muestreo que tiene medios de perforación de la formación; La figura 7A es una ilustración esquemática de otros componentes de la herramienta de la figura 7 y que se utiliza de acuerdo con algunos de los métodos de esta revelación; La figura 8A es una ilustración esquemática una herramienta de muestreo capaz de mejorar la movilidad del fluido del yacimiento al suministrar calor desde una fuente de calentamiento; La figura 8B es una ilustración esquemática otra herramienta de muestreo capaz de mejorar la movilidad del fluido del yacimiento al suministrar calor desde una fuente de calentamiento; La figura 9 es una ilustración esquemática una parte del obturador de la herramienta de muestreo capaz de mejorar la movilidad del fluido del yacimiento al suministrar calor con uno o más electrodos; La figura 10 es una ilustración esquemática una parte del obturador de la herramienta de muestreo capaz de mejorar la movilidad del fluido del yacimiento al suministrar calor con una o más bobinas de inducción; y La figura 1 1 es una ilustración esquemática una parte del obturador de la herramienta de muestreo capaz de mejorar la movilidad del fluido del yacimiento al suministrar calor con un emisor ultrasónico. DESCRIPCIÓN DETALLADA Ahora analizando la figura 1 , se presentan los aspectos básicos del sistema de exploración del yacimiento (registro del hueco de perforación). Se presenta una herramienta o sonda de hueco de perforación 10 suspendida en un hueco de perforación 14 de la formación 1 1 por un cable 12, aunque podría ubicarse al final de la tubería en espiral, acoplada a una tubería de perforación o desplegada utilizando cualquier otro medio utilizado en la industria para desplegar herramientas de hueco de perforación. El cable 12 no solamente apoya físicamente la herramienta de hueco de perforación 10, sino además, por lo general, sirve para el envío de señales desde la herramienta de hueco de perforación 10 por el cable 12 hacia los equipos ubicados en la superficie 16. Además, el cable 12 frecuentemente se utiliza para proporcionar corriente eléctrica desde la superficie hacia la herramienta de hueco de perforación 10. Los equipos ubicados en la superficie 16 pueden incluir un procesador de señales, una computadora, circuito especial o dispositivos similares bien conocidos en la técnica. Por lo general, los equipos o procesador de señales 16 toman la información enviada a la boca del pozo por el sistema de registro del hueco de perforación 10, procesan la información y generan un registro adecuado tal como un registro de pantalla 18 o cualquier salida similar. En forma adecuada, la información también puede presentarse en una pantalla y grabarse en un medio de almacenamiento de datos o dispositivo similar. Ahora en referencia a la figura 2, se presenta en forma esquemática una primera configuración de la herramienta 10 de acuerdo con esta revelación dentro del hueco de perforación 14 de la formación 1 1 . La herramienta 10 incluye dos obturadores 20, 22 que puede extenderse fuera de la herramienta hacia la pared del hueco de perforación 14a. Cada obturador 20, 22 rodea un medio de perforación correspondiente 24, 26. Obturadores adecuados incluyen los presentados en la Publicación de Solicitud de Patente de los Estados Unidos n.° 2006/0000606. Alternativa o adicionalmente, pueden utilizarse separadores de obturadores inflables (no mostrados). Puede suceder que en la herramienta de «Medidor de la Dinámica del Huevo Revestido» (CHDT, por sus siglas en inglés) mencionada antes se encuentre un medio de perforación adecuado. El medio de perforación incluye una barrena de perforación 24a, 26a y un eje de perforación correspondiente 24b, 26b. De acuerdo con una configuración de la revelación, los ejes de perforación 24b, 26b están rodeados por espacios anulares de flujo de fluido 24c, 26c. Los espacios de flujo de fluido 24c, 26c se acoplan mediante líneas de flujo 24d, 26d a bombas respectivas 28, 30. Las bombas 28, 30 se acoplan mediante líneas de flujo respectivas 28a, 28b, 28c, 30a, 30b, 30c a válvulas correspondientes 32a, 32b, 32c, 34a, 34b, 34c. Las válvulas 32a, 32b se acoplan mediante líneas de flujo 36a, 36b a recipientes de fluido correspondientes 38a, 38b. Las válvulas 34a, 34b se acoplan mediante líneas de flujo 40a, 40b a recipientes de fluido correspondientes 42a, 42b. Las válvulas 32c y 34c se acoplan mediante línea de flujo correspondientes 45 y 47 al medio ambiente (por ejemplo, el hueco de perforación) Un analizador de fluido (FA, por sus siglas en inglés) opcional 48a se acopla a la bomba 30 y es capaz, entre otras cosas, de supervisar una propiedad del fluido extraído del obturador 22 y que sale de la bomba 30. Otro analizador de fluido (FA) opcional 48b se acopla a la bomba 28 y es capaz, entre otras cosas, de supervisar una propiedad del fluido extraído del obturador 20 y que entra a la bomba 28. El analizador de fluido es capaz de medir en sitio una propiedad del fluido y puede comprender uno o más de sensores de presión, sensores de temperatura, sensor de conductividad y de resistividad. Pueden suministrarse sensores ópticos por un módulo OFA, CFA o LFA, mencionado antes, o por un sensor capaz de medir la fluorescencia del fluido en la línea de flujo. Alternativa o adicionalmente, puede medirse la densidad o la viscosidad, o ambas, del fluido en la línea de flujo por uno o más sensores conocidos en la técnica, que incluyen sensores basados en principios de medición de RMN y acústicos. Un ejemplo de sensor con fundamento en mediciones acústicas es un viscosímetro que incluye un objeto vibrador, y en particular el sensor descrito en la Publicación de Solicitud de Patente de los Estados Unidos n.° 2006/0137873. Es de hacer notar que la ubicación de los analizadores de fluido con respecto a las bombas y obturadores puede adaptarse para diferentes usos de la herramienta 10 utilizando un diseño modular bien conocido en la técnica, y puede colocarse en ambos lados de la bomba. Preferiblemente se proporcionan circuitos electrónicos 44 para controlar las válvulas, las bombas y el medio de perforación, para comunicarse con los equipos de la superficie (16 en la figura 1 ), y analizar el contenido de los recipientes de fluido, etc., en conjunto con los analizadores de fluido opcionales 48a-b y/u otros sensores (no presentados). Ahora en referencia a la figura 2A, de acuerdo con un método, los obturadores 20, 22 de la herramienta 10 se extienden fuera de la herramienta para engancharse a la pared del hueco de perforación 14a, y preferiblemente sellar una o más ubicaciones a lo largo de la pared del hueco de perforación. Los medios de perforación 24, 26 se activan de tal manera que las barrenas de perforación 24a, 26a perforan los hoyos 1 1 a, 1 1 b a través de las ubicaciones separadas de la pared del hueco de perforación 14a hacia la formación 1 1 . Cuando la herramienta 10 se despliega así, los espacios anulares de flujo de fluido 24c, 26c están en comunicación de fluido con los hoyos 1 1 a, 1 1 b en la formación 1 1 , y en esencia sellan los fluidos en la perforación. De acuerdo con este primer método, se abren las válvulas 32a, 32b y la bomba 28 es activada de manera que el contenido de los recipientes de fluido 38a y 38b es bombeado hacia el espacio de flujo de fluido 24c, a través del obturador 20 y hacia el hoyo 1 1 a. Los contenidos de los recipientes 38a y 38b pueden escogerse de tal manera que reaccionen entre sí exotérmicamente como se revelan en la Patente de Estados Unidos de propiedad común de Serie n.