MÉTODO Y APARATO PARA EL UESTREO DE FLUI DOS DE UNA FORMACIÓN
ANTECEDENTES Referencia cruzada a solicitudes relacionadas Esta solicitud es del tipo no provisional de la Solicitud de Patente Provisional copendiente Serial No. 60/845,332, consignada el 1 8 de septiembre de 2006, cuya contenido se incorpora aquí como referencia para toda finalidad. Campo de la revelación Esta revelación está relacionada en general con la exploración de campos petroleros. Más particularmente, esta revelación está relacionada con técnicas asociadas con la extracción de fluidos de una formación hacia una herramienta para fondo de pozo. Antecedentes de la revelación Los términos «petróleo pesado» o «petróleo extrapesado» suelen describir en la técnica petróleos crudos muy viscosos en comparación con el «petróleo crudo liviano». Tales petróleos crudos muy viscosos frecuentemente son referidos como «fluidos de la formación de baja movilidad». En América se encuentran grandes cantidades de petróleo pesado, en particular, en países como Canadá y Venezuela y en el estado de California de Estados Unidos. Históricamente, el petróleo pesado fue menos deseable que el petróleo liviano. La viscosidad del petróleo pesado provoca dificultades para su producción. El petróleo pesado también contiene contaminantes asimismo muchos compuestos aumentan el grado de complejidad de la refinación. En los últimos años, los avances en las técnicas de producción y el aumento del precio del petróleo crudo liviano han permitido que los procesos de producción y refinación del petróleo pesado sean factibles desde el punto de vista económico. El petróleo pesado en realidad abarca una amplia variedad de petróleos crudos muy
viscosos. El petróleo pesado medio por lo general tiene una viscosidad de 903 a 906 kg-m"3, una gravedad API (abreviatura en inglés del grado establecido por el Instituto Estadounidense del Petróleo) de 25° a 1 8°, y una viscosidad de 10 a 100 mPa-s. Es un fluido móvil a las condiciones del yacimiento y puede extraerse utilizando, por ejemplo, producción de petróleo pesado en frío con arena (CHOPS, por sus siglas en inglés). El petróleo extrapesado por lo general tiene una densidad de 933 a 1 ,021 kg-m"3, una gravedad API de 20° a 7o, y una viscosidad de 100 a 10,000 mPa-s. Es un fluido que puede movi lizarse a las condiciones del yacimiento y puede ser extraído utilizando técnicas de inyección de calor, tal como la estimulación cíclica de calor, inundación con vapor y drenaje por gravedad con la ayuda de vapor (SAGD, por sus siglas en inglés) o técnicas de inyección de solvente tal como la extracción con ayuda de vapor (VAPEX, por sus siglas en inglés). Las arenas alquitranosas, el bitumen y la lutita petrolífera tienen una densidad de 985 a 1 ,021 kg-m"3, y una gravedad API de 12° a 7o, y una viscosidad de más de 10,000 mPa-s. Son fluidos que no tienen movimiento cuando la temperatura de la formación es de aproximadamente 10 °C (en Canadá) y deben utilizarse procedimientos de minería para su extracción. Los hidrocarburos con densidad y gravedad API similares, pero con una viscosidad menor de 10.000 mPa s pueden moverse en parte cuando la temperatura de la formación sea de aproximadamente 50°C (por ejemplo, en Venezuela). Se han propuesto diversas herramientas y técnicas para aumentar la movilidad del fluido de la formación muy viscoso, como los petróleos pesados y bitumen, de tal modo de obtener una muestra. Las técnicas propuestas por lo general emplean un enfoque sencillo, tal como la toma de núcleos, aplicación de calor o inyección de un fluido dentro de la formación en un intento de recuperar una muestra del fluido de la formación muy viscoso, sin consideración de las características especiales del fluido viscoso o formación particular.
Las herramientas que realizan estas técnicas además por lo general ejecutan un proceso predeterminado, de nuevo sin tomar en cuenta las características de la constitución de la formación particular o el fluido. SUMARIO En consecuencia un objetivo de esta revelación es proporcionar herramientas y métodos que permitan el muestreo de los fluidos de la formación, y en particular, aunque no exclusivamente, el muestreo de hidrocarburos de alta viscosidad o fluidos de baja movi lidad. De acuerdo con un aspecto de esta invención, se revela un método de recuperación de un fluido de la formación de una formación adyacente a una pared del hueco de perforación, el método incluye la estimación de al menos una característica seleccionada de la permeabilidad de la formación, la viscosidad del fluido de la formación o la movilidad del fluido en la formación. La primera herramienta se selecciona en función de la estimación, la primera herramienta que se selecciona de las opciones de una herramienta de calentamiento y muestreo, herramienta de inyección y muestreo o herramienta de extracción de núcleos. Luego se intenta la recuperación de una muestra de fluido de la formación mediante la primera herramienta en la formación, y se recupera la muestra de fluido de la formación. De acuerdo con otros aspectos, se proporciona un método de recuperación de un fluido de la formación de una formación adyacente a la pared del hueco de perforación, en este método la herramienta se desciende en el hueco de la perforación. Se inicia un primer proceso de recuperación en el cual el primer proceso de recuperación incluye la intención de aumentar la movilidad del fluido de la formación. Entonces se mide al menos un parámetro del fondo de pozo relacionado con la movilidad del fluido, y el primer proceso de recuperación se cambiará en función del parámetro medido del fondo de pozo. Luego se
inicia un segundo proceso de recuperación, en donde el segundo proceso de recuperación incluye la movilidad del fluido de la formación. Entonces se recupera la muestra del fluido de la formación con la herramienta. 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 un diagrama esquemático con mayor grado de detalle de una herramienta para la extracción de núcleos que incluye medios para la conservación de muestras de núcleo; La figura 3 es una ilustración esquemática de la herramienta de muestreo desplegada en el fondo de pozo y que se utiliza de acuerdo con algunos de los métodos de esta revelación; La figura 4 es una ilustración esquemática de un ensamble de sonda una herramienta que tiene un elemento de calentamiento instalado en el eje de perforación; La figura 5 es una perspectiva esquemática separada de una parte del obturador de la herramienta que tiene un obturador de muestreo protegido alrededor del eje de perforación; La figura 6 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 7 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 8 es una vista lateral en elevación de los indicadores de presión y temperatura unidos a las líneas de flujo de inyección y producción; La figura 9 es un esquema que presenta una configuración de una herramienta de prueba del sellado de los intervalos de perforación de diversas longitudes; y Las figuras 10A-C presentan un diagrama de flujo esquemático que ilustra un método de recuperación de una muestra de fluido proveniente de la formación. DESCRIPCIÓN DETALLADA El presente documento revela técnicas para la recuperación de fluido de la formación. Según un método revelado aquí, se estima una características de la formación (como, por ejemplo, la permeabilidad) y/o del fluido (como, por ejemplo, la viscosidad). En función de la estimación, se selecciona una herramienta de recuperación de fluido, como herramienta de calentamiento y muestreo, herramienta de inyección y muestreo o herramienta de extracción de núcleos. La herramienta para el fondo de pozo puede incluir varias herramientas de recuperación de modo que se seleccione la herramienta deseada. De acuerdo con otra técnica, la herramienta para el fondo de pozo puede iniciar el proceso de recuperación, medir el parámetro del fondo de pozo relacionado con la movilidad del fluido y cambiar el primer proceso de recuperación en función del parámetro medido del fondo de pozo. Adicionalmente, puede iniciarse el segundo proceso de recuperación para aumentar la movilidad del fluido de la formación. Ahora volviendo a 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 uti lizando 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 1 0 por el cable 1 2 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
1 6 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 1 8 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. El herramienta de hueco de perforación 10 puede incluir al menos una primera herramienta de recuperación de fluido 1 5 que es capaz de recuperar fluido de la formación. En la configuración ilustrada, la herramienta de hueco de perforación 10 también incluye una segunda herramienta de recuperación de fluido 1 7, que también es capaz de recuperar fluido de la formación. Las herramientas, primera y segunda, de recuperación de fluido 15,
