UNIDAD DE HERRAMIENTA PROBADORA DE FORMACIÓN
DECLARACIÓN RELACIONADA CON INVESTIGACIÓN O DESARROLLO AUSPICIADOS
FEDERALMBNTE No aplicable.
ANTECEDENTES Durante la perforación y terminación de pozos de petróleo y gas, puede ser necesario tomar parte en operaciones secundarias, como el monitoreo de la operabilidad del equipo utilizado durante el proceso de perforación o evaluación de las capacidades de producción, de formaciones que se cruzan por el pozo. Por ejemplo, después de que un pozo o intervalo de pozos se ha perforado, frecuentemente se prueban las zonas de interés para determinar varias propiedades de la formación como la permeabilidad, tipo de fluido, calidad de fluido, temperatura de la formación, presión de la formación, fuente de burbujeo y gradiente de presión de la formación. Estas pruebas se realizan para determinar si la explotación comercial de las formaciones que se cruzan es viable y cómo optimizar la producción. Los probadores de formación de línea alámbrica ( FT por sus siglas en inglés) y el examen de pruebas del contenido de la formación (DST por sus siglas en inglés) se han utilizado comúnmente para realizar estas pruebas. La herramienta de prueba DST básica consiste de un obturador u obturadores de empaque, válvulas o lumbreras que se pueden abrir y cerrar desde la superficie, y dos o más dispositivos para registrar la presión. La herramienta se baja con una cadena de trabajo a la zona que se va a examinar. El obturador u obturadores se colocan, y el fluido de perforación se evacúa para aislar la zona de la columna de fluido de perforación. Las válvulas o lumbreras' entonces se abren para permitir el flujo desde la formación hasta la herramienta para examinar mientras los registradores registran gráficamente las presiones estáticas. Una cámara de muestreo atrapa los fluidos de la formación limpios al final de la prueba. Los WFT generalmente emplean las mismas técnicas de prueba, pero utilizan una línea alámbrica para bajar la herramienta de prueba hacia el pozo después de que la cadena de perforación se ha recuperado del pozo, aunque la tecnología WFT algunas veces se utiliza en una cadena de tubería. La herramienta de línea alámbrica comúnmente utiliza también obturadores de empaque, aunque los obturadores de empaque se colocan muy cerca uno de otro, en comparación con los probadores transportados por el tubo de perforación, para la prueba de formación más eficiente. En algunos casos, no se utilizan los obturadores de empaque. En esos casos, la herramienta de prueba se pone en contacto con la formación que se cruza y la prueba se da sin aislamiento zonal. Los WFT también pueden incluir una unidad de sondeo para encajarse a la pared del pozo y adquirir muestras del fluido de la formación. La unidad de sondeo puede incluir una almohadilla de aislamiento para encajarse en la pared de la perforación. La almohadilla de aislamiento cierra herméticamente contra la formación y alrededor de una sonda hueca, que coloca una cavidad interna en comunicación fluida con la formación. Esto crea un trayecto fluido que permite que el fluido de formación fluya entre la formación y el probador de la formación mientras se aisla del fluido de la perforación. Con el fin de adquirir una muestra útil, la sonda debe permanecer aislada de la alta presión relativa del fluido de la perforación. Por lo tanto, la integridad del cierre hermético que se forma por la almohadilla de aislamiento es crítica para el desempeño de la herramienta. Si al fluido de la perforación se le permite fugarse en los fluidos de formación recolectados, se obtendrá una muestra no representativa y la prueba se tendrá que repetir. Con el uso de los WFT y DST, la cadena de perforación con el barreno para perforar se debe retraer de la perforación. Después, una cadena de trabajo separada que contiene el equipo de prueba, o, con los WFT, la cadena de herramienta con línea alámbrica, se debe bajar hacia el pozo para conducir las operaciones secundarias. Interrumpir el proceso de perforación para efectuar la prueba de la formación puede agregar cantidades significativas de tiempo a un programa de perforación. Los DST y WFT también pueden provocar que la herramienta se pegue o daño a la formación. Pueden existir también dificultades al correr los WFT en pozos muy desviados y de alcance extendido. Los WFT tampoco tienen orificios de flujo para el flujo del lodo de la perforación, ni están diseñados para resistir las cargas de la perforación como el par de torsión y el peso en la barrena. Además, la precisión en la medición de presión de la formación de los exámenes de pruebas del contenido de la, perforación y, especialmente, de las pruebas de formación con línea alámbrica, se pueden afectar por la invasión de filtrados y la constitución de la costra del lodo debido a las cantidades significativas de tiempo que pueden haber pasado antes de que un DST o un WFT se encaje en la formación. Otro aparto de prueba es una medición mientras se perfora (MWD) o se llevan anotaciones cronológicas mientras se perfora por el probador (LWD) . El equipo de prueba de formación LWD/MWD común es adecuado para la integración con una cadena de perforación durante las operaciones de perforación. Se proporcionan varios dispositivos o sistemas para aislar una formación del resto del pozo, extrayendo fluido de la formación, y midiendo las propiedades físicas del fluido y la formación. Con los probadores LWD/MWD, el equipo de prueba se somete a condiciones severas en el pozo durante el proceso de perforación que pueden dañar y degradar el equipo de prueba de formación antes y durante el proceso de prueba. Estas condiciones severas incluyen vibración y par de torsión a partir de la barrena de perforación, exposición al lodo de la perforación, cortes perforados, y fluidos de formación, fuerzas hidráulicas del lodo de la perforación circulantes, y raspadura del equipo de prueba de formación contra los lados del pozo. Los sensores y equipos electrónicos sensibles deben ser suficientemente robustos para resistir las presiones y temperaturas, y especialmente la vibración extrema y las condiciones de choque del ambiente de la perforación, y aun así mantener la precisión, la repetibilidad y la confiabilidad. Algunas veces, se necesita equipo de prueba de formación de diámetro más pequeño, ya que la herramienta va a lugares más pequeños en una perforación. No obstante, la disminución del tamaño de la herramienta dificulta incorporar la funcionalidad plena de las características necesarias en la herramienta, como se describió anteriormente .
