SISTEMAS Y MÉTODOS PARA LA EVALUACIÓN Y ANÁLISIS DE LA COMPATIBILIDAD DE FLUIDOS PARA FONDO DE POZO
REFERENCIA CRUZADA CON LAS SOLICITUDES RELACIONADAS Esta solicitud reivindica la prioridad de la solicitud provisional de Estados
Unidos n. 0 60/845.332, consignada el 18 de septiembre de 2006 cuya revelación se incorpora aquí como referencia en su totalidad. Esta solicitud reivindica la prioridad de la solicitud provisional de Estados Unidos serie n. 0 60/882.359, consignada el 28 de diciembre de 2006 cuya revelación se incorpora aquí como referencia en su totalidad. Esta solicitud está relacionada con el n. 0 de serie 1 1 /562.908, cuya consignación de formato electrónico se realizó el 22 de noviembre de 2006 cuya revelación se incorpora aquí como referencia en su totalidad. ANTECEDENTES DE LA INVENCIÓN 1 . Campo de la invención Esta invención está relacionada, en el sentido más amplio, con la exploración y producción de petróleo y gas. Más particularmente, esta invención está relacionada con sistemas y métodos para la evaluación y análisis de la compatibilidad de un yacimiento con fluidos de tratamiento, fluidos de perforación y la compatibilidad de estos fluidos entre sí. 2. Estado de la técnica Es bien sabido en las técnicas de exploración y producción de petróleo y gas que puede ser ventajoso introducir determinados fluidos en el hueco de perforación y la formación. Por ejemplo, durante la perforación, el fluido por lo general se introduce en el anillo entre la línea de perforación y el hueco de
perforación. Durante la exploración, el fluido puede inyectarse hacia la formación para obtener información relacionada con la formación. Durante la producción, determinados aditivos pueden inyectarse dentro de la formación para mejorar la producción. Antes de la introducción de cualquier cantidad importante de fluido dentro del hueco de perforación o la formación, es deseable determinar si existe la posibilidad de que el fluido cree una reacción indeseable. Por tanto, es preferible realizar una o más pruebas de compatibilidad de fluidos antes introducirlos. El proceso de evaluación puede incluir comprobaciones de la compatibilidad de los fluidos de tratamiento o fluidos de perforación con la formación del yacimiento y los fluidos del yacimiento. En general, los fluidos son compatibles si su mezcla no afecta en forma negativa la permeabilidad de la formación, ni provoca el desarrollo de producto indeseable alguno (tal como asfáltenos, ceras o incrustaciones) en la perforación, tuberías de producción, instalaciones en la superficie o líneas de flujo. Cuando se utilizan fluidos de tratamiento, los mismos deberían retirar el daño existente (por lo general provocado durante la operación de perforación) sin provocar otro daño, por ejemplo, precipitados o emulsiones productos como consecuencia de interacciones con la roca o fluidos de la formación. En casos extremos, es posible que un fluido que en apariencia es beneficioso pueda crear reacciones importantes que dañen permanentemente la permeabilidad del yacimiento. En la actualidad, las pruebas de compatibilidad de fluidos se realizan en un laboratorio utilizando fluidos obtenidos del hueco de perforación o la formación. En algunos casos, como es bien conocido en la técnica, los fluidos se obtienen por medio de una herramienta para huecos de perforación que toma muestras de los
fluidos de la formación. Se desciende la herramienta dentro del hueco de perforación, ésta atraviesa la formación y se pone en contacto con la formación. Para obtener la muestra del fluido de formación se reduce la presión de la herramienta por debajo de la presión existente en la formación. Luego trae devuelta a la superficie la herramienta con la muestra de fluido. Se recupera la muestra de fluido y se envía al laboratorio para evaluación. También la técnica reconoce otros métodos de obtención de muestras de fluido, estos incluyen la recuperación de muestras del pozo de producción, durante la evaluación del pozo o durante la explotación o producción del pozo. Las solicitudes previamente incorporadas revelan herramientas para el fondo del pozo que evalúan la formación por inyección de fluidos que no pertenecen la formación (de prueba) dentro de la formación y después por muestreo de los fluidos de la formación. Las herramientas incluyen sensores y circuitos para la supervisión y análisis de las características de los fluidos de la formación en el fondo de pozo. Sin embargo, es deseable que, antes de inyectar cualquier medio dentro de la formación, se realicen las pruebas de compatibilidad. Lo más deseable sería que las pruebas de compatibilidad de fluidos se realizaran en el fondo de pozo al mismo tiempo, o antes, de la evaluación que requiere la inyección de fluidos que no pertenecen a la formación dentro de ésta. SUMARIO DE LA INVENCIÓN En consecuencia, un objetivo de la revelación es proporcionar sistemas y métodos para la evaluación y análisis de la compatibilidad de fluidos para el fondo de pozo. Otro objetivo de la revelación es proporcionar sistemas para el suministro de fluidos de prueba al fondo de pozo.