1 7 incluyen sus propios consoladores o puede funcionar acopladas a un sistema de control central 13 que puede incluir un procesador (no mostrado). Alternativa y/o adicionalmente, las herramientas de recuperación 1 5, 17 se acoplan con capacidad de comunicación con el controlador de la superficie 16. Aunque la presente revelación está dirigida a técnicas de recuperación de muestras de fluido de la formación, las técnicas pueden aplicarse a una o más de diversas herramientas de recuperación, tales como una herramienta para la extracción de núcleos,
herramienta de calentamiento y muestreo o una herramienta de inyección y muestreo. En un ejemplo, la herramienta de calentamiento y muestreo, la herramienta de inyección y muestreo o la herramienta de extracción de núcleos puede incluirse en forma selectiva en la herramienta para el fondo de pozo 10 según la estimación de la característica, que puede ser la permeabilidad de la formación 1 1 , la viscosidad de la formación 1 1 o la movilidad del fluido en la formación 1 1 . La estimación de la movilidad puede derivarse de los registros u otros datos de la formación del actual pozo, registros u otros datos de la formación provenientes de otros pozos en el mismo yacimiento, análisis de los cortes obtenidos durante la perforación del pozo actual u otros pozos en la misma formación, o un modelo de yacimiento, si se dispone de éste. En otro ejemplo, dos o más del grupo que consiste en la herramienta de calentamiento y muestreo, herramienta de inyección y muestreo o herramienta de extracción de núcleos pueden formar parte de la herramienta para el fondo de pozo 10. Una herramienta del grupo de la herramienta de calentamiento y muestreo, la herramienta de inyección y muestreo y la herramienta de extracción de núcleos puede seleccionarse para el fondo de pozo en función de la estimación de la movilidad del fluido en la formación efectuada mediante otra herramienta di ferente del mismo grupo. Será apreciado por los conocedores de la técnica que al tomar en cuenta las características de la formación o fluido particular al que se le tomará muestras para la selección de las herramienta(s) de recuperación incluidas en la herramienta 1 0, aumenta la posibilidad de que al menos un componente de la herramienta para el fondo de pozo 10 permita el muestreo de la formación. Una de las herramientas, primera o segunda, de recuperación de fluido 15, 17 puede proporcionarse como herramienta para la extracción de núcleos, como por ejemplo la herramienta para la extracción de núcleos 30 que sirve de ejemplo ilustrativo en la figura 2. La herramienta para la extracción de núcleos 30 incluye una barrena de extracción de
núcleos 32 para obtener muestras de núcleos de la formación. La barrena de extracción de núcleos 32 puede estar rodeada por un sello anular 34 y puede estar dispuesta para cambiar la posición de horizontal a vertical de modo que los retenedores de núcleos que sirven para contenerlos (no mostrados) puedan guardarse en un portatubo de almacenamiento vertical 36. Una vez que se han guardado los portatubos de almacenamiento, pueden trasladarse los núcleos hasta la superficie para análisis. En un procedimiento alternativo, los núcleos pueden molerse con un molino 33 para tener acceso a los depósitos del fluido de la formación, de modo que se extraiga el fluido de la formación residual y se almacene en una cámara de muestreo 38. En otras configuraciones ejemplo, el fluido de la formación puede ser extraído de los núcleo(s) utilizando uno o más de varios métodos. Por ejemplo, una unidad de calentamiento 35 puede ocuparse de los núcleos o recibirlos y adaptarse para reducir la viscosidad del petróleo pesado aumentando la temperatura en o alrededor del núcleo o en ambas zonas. La unidad de calentamiento 35 puede producir calor con uno o más del grupo consistente en aparatos químicos, resistivos, radiantes o conductores, aunque puede incluir otros conocidos en la técnica. Los núcleos y/o el fluido de la formación, ya sean molidos o no, también pueden evaluarse con respecto a muchas de las propiedades o parámetros analizados aquí. Por ejemplo, pueden llevarse a cabo mediciones de resistividad en el núcleo. Para obtener la información del parámetro deseado, la herramienta para la extracción de núcleos 30 puede incluir uno o más sensores 39 que pueden ser colocados cerca de la cámara de muestra 38, la unidad de calentamiento 35 y el portatubo de almacenamiento, entre otros. La herramienta para la extracción de núcleos 30 puede utilizarse para ayudar a la recuperación de un fluido de la formación de una formación adyacente a un hueco de perforación. En algunos casos, el fluido se extrae del fondo de pozo y se guarda en una
cámara de muestreo 38, como la indicada antes. Además, la herramienta para la extracción de núcleos 30 puede sellar los núcleos capturados utilizando métodos conocidos en la técnica. Como otro aspecto más, la herramienta para la extracción de núcleos 30 puede incluir una unidad de refrigeración (no mostrada) para conservar las muestras de núcleo o fluido de modo que, por ejemplo, se minimice la movilidad del fluido atrapado en los núcleos. Por tanto, el núcleo puede ser transportado a la superficie terrestre donde se puede extraer y analizar el fluido atrapado. En vez de la extracción de núcleos, las herramientas de recuperación de fluido pueden utilizar inyección para mejorar la movilidad del fluido de la formación en un momento en la formación. Tales herramientas de inyección y muestreo pueden inyectar uno o más productos químicos que pueden generar calor al reaccionar juntos, el producto químicos que puede reaccionar con el fluido de la formación (por ejemplo, aire, oxígeno), petróleo, vapor, agua, fluido caliente, solvente (por ejemplo, anhídrido carbónico, nitrógeno, metano, hidrógeno líquido polar). Una de las herramientas de recuperación de fluido 15, 1 7 puede proporcionarse en forma selectiva como una herramienta de muestreo de inyección. Un ejemplo de la herramienta de muestreo de inyección 50 que usa medios de perforación para la inyección de fluido se ilustra en la figura 3 colocada en un hueco de perforación 52 de la formación 54. La herramienta 50 incluye dos ensambles sonda 56, 58 que puede extenderse fuera de la herramienta hacia la pared del hueco de perforación 52a. Cada ensamble de sonda 56, 58 incluye un obturador elástico 56', 58' que rodea a los medios de perforación correspondiente 60, 62. Obturadores adecuados incluyen los presentados en la Publicación de Solicitud de Patente de los Estados Unidos n.° 2006/0000606 o Publicación de Solicitud de Patente de los Estados Unidos n.° 2005/0279499. Alternativa o adicionalmente, pueden utilizarse separadores de obturadores
inflables (no mostrados) que pueden separar porciones del hueco de perforación 52. En la herramienta de «Medidor de la Dinámica del Huevo Revestido» (CHDT, por sus siglas en inglés) puede encontrarse un medio de perforación adecuado (véase, por ejemplo, "Formation Testing and Sampling through Casing", Oilfield Review, Spring 2002). Sin embargo, es de observarse que la herramienta 50, a diferencia de la herramienta CHDT descrita antes, puede utilizarse en un hueco de perforación no revestido. El cada medio de perforación incluye una barrena de perforación 60a, 62a, un eje de perforación correspondiente 60b, 62b y una línea de flujo 60c, 62c. La línea de flujo 60c, 62c puede extenderse a través de los ejes 60b, 62b, como se presenta, aunque puede tener otras diferentes configuraciones. Por ejemplo, las líneas de flujo 60c, 62c puede disponerse sobre ensambles de sonda separados a partir de los medios de perforación 60, 62 y/o pueden tener una entrada dispuesta cerca de los obturadores 56' , 58' . Las líneas de flujo 60c, 62c se acoplan a bombas correspondientes 64, 66. Las bombas 64, 66 se acoplan mediante líneas de flujo respectivas y las válvulas a recipientes de fluido o cámaras de muestra 68a, 68b y 70a, 70b, respectivamente. Analizadores de fluido (FA) opcionales 72a, 72b pueden acoplarse a la línea de flujo asociada desde el punto de vista operativo con las bombas 66, 64 y son capaces, entre otras cosas, de vigilar una propiedad del fluido extraído en las sondas 58, 56 y/o seguir una propiedad de los fluidos inyectados a la formación 54. Los analizadores de fluido 72a, 72b miden una propiedad del fluido en sitio y pueden comprender uno o más del conjunto que consiste en sensor fluorescente, sensor óptico, sensor de presión, sensor de temperatura, sensor de resistividad y/o sensor de conductividad. 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 resonancia magnética nuclear (RMN), objetos mecánicos vibrantes o acústica.