BREVE DESCRIPCIÓN DE LOS DIBUJOS Para una descripción más detallada de las modalidades preferidas de la presente invención, ahora se hará referencia a los dibujos anexos, en donde: La figura 1 es una vista en elevación esquemática, parcialmente en sección transversal, de una modalidad de un aparato de prueba de formación colocado en un pozo subterráneo; La figura 2A es una vista lateral de una porción de la unidad de la perforación inferior y la unidad de herramienta probadora de formación mostrada en la figura 1; La figura 2B es una vista lateral en sección transversal de la figura 2A; La figura 3A es una vista lateral agrandada de la herramienta probadora de formación de la figura 2A; La figura 3B es una vista lateral en sección transversal de la figura 3A; La figura 4 es una vista lateral en sección transversal de una unidad de sondeo de formación de acuerdo a una modalidad; La figura 5 es una vista superior en sección transversal agrandada de la unidad de sondeo de formación de la figura 4;
La figura 6 es una vista en sección transversal de un pistón de la unidad de sondeo de la figura 5; La figura 7 es una vista superior en sección transversal de una almohadilla para una unidad de sondeo, de acuerdo con una modalidad; La figura 8A es una vista lateral en sección transversal de la almohadilla de la figura 7; La figura 8B muestra una vista en perspectiva de la almohadilla de la figura 7; La figura 9 muestra una vista lateral en sección transversal de una unidad de abatimiento, de acuerdo con una modalidad; La figura 10 muestra una vista lateral en sección transversal de una unidad de abatimiento, de acuerdo con una modalidad; y La figura 11 muestra una vista lateral en sección transversal de una unidad de abatimiento, de acuerdo con una modalidad. La figura 12 muestra un diagrama de flujo de un método de acuerdo con una modalidad. La figura 13 muestra un diagrama de flujo de un método de acuerdo con una modalidad.
DESCRIPCIÓN DETALLADA DE LA INVENCIÓN En la siguiente descripción detallada, se hace referencia a los dibujos anexos que forman una parte de la misma, y en donde se muestran modalidades específicas a manera de ilustración, en las cuales se puede practicar la invención. Estas modalidades se describen con detalle suficiente para hacer posible que los expertos en la técnica practiquen la invención, y se debe comprender que se pueden utilizar otras modalidades y que se pueden realizar cambios estructurales sin apartarse del alcance de la presente invención. Por lo tanto, la siguiente descripción detallada no se va a tomar en un sentido restringido, y el alcance de la presente invención se define por las reivindicaciones anexas y sus equivalentes. Ciertos términos se utilizan en toda la siguiente descripción y en las reivindicaciones para referirse a componentes particulares de sistema. Este documento no pretende distinguir entre componentes que difieren en nombre pero no en función. En la siguiente discusión y en las reivindicaciones, los términos "que incluye" y "que comprende" se utilizan de una manera indefinida, y por ello se deben interpretar que significan "que incluye, sin restricción..." . También, se pretende que cada uno de los términos "acoplar", "se acopla", y "acoplado" utilizados para describir cualesquiera conexiones eléctricas, significa y se refiere a una conexión eléctrica directa o indirecta. De tal manera, por ejemplo, si un primer dispositivo "se acopla" o está "acoplado" a un segundo dispositivo, esa interconexión puede ser a través de un conductor eléctrico que interconecta directamente los dos dispositivos, o a través de una conexión eléctrica indirecta a través de otros dispositivos, conductores y conexiones. Además, la referencia a "arriba" o "abajo" se realiza para fines de facilidad de descripción con "arriba" significando hacia la superficie de la perforación y "abajo" significando hacia el fondo o extremo distal de la perforación. Además, en la discusión y en las reivindicaciones siguientes, algunas veces se puede establecer que ciertos componentes o elementos están en comunicación fluida. Por esto se entiende que los componentes están construidos e interrelacionados de tal manera que un fluido podría estar comunicado entre ellos, como a través de un pasillo, tubo o conducto. También, las designaciones "MWD" o "LWD" se utilizan para representar cualquier medición genérica mientras se perfora o se llevan anotaciones cronológicas mientras se perfora por aparatos y. sistemas . Para comprender la mecánica de la prueba de formación, es importante en primer lugar comprender cómo se almacenan los hidrocarburos en formaciones subterráneas.' Los hidrocarburos no están ubicados comúnmente en yacimientos subterráneos grandes, sino más bien se encuentran dentro de orificios muy pequeños o espacios porosos, dentro de ciertos tipos de rocas. Por lo tanto, es crítico conocer ciertas propiedades tanto de la formación como del fluido contenido en ésta. En varias ocasiones durante la discusión siguiente, se hará referencia a cierta formación y a las propiedades del fluido de formación en un sentido general. Tales propiedades de la formación incluyen sin restricción: presión, permeabilidad, viscosidad, movilidad, movilidad esférica, porosidad, saturación, porosidad