Otro objetivo más de la revelación es proporcionar sistemas para tomar muestras de fluido del fondo de pozo. Otro objetivo de la revelación es proporcionar sistemas tomar fluidos de prueba del fondo de pozo. También otro objetivo de la revelación es proporcionar sistemas para el fondo de pozo para el mezclado en forma selectiva de un fluido de prueba con una muestra de fluido. Otro objetivo de la revelación es proporcionar sistemas tomar la inyección de fluidos de prueba dentro de la formación. También otro objetivo de esta revelación es proporcionar sistemas para el fondo de pozo para la detección y análisis de reacción que puedan producirse en la mezcla de fluido de prueba y muestra de fluido. Aún otro objetivo de esta revelación es proporcionar sistemas para el fondo de pozo para la determinación de la compatibilidad de un fluido de prueba con una muestra de fluido de fondo de pozo en función de la reacción detectada y analizada de su mezcla. También otro objetivo de la revelación es proporcionar métodos para la determinación en el fondo de pozo de la compatibilidad de los fluidos de prueba con los fluidos de la formación o fluidos de perforación. De acuerdo con estos objetivos, que se discutirán en detalle más adelante en correspondencia con un ejemplo de configuración, los sistemas revelados incluyen una herramienta que tiene una pluralidad de cámaras para almacenar fluidos de prueba y una cámara de mezclado. Las cámaras se conectan a líneas de flujo, una bomba y una pluralidad de válvulas para obtener las muestras de fluido de fondo de pozo y proporcionar selectivamente dos o más fluidos a la
cámara de mezclado. La cámara de mezclado puede incluir algunos medios de mezclado, por ejemplo, un dispositivo giratorio. La cámara de mezclado se proporciona con uno o más sensores (dentro o fuera de la cámara) para la detección una reacción que se produzca en la cámara de mezclado. Se utilizan un circuito o circuitos acoplados a los, uno o más, sensores para la interpretación de la salida de los sensores y realizar la determinación de la compatibilidad del fluido. En algunos casos, los circuitos se acoplan a los equipos de telemetría para transferir los resultados de la prueba hasta los equipos en la superficie y recibir instrucciones con respecto al muestreo y evaluación. En otros casos, el proceso de muestra y evaluación es controlado por un controlador de fondo de pozo que usa instrucciones del software de ejecución guardadas en un chip de memoria. En general, si no se detecta reacción alguna, se determina que los fluidos son compatibles. Si se detecta una reacción, entonces se evalúan las consecuencias de la reacción con respecto al uso destinado del fluido de prueba. Por ejemplo, por una parte, los yacimientos de petróleo de medio a pesado por lo general contienen asfáltenos. Se sabe que la concentración aumenta con la disminución de la gravedad API (aumento de la densidad) y el aumento de la viscosidad del petróleo del yacimiento. Por otra parte, puede utilizarse una inyección de anhídrido carbónico para mantener la presión de poro en yacimiento a pesar del agotamiento del yacimiento con el transcurso de la producción. Sin embargo, la inyección de anhídrido carbónico puede provocar la precipitación de asfáltenos que con frecuencia es perjudicial para la producción debido a que puede reducir la permeabilidad del yacimiento. Por tanto, si un fluido de prueba de anhídrido carbónico produce una precipitación detectable de asfáltenos, se considera incompatible con los fluidos del yacimiento. La precipitación de asfáltenos puede
detectarse con un detector de dispersión óptica del tipo descrito en la técnica, o cualquier otro método. De acuerdo con una configuración alternativa, se obtienen muestras del fondo de pozo al capturar un núcleo y procesarlo en la herramienta para extraer una muestra de fluido de la formación. En otra configuración alternativa, se llevan a cabo pruebas en sitio por inyección de un fluido de prueba dentro de la formación y la incorporación de uno o más sensores que se ubican específicamente de tal manera que sean capaces de detectar un caso de reacción en el sitio de inyección. De acuerdo con otra configuración alternativa, se inyecta un fluido de prueba dentro de la formación, para que se mezcle con el fluido de la formación y se extrae la mezcla de la formación que está dentro de la herramienta donde se detectó y analizó la reacción. La combinación de fluido de prueba y muestra de fluido recogida a la primera profundidad puede ser inyectada de regreso al yacimiento a una segunda profundidad. También, el fluido inyectado en la primera profundidad y luego recuperado en una primera profundidad puede ser tratado y purificado para reinyección a una segunda profundidad. La primera y segunda profundidades pueden ser la misma o ser diferentes. La velocidad de inyección y presión de inyección pueden ser detectadas y evaluadas. De acuerdo con otras configuraciones alternativas, los fluidos de prueba pueden colocarse en cámaras antes de que la herramienta sea descendida al fondo de pozo; estos fluidos pueden obtenerse del fondo de pozo creado por la perforación (por ejemplo, lodo de perforación o fluido de terminación); el fluido de prueba puede suministrarse desde la superficie según se necesite (por ejemplo, por una tubería de serpentín); también puede ser generado en el fondo de pozo
(por ejemplo, agua de calentamiento para obtener vapor como fluido de prueba o reacción de dos o más químicos para generar un fluido deseado); puede ser obtenido en sitio desde otra zona de formación durante la misma ejecución o en una operación de registro más temprana. Los fluidos de prueba adecuados para utilizar de acuerdo con esta revelación incluyen gases, líquidos, así como líquidos que contienen sólidos. Gases adecuados incluyen: hidrógeno, anhídrido carbónico, nitrógeno, aire, gas de chimenea, gas natural, metano, etano y vapor. Líquidos adecuados incluyen: agua caliente, ácidos, alcoholes, líquidos provenientes de gas natural (propano, butano) u otros hidrocarburos líquidos, soluciones micelares y polímeros. Sólidos adecuados para usar en líquidos incluyen: agente apuntalante, grava y arena. Además, los fluidos de prueba pueden incluir: desemulsificantes (agentes de rompimiento de emulsión), agentes de estabilización de asfáltenos, soluciones microbianas, agentes tensoactivos, solventes, modificadores de viscosidad y catalizadores. Las reacciones detectables entre fluidos de prueba y muestras de fluido incluyen: la formación de partículas sólidas (por ejemplo, asfáltenos, ceras o precipitados), la formación de emulsiones, un cambio en la viscosidad de la muestra de fluido, la generación de un gas, la generación de calor, o el cambio de cualquier propiedad termofísica de la muestra de fluido (por ejemplo, densidad, envolvente de fase, etc.). La reacción entre el fluido de prueba y la muestra de fluido se detecta y se mide en el tiempo utilizando uno o más sensores. Los sensores pueden ubicarse dentro o fuera, o combinación de ambos, (por ejemplo, un sensor de rayos X o sensor de rayos gamma) de la cámara de mezclado. Pueden ubicarse a lo largo