Preferiblemente se proporcionan circuitos electrónicos 74 para controlar las válvulas, las bombas y el medio de perforación, para comunicarse con los equipos de la superficie y analizar el contenido de los recipientes de fluido, etc., en conjunto con los analizadores de fluido opcionales 72a-b y/u otros sensores (no presentados). En operación, una o ambas sondas 56, 58 pueden extenderse fuera de la herramienta para acoplarse a la pared del hueco de perforación 52a, y preferiblemente sellar una o más ubicaciones a lo largo de la pared del hueco de perforación. Los medios de perforación 60, 62 se activan de tal manera que las barrenas de perforación 60a, 62a perforan los hoyos 54a, 54b a través de las ubicaciones separadas de la pared del hueco de perforación 52a en la formación. 54. Cuando la herramienta 50 se despliega así, las líneas de flujo 60c, 62c están en comunicación de fluido con los hoyos 54a, 54b en la formación 54, y en esencia sellan los fluidos en la perforación. De acuerdo con un ejemplo de configuración, la bomba 64 puede ser activada de manera que el contenido de los recipientes de fluido 68a y 68b es bombeado hacia la línea de flujo 60c, a través de la sonda 60 y hacia el hoyo 54a. En otros ejemplos de configuración, la herramienta 50 únicamente puede incluir un medio de perforación y/o únicamente un medio de muestreo, que puede o no colocarse alrededor del mismo ensamble de sonda. Por ejemplo, la herramienta 50 puede inyectar fluido a la formación a través del un primer ensamble de sonda y recuperar el fluido de la formación a través del mismo ensamble. En resumen, la herramienta 50 no está limitada a la configuración revelada antes, sino que puede tener cualquier otra configuración que utilice uno o más componentes descritos antes. En una configuración, la herramienta 50 uti liza una reacción química para generar un fluido caliente de inyección. Los contenidos de los recipientes 68a y 68b pueden escogerse de tal manera que reaccionen entre sí exotémiicamente 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 54 y moviliza los fluidos de la formación en su vecindad. La bomba 66 luego se activa para extraer el fluido de la formación movilizado desde el hoyo 54b. Los fluidos extraídos por la bomba 66 pueden enviarse a través del analizador óptico 72a para vigilar una o más características del fluido. En vez de usar una reacción química, la herramienta 50 puede generar combustión (controlada) en el sitio bombeando aire, oxígeno o una mezcla de esteos en uno de los hoyos. 54a, 54b. 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, como, por ejemplo, hacia el segundo hoyo perforado donde puede bombearse a la herramienta. En otra alternativa, la herramienta 50 puede incluir un recipiente 70a relleno con un fluido caliente o vapor que opcionalmente es generado por el fondo de pozo por elementos de calentamiento (no presentados) o por cualquier técnica descrita en la antes mencionada SN 1 1 /562,908. Alternativamente, el fluido caliente o vapor puede ser generado en la boca del pozo en la superficie. El fluido caliente se inyecta hacia el hoyo 54b, entonces el fluido de la formación movilizado puede ser extraído del hoyo 54b por inversión de la bomba 66. Los fluidos extraídos de la bomba 54b entonces pueden analizarse en el analizador de
fluido 72a durante un período de tiempo para determinar si deben almacenarse o descargarse. Por ejemplo, el fluido inicialmente extraído del hoyo 54b puede contener una cantidad significativa de fluido caliente que fue inyectada, y éste puede ser descargado en el hueco de perforación o reinyectado en 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 70b. La misma herramienta 50 además puede ser utilizada en un proceso no térmico para la recuperación de fluido de una formación. Por ejemplo, uno de los recipientes 68a-b, 70a-b de la herramienta 10 puede contener un mejorador de movi lidad, tal como, por ejemplo y sin limitarse a, un solvente miscible como un solvente halogenado o de otra forma solvente hidrocarburo polar normalmente líquido, anhídrido carbónico, y más preferiblemente un solvente clorado en el que se disuelvan asfáltenos. Pueden utilizarse otros recipientes usados para recolectar muestras de fluido de la formación movilizado en diferentes ubicaciones de la formación. Por ejemplo, la herramienta 50 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 54a. El mejorador de movi lidad guardado en el recipiente 68a puede ser inyectado al hoyo 54a por medio de la bomba 64. Después de un período de tiempo, si se desea, puede invertirse la bomba 64, y puede recolectarse el fluido de la formación movilizado a través del hoyo 54a y guardado en el recipiente 68b o descargarse como se desee, por ejemplo, en función de la información recopilada por el analizador de fluido (AF) 72b. Al mismo tiempo, o en algún otro momento antes o después, puede activarse la segunda bomba 66 si se desea sacar los fluidos de la formación movilizados desde la formación en la segunda ubicación retirada del hoyo 54b por la sonda 58. De
nuevo, estos fluidos pueden almacenarse o descargarse, según se desee. Después que se termine el muestreo deseado, puede moverse la herramienta 50 a otra posición, y una o ambas bombas 64 y 66 puede activarse para sacar más fluidos de la formación que hayan sido movilizados por la inyección del mejorador de movilidad dentro del hoyo 54a. Puede apreciarse que la herramienta 50 puede funcionar de acuerdo con uno o más parámetros de operación. Estos parámetros incluyen, pero no se limitan a, tasa de bombeo, presión di ferencial de bombeo, velocidad de inyección, volumen de inyección, fluido o medio de inyección, relación de inyección de diferentes fluidos, longitud y/o espaciado del hoyo perforado. El valor de los parámetros de operación puede variar de una formación a otra, por ejemplo, en función de la movilidad del fluido en la formación, la permeabilidad de la formación o la viscosidad del fluido de la formación. Estas propiedades pueden estimarse a partir de las mediciones realizadas antes que la herramienta 10 se descienda en el hueco de perforación o por los componentes de la herramienta 10. Los valores de los parámetros de operación de la herramienta 50 pueden ajustarse según la estimación más reciente, o de otra forma más confiable, de estas propiedades, entre otras, como se detalle adicionalmente con respecto a las figuras 10A, 10B, 10C. En vez de la inyección, las herramientas de recuperación de fluido pueden utilizar calor para mejorar la movilidad del fluido de la formación en un momento en la formación. Tales herramientas de muestreo térmico pueden utilizar una o más de diferentes fuentes de calentamiento, como calentamiento por frecuencia de radio (F ), fluido caliente, calentamiento resistivo, calentamiento conductivo, calentamiento ultrasónico o reacción química exotérmica. Una de las herramientas de recuperación de fluido 1 5, 1 7 puede proporcionarse en forma selectiva como una herramienta de muestreo térmico. Otra configuración de una herramienta de muestreo que tiene medios de perforación extensibles se ilustra en la figura 4. La herramienta de muestreo 1 1 0 incluye un elemento de