° 1 1/562.908 la cual se incorpora aquí como referencia en su totalidad. El fluido caliente ingresa a la formación porosa 1 1 y moviliza los fluidos de la formación en su vecindad. La bomba 30 luego se activa para extraer el fluido de la formación movilizado desde el hoyo 1 1 b. Los fluidos extraídos por la bomba 30 pueden enviarse a través del analizador óptico 48a para determinar si deben almacenarse o descargarse. Si van a almacenarse, se abren una o más de las válvulas 34a, 34b y se envía el fluido a uno o ambos recipientes 42a, 42b para almacenamiento. Si es inicialmente o después, los fluidos que son extraídos van a ser descargados, se abre la válvula 34c. Cuando se desea mover la herramienta 10, los medios de perforación 24, 26 se retraen dentro de la herramienta, y se desenganchan los obturadores 20, 22 de la pared del hueco de perforación. La herramienta 10 entonces puede ser movida a otra ubicación en el hueco de perforación, o sacada hasta la boca del pozo de manera que se pueda tener acceso a las muestras y analizarlas. De acuerdo a una configuración alternativa, puede utilizarse la herramienta 10 para combustión (controlada) en sitio. En esta configuración alternativa, se pueden utilizar al menos dos hoyos perforados, representados como ejemplo por los hoyos 1 1 a y 1 1 b en la figura 2A. En un primer ejemplo, se inicia la combustión en sitio en el primer hoyo (por ejemplo, 1 1 a). Pueden bombearse aire, oxígeno o aire junto con oxígeno, por ejemplo, utilizando la bomba 28, hacia el primer hoyo para apoyar el proceso de combustión. La relación de inyección de aire u oxígeno puede variarse mediante la herramienta, por ejemplo, para controlar la velocidad de combustión. Además, también puede bombearse vapor o agua en el primer hoyo para controlar la temperatura del frente de combustión. La combustión puede consumir alto del petróleo en el sitio y producir calor, gases de combustión y vapor de agua. Alternativa o adicionalmente, puede mezclarse, e inyectarse un hidrocarburo con aire u oxígeno. La mezcla inyectada también puede apoyar el proceso de combustión. La relación de oxígeno a hidrocarburo puede controlarse de modo que la composición química de la mezcla esté dentro de los límites de combustión. Los productos de combustión pueden reducir la viscosidad del petróleo y servir para desplazarlo del frente de combustión. En particular, parte del petróleo de la formación puede moverse hacia un segundo hoyo perforado donde puede bombearse hacia la herramienta. Para facilitar el proceso de muestreo, el segundo hoyo (por ejemplo, 1 1 b) puede mantenerse a presión inferior, por ejemplo, utilizando la bomba 30. La composición del petróleo producido puede seguirse, por ejemplo, en el analizador de fluido 48a, para determinar cuando tomar muestras selectivamente de la corriente producida, por ejemplo, en los recipientes de fluido 42a o 42b. Los productos de combustión en el hoyo en el que se inició la combustión también pueden observarse, por ejemplo, pueden tomarse muestras de estos en la herramienta y analizarlos en el analizador de fluido 48b. El calor generado por la combustión puede registrarse mediante sensores de temperatura para controlar la eficiencia del proceso de combustión en el fondo de pozo y/o recopilar datos fundamentales del proceso de reacción. Los sensores de temperatura pueden estar ubicados en la línea de flujo (como parte del analizador de fluido 48a) o desplegarse remotamente (no mostrados) en la formación de la manera conocida en la técnica. Los datos acumulados por los sensores en la herramienta pueden utilizarse para crear un modelo o simular a gran escala los procesos de combustión en sitio, como se utilizan, estudio, en la explotación de yacimientos. En un segundo ejemplo de combustión iniciada en sitio, puede inyectarse aire/oxígeno en el primer hoyo perforado y puede iniciarse la combustión en el segundo hoyo perforado. Puede ser necesario inyectar aire/oxígeno al segundo hoyo en el cual se inicia la combustión para apoyar la reacción durante algún tiempo hasta que la combustión sea mantenida por el oxígeno inyectado en el primer hoyo perforado. En este método el petróleo crudo de la formación se mueve aguas arriba del frente de combustión y a través del frente de combustión y de la zona en combustión hacia el hueco en el que se inició la combustión y, al ocurrir esto, se descompone y refina en un intervalo de componentes livianos y más pesados, estos últimos, con mayor probabilidad, quedándose atrás como residuo. En el uso de este método, es preferible asegurar que existe suficiente permeabilidad inicial de la formación para el aire/oxígeno de manera que pueda alcanzar el frente de reacción y provoque que el frente de combustión se propague hacia el primer hoyo en que se está inyectando el oxígeno. Sin embargo, la finalidad de este proceso de combustión es ampliar con el tiempo la permeabilidad al gas inyectado. Como se mencionó previamente, se puede recopilar información tanto para controlar la cinética de la reacción como para recopilar datos fundamentales de propiedad y físicos de uso posterior en la creación del modelo fisicoquímico de los procesos de explotación. El aire, oxígeno, o su combinación, puede ser bombeado desde la superficie a través de un conducto separado (no presentado) hasta la herramienta o puede generarse en el fondo de pozo dentro de la herramienta por medio de una reacción o proceso químico de generación de oxígeno. Alternativamente, puede almacenarse aire u oxígeno en uno de los recipientes de fluido (por ejemplo, 38a o 38b) y suministrarse a la formación. Además, el vapor o agua también puede ser bombeado desde la superficie a través de un conducto separado (no presentado) hasta la herramienta o puede ser transportado desde el fondo de pozo dentro de la herramienta. Con el uso de la misma herramienta 10, pueden aplicarse otros métodos. Por ejemplo, el recipiente 42a puede llenarse con un fluido caliente que opcionalmente se genera en el fondo de pozo por elementos de calentamiento (no presentados) o por cualquier técnica descrita la antes mencionada SN 1 1 /562.908, El fluido caliente se inyecta hacia el hoyo 1 1 b, entonces el fluido de la formación movilizado puede ser extraído del hoyo 1 1 b por inversión de la bomba 30. Los fluidos extraídos de la bomba 1 1 b entonces pueden analizarse en el analizador de fluido 48a durante un período de tiempo para determinar si deben almacenarse o descargarse. Por ejemplo, el fluido inicialmente extraído del hoyo 1 1 b puede contener una cantidad significativa de fluido caliente que fue inyectada, y éste puede ser descargado en el hueco de perforación por la línea de flujo 30c, la válvula 34c y la línea de flujo 47, o inyectado de nuevo hacia la formación. Después de un período de tiempo, el fluido que se extrajo puede ser fluido de la formación considerablemente puro (definido aquí como 90% o más puro). Si se desea tomar muestras del fluido de la formación considerablemente puro, el fluido debe alimentarse a un recipiente que esté previamente vacío, por ejemplo, el recipiente 42b. Los conocedores de la técnica apreciarán que debido a que se requiere la inyección y extracción de fluido únicamente de un solo hoyo, de acuerdo con otra configuración de la herramienta, solamente se requiere de una barrena de perforación, obturador, bomba, etc., en vez de los dos mostrados en las figuras 2 y 2A. De hecho, incluso donde se deseen dos hoyos, únicamente se requiere de una barrena de perforación, obturador, bomba, etc., debido a que puede ser perforado el primer hoyo, inyectar fluido en éste, moverse luego la herramienta y entonces puede perforarse el segundo hoyo para el muestreo. También puede apreciarse que donde se proporciona una única barrena de perforación, aún puede desearse incluir dos obturadores o un obturador y una sonda, dos bombas, etc. Al tener un obturador o sonda adicional, y como se describe aquí más adelante, es más fácil tomar muestras de los fluidos de la formación que estén inmovilizados lejos del hoyo perforado. Por tanto, de acuerdo con otro método, un recipiente de la herramienta 10 puede contener un mejorador de movilidad, tal como, por ejemplo y sin limitarse a, un solvente miscible como un solvente halogenado o de otra forma solvente hidrocarburo polar normalmente líquido, y más preferiblemente un solvente clorado en el que se disuelvan asfáltenos, o agua caliente, vapor o anhídrido carbónico. Pueden utilizarse otros recipientes usados para recolectar muestras de fluido de la formación movilizado en diferentes ubicaciones de la formación. Por ejemplo, la herramienta 10 puede ajustarse en el hueco de perforación y utilizarse para perforar a través de la pared del hueco de perforación hacia la formación para generar el hoyo 