de las líneas flujo en la herramienta. En casos donde se detecta la reacción en la formación, los sensores pueden ubicarse sobre, o cerca de, el exterior del cuerpo de la herramienta. Sensores útiles incluyen los del tipo que pueden medir, entre otras cosas, uno o más de los siguientes parámetros: densidad, presión, temperatura, viscosidad, composición, límite de fase, resistividad, propiedades dieléctricas, resonancia magnética nuclear, dispersión de neutrones, cromatografía de gas o líquido, espectroscopia óptica, dispersión óptica, análisis óptica de imágenes, dispersión de energía acústica, decaimiento térmico de neutrones o dispersión de neutrones, conductancia, capacidad eléctrica, contenido carbono/oxígeno, crecimiento o propagación de la fractura hidráulica, marcadores radiactivos o no radiactivos, actividad bacteriana, posible formación de corriente generada durante la inyección, H2S, trazas de elementos y metales pesados. La herramienta para el fondo de pozo de esta revelación puede desplegarse con un cable de alambre, tractor o tubería de serpentín en un pozo abierto o revestido. Alternativamente, puede desplegarse como parte de un ensayador de toma de registro durante la perforación que puede incorporarse en una línea de perforación y se utiliza mientras se perfora. Ventajas y objetivos adicionales de la invención serán evidentes para los conocedores de la técnica al revisar la descripción detallada en conjunto con las figuras complementarias. BREVE DESCRIPCIÓN DE LOS DIBUJOS La figura 1 es una presentación esquemática de un sistema de acuerdo con esta revelación desplegado por una cable de alambre en un hueco de perforación y se acopla a equipos en la superficie;
La figura 2A es un diagrama esquemático de los componentes de una primera configuración de un sistema de acuerdo con la presente invención; La figura 2B es un diagrama esquemático de los componentes de una variación de la configuración en la figura 2A; La figura 3 es un diagrama esquemático de los componentes de una segunda configuración de un sistema de acuerdo con la presente invención; La figura 4 es un diagrama esquemático de los componentes de una tercera configuración de un sistema de acuerdo con la presente invención; La figura 5 es un diagrama esquemático de los componentes de una cuarta configuración de un sistema de acuerdo con la presente invención; La figura 6 es un diagrama esquemático de los componentes de una quinta configuración de un sistema de acuerdo con la presente invención; La figura 7 es un diagrama de flujo de una primera configuración de un método de acuerdo con la presente invención; La figura 8 es un diagrama de flujo de una segunda configuración de un método de acuerdo con la presente invención; La figura 9 es un diagrama de flujo de una tercera configuración de un método de acuerdo con la presente invención; La figura 10 es un diagrama de flujo de una cuarta configuración de un método de acuerdo con la presente invención; La figura 1 1 es un diagrama de flujo de una quinta configuración de un método de acuerdo con la presente invención; La figura 12 es un diagrama de flujo de una sexta configuración de un método de acuerdo con la presente invención; La figura 3 es un gráfico de datos obtenidos de un sensor de densidad
óptica que indica la precipitación de asfáltenos después de la inyección de anhídrido carbónico; La figura 14 es un gráfico de datos obtenidos de un sensor de fluorescencia que indica la precipitación de asfáltenos después de la inyección de anhídrido carbónico; La figura 15 es un gráfico de datos obtenidos de un sensor de densidad/viscosidad que indica la precipitación de asfáltenos después de la inyección de anhídrido carbónico; La figura 16 es un gráfico de datos obtenidos de un espectrómetro óptico después de la inyección de agua dentro del fluido de la formación y que indica que no se formó una emulsión; y La figura 17 es un gráfico de datos obtenidos de un espectrómetro óptico después de la inyección de agua dentro del fluido de la formación y que indica que se formó una emulsión; y
DESCRIPCIÓN DESTALLADA DE LAS CONFIGURACIONES PREFERIDAS Volviendo ahora la figura 1 , se presentan los puntos básicos de un sistema de exploración de un yacimiento (registro del hueco de perforación). Se presenta una herramienta o sonda 10 para el fondo de pozo suspendida en un hueco de perforación 14 de una formación 1 1 por un cable 12, aunque pudiera ubicarse en el extremo de una tubería de serpentín, acoplada una tubería de perforación, o desplegada utilizando cualquier otro medio usado en la industria de despliegue de herramientas de exploración. La pared del hueco de perforación 14 normalmente se recubre con una torta de lodos 1 1 a que puede ayudar a la evaluación de la formación del yacimiento con la herramienta o sonda 10. El cable 12 no solamente
apoya físicamente la herramienta 10 para el hueco de perforación, sino que por lo general, también envía señales desde la herramienta de hueco de perforación 10 hacia los equipos 5 ubicados en la superficie. También se puede proporcionar corriente eléctrica a la herramienta por el cable 12. Los equipos ubicados en la superficie 5 pueden incluir un procesador de señales, computadora, circuito específico o equipos similares que son bien conocidos en la técnica. Por lo general, el equipo/procesador de señales 5 toma 1a información enviada en ascenso por el sistema de registro del hueco de perforación 10, procesa la información y genera un registro adecuado tal como un registro de pantalla 18 o similar. En forma más adecuada, la información también puede presentarse en una pantalla y registrarse en un medio de almacenamiento de datos o medio similar. En la figura 2A se ilustra esquemáticamente una primera configuración de un sistema o herramienta de acuerdo con esta revelación. El sistema o herramienta 100 incluye una pluralidad de cámaras de fluido de prueba, por ejemplo, cámaras 102, 104, 106, una bomba reversible 108, una cámara de mezclado 1 10 y una sonda o empaque 1 12. Las cámaras 102, 104, 106, 10 y la sonda o empaque 1 12 se acoplan en forma selectiva a la bomba 108 por los conductos 102a, 104a, 106a, 1 10a, 1 12a y válvulas 102b, 104b, 106b, 1 10b, 1 12b. La bomba 108 además se acopla selectivamente al hueco de perforación por el conducto 1 12c y la válvula 1 12d. Opcionalmente, se acoplan selectivamente una o más cámaras de muestra 1 14 (se presenta una) a la bomba 108 por una o más conductos 1 14a (se presenta uno) y una o más válvulas 1 14b (se presenta una). De acuerdo con esta configuración uno o más sensores 1 16 se asocian con la cámara de mezclado 1 10 y se proporciona la cámara de mezclado 1 10 con un