calentamiento 127 proporcionado alrededor del eje 1 25. El elemento de calentamiento puede comprender un embobinado resistivo alrededor del eje 125. La barrena de perforación y el eje están rodeados por el sello 1 1 9 y una placa de respaldo del sello 121. La barrena de perforación 124 se extiende fuera de la herramienta 1 10 mientras se perfora un hoyo 129 a través de la pared de la torta de perforación del hueco de perforación 52a a la formación 54. La barrena de perforación puede ser guiada por la herramienta 1 10 utilizando la guía de eje 130. También se considera aquí que el elemento de calentamiento 127 pudiese ser configurado y activado en muchos modos. Por ejemplo, el elemento de calentamiento puede ser un elemento de calentamiento de FR, un elemento de calentamiento resistivo, un elemento de calentamiento ultrasónico y/o un elemento de calentamiento conductor, y puede que no esté conectado al eje de perforación 125, sino puede ser un componente completamente separado. Por consiguiente, cualquier método de activación y configuración considerados pueden aplicarse en varias configuraciones de las herramientas descritas antes. Algunos de estos métodos serán explicados más adelante. De acuerdo con otra configuración alternativa, el elemento de calentamiento 127 puede comprender una antena o bobina que emite radiación electromagnética. Es de notarse que la frecuencia de 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 54 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 de un fluido a otro. 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 di ferente de la relajación de dipolo. En un ejemplo, la bobina es embobinada alrededor del eje y genera circuitos de corriente en la formación 54 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 1 27 puede vibrar la barrena de perforación 124 en dirección axial y generar ondas acústicas en la formación 54. De acuerdo con un ejemplo de método, la herramienta 1 10 puede utilizarse para perforar un hoyo 129 en la formación 54. La movilidad del petróleo en la vecindad del hoyo 1 29 puede mejorarse suministrando calor, y/o vibraciones a la formación 54, por el empleo del elemento 1 27. Por ejemplo, el elemento de calentamiento 127 puede ser activado a través del control eléctrico de la herramienta 1 1 0 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 entre el eje de perforación 1 25 y el hoyo 129 hacia la herramienta 1 1 0. El sello 1 19 preferiblemente es oprimido contra la formación para sellar el ani llo y que no pase el fluido en el hueco de perforación. La sonda u obturador, mencionado en cualquiera de las configuraciones anteriores, puede incluir un protector para prevenir la contaminación de las muestras de fluido
recuperadas de la formación. Como se ilustra en la figura 5, la sonda protegida 120 puede ser proporcionada para que tenga un elemento de perforación posicionado centralmente 122 el cual está rodeado por un conducto anular de muestreo 1 24. La barrena y el conducto de muestreo están rodeados por un elemento de aislamiento amoldable 126 que sirve para prevenir la comunicación hidráulica entre el conducto anular de muestreo 124 y el conducto anular protector 128, y el elemento de aislamiento externo 1 30, los cuales se presentan instalados sobre la placa de respaldo 132. Un circuito hidráulico que puede adaptarse para controlar la sonda protegida 1 20 se presenta en la Publicación de Solicitud de Patente de los Estados Unidos n.° 2006/0042793. Ahora en referencia a la figura 6, se describe en más detalle otra herramienta de muestreo capaz de suministrar calor para mejorar la movi lidad del fluido de la formación. La herramienta 1 50 es transportada al fondo de pozo con un línea de cable de acero 1 52. La herramienta 1 50 comprende un sistema de muestreo. Como se presenta, el sistema de muestreo puede comprender al menos una sonda que puede extenderse 154 para establecer la comunicación de fluido entre la formación 54 y la herramienta 1 50. La bomba para el fondo de pozo 1 56 se acopla hidráulicamente a la sonda 1 54 por la línea de flujo 158. La bomba 1 56 puede utilizarse para sacar ventaja al descenso de la presión en la línea de flujo 1 58 por debajo de la presión de la formación, mientras que mantiene la presión a la salida de la bomba por arriba de la presión de la perforación. Las válvulas se acoplan con capacidad de comunicación a un controlador 1 60 y se accionan selectivamente para dirigir el fluido a que descargue al hueco de perforación 52 o descargue a un recipiente de fluido 162. La herramienta 1 50 también puede incluir una barrena de perforación 164 acoplada mecánicamente a un eje de perforación 166. El eje de perforación 1 66 es accionado por un motor (no mostrado) cuando se perfora el hoyo 168 en la formación 54. El motor puede ser accionado por una batería en el fondo de pozo 1 70, o por la línea de cable 152, o una
combinación de estos. En estas configuraciones, los hoyos 168 pueden utilizarse para el suministro de calor más profundo en la formación 1 54, y por tanto, con la mejora de la movilidad del petróleo en la región adyacente a la sonda de muestreo 1 54, lo cual permite el proceso de muestreo. La herramienta 1 50 se configura para el suministro de calor a la formación 54 por conducción térmica. La herramienta 1 50 comprende una fuente de calor 1 72. La fuente de calor 1 72 puede ser un calentador resistivo alimentado por alguna corriente provista por la línea de cable 1 52 o la pila 1 70, un reactor químico cuando se lleve a cabo una reacción química exotérmica, o algún suministro de energía por circuito electrónico en la herramienta 1 50, por ejemplo, los circuitos electrónicos de energía para la activación de la bomba 1 56. Opcionalmente, el flujo de calor de la fuente de calor 1 72 puede ser controlado uti lizando una bomba térmica 1 74, acoplada desde el punto de vista térmico a la fuente de calor 1 72 y al eje de perforación 166 por intercambiadores de calor opcionales 176. La bomba térmica 1 74 puede ser acoplada en comunicación al controlador 160 que controla el proceso de calentamiento basado en mediciones de temperatura proporcionadas por uno o más sensores 1 78. Alternativamente, las mediciones de los sensores 178 pueden ser enviados por telemetría a la superficie utilizando la línea de cable 1 52, donde pueden ser utilizadas por un controlador de la superficie o un operador de la superficie para la supervisión y control el proceso de calentamiento y/o muestreo. En esta configuración, el eje de perforación 166 preferiblemente 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 172 luego puede ser suministrado a la formación 54 siguiendo el trayecto esquemático presentado por las flechas 1 80a a 1 80f. El calor suministrado a la formación aumenta la