1 1 a. El mejorador de movilidad guardado en el recipiente 38a puede ser inyectado al hoyo a por medio de la bomba 28. Después de un período de tiempo, si se desea, puede invertirse la bomba 28, y puede recolectarse el fluido de la formación movilizado a través del hoyo 1 1 a y guardado en el recipiente 38b o descargarse como se desee, por ejemplo, en función de la información recopilada por el analizador de fluido (FA) 48b. Al mismo tiempo, o en algún otro momento antes o después, puede activarse la segunda bomba 30 si se desea para sacar los fluidos de la formación movilizados desde la formación en la segunda ubicación retirada del hoyo 1 1 a por el obturador 22. De nuevo, estos fluidos pueden almacenarse o descargarse, según se desee. Después que se termine el muestreo deseado, puede moverse la herramienta 10 a otra posición, y una o ambas bombas 28 y 30 puede activarse para sacar más fluidos de la formación que hayan sido movilizados por la inyección del mejorador de movilidad dentro del hoyo 1 1 a. Como se ilustra en la figura 2A, en una configuración los hoyos perforados son sustancialmente perpendiculares a la pared del hueco de perforación 14a. Sin embargo, como se describe en más detalle más adelante con referencia a las figuras 7 y 7A, los hoyos pueden perforarse en forma oblicua con respecto a la pared del hueco de perforación. De acuerdo con uno cualquiera de los métodos, el fluido para mejorar la movilidad puede ser un fluido caliente que se acondicione en la superficie antes de descenderlo a la herramienta de fondo de pozo o calentarse en el fondo de pozo, según la necesidad. Alternativamente, el fluido caliente de la superficie puede suministrarse a la herramienta de fondo de pozo por una tubería (no mostrada). También puede utilizarse un solvente o solvente caliente para mejorar la movilidad. La muestra obtenida puede ser llevada hasta la superficie para análisis y/o puede ser analizada en el fondo de pozo utilizando un analizador óptico u otras herramientas. Aunque las figuras 2 y 2A han sido descritas con la inyección del fluido ubicada en la boca del pozo de recolección de fluido, los conocedores de la técnica deben apreciar que las ubicaciones pueden invertirse. También, aunque se han descrito métodos particulares para la utilización de la herramienta presentada en las figuras 2 y 2A, se podrían utilizar otros métodos. Por ejemplo, los fluidos mejoradores de la movilidad pueden inyectarse a través de ambos hoyos 1 1 a y 1 b hasta que se obtenga suficiente movilidad para permitir el muestreo. De acuerdo con otro método, únicamente se perfora el sitio de inyección y se toman la muestra de una ubicación en donde esté porosa la pared del hueco de perforación. Ahora en referencia a la figura 3, se presenta una segunda configuración de la herramienta 1 10 de acuerdo con esta revelación. La herramienta incluye una barrena de perforación 124 que tiene un eje 125. El eje de perforación 125 preferiblemente se proporciona con una guía de eje 130. La barrena de perforación 124 la acciona un motor 132. El motor 132 y el eje de perforación 125 pueden extenderse desde, o retraerse hacia, la herramienta con el mecanismo de desplazamiento 140. Tal mecanismo de desplazamiento comprende, por ejemplo, un motor rotatorio acoplado a un tornillo principal. La barrena de perforación y el eje están rodeados por el obturador 1 19. El obturador 1 19 puede ser colocado dentro de un engranaje de sellado con la pared de la perforación (no presentada) por activación de los pistones de ajuste 150a-150b. Alternativamente, la herramienta 1 10 puede equiparse con un obturador con capacidad de extensión instalado sobre una placa de respaldo, como se muestra, por ejemplo, en las figuras 2 y 2A. Como será apreciado por los conocedores de la técnica, los fluidos de la formación pueden fluir a través del anillo 126 entre el eje de perforación 125 y el obturador 1 19 hacia la herramienta 1 10. En este ejemplo, se utiliza una bomba 134 para generar un diferencial de presión entre la herramienta y la formación. Por tanto, se mejora el flujo de fluidos de la formación aumentando el diferencial de presión. Como se observa en la figura 3, el motor 132 es accionado por una alimentación de corriente eléctrica 136 que también puede alimentar los elementos de calentamiento (no mostrados) y la bomba 134 para recolectar el fluido de la formación. Tal alimentación de corriente eléctrica puede comprender, por ejemplo, una fuente química poderosa tal como una batería o pila de combustible, un alternador accionado por una turbina que se acciona mediante el flujo del fluido de pozo circulante en el caso de una herramienta de perforación, etc. Los conocedores de la técnica apreciarán que puede que no se necesite una alimentación de corriente eléctrica si las necesidades de energía pueden ser cubiertas por los equipos de la boca del pozo y transferidas a la herramienta por medio de, por ejemplo, el cable del cual está suspendida (véase, el cable 12 en la figura 1 ). Aunque no se presenta en la figura 3, la herramienta 1 10 puede incluir varias barrenas de perforación con una o más de las barrenas con un elemento de calentamiento en éstas. Además, la herramienta 1 10 puede proporcionarse con todos o algunos aspectos de la configuración de las figuras 2 y 2A, que incluyen, pero no se limitan a, mejoradores de la movilidad del fluido, varias bombas, recipientes, válvulas, un analizador de fluido (FA), etc. Además, puede proporcionarse la herramienta 1 10 con todos o algunos aspectos de la configuración descrita antes de las figuras 4 o 5. También, la herramienta 1 10 puede utilizarse en conjunto con cualquiera de los métodos descritos antes con referencia a las figuras 2 y 2A. En forma similar, algunos componentes de la herramienta 1 10 pueden utilizarse para energizar y desplegar las barrenas de perforación 24a y 26a de la herramienta 10 de las figuras 2 y 2A. La figura 4 presenta, en más detalle, una parte de la sonda de la herramienta 1 10', por ejemplo, similar a la herramienta 1 10 de la figura 3. En donde se proporciona el elemento de calentamiento alrededor del eje 125'. El elemento de calentamiento puede comprender un embobinado resistivo alrededor del eje 125'. La barrena de perforación y el eje son rodeados por el obturador 1 19' y una placa de respaldo del obturador 121 . La barrena de perforación 124' se extiende fuera de la herramienta 1 16 mientras se perfora un hoyo 129 a través de la pared de la torta de perforación 14a del hueco de perforación hacia la formación 1 1 . La barrena de perforación puede ser guiada por la herramienta 1 10' utilizando la guía de eje 130'. De acuerdo con una configuración alternativa, el elemento de calentamiento 127 puede comprender una antena o bobina que emite radiación electromagnética. Se debe notar que este la radiación electromagnética puede variar de kHz a GHz. La energía de radiación electromagnética puede ser parcialmente absorbida por el fluido hidrocarburo de la formación, agua intersticial o el fluido inyectado en la formación 1 1 por la herramienta 1 10'. La frecuencia de la radiación electromagnética puede seleccionarse en consideración a los siguientes elementos. El mecanismo de absorción de energía por lo general es de relajación dipolo. Por tanto, las características de la absorción de energía normalmente varían entre los fluidos a fluir. Las características de absorción de energía del fluido están relacionadas con la inductividad específica eléctrica compleja de este fluido, que pueda medirse en el laboratorio. Los máximos de absorción se producen alrededor de las frecuencias que corresponden a los máximos de la parte compleja de la inductividad específica. También, es de hacerse notar que la penetración de la onda electromagnética disminuye con el aumento de frecuencia, y que el coeficiente de absorción es aproximadamente el recíproco de la profundidad de penetración y disminuye con la disminución de la frecuencia. En algunos casos, la absorción de energía puede ser importante a frecuencias que coinciden con una frecuencia de absorción de un modo de movimiento molecular diferente de la relajación de dipolo.