dispositivo de mezclado tal como un dispositivo giratorio 1 10c. El, uno o más, sensores 1 16 puede estar dentro de la cámara de mezclado 1 10 y/o simplemente cerca de ésta según el tipo de sensores que se utilice. Por ejemplo, los sensores de presión y temperatura preferiblemente se ubican dentro de la cámara de mezclado o al menos en comunicación de fluido con la cámara de mezclado. Los sensores de rayos X y sónicos pueden ubicarse fuera de la cámara. Si la cámara es transparente o se proporciona con ventanas, pueden ubicarse sensores de espectroscopia óptica fuera de la cámara. Los sensores 1 16 preferiblemente se acoplan a un circuito o circuitos 1 18 que procesan, preprocesan o de otra manera analiza las salidas del sensor. La salida procesada del sensor preferiblemente se transfiere a equipos en la superficie por una unidad telemétrica 120 acoplada a los circuitos de análisis 1 18. Cuando es posible, la telemetría 120 es bidireccional y recibe comandos desde los equipos en la superficie para operar las válvulas, la bomba y el inyector/extractor. Aunque no se muestras en las figuras, es evidente que los componentes controlados en forma remota se acoplan a la telemetría. Se evidencia que la herramienta puede operarse en forma independiente utilizando un controlador de fondo de pozo que ejecute instrucciones de software. En un ejemplo las cámaras 102, 104, 106, 1 10 y 1 14, si es factible, se equipan con un pistón deslizante capaz de movimiento reciprocante en la cámara. El pistón puede definir un lado de la cámara en comunicación de fluido con el hueco de perforación. Por tanto, los fluidos ubicados en el otro lado de las cámaras se mantienen a la presión del hueco de perforación. En un ejemplo, la sonda o empaque 1 12 es una sonda que tiene capacidad d extensión. La sonda 1 12 puede descansar por debajo de la superficie externa de la herramienta, o extenderse dentro del acoplamiento sellante con la pared del
hueco de perforación. En posición extendida, la sonda 1 12 con capacidad de extensión establece una comunicación de fluido entre la herramienta y la formación. La sonda 1 12 con capacidad de extensión alternativamente puede estar en comunicación de fluido con el hueco de perforación en posición retraída. Alternativamente, la sonda o empaque 1 12 puede ser un empaque de asiento que se puede inflar y proporciona una función similar, aunque no idéntica, a una sonda extensible. En otro ejemplo, la sonda o empaque 1 12 separa una zona de protección y una zona de muestra en la pared del hueco de perforación. (1 1 en la Figure 1 ). Normalmente, la zona de protección rodea la zona de muestra. El fluido extraído de la zona de protección mediante una bomba (no presentada) puede ser enviado al hueco de perforación (no mostrado). El fluido extraído simultáneamente desde la zona de muestra por la bomba 108 puede utilizarse para la evaluación de compatibilidad. Este arreglo finalmente proporciona un fluido de la formación prácticamente sin filtrado de lodo u otro fluido de perforación. En este arreglo, la prueba de evaluación de compatibilidad llevada a cabo sobre el fluido extraído de la zona de muestra puede en esencia ser idéntica la evaluación de compatibilidad realizada sobre el fluido de la formación original. Aún en otro ejemplo, cuando el hueco de perforación está revestido con un revestimiento, la sonda o empaque incluye un mecanismo para perforar el revestimiento, y un mecanismo para tapar el revestimiento después de la prueba. En otro ejemplo, puede ajustarse la presión o la temperatura, o ambas, de la cámara de mezclado 1 10 y los sensores 1 16 pueden detectar un acontecimiento de reacción en la cámara de mezclado a diferentes presiones y temperaturas. La figura 2B ilustra una herramienta 100' de acuerdo con la presente
invención. Los componentes de la herramienta 100' son aproximadamente idénticos a los de la herramienta 100. Los componentes similares tienen los mismos números de referencia. La diferencia en esta configuración es que los sensores 16' están ubicados en o adyacentes a una línea de flujo tal como el conducto 1 10a que acopla la cámara de mezclado 1 10 con la bomba 108. Si se desea, los sensores pueden colocarse en ambas ubicaciones, es decir en o adyacente a la línea de flujo entre la bomba y la cámara de mezclado así como en o adyacente a la cámara de mezclado. En el arreglo de la figura 2B, los sensores 1 16' pueden utilizarse para realizar mediciones sobre los fluidos que fluyen desde la sonda o empaque 1 12 antes del mezclado con los fluidos de prueba en la cámara de mezclado. 1 10. Por ejemplo, los sensores 1 16' pueden utilizarse para realizar mediciones en el hueco de perforación o fluidos de la formación. Los sensores 1 16' también pueden utilizarse para realizar mediciones sobre los fluidos que fluyen desde las cámaras de fluido de prueba 102, 104 o 106 antes del mezclado con otro fluido en la cámara de mezclado 1 10. Los sensores 1 16' además pueden utilizarse para realizar mediciones sobre las mezclas de fluidos que fluyen desde la cámara de mezclado 1 10. En un ejemplo, una muestra de fluido de la formación y un fluido de prueba reaccionan entre sí en la cámara de mezclado y el producto de la reacción es un sólido o gas. El sólido o gas producido puede separarse por gravedad de otros materiales en la cámara de mezclado. El conducto 1 10a se conecta, por ejemplo, con el fondo de la cámara de mezclado 1 10. Cuando los materiales fluyen desde la cámara de mezclado a través del sensor 1 16' y el conducto 1 10a es conectado al fondo de la cámara de mezclado 1 10, el sensor 1 16' realiza mediciones sobre materiales con