de compresibilidad acoplada, área expuesta adyacente y anisotropía. Tales propiedades del fluido de la formación incluyen, sin restricción: viscosidad, compresibilidad, compresibilidad del fluido en la línea de flujo, densidad, resistividad, punto de composición y de burbujeo. La permeabilidad es la capacidad de una formación rocosa para permitir que los hidrocarburos se muevan entre sus poros, y en consecuencia en un pozo de pozo. La viscosidad fluida es una medición de la capacidad de los hidrocarburos para fluir, y la permeabilidad dividida entre la viscosidad se denomina "movilidad" . La porosidad es la proporción de espacio vacío al volumen a granel de la formación rocosa que contiene ese espacio vacío. La saturación es la fracción o porcentaje del volumen poroso ocupado por un fluido específico (por ejemplo, petróleo, gas, agua, etc.). El daño al área expuesta adyacente es una indicación de cómo el filtrado del lodo o la costra del lodo ha cambiado la permeabilidad cercana al pozo. La anisotropía es la proporción de las permeabilidades vertical y horizontal de la formación. La resistividad de un fluido es la propiedad del fluido que resiste el flujo de corriente eléctrica. El punto de burbujeo ocurre cuando una presión del fluido se disminuye a una velocidad tan rápida, y a una presión lo suficientemente baja, que el fluido, o porciones del mismo, cambian la fase a un gas. Los gases disueltos en el fluido se sacan del fluido, así el gas está presente en el fluido en un estado sin disolver. Comúnmente, este cambio de fase en los hidrocarburos en la formación que se está probando y midiendo, es indeseable; salvo que la prueba del punto de burbujeo se esté administrando para determinar que está presente la presión de punto de burbujeo. En los dibujos y en la siguiente descripción, partes similares se marcan en toda la especificación y en los dibujos con los mimos números de referencia, respectivamente. Las figuras de los dibujos no están necesariamente a escala. Ciertas características de la invención se pueden mostrar exageradas en la escala o en forma un tanto esquemática y algunos detalles de elementos comunes no se pueden mostrar por razones de claridad y consición. La presente invención es susceptible a modalidades de formas diferentes. Las modalidades específicas se describen con detalle y se muestran en los dibujos con el entendimiento de que la presente descripción es para considerarse una ejemplificación de los principios de la invención, y no se pretende que limite la invención a lo que se ilustra y se describe en la presente. Se debe reconocer totalmente que las diferentes enseñanzas de las modalidades descritas enseguida se pueden emplear separadamente o en cualquier combinación adecuada para producir los resultados deseados. Las diversas características mencionadas anteriormente, así como otras características y rasgos descritos con mayor detalle más adelante, se harán fácilmente evidentes para los expertos en la técnica después de leer la siguiente descripción detallada de las modalidades, y al hacer referencia a los dibujos anexos. Con referencia a la figura 1, se muestra una herramienta probadora de formación (10) como una parte de la unidad del fondo de pozo (6) que incluye un sub-MWD (13) y una barrena de perforación (7) en su extremo más inferior. La unidad de fondo del pozo (6) está abajo de una plataforma de perforación (2) , como un barco u otra plataforma convencional, a través de la cadena de perforación (5) . La cadena de perforación (5) está colocada a través del elevador (3) y el cabezal de pozo
(4) . El equipo de perforación común (no mostrado) está soportado dentro de la torre (1) y gira la cadena de perforación (5) y la barrena de perforación (7) , provocando que la barrena (7) forme una perforación (8) a través del material de la formación (9) . La perforación (8) penetra las zonas o yacimientos subterráneos, como el yacimiento
(11), que se cree contiene hidrocarburos en una cantidad viable comercialmente. Se debe comprender que el probador de formación (10) se puede emplear en otras unidades de fondo del pozo y con otros aparatos de perforación en la perforación en tierra, así como en la perforación costa afuera como se muestra en la figura 1. En todos los casos, además del probador de formación (10) , la unidad del fondo del pozo (6) contiene varios aparatos y sistemas comunes, como un motor para perforar abajo del pozo, sistema de telemetría de pulso del lodo, sensores y sistemas de medición mientras se perfora, y otros muy conocidos en la técnica. También se debe comprender que, aunque se muestra el probador de formación (10) como parte de la cadena de perforación (5) , las modalidades de la invención descritas más adelante se pueden transferir a bajo de la perforación (8) a través de cualquier cadena de perforación o tecnología de línea alámbrica como se describe parcialmente anteriormente y se conoce perfectamente por alguien experto en la técnica. Por referencia ahora a las figuras 2A-2B, se muestran porciones de la herramienta probadora de formación (10) . La herramienta probadora de (10) incluye una unidad de abertura de llenado que tiene la abertura de llenado (24) para agregar o retirar fluidos hidráulicos u otros a la herramienta (10) . La abertura de llenado inferior (24) es la unidad de inserción hidráulica (30) . La herramienta