temperatura del petróleo en la fonnación. El aumento de temperatura del petróleo produce la disminución de la viscosidad y por tanto la mejora de la movilidad. La sonda 1 54 puede tomar muestras del petróleo movilizado y guardarlo en el recipiente de fluido 162 y llevarlo hasta la superficie, por ejemplo, para otro análisis. Alternativamente, la herramienta 150 puede modificarse para suministrar calor a la formación 54 por convección térmica. Aún otra herramienta de muestreo 200 alternativa puede propagar una corriente u onda electromagnética en la fonnación 54. Como se observa en la figura 7, la herramienta 200 puede incluir pastillas articuladas 212a y 212b. Estas pastillas pueden colocarse contra la fonnación 54 por la herramienta 200, utilizando medios de despliegue conocidos, tales como los brazos 21 1 a y 21 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 210a y 210b en el cuerpo de la herramienta. Como se observa, las pastillas pueden incluir una pluralidad de electrodos tales como los electrodos 21 3a, 214a sobre la pastilla 212a y los electrodos 213b y 214b sobre la pastilla 212b. En una configuración, los electrodos en cada pastilla puede mantenerse al mismo potencial y se aplica una diferencia de potencial entre los grupos de electrodos sobre una pastilla y el grupo de electrodos sobre la otra. 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 200. Por tanto, la corriente fluye entre dos o más pastillas, al menos en parte en la fonnación 54. 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 fonnación. 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 200 también se proporciona con una sonda 220 que se puede extender para establecer la comunicación entre la herramienta y la formación. La sonda puede acoplarse con capacidad de desenganche a una placa de respaldo 224 para facilitar el reemplazo de ésta. La sonda 220 puede ser elaborada de un material elástico, y puede comprender una soporte interno 225 para la prevención de la deformación del sello de la sonda bajo diferencial de presión entre la perforación y la herramienta. La sonda también se proporciona con un encastre 221 y un puerto 222 para el flujo de fluidos en la herramienta cuando la sonda se aplica contra la pared del hueco de perforación. La sonda se proporciona con un medio de perforación 223, 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 200 o para extraer fluido de la formación hacia la herramienta 200 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 212a y/o 212b. Aunque se presentan con los electrodos, las pastillas 21 2a y 212b 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. Los elementos de calentamiento o electrodos, sobre la pastilla no están limitados a dos por pastillas. En forma similar, puede utilizarse cualquier número de pastillas y la herramienta 200 no se limita a dos pastillas. En vez de electrodos, la herramienta 200 puede incluir bobinas de inducción para suministrar corriente a la formación por inducción. Además, la herramienta 200 puede incluir algunas otras fuentes de energía, como, por ejemplo, un emisor ultrasónico, para generar calor en la formación. Los detalles sobre estas alternativas y otras los proporciona la Solicitud de Patente No. 1 1 /763,237 consignada el 14 de junio de 2007, cuya contenido se incorpora aquí como referencia para toda finalidad. Aunque aquí se presentan diversas configuraciones en relación con los brazos articulados 21 l a y 21 I b y las pastillas 212a y 21 2b, se considera que el calentamiento de la formación puede llevarse a cabo sin el uso de los brazos y pastillas. Por ejemplo, los di ferentes ejemplos de métodos de calentamiento puede emplearse mientras el aparato de calentamiento está en la herramienta o fijado a la herramienta. Además, los aparatos de calentamiento no necesitan poder extenderse desde la herramienta siempre que se lleve a cabo el calentamiento de la formación. Por ejemplo, se considera que la herramienta puede incluir pistones de respaldo 226 para forzar los aparatos de calentamiento contra la formación. Asimismo se contempla que los aparatos de calentamiento no están adyacentes a la formación, sino más bien calientes el fluido de la perforación dispuesto entre los aparatos de calentamiento y la formación, así como la propia formación. Puede apreciarse que las herramientas de calentamiento y muestreo de las figuras 4- 7 pueden funcionar de acuerdo con uno o más parámetros de operación. Estos parámetros incluyen, pero no se limitan a, tasa de bombeo, presión di ferencial de bombeo, cantidad de calor generado por el mecanismo de calentamiento, cantidad de energía proporcionada por el mecanismo de calentamiento y la distancia que se extiende el mecanismo de
calentamiento hacia la formación. El valor de los parámetros de operación puede variar de una formación a otra, por ejemplo, en función de la movilidad del fluido en la formación, la permeabilidad de la formación o la viscosidad del fluido de la formación. Los valores de los parámetros de operación de la herramienta de calentamiento pueden ajustarse según la estimación más reciente, o de otra forma más confiable, de estas propiedades, entre otras, como se detalle adicionalmente con respecto a las figuras 1 0A, 10B, 1 0C. Es de observarse que las herramientas de recuperación de fluido de la presente invención pueden aplicarse, si se desea, en combinación. Por tanto, la primera y segunda herramientas de recuperación de fluido 1 5, 1 7 pueden acoplarse en forma funcional en un dispositivo. Por ejemplo, puede combinarse una herramienta para la extracción de núcleos con una herramienta de muestreo, o una herramienta de inyección, como se presenta en la Publicación de Solicitud de Patente de los Estados Unidos n.° 2005/0284629. Otro ejemplo se presenta en mayor detalle más adelante con respecto a la figura 8. Una herramienta de muestreo 300 alternativa reduce la viscosidad del petróleo por calentamiento de un pequeño volumen de la formación cerca del hueco de perforación utilizando corriente alterna, y puede además presurizar el petróleo pesado calentado por inyección del fluido dentro de la formación. Como se observa en la figura 8, la herramienta de muestreo 300 incluye una sonda 302 que tiene dos interfases de formación 304a y 304b conectadas a di ferentes líneas de flujo, que permiten la inyección de un fluido de solución amortiguadora a la formación desde una interfase 304a y la recuperación del fluido del yacimiento desde la otra interfase 304b. Ejemplo de fluidos amortiguadores incluyen al nitrógeno, anhídrido carbónico y fluidos polares tal como el dibromoetano. La composición de fluido amortiguador y/o la cantidad inyectada de fluido amortiguador debe seleccionarse de modo que no estimule precipitación de asfáltenos. Puede asociarse un electrodo con cada interfase 304a, 304b para la generación de corriente alterna que caliente la formación.