densidades disminuidas cuando la cámara de mezclado 1 10 está vacía, de esta manera facilita en algunos casos la detección de la reacción que ocurrió en la cámara de mezclado 1 10. La figura 3 ilustra una segunda configuración de una herramienta 200 de acuerdo con la presente invención. Los componentes de la herramienta 200 son aproximadamente idénticos a los de la herramienta 100. Los componentes similares tienen números de referencia similares incrementados en 100. La diferencia en esta configuración es que el mezclado de un fluido de prueba que fluye desde una de las cámaras 202, 204 o 206 y el fluido que fluye desde la sonda o empaque extensible 212 se produce en un mezclador en línea 230. El mezclador en línea 230 puede ser de cualquier tipo conocido en la técnica, capaz de mezclar los fluidos que fluyen desde las líneas de flujo 210a y 210b. Luego la mezcla puede fluir a través del conducto 212c y ser vertidos al hueco de perforación. La mezcla puede alternativamente fluir a través del conducto 214a y ser capturado en una cámara de muestra 214. En el arreglo de la figura 3, la proporción del fluido de prueba y la muestra de fluido en la mezcla puede controlarse por la relación de los caudales de bombeo de las bombas 208 y 208'. Esta proporción puede ser modificada de acuerdo con los objetivos de la prueba de compatibilidad. El sensor 216 es capaz de realizar una medición sobre la mezcla que tiene varias proporciones de muestra de fluido y fluido de prueba. Como se muestra, el sensor 216 es capaz además de medir el fluido que sale del mezclador 230. Así, la información proporcionada por el sensor 216 puede utilizarse ventajosamente para decidir cuándo tomar una muestra en la cámara 214. En un ejemplo, la función de la bomba 208 puede ser combinada con la
función de las cámaras 202, 204 o 206. Por ejemplo, la presión que genera un aparato tal como una bomba (o una válvula acoplada al hueco de perforación) pudiese incluirse en conjunto con cada cámara para forzar, de manera controlada, la salida del fluido de la cámara. Alternativamente, los fluidos en las cámaras 202, 204, 206 pueden mantenerse a presión alta y liberarse de modo controlado para la mezcla básicamente mediante la abertura de una respectiva válvula asociada 202b, 204b, 206b. La figura 4 ilustra una tercera configuración de una herramienta 300 de acuerdo con la presente invención. Los componentes de la herramienta 300 son aproximadamente idénticos a los de la herramienta 100. Los componentes similares tienen números de referencia similares incrementados en 200. La diferencia en esta configuración es que los sensores 316 están ubicados para detectar reacciones que se producen en la formación, descritas en mayor detalle más adelante al hacer referencia a la figura 9. Debido a que las reacciones se producen en la formación, no se necesita de una cámara de mezclado para el mezclado del fluido de prueba con un fluido de la formación. No obstante, se hace evidente que puede proporcionarse una cámara de mezclado si la prueba necesita de la inyección de una mezcla de fluidos de prueba que por cualquier razón, no esté mezclada antes de que la herramienta funcione en el hueco. En el arreglo de la figura 4, la reacción en la formación es detectada por los sensores 316 y la analizan los circuitos 318. La mezcla del fluido de prueba y fluido de la formación además puede ser extraídos de la formación por la sonda o empaque 312 y capturados en la cámara 314 si se desea. Los sensores 316 pueden ubicarse sobre el cuerpo de herramienta 300 o sobre la sonda o empaque 312. Estos sensores miden las características de la
mezcla de fluido de la formación y fluido de prueba que aún está en la formación. Alternativa o adicionalmente estos sensores miden características de la roca de la formación en presencia del fluido de prueba. Por tanto los sensores 316 pueden utilizarse para determinar la compatibilidad de los fluidos de prueba llevados al fondo de pozo por la herramienta 300 con el fluido de la formación y/o la roca de la formación. Algunos ejemplos de sensores que pudiesen utilizarse son sensores que miden las propiedades de resistividad a múltiples profundidades, propiedades dieléctricas, propiedades de resonancia magnética nuclear (RMN), propiedades espectroscópicas de neutrones tal como el decaimiento térmico y relación de carbono/oxígeno. Alternativa o adicionalmente, pueden desplegarse los sensores remotos en la formación, como se presenta, por ejemplo, en la Patente de los Estados Unidos n.° 6.766.854, cedida al cesionario de la presente invención, cuya revelación completa se incorpora aquí como referencia. Los sensores remotos pueden detectar un fluido o una propiedad de la formación. Los sensores remotos preferiblemente comunican la propiedad detectada a la herramienta de fondo de pozo para su análisis. Aunque en la figura 4 únicamente se muestra una sonda o empaque 312, puede utilizarse una primera sonda o empaque 312 para la inyección de fluidos de prueba y una segunda sonda o empaque (no presentada) puede utilizarse para la extracción de fluido o mezclas de fluidos de la formación. La primera sonda o empaque puede ser similar o diferente de la forma, tamaño o tipo de la secuencia sonda o empaque. Cada sonda o empaque puede tener su propia bomba específica. La sonda/empaque utilizado para la extracción de fluido y la
sonda/empaque utilizado para la inyección del fluido de prueba pueden ubicarse uno con respecto del otro en varias formas, que incluyen la alternativa de sonda/empaque de inyección alrededor de la sonda/empaque de extracción. La figura 5 ilustra una cuarta configuración de una herramienta 400 de acuerdo con la presente invención. Los componentes de la herramienta 400 son aproximadamente idénticos a los de la herramienta 100. Los componentes similares tienen números de referencia similares incrementados en 300. La diferencia en esta configuración es que la sonda/empaque 1 12 (figura 2) se ha reemplazado con un aparato de captura y proceso de núcleos 412 para obtener muestras de formación descritas con mayor detalle más adelante con respecto a la figura 12. La figura 6 ilustra una quinta configuración de una herramienta 500 de acuerdo con la presente invención. Los componentes de la herramienta 500 son similares a los de la herramienta 100. Los componentes similares tienen números de referencia similares incrementados en 400. La diferencia en esta configuración es que las cámaras de fluido de prueba y sus válvulas asociadas y conductos se han reemplazado con un conducto 502a y una válvula 502b que están ordenados para recibir el fluido de prueba desde la superficie mientras la herramienta 500 está en el fondo de pozo como se describe en mayor detalle más adelante en referencia con la figura 10. La figura 7 es un diagrama de flujo de una primera configuración de un método de acuerdo con esta presente invención que puede llevarse a cabo con las herramientas 100, 100' o 400. Ahora en referencia a las figuras 2A y 7, el método comienza en el paso 600 al llenar las cámaras de fluido de prueba 102, 104, 106 de la herramienta 100. La herramienta 100 luego se desciende al fondo de pozo