En un ejemplo, la bobina es embobinada alrededor del eje y genera circuitos de corriente en la formación 1 1 que rodean el hoyo 129. De acuerdo con otra configuración alternativa, el elemento de calentamiento 127 puede ser reemplazado por un transductor acústico (por ejemplo, de ultrasonido) que estimule el petróleo o fluido adyacente directa o indirectamente. Por ejemplo, el transductor ultrasónico 127 puede vibrar la barrena de perforación 124" en dirección axial y generar ondas acústicas en la formación 1 1 . Como se presenta en la figura 3, el elemento de calentamiento o el transmisor acústico 127 puede ser ubicado en el eje 125 de un dispositivo de perforación. En estas configuraciones, es deseable utilizar un eje suficientemente resistente, como ya se utiliza en la industria, incluso si no puede ser posible perforar perpendicular al hueco de perforación inmediatamente después de sacar la herramienta. De acuerdo con un ejemplo de método, la herramienta 1 0' puede utilizarse para perforar un hoyo 129 en la formación 1 1. La movilidad del petróleo en la vecindad del hoyo 129 puede mejorarse suministrando calor, y/o vibraciones a la formación 1 1 , por el empleo del elemento 127. Por ejemplo, el elemento de calentamiento 127 puede ser activado a través del control eléctrico de la herramienta 1 10' y se utiliza como mejorador de movilidad para permitir el flujo de los fluidos de la formación. Como será apreciado por los conocedores de la técnica, los fluidos de la formación pueden fluir a través del anillo 126' entre el eje de perforación 125 y el obturador 129 hacia la herramienta 1 10'. El obturador 1 19' preferiblemente se presiona contra la formación para sellar el anillo 126' y que no pase el fluido en la perforación.

La figura 5 ilustra una parte de sonda de una tercera configuración de la herramienta 210 de acuerdo a esta invención. En esta configuración la herramienta incluye una barrena de perforación 224 que tiene un eje 225 con un pasaje de fluido 227 que se extiende a través del eje 225 y sale por la barrena 224. Como se observa en la figura 4, el extremo distal del pasaje de fluido 227 está en ángulo de modo que no se extiende mucho a la punta de la barrena 224 así no se debilita ésta. La barrena de perforación y el eje están rodeados por el obturador 219 y una placa de respaldo del obturador 221 . La barrena de perforación se utiliza para perforar el hoyo 229 a través de la pared de la torta de perforación 14a del hueco de perforación y dentro de la formación 1 1 . En la formación 1 1 se inyecta un fluido mejorador de la movilidad por medio del pasaje de fluido 227. El fluido de la formación es retirado por el pasaje de 226 entre el eje 225 y el hoyo 229. Opcionalmente, se proporciona un obturador de compresión 240 en el eje 225 cerca de la barrena 224 para aislar la barrea del pasaje anular 226. De acuerdo con un método, puede utilizarse la parte de sonda de la figura 5 para analizar a combustión en sitio del petróleo contenido en la formación 1 1 . La barrena de perforación 224 y el eje de perforación 225 se utilizan para perforar un único hoyo 229 en la formación 1 1 . La línea de flujo 227 se utiliza para inyectar oxígeno o aire, para apoyar la reacción de combustión del petróleo de la formación. Los fluidos se recuperan del anillo 226. El fluido recuperado puede consistir en producto de reacción, petróleo descompuesto/fraccionado, etc. Sin embargo, la composición del fluido recuperado puede ser de gran interés y puede ser útil para los conocedores de la técnica de simulación de combustión en sitio. De hecho, se estima que no se dispone de un método para la recolección de información con respecto a la combustión en sitio bajo las condiciones del fondo de pozo antes de la explotación del campo. Aunque no se presenta en la figura 5, la herramienta 210 puede incluir varias barrenas de perforación con una o más de las barrenas con un eje a través del cual se extiende un pasaje de fluido. Además, la herramienta 210 puede proporcionarse con todos o algunos aspectos de la configuración de las figuras 2 y 2A, que incluyen, pero no se limitan a, mejoradores de la movilidad del fluido, varias bombas, recipientes, válvulas, un analizador de fluido, etc. En forma similar, puede proporcionarse la herramienta 210 con todos o algunos aspectos de la configuración de la figura. 3. Además, la herramienta 210 puede utilizarse en conjunto con cualquiera de los métodos descritos antes con referencia a las figuras 2 y 2A. Además, la el medio de perforación y la línea de flujo pueden ser elementos separados en la herramienta, por ejemplo, como se presentan en la Publicación de Solicitud de Patente de los Estados Unidos n.° 2005/0279. Las figuras 6A y 6B ilustran un obturador protegido 319'c que tiene un elemento de perforación posicionado centralmente 319'd que está rodeado por un conducto anular de muestreo 319'e. El elemento de perforación y el conducto de muestreo están rodeados por un elemento de aislamiento amoldable 319'f que sirve para prevenir la comunicación hidráulica entre el conducto anular de muestreo 319'e y el conducto anular protector 319'g, y el elemento de aislamiento externo 319'h, los cuales se presentan instalados sobre la placa de respaldo 319'k.