(10) también incluye una válvula compensadora (60) , una unidad de sondeo de formación (50) y una unidad de pistón de abatimiento (70) . También se incluye la unidad de instrumento de presión (80) , que incluye los transductores de presión utilizados por la unidad de sondeo (50) . Con referencia ahora a las figuras 3A-3B, la unidad de sondeo de formación (50) está colocada dentro del cuello de perforación (12) , y cubierta por la placa de cubierta de sonda (51) . También colocada dentro del cuello de perforación (12) está la válvula compensadora (60) y la unidad de abatimiento (70) . La unidad de sondeo de formación adyacente (50) y la válvula compensadora (60) constituyen una parte plana (136) en la superficie del cuello de perforación (12) . Como se muestra mejor en la figura 3B, se puede observar cómo la unidad de sondeo de formación (50) y la válvula compensadora (60) y la unidad de abatimiento (70) están colocadas en el cuello de sondeo (12) . La unidad de sondeo de formación (50) y la válvula compensadora (60) y la unidad de abatimiento (70) están montadas en el cuello de la sonda (12) justo por arriba del orificio de flujo (14) . Como se describirá enseguida, la perforación de flujo (14) incluye un trayecto longitudinal curvo conforme avanza longitudinalmente a través del cuello de perforación (12) . En las figuras 4 y 5 se muestran detalles adicionales de la unidad de sondeo de formación (50) . La unidad de sondeo de formación (50) generalmente incluye un vastago (92), una cámara de pistón (94), un pistón (96) adaptado para oscilar dentro de la cámara del pistón (94) , y un esnórkel (98) adaptado para el movimiento oscilante, dentro del pistón (96) . El esnórkel (98) incluye una porción base (125) y un pasillo central (127) . La placa de cubierta (51) se ajusta sobre la parte superior de la unidad de sondeo (50) y retiene y protege a la unidad (50) dentro del cuello de sondeo (12) . La unidad de sondeo de formación (50) está configurada de tal manera que el pistón
(96) se extiende y se retrae a través de la abertura (52), en la placa de cubierta (51) . El vastago (92) incluye una porción base circular (105) . Extendiéndose desde la base (105) está una extensión tubular (107) que tiene el pasillo central (108) . El pasillo central (108) está en conexión fluida con los pasillos fluidos que conducen a otras porciones de la herramienta (10) , que incluyen la válvula compensadora (60) y la unidad de abatimiento (70) . De esta manera, se forma un pasillo fluido desde la formación a través del pasillo de esnórkel (127) y el pasillo central (108) a las otras partes de la herramienta. En una modalidad, la cámara de pistón (94) es integral con el cuello de perforación (12) de la herramienta (10) e incluye una superficie interna (113) que tiene porciones de diámetro reducido (114) , (115) para guiar al pistón (96) conforme se extiende y se retrae. Un cierre hermético (116) está colocado en la superficie (114) . En algunas modalidades, la cámara de pistón (94) puede ser un alojamiento separado, montado dentro de la herramienta (10), por un engrane roscado, por ejemplo. El pistón (96) está retenido de manera deslizable dentro de la cámara de pistón (94) y generalmente incluye la superficie externa (141) que tiene una porción base de diámetro incrementado (118) . Un cierre hermético (143) está colocado en la porción de diámetro incrementado (118) . Justo por debajo de la porción base (118) , el pistón (96) se apoya en la porción base de vastago (105) cuando la unidad de sondeo (50) está en la posición totalmente retraída como se muestra en la figura 4. El pistón (96), también incluye un hombro (172) y un orificio central (120) . La unidad de sondeo de formación (50) está ensamblada de tal manera que la base de pistón (118) puede oscilar a lo largo de la superficie (113) de la cámara de pistón (94), y la superficie externa de pistón (141) puede oscilar a lo largo de la superficie (114) . Similarmente, la base del esnórkel (125) está colocada dentro del pistón (96) y está adaptada para el movimiento oscilante a lo largo de la superficie interna del pistón. El pasillo central (127) del esnórkel (98) está alineado axialmente con la extensión tubular (107) del vastago (92) . La unidad de sondeo de formación (50) oscila entre una posición totalmente retraída, como se muestra en la figura 4, y una porción parcialmente extendida, como se muestra en la figura 5. Durante el uso, el esnórkel (98) se extiende' adicionalmente hacia la pared de la formación para comunicarse con el fluido de la formación. Los sensores también pueden estar colocados en la unidad de sondeo de formación (50) . Por ejemplo, un sensor de temperatura, conocido por alguien experto en la técnica, puede estar colocado en la unidad de sondeo para tomar espacio anular o temperatura de la formación. En la posición retraída de la unidad de sondeo, el sensor estaría' adyacente al ambiente del espacio anular, y la temperatura del espacio anular se podría tomar. En la posición extendida de la unidad de sondeo, el sensor estaría adyacente a la formación, permitiendo una medición de la temperatura de la formación. Tales mediciones de la temperatura