en el paso 602. En el paso 604 se selecciona una opción para extraer el fluido de la formación, el fluido de hueco de perforación o el fluido de perforación, si es aplicable. Si el fluido de la formación va a extraerse en el paso 606, la sonda o empaque 1 12 se extiende hasta hacer contacto con la formación. Si el fluido de perforación va a extraerse en el paso 608, la sonda o empaque 1 12 no se extiende más allá del fluido de perforación. En cualquier caso, el fluido se extrae al abrir las válvulas 1 12b y abrir la bomba 108. Cuando se desea, puede abrirse la válvula 1 10b. De esta manera el fluido extraído fluye hacia la cámara de mezclado 1 10 en el paso 610. Cuando suficiente fluido de muestra ha llenado la cámara de mezclado, la bomba se detiene y se cierra la válvula 1 12b. El fluido de prueba se envía a la cámara de mezclado en el paso 612 al abrir una o más válvulas 102b, 104b, 106b y entrar en funcionamiento la bomba. Cuando se ha enviado suficiente fluido de muestra a la cámara de mezclado 1 10, la bomba se detiene y se cierran todas las válvulas. Los fluidos se mezclan en el paso 614 por la operación del dispositivo giratorio 1 10c. En el paso 616 se detecta la reacción de los fluidos entre sí utilizando los sensores 1 16. En el paso 618 se analiza en la salida del sensor utilizando los circuitos de análisis 1 18. Los resultados de análisis se transmiten hacia la superficie en el paso 620 utilizando los equipos de telemetría 120. Preferiblemente, se vacía y se llena la cámara de mezclado 1 10 en el paso 622. La cámara de mezclado puede vaciarse por la abertura de la válvula 1 10b, y una de las válvulas 1 12b, 1 14b o 1 12d y la abertura de la bomba 108 para transferir el contenido de regreso a la formación, hacia el contenedor 1 14 o hacia la perforación. El contenido de la cámara de mezclado 1 12 alternativamente puede transferirse hacia una de las cámaras preferiblemente vacías 102, 104, 106, si se desea. Si una de las cámaras de fluido de prueba 102, 104, 106 se llena con un
fluido no reactivo, puede utilizarse para llenar la cámara de mezclado antes de la realización de la siguiente prueba. La figura 8 es un diagrama de flujo de una segunda configuración de un método de acuerdo con esta presente invención que puede llevarse a cabo con las herramientas 100, 100', o 400. Ahora en referencia a las figuras 2A y 8, el método comienza en el paso 700 al descender la herramienta al fondo de pozo con al menos una de las cámaras de fluido de prueba 102, 104, 106 vacía, por ejemplo, 102. En el paso 702 se extrae un fluido de prueba del fondo de pozo al abrir las válvulas 1 12b y 1 14b, y abrir la bomba 108 para recolectar el fluido del fondo de pozo hacia la cámara de muestra 1 14. Luego el fluido de prueba puede ser transferido hacia la cámara 102 en el paso 704 al cerrar la válvula 1 12b, abrir la válvula 102b y revertir la bomba 108. El fluido recolectado podría ser fluido de perforación o fluido de la formación. Luego el fluido de la formación es extraído en el paso 706 en la misma forma descrita antes en referencia con la figura 7. La herramienta podría ser movida a una profundidad diferente entre los pasos 704 y 706. El fluido extraído en el paso 706 puede ser bombeado directamente hacia la cámara de mezclado en el paso 708. El fluido recolectado almacenado en la cámara 102, luego se añade a la cámara de mezclado en el paso 710. Los fluidos se mezclan en el paso 712 y la reacción se detecta en el paso 714. Se analiza la reacción en el paso 716 y los resultados se transmiten a la superficie en el paso 718. La figura 9 es un diagrama de flujo de una tercera configuración de un método de acuerdo con esta presente invención, según la selección del paso 802, puede realizarse con una de las herramientas 100 y 100' o con la herramienta 300. De acuerdo con esta configuración, el fluido de prueba se inyecta en la formación en
el paso 800. La velocidad de inyección y presión de inyección pueden ser registradas y analizadas como se describe en detalle más adelante. Si una de las herramientas 100 o 100' se utiliza para la prueba, puede transferirse un fluido de prueba de una de las cámaras 102, 104 o 106 hacia la cámara 1 10 utilizando la bomba 108. El fluido de prueba luego puede inyectarse hacia la formación utilizando la sonda o empaque 1 12. Alternativamente, puede recolectarse una mezcla de fluido de prueba y fluido de muestra a la misma profundidad o una diferente, por ejemplo, en la cámara 1 10 o 102. La mezcla puede utilizarse en el paso 800 como fluidos de prueba. Si la herramienta 300 se utiliza para la prueba, puede inyectarse cualquier fluido de prueba de la cámara 302, 304, 306 hacia la formación utilizando la sonda o empaque 312 de la herramienta 300. Si la prueba va a realizarse en sitio como lo determina el paso 802, preferiblemente se utiliza la herramienta 300 y la reacción en sitio se detecta en el paso 808 con los sensores 316 (figura 4). Si la determinación en el paso 802 es realizar la prueba en la cámara de mezclado 1 10, (figura 2A o figura 2B) se extrae la combinación del fluido de prueba y el fluido de la formación en el paso 804 y se envía a la cámara de mezclado en el paso 806 y se detecta la reacción mediante los sensores 1 16 o 1 16' (figura 2A o figura 2B). En cualquier caso, la salida de los sensores se analiza en el paso 810 y los análisis se transmiten a la superficie en el paso 812. En el ejemplo se evidencia que la decisión en el paso 802 debe tomarse antes de descender la herramienta al fondo de pozo. Alternativamente, la herramienta 300 pudiese modificarse para incluir una cámara de mezclado y dos conjuntos de sensores, un conjunto ordenado para detectar reacciones en sitio y otro para detectar reacciones en la cámara de mezclado.