Se presenta un circuito hidráulico que puede adaptarse para controlar la sonda protegida 319'c en la Publicación de Solicitud de Patente de los Estados Unidos No. 2006/0042793. El obturador protegido 319'c es particularmente útil en la práctica de algunos de los métodos de la invención. Por ejemplo, el obturador guardado puede ser utilizado para el muestreo de petróleos viscosos cuando la formación ha sido invadida por filtrados de lodo menos viscosos (por ejemplo, agua). El obturador protegido 319'c tiene la ventaja de un muestreo muy rápido de fluido de la formación intersticial en el conducto de muestreo 319'e. Por una parte, el hoyo perforado por la barrena de perforación 319'd puede desviarse al menos una parte de la zona de la formación invadida por el filtrado de lodo. Por tanto, puede ser reducido el tiempo requerido para el fluido de la formación intersticial se rompa y alcance el conducto de muestreo 319'e. Por otra parte, el conducto de protección 319'g puede utilizarse para aumentar el grado de separación del filtrado de lodo del conducto de muestreo 319'e, con lo cual se reduce la contaminación del filtrado de lodo del fluido que entra al conducto de muestreo 319'e. Por tanto, el obturador protegido 319'c es capaz de obtener muestras originales en tiempo reducido con respecto a las sondas de la técnica anterior, incluso en condiciones desfavorables de un fluido de la formación viscoso y un filtrado de lodo menos viscoso. En otros métodos, el obturador protegido 319'c puede utilizarse para la inyección del mejorador de movilidad, a través del conducto de muestreo 319'e o a través del conducto de protección 319'g. Simultáneamente o a continuación, puede extraerse el fluido de la herramienta a través del conducto de muestreo 319'e o a través del conducto de protección 319'g. Aunque en esencial se presenta circular en las figuras 6A y 6B, el obturador protegido 319'c puede tener cualquier forma, por ejemplo, forma alargada en la dirección del eje longitudinal de la herramienta. También, aunque la compuerta del conducto de protección 319'g se presenta completamente circundada por el conducto de muestra 319'e en las figuras 6A y 6B, la compuerta del conducto de protección puede comprender varias compuertas que rodeen en parte la compuerta de conducto de muestra. Ahora en referencia a las figuras 7 y 7A, una cuarta configuración de la herramienta 310 incluye dos elementos de perforación 324a, 324b con ejes de perforación correspondientes 325a, 325b acoplados con motores correspondientes 332a, 332b que son accionados por la alimentación de corriente eléctrica 336. Los elementos de perforación se dispones para perforar dos hoyos 329a, 329b en la formación 1 1 en ángulos oblicuos a la pared del hueco de perforación 14a. En algunos casos, el eje de perforación puede inclinarse u orientarse utilizando la guía de eje. En otros casos, puede aplicarse preferiblemente fuerza en un lado de la barrena de perforación, como se conoce en los sistemas de perforación direccional de pozo. La fuerza puede aplicarse en una dirección esencialmente constante y la dirección no debe girar cuando gire la barrena de perforación. Los hoyos se perforan en tal forma que se intersecan dentro de la formación Como se observa en la figura 7A. La herramienta 310 también incluye las líneas de flujo 320 y 322 que se acoplan a los recipiente respectivos 332, 334 por las válvulas (no mostradas). La herramienta 310 preferiblemente que se proporcionan con los obturadores 319a, 319b a través de los elementos de perforación 324a y 324b, se extienden y establecen un sello de manera que las líneas de flujo 320 y 322 están en comunicación de fluido con los hoyos 329a, 329b. De acuerdo con un método de utilización de la herramienta 310, se suministra un mejorador de movilidad desde el recipiente 332 en el hoyo 329a por la línea de flujo 320 y la sonda 324. El fluido de la formación movilizado luego fluye a través del hoyo 329a en la sonda 326 y a través de la línea de flujo 322 hacia el recipiente 334. De acuerdo con una configuración alternativa (véase la figura 7A), se dispone una sonda adicional 327 con el obturador 319c entre las sondas 324, 326. La sonda 327 se acopla al recipiente 332 por la línea de flujo 327a. En esta configuración, el fluido puede ser recolectado en la pared del hueco de perforación por la sonda 327. La acumulación de fluido recolectado por la sonda 327 puede analizarse con el analizador de fluido (no mostrado) u otros sensores. El fluido recolectádo por la sonda 327 opcionalmente es recirculado hacia el recipiente 332 por las válvulas (no mostradas), particularmente donde el fluido es principalmente mejorador de movilidad. Si el fluido es principalmente fluido de la formación, puede avanzar por las válvulas (no mostradas) al recipiente 334 por la línea de flujo 322a. De acuerdo con otra configuración alternativa, no se utiliza una tercera sonda. Sin embargo, el fluido que fluye por la sonda 326 es analizado con el analizador de fluido (no mostrado) u otros sensores. Si el fluido es principalmente fluido mejorador de movilidad, opcionalmente es recirculado hacia el recipiente 332 por las válvulas (no mostradas) y la línea de flujo 322a. Si el fluido es principalmente fluido de la formación, puede avanzar por las válvulas (no mostradas) al recipiente 334. De acuerdo con otro aspecto, también puede disponerse la herramienta 310 de la figura 7A de modo que el fluido mejorador de movilidad se inyecta hacia la formación utilizando todas las tres sondas 324, 326 y 327. El flujo de entrada y salida de los fluidos en la herramienta 310 puede ser mejorado por el uso de bombas o diferencial de presión. De acuerdo con un aspecto adicional, pueden proporcionarse elementos de perforación 324a, 324b de la herramienta 310 con aspectos de uno o más de los elementos de perforación 24, 124, 124 y 224 de las figuras 2, 3, 4 y 5. También, se puede proporcionar la herramienta 310 con todos o algunos aspectos de la configuración de las figuras 2 y 2A, que incluyen, pero no se limitan a, mejoradores de la movilidad del fluido, varias bombas, recipientes, válvulas, un analizador de fluido, etc. Además, la herramienta 310 puede utilizarse en conjunto con cualquiera de los métodos descritos antes con referencia a las figuras 2 y 2A.

Ahora en referencia a las figuras 8A y 8B, se describen en detalle adicional herramientas de muestreo capaces de suministrar calor para mejorar la movilidad del fluido de la formación. La herramienta 800 (mostrada en la figura 8A) y 800' (mostrada en la figura 8B) se transportan al fondo de pozo con las líneas de cable 850 y 850', respectivamente. La herramienta 800 y la herramienta 800' comprenden un sistema de muestreo. Como se presenta, el sistema de muestreo puede comprender al menos obturadores que pueden extenderse 830, 830" para establecer la comunicación de fluido entre la formación 1 1 y las herramientas 800 y 800', respectivamente. Las bombas de fondo de pozo herramienta 832 y 832' se acoplan hidráulicamente a los obturadores 830 y 830', respectivamente, por las líneas de flujo 831 y 831 ', respectivamente. Las bombas pueden utilizarse para sacar ventaja al descenso de la presión en las líneas de flujo 830 o 831 ' por debajo de la presión de la formación, mientras que mantienen la presión a la salida de la bomba por arriba de la presión de la perforación. Las válvulas 833a, 833'a se acoplan en comunicación con los controladores 841 , 841 ", respectivamente, y pueden utilizarse para la descarga en forma selectiva del fluido en la perforación 14. En forma similar, las válvulas 833b, 833'b se acoplan en comunicación con los controladores 841 , 841 ', respectivamente, y pueden utilizarse para bombear con orientación selectiva hacia los recipientes de fluido 834 y 834', respectivamente. Las herramientas 800, 800', también comprenden barrenas de perforación 810, 810' respectivamente, acopladas mecánicamente a los ejes de perforación 812, 812', respectivamente. Los ejes de perforación 812, 812' se accionan por un motor (no mostrado) cuando se perforan los hoyos, 81 1 , 81 1 ', respectivamente, en la formación 1 1 . El motor puede ser accionado por una batería en el fondo de pozo 840, 840' por la línea de cable 850, 850' o una combinación. En estas configuraciones, los hoyos 81 1 y 81 1 ' pueden utilizarse para el suministro de calor más profundo