se podrían utilizar por diversas razones, como la producción o cálculos de terminación, o cálculos de evaluación como la permeabilidad y la resistividad. En la parte superior del pistón (96) está una almohadilla de cierre hermético (180) . La almohadilla de cierre hermético (180) puede ser de forma de dona con una superficie de cierre hermético, externa curvada y abertura central (186) . La superficie base de la almohadilla de cierre hermético (180) puede acoplarse a una placa delantera (182) . La almohadilla de cierre hermético (180) puede estar unida a la placa delantera (182) , o acoplarse de otra manera a la placa delantera (182) , como por moldeo de la almohadilla de cierre hermético (180) sobre la placa delantera (182) de manera que el material de la almohadilla rellena las ranuras u orificios en la placa delantera
(182) . La placa delantera (182) está acoplada desmontablemente al pistón (96) por medio de engrane roscado, u otro medio de engranaje, como un ajuste a presión con la superficie de perforación central (120) . Alternativamente, la almohadilla (180) puede estar acoplada directamente a la porción de extensión (119) sin utilizar una placa delantera. En una modalidad, la almohadilla de cierre hermético (180) incluye un material elastomérico, como caucho o plástico. En otras modalidades, la almohadilla de cierre hermético (180) puede ser metálica o una aleación metálica. Utilizar una almohadilla metálica es ventajoso, ya que la almohadilla metálica no se fractura bajo las condiciones del fondo del pozo como ocurriría con las almohadillas elastoméricas. La almohadilla de cierre hermético (180) sella y previene que el fluido de perforación u otros contaminantes entren a la unidad de sondeo (50) durante la prueba de la formación. Más específicamente, la almohadilla de cierre hermético (180) sella contra la torta de filtrado que se pudiera formar en una pared de la perforación. Típicamente, la presión del fluido de la formación es menor a la presión en los fluidos de perforación que se inyectan en la perforación. Una capa de residuo proveniente del fluido de la perforación forma una torta de filtrado en la pared de la perforación y separa las dos áreas de presión. La almohadilla (180) cuando se extiende, hace contacto con la pared de la perforación y, junto con la torta de filtrado forma un cierre hermético a través del cual se puede reunir los fluidos de la formación.
En una modalidad alternativa de la almohadilla de cierre hermético, la almohadilla puede tener una cavidad interna de tal manera que retiene un volumen de fluido. Un fluido puede ser bombeado hacia la cavidad de la almohadilla a velocidades variables, de manera que la presión en la cavidad de la almohadilla se pueda incrementar y disminuir. Los fluidos utilizados para llenar la almohadilla pueden incluir fluido hidráulico, solución salina o gel de silicona. A manera de ejemplo, la almohadilla puede estar sin rellenar o sin presión, conforme la sonda se extiende para encajarse a la pared de la perforación, entonces cuando la sonda hace contacto con la pared, la almohadilla se puede rellenar. En otro ejemplo, la sonda se puede rellenar antes de que la sonda se extienda. Dependiendo del contorno de la pared de la perforación, la almohadilla se puede presionar mediante el llenado de la almohadilla con fluido, así se conforma la superficie de la almohadilla al contorno de la pared de la perforación y se proporciona un mejor cierre hermético. En otra modalidad más de la almohadilla de cierre hermético, la almohadilla puede rellenarse antes o después del encaje con la pared de la perforación, con un fluido reológico electroviscoso. Después de que la almohadilla se ha encajado a la pared de la perforación y se ha conformado a él, se puede aplicar una corriente eléctrica al fluido reológico electroviscoso, de manera que la corriente cambia el estado del fluido, por ejemplo de liquido a gel o a sólido, y endurece la conformación de la almohadilla, así se proporciona un mejor cierre hermético. Con referencia a las figuras 7, 8A, y 8B, en una modalidad, la superficie externa de la almohadilla (180) define una forma parcial de la superficie del cilindro, de manera contraria a la superficie plana o esférica. La figura 7 muestra una vista superior de una sección transversal de la almohadilla (180) y la figura 8A muestra la sección transversal desde el lado, mientras que la figura 8B muestra una vista en perspectiva de la almohadilla (180) . La superficie externa de la almohadilla (180) generalmente es congruente con la superficie interna de una pared cilindrica de la perforación (16) (figura 5) . Esto significa que la almohadilla ejerce generalmente presión igual contra la pared en todas las partes de su superficie. Esto proporciona un mejor cierre hermético. En algunas modalidades, la placa delantera (182) puede tener una superficie externa que define una forma cilindrica parcial y la almohadilla de cierre hermético (180) puede tener igual espesor en toda-ella. En ese caso, la presión en toda la almohadilla misma podría ser más equitativa. Con referencia a las figuras 5 y 6, se describirán detalles adicionales del pistón (96) . La figura 6 muestra una sección transversal del pistón (96) , se puede observar que el pistón