Puede correlacionarse la velocidad de inyección y la presión de inyección. Su relación puede utilizarse para identificar el daño a la permeabilidad debido al mezclado del fluido de prueba y el fluido de la formación en el yacimiento. Alternativamente, una mezcla que exhiba una reacción puede utilizarse como fluido de inyección. La relación entre la velocidad de inyección y la presión de inyección puede utilizarse para evaluar el impacto de esta reacción sobre la permeabilidad o movilidad en la formación en la cual se inyecta la mezcla. El método de la figura 9 puede utilizarse en combinación, por ejemplo, con el método de la figura 7. El método de la figura 7 se aplica primer y se determina la compatibilidad entre el fluido de prueba y el fluido de muestra. En algunos casos, los fluidos pueden ser compatibles. Luego se lleva a cabo el método de la figura 9 al introducir el mismo fluido de prueba en la formación. Con el conocimiento de que los fluidos son compatibles, si se produce una incompatibilidad en la formación, puede sospecharse la incompatibilidad entre el fluido de prueba y la roca de la formación. La figura 10 es un diagrama de flujo de una cuarta configuración de un método de acuerdo con esta presente invención que puede llevarse a cabo con la herramienta 500 (figura 6). Ahora en referencia a las figuras 6 y 10, se desciende la herramienta 500 al fondo de pozo en el paso 900. Utilizando la sonda o empaque 512, la bomba 508, válvulas y conductos asociados, se extrae el fluido de la formación o de perforación en el paso 902 y se envía a la cámara de mezclado 510 en 904. Utilizando la bomba 508, el conducto 502a y la válvula 502b, el fluido desde la boca del pozo se envía a la cámara de mezclado 510 en 906. Los fluidos se mezclan en el paso 908 y la reacción se detecta en el paso 910. En el paso 912 se analiza la salida de lo sensores 516 utilizando los circuitos
518 y los resultados del análisis se transmiten hacia la superficie en el paso 914 con los equipos de telemetría 520. Es evidente que el fluido de prueba de la superficie pudiera ser suministrado hacia la cámara de mezclado por gravedad o bombas en la superficie. En ese caso, el conducto 502a pudiese acoplarse directamente a la cámara de mezclado. La figura 1 1 es un diagrama de flujo de la quinta configuración de un método de acuerdo con esta presente invención que puede llevarse a cabo con las herramientas 100, 100', 200 o 400. La herramienta 1000 se desciende al fondo de pozo en el paso 1000. El fluido de la formación se extrae en el paso 1002 y se envía a la cámara de mezclado en el paso 1004. En el paso 1006, se genera el fluido de prueba, por ejemplo, utilizando agua de calentamiento para generar vapor, o mezclando dos o más reactivos juntos. Cuando los reactivos incluyen un sólido y un líquido, el reactivo líquido puede bombearse hacia la cámara que contiene el reactivo sólido, y el fluido de prueba resultante puede enviarse a la cámara de mezclado en el paso 1008. Cuando los reactivos incluyen dos líquidos, es preferible mezclarlos antes de que hagan contacto con el fluido de la formación. Así, se prefiere introducirlos en la cámara de mezclado antes del envío del fluido de la formación a la cámara. No obstante, los fluidos de prueba y de la formación se mezclan en el paso 1010 y la reacción se detecta en el paso 1012. La salida del sensor se analiza en el paso 1014 y los resultados del análisis se transmiten a la superficie en el paso 1016. La figura 12 es un diagrama de flujo de la sexta configuración de un método de acuerdo con esta presente invención que puede llevarse a cabo con la herramienta 400. Entonces en referencia a las figuras 5 y 12, el método comienza en el paso 1 100 al llenar las cámaras de fluido de prueba 402, 404, 406. La
herramienta 400 luego se desciende al fondo de pozo en el paso 1 102. En el paso 1 104 se obtiene una muestra de núcleo utilizando el módulo de captura y proceso de núcleos 412 que captura el núcleo y extrae el fluido de la formación de éste en el paso 1 106. El fluido extraído se envía a la cámara de mezclado 410 al abrir las válvulas 410b y 412b y poner en funcionamiento la bomba 408. Esto provoca el fluido extraído que luego fluye hacia la cámara de mezclado 410 en 1 108. Cuando suficiente fluido de muestra ha llenado la cámara de mezclado, la bomba se detiene y se cierra la válvula 412b. El fluido de prueba se envía a la cámara de mezclado en el paso 1 1 10 al abrir una o más válvulas 402b, 404b, 406b y entrar en funcionamiento la bomba. Cuando se ha enviado suficiente fluido de muestra a la cámara de mezclado 410, la bomba se detiene y se cierran todas las válvulas. Los fluidos se mezclan en el paso 1 1 12 por la operación del dispositivo giratorio 410c. En el paso 1 1 14 se detecta la reacción de los fluidos entre sí utilizando los sensores 416. En el paso 1 1 16 se analiza en la salida del sensor utilizando los circuitos de análisis 418. Los resultados de análisis se transmiten hacia la superficie en el paso 1 1 18 utilizando los equipos de telemetría 420. Los fluidos de prueba adecuados para utilizar de acuerdo con esta revelación incluyen gases, líquidos, así como líquidos que contienen sólidos. Gases adecuados incluyen entre otros: hidrógeno, anhídrido carbónico, nitrógeno, aire, gas de chimenea, gas natural, metano, etano y vapor. Líquidos adecuados incluyen: agua caliente, ácidos, alcoholes, líquidos provenientes de gas natural (propano, butano), soluciones micelares y polímeros. Sólidos adecuados para usar en líquidos incluyen: agente apuntalante, grava y arena. Además, los fluidos de prueba pueden incluir entre otros: desemulsificantes (agentes de rompimiento de emulsión), agentes de estabilización de asfáltenos, soluciones microbianas,
agentes tensoactivos, solventes, modificadores de viscosidad y catalizadores. Las reacciones detectables entre fluidos de prueba y muestras de fluido incluyen entre otras: la formación de partículas sólidas (por ejemplo, asfáltenos, ceras o precipitados), la formación de emulsiones, un cambio en la viscosidad de la muestra de fluido, la generación de un gas, la generación de calor, o el cambio de cualquier propiedad termofísica de la muestra de fluido, por ejemplo, densidad, viscosidad, compresibilidad. También, puede estimarse la envolvente de fase de las mediciones de fondo de pozo como se presenta en la Solicitud de Patente de los Estados Unidos n.° 2004/0104341 . La reacción entre el fluido de prueba y la muestra de fluido se detecta y se mide en el tiempo utilizando uno o más sensores. Los sensores (por ejemplo, un sensor de rayos X) pueden ubicarse dentro o fuera de la cámara de mezclado. Pueden ubicarse a lo largo de las líneas flujo en la herramienta. En casos donde se detecta la reacción en la formación, los sensores pueden ubicarse sobre, o cerca de, el exterior del cuerpo de la herramienta. Sensores útiles incluyen los del tipo que pueden medir, entre otras cosas, uno o más de los siguientes parámetros: densidad, presión, temperatura, viscosidad, composición, límite de fase, resistividad, propiedades dieléctricas, resonancia magnética nuclear, dispersión de neutrones, cromatografía de gas o líquido, espectroscopia óptica, dispersión óptica, análisis óptica de imágenes, dispersión de energía acústica, decaimiento térmico de neutrones o dispersión de neutrones, conductancia, capacidad eléctrica, contenido carbono/oxígeno, crecimiento o propagación de la fractura hidráulica, marcadores radiactivos o no radiactivos, actividad bacteriana, posible formación de corriente generada durante la inyección, H2S, trazas de elementos y metales pesados.