en la formación 1 1 , y por tanto, con la mejora de la movilidad del petróleo en la región adyacente a los obturadores de muestreo 830, 830', con lo cual se permite el proceso de muestreo. Ahora en referencia específicamente a la figura 8A, la herramienta 800 se configura para el suministro de calor a la formación 1 1 por conducción térmica. La herramienta 800 comprende una fuente de calor 820. La fuente de calor 820 puede ser el fluidos de perforación, un calentador resistivo alimentado por alguna corriente provista por la línea de cable 850 o la pila 840, un reactor químico donde se lleva a cabo una reacción química exotérmica, o algún suministro de energía por circuito electrónico en la herramienta 800, por ejemplo, el circuito electrónico que acciona la bomba 832. Opcionalmente, el flujo térmico proveniente de la fuente de calor 820 puede controlarse utilizando una bomba térmica 822, acoplada térmicamente a la fuente de calor 820 y al eje de perforación 812 por los intercambiadores de calor opcionales 821 . La bomba térmica 822 puede ser acoplada en comunicación al controlador 841 que controla el proceso de calentamiento basado en mediciones de temperatura proporcionadas por los sensores 842. Alternativamente, las mediciones de los sensores 842 pueden enviarse por telemetría a la superficie por la línea de cable 850, donde pueden utilizarse por un controlador en la superficie o por un operador de la superficie para la supervisión y controlar el proceso de calentamiento y/o muestreo. En esta configuración, el eje de perforación 812 prefenblemente comprende una parte constituida por un buen conductor térmico (no se presenta por separado), por ejemplo, cobre o aluminio. Este conductor térmico puede además comprender un fluido de trabajo, por ejemplo, agua y puede funcionar como una tubería térmica. El calor generado en la fuente de calor 820 luego puede ser suministrado a la formación 1 1 siguiendo el trayecto esquemático presentado por las flechas 823a a 823f. El calor suministrado a la formación aumenta la temperatura del petróleo en la formación. El aumento de temperatura del petróleo produce la disminución de la viscosidad y por tanto la mejora de la movilidad. La sonda 830 puede tomar muestras del petróleo movilizado y guardarse en el recipientes de fluido 834 y llevarse hasta la superficie, por ejemplo, para otro análisis. Ahora en referencia específicamente a la figura 8B, la herramienta 800' se configura para el suministro de calor a la formación 1 1 por convección térmica. La herramienta 800' puede comprender una fuente de calor de fondo de pozo 820', acoplada térmicamente a un fluido de fondo de pozo 860a circulado en una línea de flujo 868 en el eje 812', por ejemplo, como se presenta en mayor detalle en la figura 5. El fluido de fondo de pozo puede ser agua o vapor, según su temperatura y presión. La fuente de calor de fondo de pozo 820' puede ser similar a la fuente de calor de fondo de pozo 820 presentada en la figura 8A. La herramienta 800 también puede comprender intercambiadores de calor 821 ' opcionales y una bomba térmica 822' opcional similares a los intercambiadores de calor 821 y la bomba térmica 822 presentada en la figura 8A. El fluido de fondo de pozo 860a puede guardarse en un tanque en el fondo de pozo 861 a en la herramienta 800'. El fluido de fondo de pozo 860a puede presurizarse por una bomba de fondo de pozo 862a e inyectado hacia la formación en el hoyo 81 1 '. El calor generado por la fuente de fondo de pozo 820' luego se transfiere al fluido 868, como se indica esquemáticamente por las flechas 823'a y 823'b. El calor luego es transportado por el fluido hacia la formación como se indica por las flechas 823'c a 8231f. Alternativa o adicionalmente, el fluido de inyección puede proporcionarse desde la superficie como lo señala el fluido de superficie 860b almacenado en el tanque de superficie 862b. El fluido de superficie puede alternativa o adicionalmente presurizarse por una bomba de superficie 862b. El fluido de superficie puede alternativa o adicionalmente calentarse en la superficie por el calentador 865. El fluido de superficie es transportado al fondo de pozo por una tubería o línea 864, en comunicación de fluido con la línea de flujo 868. Debe entenderse que puede utilizarse cualquier combinación de fluido de fondo de pozo, fluido de superficie, bomba de fondo de pozo, bomba de superficie, calentador de fondo de pozo y calentador de superficie para aprovechar esta configuración, y que la escogencia puede depender de las condiciones de operación tales como la profundidad de la formación, la viscosidad esperada del fluido a tomarse muestra, etc. Aunque las figuras 8A y 8B presentan el calor suministrado en un hoyo 81 1 o 81 1 ' en la formación 1 1 , y una sonda de muestreo sellada contra una parte porosa de la pared de la perforación 14, se debe apreciar que el calor puede suministrarse a la pared de la perforación utilizando un obturador 830, 830' o un separador de obturador (no mostrado) y pueden tomarse muestras del fluido de la formación en un hoyo en la perforación 18, con, por ejemplo, la configuración presentada en las figuras 6A y 6B. Además, debe entenderse que la posición relativa del punto de suministro de calor y el punto de muestreo pueden invertirse, es decir, el punto de muestreo puede estar más bajo que el punto de suministro de calor, por ejemplo, para aprovechar el drenaje por gravedad. En particular, el punto de suministro de calor y el punto de muestreo pueden ubicarse en el mismo nivel, por ejemplo la barrena de perforación puede ser rodeada por una compuerta de obturador. Además, los hoyos perforados por las herramientas de las figuras 8A y 8B pueden ser oblicuos, como se presentó previamente con respecto a las figuras 7 y 7A. Ahora en referencia a las figuras 9, 10 y 1 1 , es de notarse que en esta configuración alternativa, el mejorador de movilidad es la propagación de corriente u onda en la formación. Estas configuraciones no requieren de transmisores físicos introducidos en el hoyo dentro de la formación para el suministro del mejorador de movilidad a la formación. Por ejemplo, en la figura 9, se presenta una parte de la herramienta 900 que tiene pastillas articuladas 912a y 912b. Estas pastillas pueden colocarse contra la formación por la herramienta, utilizando medios de despliegue conocidos, tales como brazos 91 1 a y 91 1 b, respectivamente. Cuando no se utilizan, las pastillas preferiblemente se empotran por debajo de la superficie externa de la herramienta, por ejemplo, en las aberturas 910a y 910a en el cuerpo de la herramienta. Como se observa, las pastillas pueden incluir una pluralidad de electrodos tales como los 913a, 914a sobre la pastilla 912a y los electrodos 913b y 914b sobre la pastilla 912b. En una configuración, los electrodos en cada pastilla pueden mantenerse en el mismo potencial, además se aplica una diferencia de potencial entre los grupos de electrodos sobre cada pastilla. Esta diferencia de potencial puede ser constante o puede variar con el tiempo, y la proporciona una fuente de corriente eléctrica en la superficie o en la herramienta 900. Por tanto, la corriente fluye entre dos o más pastillas, al menos en parte en la formación. En otra configuración, la diferencia de potencial se aplica entre los electrodos sobre la misma pastilla. Por tanto, la corriente fluye entre los electrodos, como se desee. En ambas configuraciones, la corriente puede fluir preferiblemente en la zona invadida de la formación, especialmente si el filtrado de lodo tiene mejor conductividad que el petróleo en la formación. En algunos casos, el flujo de corriente genera calor en la formación. El mejorador de movilidad es el calor que se introduce en la formación por conducción térmica o convección térmica si se desplazan los fluidos en la formación, por ejemplo, cuando también se utiliza la inyección de la herramienta. La herramienta 900 también se proporciona con un obturador que se puede extender 920 para establecer la comunicación entre la herramienta y la formación. El obturador puede acoplarse con capacidad de desenganche a una placa de respaldo 924 para facilitar el reemplazo de éste. El obturador 920, elaborado de un material elástico puede comprender una soporte interno 925 para la prevención de la deformación del obturador bajo diferencial de presión entre la perforación