Alternativamente, pueden posicionarse electrodos en los puntos a lo largo de la sonda y orientarlos para propagar la corriente alterna a la fonnación. Los indicadores de presión y temperatura 306 puede conectarse a las líneas de flujo asociadas con las interfases 304a, 304b para vigilar la presión diferencial en el lado arenoso, la caída de presión y la temperatura de la formación local, las cuales pueden utilizarse para controlar interactivamente el proceso. Otros detalles sobre la herramienta de muestreo 300 y alternativas las proporciona la Solicitud de Patente de los Estados Unidos No. 60/885,250 consignada el 1 7 de enero de 2007, cuya contenido se incorpora aquí como referencia para toda finalidad. Aunque el ejemplo mencionado antes de herramientas de muestreo incluye el uso de una sonda que puede extenderse que contiene un sello, una herramienta de muestreo 400 alternativa emplea obturadores extensibles para sellar las secciones del hueco de perforación. Como se observa mejor en la figura 9, la herramienta de muestreo 400 está elaborada en forma modular, con un módulo de telemetría y electrónica 454, un módulo de obturador 408, un módulo de análisis de fluido de fondo de pozo 451 , un módulo de bomba 452 y un módulo transportador 453. El módulo de telemetría y electrónica 454 puede comprender un controlador 440, para el control de la operación de la herramienta, a partir de instrucciones programadas en la herramienta y ejecutadas por el procesador 440a y almacenadas en la memoria 440b, a partir de la instrucción recibida desde la superficie y descodificada por el sistema de telemetría 440c. El controlador 440 preferiblemente está conectado a las válvulas, como las válvulas 410, 41 1 , 41 2, 41 3, 414, 41 5 y 416 por uno o más buses 490 que se ejecutan a través de los módulos de herramienta 400 para activar selectivamente las válvulas. El controlador 440 también puede controlar una bomba 430, recopilar datos de los sensores (como analizador óptico 43 1 ), guardar datos en la memoria 440b o enviar datos a la superficie que utiliza el sistema de telemetría 440c. El módulo de
análisis de fluido 45 1 puede incluir un analizador óptico 43 1 , aunque otros sensores como celdas de resistividad, manómetros, indicadores de temperatura, también pueden incluirse en el módulo de análisis de fluido 451 o en cualquier otra ubicación de la herramienta 400. El módulo de bomba 452 puede comprender la bomba 430, que puede ser una bomba bidireccional, o un dispositivo equivalente, que pueda utilizarse para recircular el fluido a lo largo de los módulos de la herramienta por una o más líneas de flujo 480. El módulo transportador 453 tiene varias cavidades, como las cavidades 450- 1 , 450-2 a 450-n para almacenar muestras de fluido recolectado del fondo de pozo, o transportar materiales desde la superficie, según se requiera para la operación de la herramienta 400. Los elementos obturadores 402, 403, 404 y 405 se presentan desinflados y espaciados a lo largo del eje longitudinal del módulo obturador 408. Aunque no se presente, los obturadores se extienden circunferencialmente alrededor de la herramienta 408 de modo que se inflan con lo que formarán un sello entre la herramienta y la pared del hueco de perforación 52a. También se presentan en la figura 9 dispositivos rompedores de partículas 460, 461 o 462. Estos dispositivos rompedores de partículas podrían ser específicamente transductores ultrasónicos o diodos láser. Los dispositivos rompedores de partículas preferiblemente se utilizan para pulverizar arena, u otras partículas que pasen dentro de las líneas de flujo, a partículas de tamaño más pequeño, por ejemplo, para evitar la obstrucción de un componente de la herramienta de prueba. Estos dispositivos pueden utilizar diferentes niveles de energía/frecuencia para obtener diferentes tamaños de grano. Por ejemplo, el dispositivo rompedor de partículas 462 puede emplearse para romper arena generada durante una operación de muestreo. En algunos casos, las lecturas del sensor de fondo de pozo 431 serán menos afectadas por las partículas pulverizadas que las partículas de mayor tamaño. En algunos casos, la bomba 430 será capaz de manejar las partículas pulverizadas en forma más eficiente y evitará que se tape, produzca fugas o erosione más rápido con
partículas de mayor tamaño en el lodo. Los dispositivos rompedores de partículas pueden utilizarse para otras aplicaciones, como, por ejemplo, la transferencia de calor al fluido de la línea de flujo. En operación, la herramienta 400 se coloca en el hueco de perforación y los elementos obturadores seleccionados se inflan para separar la porción del hueco de perforación. El acceso al fluido de la formación además puede requerir que se realice dentro de la pared del hueco de perforación, lo que se puede lograr por el uso de cualquier medio de perforación conocido. Entonces las muestras de fluido pueden recuperarse y guardarse en una o más cavidades 450-1 , 450-2, 450-n. Debe apreciarse que la longitud de la parte de la pared del hueco de perforación que se aisla entre los dos obturadores extendidos puede ajustarse al inflar selectivamente dos de los cuatro obturadores de la herramienta 400. Por ejemplo, una gran longitud puede lograrse al inflar los obturadores 402 y 405, o puede obtenerse una longitud corta al inflar los obturadores 403 y 404. La longitud de la parte aislada del hueco de perforación puede variar de una formación a otra, en particular, en función de la movilidad del fluido en la formación, la permeabilidad de la formación o la viscosidad del fluido de la formación. Asimismo la herramienta 400 puede comprender varias sondas (no presentadas) que tengan diferentes dimensiones. Una de las sondas puede ser extendida selectivamente hacia la pared del hueco de perforación. En una configuración alternativa, uno o más de los elementos obturadores 402, 403,
404 y 405 puede tener capacidad de movimiento con respecto a la herramienta 400. Esta configuración proporciona el beneficio adicional de ajuste del espaciado relativo de los obturadores para permitir la comunicación óptima de fluido con la formación y/o optimizar el muestreo. Otros detalles sobre las diferentes configuraciones y características de la herramienta 400 las proporciona la Solicitud de Patente de los Estados Unidos No.
1 1 /693, 147 consignada el 29 de marzo de 2007, cuya contenido se incorpora aquí como referencia para toda finalidad. De acuerdo con determinados aspectos de la presente invención, se estiman una o más características de la formación y/o el fluido para seleccionar un método y aparato de recuperación adecuados. Se vigilan las características de la formación y/o el fluido y puede alterarse la operación del método seleccionado en función de la retroalimentación. Adicional o alternativamente, un segundo método o aparato de recuperación puede seleccionarse en función de la retroalimentación, en cuyo caso concluye el primer método de recuperación y se inicia el segundo método de recuperación. Una herramienta para el fondo de pozo puede incluir un aparato para llevar a cabo tanto el primer método de recuperación como el segundo método de recuperación. Por ejemplo, un único dispositivo puede incluir la primera herramienta de recuperación 1 5, que puede comprender un primer tipo de herramienta de recuperación, y la segunda herramienta de recuperación 17, que puede ser un segundo tipo, diferente, de herramienta de recuperación. Tal dispositivo permitiría que se realicen el primer y segundo método de muestreo sin que el dispositivo tenga que viajar. Un ejemplo de método 500 de recuperación de un fluido de la formación se ilustra en el diagrama de flujo presentado en las figuras 1 0A, 10B y 10C. En referencia a la figura 1 0A, el método se inicia en el bloque 501 recopilando in formación previa. En un ejemplo, puede disponerse de algo de información de los hidrocarburos del yacimiento (por ejemplo, viscosidad) y/o la roca de la formación, por ejemplo, la permeabi lidad, de los que se va a tomar muestras de diferentes fuentes, como registros, datos de la formación o análisis de cortes del pozo actual; registros, datos de la formación o análisis de cortes de otros pozos vecinos del pozo actual; un modelo de yacimiento, etc. Esta información puede ser interpretada para determinar las características relevantes del yacimiento. Las