incluye una forma no circular alrededor de su pared periférica (141) . De igual manera, la superficie (114) de la cámara (94) corresponde a la forma de pistón (96) . En algunas modalidades, el pistón (96) y la cámara (94) se adaptan entre sí, de manera que el pistón no gira con relación a la cámara (94) conforme el pistón (96) se extiende. En este ejemplo, el pistón (96) define una forma elíptica con un primer diámetro DI mayor que un segundo diámetro D2. La superficie (114) define una forma similar. Por ejemplo, la proporción entre DI y D2 puede ser de aproximadamente 1.03:1.00. En otras opciones, el pistón (96) puede incluir una o varias paredes rectas a lo largo de su periferia (141) y la cámara (94) puede incluir una forma similar. Otra opción es proporcionar una o varias proyecciones a lo largo de la superficie externa del pistón (96) y las muescas guías correspondientes en la superficie de la superficie (114) . Esta correspondencia o forma no circular adaptada mantiene al pistón orientado en la posición adecuada conforme se extiende, de manera que la almohadilla (180) , que como se indicó anteriormente incluye una superficie cilindrica externa, se topa contra la pared cilindrica (16) en la orientación adecuada para asegurar un buen cierre hermético. Esto puede ser una ventaja en una herramienta' con diámetro pequeño, como una herramienta (10) de 12 cm (4 3/4 pulgadas) en donde la pared (16) puede estar relativamente lejos de la herramienta y si no está orientado correctamente el pistón (96) podría girar y la superficie externa de la almohadilla (180) golpearía la pared en una orientación dispareja. Con referencia ahora también a la figura 12, la cual describe un método (1200) , de acuerdo con una modalidad, para utilizar la unidad de sondeo de formación descrita anteriormente. El método (1200) incluye utilizar una herramienta probadora de formación que tiene una unidad de sondeo de formación (50) , colocar la unidad de sondeo debajo de un orificio de perforación, extender un pistón (96) de manera que una almohadilla de cierre hermético
(180) se extienda hacia la pared del orificio de perforación, y guiar al pistón (96) de tal manera que el pistón no gire sustancialmente conforme el pistón se extienda. Por consiguiente, conforme el pistón (96) se extiende, la superficie dé la pared externa (141) del pistón es guiada por la superficie de la pared interna
(114) de la cámara (94) para mantener al pistón (96) prácticamente orientado conforme se extiende hacia la pared de la formación, de tal manera que el pistón (96) no gira tanto para no topar con la pared en un ángulo aceptable . • Además, al mantener la almohadilla (180) orientada adecuadamente, el presente sistema permite el uso de una almohadilla metálica en lugar de una elastomérica, ya que una almohadilla en forma cilindrica, metálica, orientada adecuadamente puede proporcionar un cierre hermético adecuado . Ahora se describirá la operación de la unidad de sondeo de formación (50) . La unidad de sondeo (50) está normalmente en la posición retraída (figura 4) . La unidad (50) permanece retraída cuando no está en uso, de manera que cuando la cadena de perforación está girando mientras se perfora si la unidad (50) se utiliza para una aplicación MWD, o cuando la herramienta de prueba de línea alámbrica está siendo bajada hacia la perforación (8) si la unidad (50) se utiliza para una aplicación de prueba de línea alámbrica. Después de un comando apropiado para la unidad de sondeo de formación (50) , se aplica una fuerza a la porción base del pistón (96) , de preferencia mediante el uso de fluido hidráulico. El pistón (96) se eleva con relación a las otras porciones de la unidad de sondeo (50) hasta que la porción base (118) entra en contacto con un hombro (170) de la cámara (94) . Después de dicho contacto, la unidad de sondeo (50) continuará presurizando un yacimiento (54) hasta que el yacimiento (54) alcance una presión máxima. Alternativamente, si la almohadilla (180) entra en contacto significativo con una pared de la perforación antes de que la porción base (118) entre en contacto con el hombro (170) , la unidad de sondeo (50) continuará aplicando presión a la almohadilla (180) mediante la presurización del yacimiento (54) hasta la presión máxima mencionada previamente. La presión máxima aplicada a la unidad de sondeo (50), por ejemplo, puede ser de 84.3 kg/cm2 (1,200 psi) . La fuerza continua del fluido hidráulico en el yacimiento (54) provoca que la unidad de esnórkel (98) se extienda de tal manera que el extremo externo del esnórkel se extienda más allá de la superficie de la almohadilla de cierre hermético (183) a través de la abertura de la almohadilla de cierre hermético (186) . La unidad de esnórkel (98) deja de extenderse hacia afuera cuando el hombro (123) entra en contacto con un hombro (172) del pistón (96) . Alternativamente, si la unidad de esnórkel (98) entra en contacto significativo con una pared de la perforación antes de que el hombro (123) entre en contacto con el hombro (172) del pistón (96) , la fuerza continua de la presión del fluido hidráulico en el yacimiento (54) se aplica hasta la presión máxima mencionada previamente. La presión máxima aplicada a la unidad de esnórkel (98) , por ejemplo, puede ser de 