y la herramienta. El obturador también proporciona un receptáculo 921 y una compuerta 922 para el flujo de los fluidos de perforación en la herramienta cuando el obturador se aplica contra la pared de la perforación. El obturador se proporciona con un medio de perforación 923, para la perforación de un hoyo en la pared de la perforación. El hoyo puede utilizarse para facilitar la inyección de fluidos desde la herramienta 900 o para extraer fluido de la formación en la herramienta 900 y capturar una muestra. En particular, el fluido puede inyectarse en la formación para la modificación localmente de la resistividad de la formación y mejorar la eficiencia del calentamiento por las pastillas 912a y/o 912. Aunque se presentan con los electrodos, las pastillas 912a y 912b pueden comprender alternativamente cualquier antena electromagnética, transmisor acústico, resistor u otro elemento para la generación de calor. Además, las pastillas de calentamiento pueden configurarse con una o más entradas a través de las cuales se perfora un hoyo dentro de la formación. La entrada puede estar en comunicación de fluido con la herramienta de modo que se pueden tomar muestras del fluido de la formación. También, los elementos de calentamiento o electrodos, sobre la pastilla preferiblemente se disponen de modo que la profundidad a la cual el calor es capaz de penetrar en la formación es suficiente para la movilización de un volumen de petróleo correspondiente a las necesidades de muestreo y no están limitados a dos por pastillas. En forma similar, puede utilizarse cualquier número de pastillas y la herramienta 900 no se limita a dos pastillas. Ahora en referencia a la figura 10, se presenta en mayor detalle la parte del obturador de la herramienta capaz de mejorar la movilidad del fluido del yacimiento al suministrar calor con una o más bobinas de inducción. El obturador de la figura 10 comprende una placa de respaldo 1000 instalada con acción pivotante sobre pistones 1001 y 1002 que se pueden extender sobre la herramienta de fondo de pozo (no mostrada). La placa de respaldo 1000 soporta el obturador 1020 para separar la compuerta 1012 de la herramienta de fondo de pozo de la perforación cuando el obturador es empujado contra la pared de la perforación (no mostrada). El obturador puede proporcionarse con un eje de perforación 1010 y una barrena de perforación 101 1 en el extremo distal de éste para la perforación de un hoyo en la pared de la formación. La herramienta puede estar en comunicación de fluido con el hoyo perforado, a través del cilindro 1003 y la compuerta 1012. En la figura 10, se presenta una bobina 1021 empotrada en el cuerpo del obturador 1020. La bobina puede tener cualquier número de vueltas. La bobina 1021 se alimenta preferiblemente de una fuente de corriente alterna (no mostrada), por ejemplo, en el cuerpo de la herramienta. La frecuencia de accionamiento puede estar en el orden de kHz, o del orden de frecuencias de radio. Como se observa en la figura 10, la bobina puede configurarse para que rodee el eje de perforación 1010 y puede utilizarse para la generación de un campo magnético alterno esencialmente alineado con un hoyo perforado (no mostrado) en la formación. La corriente inducida por la bobina puede fluir en la formación. En esta configuración, las líneas de corriente por lo general son círculos que rodean el hoyo perforado. Ahora en referencia a la figura 1 1 , se presenta en sección transversal una parte del obturador de una herramienta capaz de mejorar la movilidad del fluido del yacimiento al suministrar calor con un emisor ultrasónico. Como se describe en la figura 1 1 , se presiona el obturador 1 1 1 3 contra la formación 1 1 para establecer comunicación de fluido entre una entrada 1 1 14 de una herramienta de fondo y la formación. El obturador 1 13 se soportado por una placa de respaldo 1 100 extendida hacia la pared de perforación por los martillos de pistón 1 102 y 1 101 . La porción de sonda preferiblemente es capaz de perforar un hoyo 1 1 10 en la formación 1 1 con una barrena de perforación 1 1 1 1 instalada en el extremo distal del eje de perforación 1 1 12 accionada por la herramienta. La placa de respaldo 1 100 de la figura 1 1 además se proporciona con emisores ultrasónicos para la generación de calor en la formación. Como se observa en la figura 1 1 , dos emisores comprenden discos piezoeléctricos 1 121 a y 1 1216. Los discos pueden polarizarse en su espesor y pueden ser accionados por la herramienta en o cerca de la resonancia del espesor. Los emisores pueden además comprender capas de adaptación 1 122a y 1 122b, respectivamente, para la mejora del acoplamiento acústico de los discos piezoeléctricos (alta impedancia acústica) a la formación (baja impedancia acústica). Las capas de adaptación pueden adicionalmente presionarse contra la formación utilizando miembros de resorte 1 121 a y 1 121 b, por ejemplo, apilados de arandelas tipo Belleville. Se debe entender que aunque se observan dos emisores en la figura 1 1 , puede utilizarse cualquier número de emisores. En la presente invención se han descrito e ilustrado muchas configuraciones de métodos y aparatos para la modificación de una formación con la finalidad de obtener una muestra de fluido de la formación. Aunque se han descrito configuraciones particulares, las mismas no están destinadas a limitar la invención, debido a que la invención se presenta en el alcance más amplio que la técnica permitirá y la especificación se entenderá bajo el mismo sentido. Por tanto, aunque se han revelado algunas configuraciones en referencia con los elementos de perforación, se apreciará que una herramienta con el elemento de perforación podría utilizarse si únicamente se va a realizar la perforación de un hoyo, o si la herramienta se mueve entre la primera y segunda ubicaciones de perforación. Asimismo, aunque se ha presentado una configuración con dos elementos de perforación que perforan en forma oblicua hacia la formación, se apreciará que podría utilizarse un solo elemento de perforación en ángulo, y en forma controlada, con respecto a la pared del hueco de perforación. En esta forma, puede crearse un primer hoyo oblicuo, y luego el elemento de perforación movido a la segunda ubicación moviendo el elemento de perforación dentro de la herramienta o moviendo la herramienta, y el elemento de perforación reinicia en otro ángulo de modo que puede hacerse un segundo hoyo que puede o no intersecar el primer hoyo. De hecho, el segundo hoyo puede estar perpendicular a la pared del hueco de perforación u oblicuo con respecto a ésta. Alternativamente, puede utilizarse un mecanismo de perforación diferente del elemento de perforación para crear uno o más hoyos en la formación. Por ejemplo, el mecanismo de perforación puede incluir, pero no se limita a, cañones perforadores. También, aunque la revelación descrita que suministra un mejorador de movilidad en la formación con los elementos de perforación en sitio en la formación, se apreciará que los elementos de perforación podrían retirarse de la formación antes de la introducción del mejorador de movilidad. Por tanto, el suministro del mejorador de movilidad y el muestreo de los fluidos de la formación puede ocurrir con los elementos de perforación extraídos hacia la herramienta o con los elementos de perforación ubicados en la formación. Alternativamente, se puede introducir en la formación un eje que no puede incluir una barrena de perforación en su extremo después que se ha perforado el hoyo y realiza operaciones similares al eje con una barrena de perforación. Además, se apreciará que aunque la revelación descrita sella la ubicación a lo largo de la pared del hueco de perforación con un obturador, luego perfora la formación en las ubicaciones aisladas, está dentro del alcance de la revelación el uso de elementos de perforación para perforar dentro de la formación sin primero aislar la ubicación de la perforación con un obturador. En esta forma, los elementos de perforación de la herramienta no necesitan colocarse en las ubicaciones del obturador o sonda. Con los elementos de perforación desplazados de los obturadores o sondas, los métodos de uso de la herramienta pueden modificarse de modo que después de la perforación de un hoyo o hoyos, podrían retirarse los elementos de perforación a la herramienta y luego la herramienta