características del yacimiento preferiblemente incluyen una del grupo que consiste en la movilidad estimada del fluido de la formación a ser muestreado, la viscosidad estimada del fluido de las muestras y la permeabilidad estimada de la formación a evaluarse. Sin embargo, también pueden determinarse otras características del yacimiento a partir de información previa. Las características determinadas del yacimiento se envían al desarrollador de modelos 514 de la figura 10C. También pueden enviarse datos adicionales al desarrollador de modelos. 514. Los datos adicionales pueden incluir información sobre el comportamiento económico de la producción petrolera, tal como precio unitario del petróleo, la disponibilidad de la refinería cerca del pozo, etc. La información recopilada por el desarrollador de modelos puede utilizarse para la generación de recomendaciones a solicitud sobre el proceso de muestreo, como se detalla más adelante. En un ejemplo, la información previa puede utilizarse, por ejemplo, por el desarrollador de modelos 514, para guiar la selección de la metodología más apropiada para el muestreo, es decir, guiar sobre la selección de los métodos/herramientas de recuperación. En particular, si el petróleo a recuperarse tiene una viscosidad estimada en el intervalo entre alrededor de 100 y alrededor de 1 .000 mPa-s, la herramienta de recuperación puede comprender solamente una herramienta de calentamiento y muestreo. Si el petróleo a recuperarse tiene una viscosidad estimada en el intervalo entre alrededor de 1000 y alrededor de 10.000 mPa-s, la herramienta de recuperación puede comprender solamente una herramienta de inyección y muestreo. Además, si se sospecha la presencia de asfáltenos u otros compuestos químicos en el fluido a recuperarse, pueden escogerse uno o más solventes compatibles correspondientes y colocarlos en la herramienta de inyección. Por otra parte, si el petróleo a recuperarse tiene una viscosidad estimada de alrededor de 10.000 mPa-s, la herramienta de recuperación puede comprender solamente una herramienta para
la extracción de núcleos. En el bloque 502, se ensambla la herramienta de recuperación y se desciende hacia el hueco de perforación. En un ejemplo, la herramienta de recuperación se ensambla en función de las recomendaciones proporcionadas por el desarrollador de modelos 514. En otro ejemplo, se conoce poco sobre el petróleo a recuperarse. Debido a que la viscosidad de los fluidos del yacimiento como, por ejemplo, petróleo pesado puede cubrir cuatro órdenes de magnitud, y debido a que la composición del fluido del yacimiento puede incluir componentes que precipiten con los fluidos particulares que se inyecten en la formación, la herramienta puede implementar varios métodos/aparatos de recuperación. La herramienta puede aplicar, entre otras combinaciones, una herramienta de inyección con una pluralidad de solventes, o un aparto de calentamiento, inyección y muestreo. Por tanto, aumenta la probabilidad de capturar una muestra de petróleo por al menos uno de los métodos/aparatos de recuperación aplicados en la herramienta. Los diversos métodos y aparatos pueden funcionar simultánea y/o secuencialmente, como se detalla más adelante. La herramienta de recuperación se incorpora en una línea de herramienta. La línea de herramienta puede ser transportada al fondo de pozo con cualquier medio de transporte conocido en la técnica. En algunos ejemplos, la herramienta de recuperación puede ser parte de una línea de perforación utilizada para perforar el hueco de perforación. En el bloque 504, se realiza la medición de la permeabi lidad o viscosidad, o ambas, por una herramienta de evaluación de la formación que es parte de la misma línea de herramienta como la herramienta de recuperación. La medición puede proporcionarse utilizando, por ejemplo, resonancia magnética nuclear (R N). Esta medición puede utilizarse para adelantar el conocimiento actualizado del fluido del yacimiento, o para la selección de una ubicación de muestreo predeterminada en el yacimiento. Los valores de la permeabilidad y/o viscosidad medidos preferiblemente se envían al desarrollador de
modelos 514. Los conocedores de la técnica apreciarán que aunque se describen aquí las mees de permeabilidad o viscosidad, otras mediciones realizadas por la herramienta de evaluación de la formación como parte de la misma línea de herramienta como herramienta de recuperación también pueden ser enviadas al desarrollador de modelos. La herramienta luego se fija en sitio en el bloque 506. Este paso puede incluir el accionamiento de pistones de respaldo, sondas de extensión u otras medidas para asegurar la posición de la herramienta dentro del hueco de perforación. Con la herramienta fijada en sitio, puede comenzar el aislamiento de las partes del hueco de perforación. Con la herramienta colocada en el hueco de perforación, una porción de la pared del hueco de perforación se separa en el bloque 508. La parte de pared puede ser aislada por el sello de una sonda que se extienda para entrar en contacto con la pared, por dos o más obturadores que se expandan para acoplarse a la pared, o por cualquier medio conocido. Si el hueco de perforación tiene una capa de torta de lodos, entonces dicha capa de torta de lodos se rompe en el bloque 510 para tener acceso a la formación. Es posible que el hueco de perforación no tenga una capa de torta de lodos, en cuyo caso se puede omitir este paso. También es posible que se revista el hueco de perforación, en cuyo caso el bloque 510 corresponde a la perforación del revestimiento para obtener acceso a la formación. Entonces la herramienta realiza una preevaluación en el bloque 512. En la preevaluacion, la herramienta utiliza uno o más sensores para medir las características de la formación o el fluido a la vez que un pequeño volumen del fluido se retira de la formación. Durante la preevaluacion, los datos con respecto a la presión, temperatura o cualquier otra característica relevante puede obtener y enviarse al desarrollador de modelos 514. Los datos de preevaluación puede utilizarse para estimar un intervalo de movilidad del fluido de la formación, la temperatura del yacimiento, así como su presión. Adicional o alternativamente, la herramienta puede realizar una prueba de compatibilidad del fluido en
el bloque 512. Otros detalles sobre la compatibilidad del fluido se proporcionan la Solicitud de Patente No. 1 1 /746,201 consignada el 9 de mayo de 2007, cuya contenido se incorpora aquí como referencia para toda finalidad. Los datos de la prueba de compatibi lidad del fluido pueden utilizarse para identificar la interferencia potencial entre los fluidos de inyección y el fluido del yacimiento, como la precipitación de asfáltenos, formación de emulsiones y aspectos similares. El método 500 usa un desarrollador de modelos, señalado en el bloque 514 de la figura 1 0C, que genera un modelo de la formación y fluido. El modelo representa la física de un proceso de muestreo, que incluye el transporte y la hidrodinámica del yacimiento cerca del punto de muestreo. El modelo además puede incluir un modelo termodinámico del fluido evaluado, por ejemplo, la viscosidad del fluido como función de la temperatura y/o la concentración del solvente, y un diagrama de fases del fluido. Según se desee, los diagramas de fases del fluido pueden incluir una o más líneas de floculación de asfáltenos superiores e inferiores, ubicaciones de precipitación de ceras, fronteras de fase gas a líquido, etc. El modelo puede utilizarse para la predicción de la probable resultado de cualquier operación de muestreo, como el calentamiento de la formación durante un determinado lapso, inyección de una cantidad determinada de solvente, fractura de la formación y aspectos similares. Debe entenderse que debido a que la composición química del petróleo así como su permeabilidad, anisotropía y consolidación de la formación no se conocen bien inicialmente, las predicciones no pueden ser exactas. Sin embargo, los parámetros del desarrollador de modelos (movilidad, presión del yacimiento, composición del fluido, etc.) pueden actualizarse en la medida que se desarrolle el proceso de muestreo, por ejemplo, utilizando algoritmos de adaptación conocidos en la técnica. En particular, puede derivarse una estimación inicial de los parámetros del modelo a partir de la in formación recibida de la preevaluación, información recibida de la RMN, y otra