84.3 kg/cm2 (1,200 psi). De preferencia, el esnórkel y la almohadilla de cierre hermético estarán en contacto con la pared de la perforación antes de que cualquiera del pistón (96) o los hombros del esnórkel (98) estén en extensión total. Por ejemplo, si la almohadilla de cierre hermético (180) hiciera contacto con la pared de la perforación (16) antes de que se extienda totalmente y se presurice, entonces la almohadilla de cierre hermético (180) debería cerrar herméticamente contra la costra de lodo en la pared de la perforación (16) a través de una combinación de presión y extrusión de almohadilla. El cierre hermético separa los pasajes fluidos (127) y (107) de la costra de lodo, los fluidos de perforación y otros contaminantes fuera de la almohadilla de cierre hermético (180) . Para retraer la unidad de sondeo (50) , se pueden aplicar fuerzas, o diferenciales de presión al esnórkel (98) y al pistón (96) en direcciones opuestas con relación a las fuerzas de extensión. Simultáneamente, las fuerzas de extensión se pueden reducir o detener para ayudar a la retracción de la sonda. En otra modalidad, la sonda puede ser una sonda telescópica que incluya un segundo pistón interno para extender aún más la unidad de sondeo. En otras, modalidades, la herramienta probadora de formación (10) puede incluir además aletas o estabilizadores hidráulicos o un compensador del movimiento vertical ubicado cerca de la unidad de sondeo de formación (50) para anclar la herramienta y amortiguar el movimiento de la herramienta en la perforación. Con referencia nuevamente a la figura 4, se puede observar que el cuello de sondeo (12) también aloja a la1 unidad de abatimiento (70) . Con referencia ahora a la figura 9, la unidad de pistón de abatimiento (70) generalmente incluye un cierre hermético anular (502) , un pistón (506) , un émbolo buzo (510) y un capacete (508) . El pistón (506) se recibe deslizablemente en el cilindro (504) y el émbolo buzo (510) , que está integral con y se extiende desde el pistón (506) , se recibe deslizablemente en el cilindro (514) . En la figura 9, el pistón (506) se desvía a su parte más superior o a la posición cargada al hombro en el hombro (516) . Por ejemplo, un resorte de desviación (no mostrado) desvía al pistón (506) a la posición cargada al hombro, y puede colocarse en el cilindro (504) entre el pistón (506) y el capacete (508) . Las líneas hidráulicas separadas (no mostradas) se interconectan con el cilindro
(504) por arriba y abajo del pistón (506) en las porciones (504A) , (504B) para mover el pistón (506) ya sea hacia arriba o hacia abajo dentro del cilindro (504) como se describe más completamente enseguida. El émbolo buzo (510) está colocado deslizablemente en el cilindro (514) coaxial con el cilindro (504) . El cilindro (514A) es la porción superior del cilindro (514) que está en comunicación fluida con el pasillo fluido que interconecta con la unidad de sondeo (50) y la válvula compensadora (60) . El cilindro (514A) se llena con fluido a través de su interconexión con los pasillos fluidos de la herramienta (10) . El cilindro (514) se llena con fluido hidráulico a través de sus interconexiones con un circuito hidráulico. Se pueden utilizar válvulas de retención guiadas en forma cruzada para detener al pistón (506) cuando se mueve lo suficientemente lejos. En este ejemplo, el pistón (506) se mueve de una manera longitudinal con relación a una longitud de la herramienta. Esto es necesario en un diámetro pequeño de la herramienta (10) , por ejemplo una herramienta de 12 cm (4 3A pulgadas) . En varias modalidades, la herramienta (10) y el cuello de sondeo (12) pueden ser de diferentes tamaños. Por ejemplo, en cualquiera de las modalidades descritas en la presente, el cuello de perforación de sondeo (12) puede incluir un diámetro de aproximadamente 12 cm (4 3/4 pulgadas) o menos, o un diámetro de aproximadamente 17.1 cm (6 3/4 pulgadas) o menos, o un diámetro de aproximadamente 20.3 cm (8 pulgadas) o menos, o un diámetro de aproximadamente 22.8 cm (9 pulgadas) o menos. En una modalidad, la herramienta (10) incluye unidades de abatimiento intercambiables. Por ejemplo, con referencia a la figura 10, se muestra una segunda unidad de abatimiento (272) . La unidad de abatimiento (272) es similar a la unidad (70), con la diferencia más notable que el volumen de abatimiento es más pequeño, ya que un émbolo buzo (510B) y un cilindro (514B) tienen áreas seccionales transversales más pequeñas que el émbolo buzo y el cilindro correspondientes de la unidad (70) . Otros miembros de la unidad (272) son los mismos que los anteriores para la unidad (70) . Con referencia a la figura 11, se muestra una tercera unidad de abatimiento (372) . La unidad de abatimiento (372) es similar a la unidad (70) y a la unidad
(272) , con la diferencia más notable que el volumen de abatimiento es más pequeño, ya que un émbolo buzo (510C) y un cilindro (514C) tienen áreas seccionales transversales más pequeñas que en émbolo buzo y el cilindro correspondientes del la unidad (70) , y áreas seccionales transversales más pequeñas que en émbolo buzo y el cilindro correspondientes de la unidad (272) . Otros miembros de la unidad (372) son los mismos que los anteriores para la unidad (70) y la unidad (272) .