puede moverse de modo que el obturador o sonda se ubicará en, o alrededor de, el hoyo o hoyos para establecer un trayecto de fluido entre los hoyos perforados y la herramienta. Una vez que se establece el trayecto de fluido, puede utilizarse cualquiera de los métodos descritos de la invención. Los conocedores de la técnica apreciarán que la herramienta también puede proporcionarse con pistones de anclaje y otros medios de anclaje de respaldo. Además, aunque se presentan varias configuraciones de la herramienta de acuerdo con esta revelación con características específicas, se considera dentro del alcance de esta revelación una herramienta de fondo de pozo que tiene características encontradas en diferentes figuras, o la combinación de características encontradas en esta revelación con características conocidas de la técnica. En particular, pueden utilizarse medios de combinación de herramientas de fondo de pozo de suministro de un mejorador de movilidad para aprovechar en algunos casos, por ejemplo, una herramienta que combina dos o más medios para el suministro de calor. En forma similar, dentro del alcance de esta revelación está un sistema que comprende una pluralidad de herramientas que incluyen las características presentadas en una o más herramientas descritas en la misma. También, aunque las configuraciones de la revelación se ilustraron en detalle para una herramienta transportada por una línea de cable, los conocedores de la técnica y presentada por el beneficio de la revelación apreciarán que el alcance de la revelación incluye herramientas desplegadas a través de otros medios de transporte. En particular, las herramientas y métodos discutidos aquí pueden utilizarse en una situación de la perforación, es decir, cuando la herramienta es transportada o desplegada como parte de un ensamble de hueco de fondo o en la línea de perforación. En este ejemplo, la línea de la herramienta preferiblemente está equipada con una fuente de energía y un sistema de telemetría, desde la superficie hasta el fondo de pozo, conocidos en la técnica y adecuados para el modo de transporte por línea. También se observa que la herramienta transportada de tubería de perforación puede o no equiparse con una barrena de perforación y puede utilizarse alternativamente para evaluar un pozo o un yacimiento. Finalmente, aunque las configuraciones de la revelación principalmente están relacionadas con la perforación de una formación a partir de un hueco de perforación no revestido, se apreciará que los aparatos y métodos descritos pueden utilizarse incluso si el hueco de perforación está revestido. En consecuencia, los conocedores de la técnica apreciarán que aún otras modificaciones podrían hacerse a la invención proporcionada sin desviarse del píritu y alcance reivindicados.

Claims (1)

1. REIVINDICACIONES: 1 . Se reivindica un método para obtener una muestra de fluido de una formación subterránea atravesada por un hueco de perforación, el método comprende: el descenso de la herramienta en el hueco de perforación, la herramienta incluye al menos un mecanismo de perforación dispuesto a través de la pared de la herramienta, y al menos una compuerta en comunicación de fluido con un recipiente de muestra; la creación de un primer hoyo a través de la pared del hueco de perforación en la formación con al menos un mecanismo de perforación; el aumento de la movilidad del fluido de la formación, en donde el fluido de la formación está dispuesto entre la pared del hueco de perforación y el primer hoyo; y la obtención de la muestra de fluido de la formación, en donde al menos una de las actividades, el aumento o la obtención, se realiza utilizando el primer hoyo. 2. El método de acuerdo con la Reivindicación 1 , en donde tanto el aumento como la obtención se realizan utilizando el primer hoyo. 3. El método de acuerdo con la Reivindicación 1 , en donde tanto la creación del primer hoyo incluye su perforación en la pared del hueco de perforación con la barrena de perforación. 4. El método de acuerdo con la Reivindicación 1 , en donde el aumento de la movilidad incluye el enganche de al menos uno entre el obturador y la pastilla contra la pared del hueco de perforación. 5. El método de acuerdo con la Reivindicación 4, que además incluye el calentamiento de al menos uno entre el obturador y la pastilla con lo cual aumenta la movilidad de la formación. 6. El método de acuerdo con la Reivindicación 4, que además incluye la activación del elemento de calentamiento dispuesto en al menos uno entre el obturador y la pastilla. 7. El método de acuerdo con la Reivindicación 1 , en donde el aumento de la movilidad incluye la activación del elemento de calentamiento dispuesto en la herramienta. 8. El método de acuerdo con la Reivindicación 1 , en donde el aumento de la movilidad incluye la inyección del fluido a la formación. 9. El método de acuerdo con la Reivindicación 8, en donde la inyección del fluido incluye la inyección del fluido en el primer hoyo. 10. El método de acuerdo con la Reivindicación. 8, que además incluye la alimentación del fluido desde la superficie. 1 1 . El método de acuerdo con la Reivindicación 8, que además comprende el mezclado de al menos dos fluidos en el fondo de pozo. 12. El método de acuerdo con la Reivindicación 1 , en donde el aumento de la movilidad incluye la extensión de una tubería dentro del primer hoyo. 13. El método de la reivindicación 12, que además comprende el calentamiento de la tubería. 14. El método de la reivindicación 12, en donde la obtención de la muestra se realiza por la tubería. 15. El método de la reivindicación 1 , que además comprende la creación de un segundo hoyo a través de la pared del hueco de perforación en la formación. 16. El método de la reivindicación 15, en donde la obtención de la muestra se realiza a través de la utilización del segundo hoyo. 17. El método de acuerdo con la Reivindicación 15, en donde el aumento de la movilidad del fluido de la formación incluye el aumento de la movilidad de la formación entre el primer hoyo y el segundo hoyo. 18. El método de la reivindicación 1 , que además comprende el análisis de la muestra en la herramienta de hueco de perforación. 19. El método de acuerdo con la Reivindicación 1 , en donde el aumento de la movilidad del fluido de la formación incluye al menos una entre las actividades de generación de onda acústica, generación de radiación electromagnética, creación de reacción exotérmica y creación de combustión en sitio. 20. El método de acuerdo con la Reivindicación 19, en donde el espectro de radiación electromagnética comprende la frecuencia coincidente con la frecuencia de absorción del fluido de la formación, un fluido inyectado o agua intersticial. 21 . Un aparato para la obtención de una muestra de fluido de la formación a partir de un yacimiento de hidrocarburos atravesado por un hueco de perforación, el aparato comprende: al menos un primer mecanismo de perforación dispuesto sobre una pared de la herramienta de fondo de pozo, para la creación de un primer hoyo a través de la pared del hueco de perforación en la formación; medios para el calentamiento de parte de la formación para mejorar la movilidad del fluido de la formación ubicado adyacente al primer hoyo, en donde los medios de calentamiento están ubicados al menos en parte en la herramienta de fondo de pozo; y al menos una compuerta de muestreo dispuesta sobre una pared de la herramienta de fondo de pozo, conectada con transferencia de fluido a un recipiente de muestreo dispuesto en la herramienta de fondo de pozo. 22. El aparato de acuerdo con la Reivindicación 21 , en donde el mecanismo de perforación incluye al menos un mecanismo de perforación y un cañón perforador. 23. El aparato de acuerdo con la Reivindicación 21 , en donde el medio para calentamiento incluye al menos uno entre un elemento de calentamiento resistivo, fluido caliente, solvente caliente, bobina de inducción, reacción exotérmica, combustión en sitio y onda acústica. 24. El aparato de acuerdo con la Reivindicación 21 , que además incluye un elemento de sellado adaptado para enganchar la pared del hueco de perforación, en donde al menos parte del elemento de sellado rodea la compuerta de muestreo. 25. El método de acuerdo con la Reivindicación 21 , en donde al menos parte del medio para el calentamiento puede extenderse dentro del primer hoyo.