información relevante que incluya cualquier dato obtenido a partir de operaciones previas, por ejemplo, cualquier registro de hoyo abierto, datos de la formación del pozo actual o de pozos cercanos, y análisis de cortes. El modelo puede utilizarse para predecir la respuesta de la formación y el fluido de la formación según la operación de muestreo particular. Los sensores preferiblemente se distribuyen espacialmente e incluyen, por ejemplo, sensores de presión, sensores de temperatura, sensores de viscosidad, sensores de caudal o espectrómetros de fluido. En la medida que se desarrolla la operación, se compara la respuesta medida por los sensores de la herramienta con la respuesta predicha por el modelo. Los parámetros del modelo luego pueden ser ajustados iterativamente de modo que la respuesta medida y la respuesta predicha coincidan razonablemente. Continuando con la figura 10B, se interroga al desarrollador de modelos 514 en el bloque 516. Será apreciado que cada uno de los diferentes métodos y herramientas de recuperación pueden ser más adecuados para determinados ambientes de formación y fluido. Por consiguiente, la primera herramienta, o método, de recuperación se selecciona en un primer ejemplo de las herramientas y métodos disponibles de acuerdo con su conveniencia para determinado entorno de formación y/o fluido según la estimación del desarrollador de modelos y los datos asociados. El método o herramienta seleccionados pueden ser cualquiera de los métodos y herramientas de recuperación conocidos, que incluyen los descritos antes. Por consiguiente, el primer método/herramienta de recuperación puede ser un método/herramienta para la extracción de núcleos, un método/herramienta de calentamiento y muestreo, un método/herramienta de inyección y muestreo u otra técnica. Como es de notar, la herramienta de calentamiento puede generar energía térmica utilizando FR, fluido caliente, calentamiento resistivo, calentamiento conductivo, calentamiento por convección, combustión, ondas ultrasónicas, reacción
química u otros medios de calentamiento. Las técnicas de inyección pueden ser no térmicas, y pueden implicar la inyección de un solvente miscible o inmiscible en la formación. Además, la herramienta de recuperación puede combinar elementos de técnicas de calentamiento, inyección o extracción de núcleos sin apartarse del alcance de la invención. En un segundo ejemplo, se selecciona un primer método/herramienta de recuperación en función del objetivo deseado, tal como la captura de una muestra representativa en un lapso mínimo de tiempo dada la limitación de la herramienta (por ejemplo, energía), captura de una muestra representativa uti lizando la cantidad mínima de solvente y/o energía térmica, etc. El método 500 puede seleccionar un conjunto óptimo de operaciones que pueden ser realizadas por las herramientas de recuperación disponibles en el fondo de pozo y que pueden obtener o están más cerca de obtener el objetivo deseado predeterminado. En este ejemplo, el desarrollador de modelos 5 14 uti liza varios tiempos de predicción del resultado de di ferentes operaciones de muestreo (por ejemplo, la inyección de un solvente a varias velocidades dentro de los límites permisibles y el calentamiento de la formación dentro de las limitaciones de energía en el fondo de pozo) para un conjunto dado de parámetros del modelo. Luego se seleccionan una o más operaciones de herramienta de muestreo por comparación de los resultados predichos para el objetivo deseado. En una configuración, los parámetros de operación se determina adicionalmente en el bloque 51 6. Como se presenta en la figura 10C, la selección de la herramienta/método en el bloque 5 16 puede tomar en cuenta datos provenientes de la preevaluación u otros datos disponibles, como composición del fluido, movi lidad o viscosidad del fluido, permeabilidad de la formación, presión y temperatura del yacimiento, y otras características fisicoquímicas de la roca, el fluido de la formación o el fluido del hueco de perforación. En el bloque 519, se realiza el método de muestreo seleccionado para recuperar el
fluido de la formación. Según el método particular utilizado, la técnica puede involucrar varios pasos secundarios. En particular, en algunos casos la operación de muestreo/herramienta seleccionada comprende uno o más pasos secundarios que tienen parámetros de operación asociados. Por ejemplo, un paso secundario de inyección puede tener una velocidad de inyección, una temperatura del fluido de inyección y/o un volumen total de inyección asociado. También, el paso secundario de remojo puede tener un período de tiempo de remojo asociado a éste, y un paso secundario de muestreo puede tener una velocidad de muestreo asociada. Otros pasos secundarios pueden tener parámetros de operación asociados a estos, como la torsión de la barrena de extracción de núcleos o el peso de la barrena, el voltaje de accionamiento o la frecuencia aplicada a la antena o bobina, etc. En este ejemplo de configuración, los pasos secundarios incluyen la inyección de fluido caliente dentro de la formación 518a, parada de la inyección de fluido 518b y succión del fluido de la formación a la herramienta 518c, cuando el proceso utiliza la energía térmica para aumentar la movilidad del fluido de la formación. Como se mencionó antes, otros métodos pueden requerir diferentes pasos asociados con la extracción de núcleos o muestreo de inyección de fluido. Durante el paso de muestreo 519 y cualquier paso secundario asociado, varios parámetros del fluido de la formación pueden ser seguidos, como se indica en el bloque 520. Por ejemplo, la presión del fluido, caudal, presión de yacimiento, cantidad del fluido inyectado, pueden ser observados utilizando sensores asociados con la herramienta. La medición puede ser interpretada para refinar los valores de las características del yacimiento, por ejemplo, el patrón de fluido en la formación puede determinarse en función de la respuesta de presión de la formación. Los sensores pueden ser proporcionados como partes integrales de la primera o segunda herramientas de recuperación 15, 1 7, o pueden ser
proporcionados por separado dentro de la estructura total de la herramienta. La información acumulada durante el muestreo puede utilizarse para la estimación del estado de la información de muestreo. Por ejemplo, el método 500 pudiese utilizarse para controlar el aumento en temperatura del fondo de pozo de la formación adyacente a la herramienta hasta que se logre un nivel deseado de movilidad de fluido. El paso de muestreo puede incluir intentos repetidos para extraer fluido de la formación en una sonda o preevaluaciones durante una fase de calentamiento. Los datos de preevaluacion pueden ser analizados para determinar la movilidad del fluido. La fase de calentamiento puede detenerse al lograrse el nivel deseado de movilidad de fluido. También, la información acumulada durante el muestreo puede enviarse al desarrollador de modelos 514 y utilizarse para actualizar o modificar el paso de muestreo. 519. Así, debido a que se realiza el paso de muestreo 519 y se actualiza el desarrollador de modelos, pueden alterarse los parámetros de operación asociados al método/herramienta seleccionado en función de la retroalimentación. En el bloque 522, se realiza una revisión del progreso al momento para determinar si ha sido exitoso el primer método de muestreo. El éxito de un método puede definirse en diversas formas, aunque puede estar relacionado con la cantidad o naturaleza del fluido obtenido de la formación. Si el método se considera exitoso, entonces el método termina en el bloque 524. Si se considera que el primer método de muestreo no fue exitoso, se pregunta al desarrollador de modelos en el paso 525. La decisión de si se modifica, se cambia el método o se aborta el proceso de muestreo se toma en el bloque 526. Si se decide abortar, entonces el método termina en el bloque 524. Alternativamente, si se decide que los parámetros de la herramienta actual deben cambiarse o debe escogerse una nueva herramienta, el proceso regresa al muestreo en el bloque 5 1 9. La decisión de si se ajusta o
aborta el proceso puede fundamentarse al menos en parte en la salida modificada del desarrollador de modelos modificado que está basada sobre la retroal i mentación de parámetros obtenidos durante el primer método de muestreo. En el bloque 525, la información actualizada del desarrollador de modelos se uti liza de nuevo para seleccionar una herramienta o método que sea apropiado para el entorno particular de formación o fluido. En este punto, puede seleccionarse la misma herramienta o método, en relación con nuevos parámetros de operación, o puede escogerse un segundo método/herramienta de recuperación y aplicarse en el bloque 519. Donde la herramienta incluya diferentes herramientas de recuperación, la selección de la herramienta y el cambio del primer método de muestreo por un segundo método de muestreo puede realizarse en el fondo de pozo, sin que se mueva la herramienta. 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 con figuraciones 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 permite y la especi ficación se entenderá bajo el mismo sentido.