La herramienta para el fondo de pozo de esta revelación puede desplegarse con un cable de alambre, tractor o tubería de serpentín en un pozo abierto o revestido. Alternativamente, puede desplegarse como parte de un ensayador de toma de registro durante la perforación que puede incorporarse en una línea de perforación y se utiliza mientras se perfora. La herramienta para el fondo de pozo de esta revelación puede enviar diferente información según el ancho de banda de la telemetría disponible con su modo de despliegue o transferencia. Si se despliega con un cable de alambre, la herramienta de fondo de pozo dispondrá de un gran ancho de banda de telemetría. Los datos digitalizados del sensor pueden enviarse hacia la boca del pozo para el procesamiento por los equipos en la superficie 5 de la figura 1. Si se despliega con equipos de línea de perforación con telemetría de pulso de lodo, la herramienta de fondo de pozo dispondrá de muy bajo ancho de banda de telemetría. Los digitalizados datos del sensor pueden guardarse en una memoria ubicada en el fondo de pozo que se recupera cuando regrese la herramienta a la superficie. Los datos recuperados pueden utilizarse en el sitio del pozo o en otros sitios. Los datos del sensor también pueden procesarse en el fondo de pozo y los resultados del procesamiento pueden enviarse a la boca del pozo, esencialmente en tiempo real. Los resultados se envían opcionalmente con indicadores de confianza relacionados. Ya sea que se obtengan mediante un procesador de datos en la superficie o un procesador de datos en el fondo de pozo, los resultados del procesamiento pueden incluir una indicación que señale si se ha detectado una reacción o no. Una refinación adicional incluye la variación de las proporciones del fluido de prueba y la muestra de fluido en la mezcla, y el envío de las proporciones a las
cuales se detecta la reacción (si es aplicable). Aún otra refinación incluye la variación de la presión y/o temperatura de la mezcla, y la identificación de la presión y temperatura presentes en la reacción detectada (si es aplicable). Si se utiliza más de un sensor para la detección de una reacción, la información proveniente de estos sensores puede combinarse y pudiese utilizarse para indicar el tipo de reacción que se detectó. Ahora en lo referente a las figuras 13-15, solo a manera de ejemplo y no como limitación, se ilustran los resultados de la inyección de anhídrido carbónico en una muestra del fluido de la formación por medio de gráficos de la información de tres sensores diferentes. La figura 13 presenta la información de un espectrómetro óptico con respecto a tres canales de longitud de onda diferente, canales FS9, FS1 1 y FS12 que están cada uno en el rango entre 900 a 2200 nanómetros, antes y después de que las muestras sean inyectadas con fluido de prueba de anhídrido carbónico. Los cambios notables en la densidad óptica de las muestras de fluido indican en cada caso la precipitación de asfáltenos. Esto puede conducir a la conclusión de que el anhídrido carbónico y los fluidos de la formación son incompatibles. La figura 14 presenta la información de un sensor de fluorescencia antes y después de que la muestra de fluido de la formación sea inyectada con fluido de prueba de anhídrido carbónico. El cambio en la fluorescencia (Canal 0) de las muestras de fluido indica la precipitación de asfáltenos. Este gráfico también indica la relación de la resina a moléculas de asfalteno que es útil en la estimación del potencial daño provocado por los asfáltenos. La figura 15 presenta la información de un sensor de densidad/viscosidad antes y después de que la muestra de fluido de la formación sea inyectada con
fluido de prueba de anhídrido carbónico. Los cambios notables en la viscosidad y densidad indican la precipitación de asfáltenos. Ahora en lo referente a las figuras 16 y 17, solo a manera de ejemplo y no como limitación, se ilustran los resultados de la inyección de agua en dos muestras del fluido de la formación diferentes por medio de gráficos de la información de un espectrómetro óptico. La figura 16 presenta dos gráficos espectrales, A y B. El gráfico A es un gráfico espectral de petróleo de peso liviano antes de ser inyectado con agua y el gráfico B es un gráfico espectral del petróleo de peso liviano después de la inyección con agua. Estos gráficos indican que no se formó emulsión por la inyección de agua debido a que la emulsión pudiese haber provocado una gran dispersión en las longitudes de onda visible e infrarrojo cercano. Así, puede determinarse que el agua y el petróleo de peso liviano son compatibles. La figura 17 presenta dos gráficos espectrales para diferentes muestras de petróleo antes y después de la inyección con agua. El gráfico A es un gráfico espectral de petróleo de peso medio y el gráfico B es un gráfico espectral del petróleo de peso medio después de la inyección con agua. El aumento y dispersión de la densidad óptica en el intervalo de longitudes de onda de 900 a 2200 nanómetros indica la formación de una emulsión. Las emulsiones pueden formarse en petróleos mediano y pesado que contienen una cantidad importante de asfáltenos. Los asfáltenos actúan como agentes tensoactivos con agua de la formación o de tratamiento. Las gotas de emulsión resultantes tienen enlaces de alto contenido de energía que crean una dispersión muy estrecha de gotas que no se separa fácilmente. Estas fuerzas de acción sobre la superficie pueden crear tanto emulsiones de aceite en agua como de agua en aceite. Tales emulsiones requieren tanto de tratamiento térmico como de tratamiento químico en los
equipos de superficie para la separación. Por tanto, puede concluirse que el agua es incompatible con esta muestra de petróleo. Se han descrito e ilustrado en la presente invención varias configuraciones de sistemas y métodos para realizar la evaluación y análisis de la compatibilidad de fluidos del fondo de pozo. Aunque se han descrito configuraciones particulares, se entiende que la invención no está limitada a éstas, por cuanto la invención abarca el alcance más amplio que la técnica permita y que la especificación se considera bajo los mismos términos. Por tanto, aunque se han revelado tres cámaras de fluidos de prueba y una cámara de mezclado, es evidente que pudiera utilizarse también un mayor o menor número de cámaras. Además, aunque no se ha revelado una fuente de energía particular para el fondo de pozo, se entiende que puede utilizarse cualquier medio convencional de generación de energía para la herramienta de evaluación para el fondo de pozo. Aunque se ha revelado una bomba para el suministro de fluidos a las cámaras, los fluidos pueden entrar y salir de las cámaras por medios diferentes a una bomba. Por ejemplo, algunos o todos los fluidos pueden suministrarse por gravedad, presión hidráulica, etc. Debe entenderse que la herramienta para el fondo de pozo de esta revelación no se limita a telemetría de pulsos de lodo o telemetría de cable. En consecuencia, es evidente para los conocedores de la técnica que otras modificaciones aún pudiesen realizarse sin apartarse del espíritu y alcance de las Reivindicaciones.