Cada unidad de abatimiento (70) , (272) , (372) incluye el alojamiento externo (970) con el mismo tamaño y forma. Con referencia a la figura 4, la herramienta (10) incluye una sección de montaje (981) para la unidad de abatimiento (70) . Cada alojamiento (970) de cada unidad de abatimiento (70) , (272) , y (372) se monta similarmente e intercambiablemente a la sección de montaje (981) de la herramienta (10) . Por ejemplo, los alojamientos externos (970) pueden incluir orificios u otros medios para sujetar la unidad dentro de la sección de montaje de la herramienta. Esto permite que las unidades de abatimiento (70) , (272) , y (372) se intercambien de manera intercambiable dentro de la herramienta. Esto permite diferentes velocidades de abatimiento y/o volúmenes de muestreo, por ejemplo. La sección de montaje de herramienta (981) incluye interconexiones hidráulicas y eléctricas que son las mismas entre cada alojamiento (970) de cada unidad (70) , (272) , y (372) . De igual manera, cada unidad (70) , (272) , y (372) incluye interconexiones hidráulicas, fluidas, y eléctricas que corresponden a las interconexiones de las otras unidades de abatimiento y que corresponden a las interconexiones provistas en la sección de montaje (981) . Como se observa, cada diferente unidad de abatimiento (70) , (272) , y (372) tiene un tamaño/volumen de émbolo buzo, puesto que cada uno incluye un alojamiento externo (970) configurado para montarse intercambiablemente en la sección de montaje (981) . En otras palabras, cada uno de ellos tiene el alojamiento externo (970) con el mismo tamaño, con configuraciones internas de tamaño diferente. Durante el uso, una unidad de abatimiento se puede montar en la sección (981) y utilizarse. Cuando la, herramienta se recupera, la unidad se puede retirar a una diferente unidad montada en la sección (981) . Con referencia también a la figura 13, se describirá un método (1300) de acuerdo a una modalidad. El método (1300) incluye la elección selectiva de una unidad de abatimiento a partir de una pluralidad de unidades de abatimiento (70) , (272) , (372) , que colocan un cuello de perforación de sondeo en una perforación, extendiendo la unidad de sondeo extensible, accionando la unidad de abatimiento seleccionada desde una primera posición hacia una segunda posición, y extrayendo fluido hacia la unidad de sondeo. La tabla 1 muestra diferentes valores que son el resultado de utilizar diferentes unidades de abatimiento descritas anteriormente.
Tabla 1 Unidad de Medio (figura 10) Bajo (figura 11) Alto (figura 9) abatimiento Abatimiento 390.3 kg/cm2 707.9 kg/cm2 154.8 kg/cm2 máximo a 112.4 (5,552 psi) (10,070 psi) (2203 psi) kg/cm2 (1600 psi) Velocidad de 2.0 cc/seg 1.1 cc/seg 5.1 cc/seg abatimiento a 1,500 RPM Velocidad de 0.2 cc/seg 0.1 cc/seg 0.5 cc/seg abatimiento a 150 RPM La capacidad de intercambiar diferentes unidades de abatimiento es especialmente ventajosa en una aplicación
MWD de baja potencia, en donde existe baja potencia disponible y la velocidad de abatimiento necesita ser variable . En algunas modalidades, también se puede aplicar un indicador de posición a las unidades de abatimiento descritas anteriormente para saber en dónde está ubicado el cilindro del pistón de abatimiento, y cómo se mueve el pistón. Los parámetros de volumen y diámetro del cilindro se pueden utilizar para calcular la distancia que el pistón se ha movido. Con un radio conocido r del cilindro y un volumen conocido V del fluido hidráulico bombeado hacia el cilindro ya sea de cualquier lado del pistón, la distancia d del pistón que se ha movido se puede calcular a partir de la ecuación V = (r2) (d) . Alternativamente, se pueden utilizar sensores, como sensores ópticos, sensores acústicos, potenciómetros, u otros dispositivos para medición de la resistencia. Además, la regularidad del abatimiento se puede obtener a partir del indicador de posición. La velocidad se puede calcular a partir de la distancia medida en un periodo de tiempo dado, y la regularidad de la velocidad se puede utilizar para corregir otras mediciones . Por ejemplo, para obtener una mejor comprensión de la permeabilidad de la formación o del punto de burbujeo de los fluidos de la formación, se puede elegir una presión de referencia para el abatimiento, y después la distancia que el pistón de abatimiento se movió antes de que se haya alcanzado esa presión de referencia, se puede medir por un indicador de posición del pistón de abatimiento. Si el punto de burbujeo se alcanza, la distancia que el pistón se movió se puede registrar y enviar a la superficie, o al software en la herramienta, de manera que el pistón puede ser controlado para moverse menos y así evitar el punto de burbujeo. Se comprenderá que las unidades de abatimiento pueden tener émbolos buzos que varíen en su tamaño como varíen sus volúmenes . Las unidades también se pueden configurar para el abatimiento a presiones variables. La modalidad recién descrita incluye tres unidades de abatimiento, pero el sistema de herramienta probadora de formación puede incluir más o menos de tres. El uso de las unidades de abatimiento se describirá con referencia a las figuras 4, 5, y 9. Un circuito hidráulico se puede utilizar para operar la unidad de sondeo (50) , la válvula compensadora (60) y la unidad de abatimiento (70) . Como se describió anteriormente, la unidad de sondeo (50) se extiende hasta que la almohadilla (180) se encaja con la costra de lodo en la pared de la perforación (16) . Al continuar la presión hidráulica que se suministra al lado extendido del pistón (96) y el esnórkel (98) para la unidad (50) , el esnórkel puede entonces penetrar la costra de lodo. Las extensiones hacia fuera de los pistones (96) y el esnórkel (98) continúan hasta que la almohadilla (180) se encaja a la pared de la perforación (16) . Este movimiento combinado continua hasta que la presión empuja contra el lado extendido del pistón
(96) y el esnórkel (98) alcanza una magnitud predeterminada, por ejemplo 84.3 kg/cm2 (1,200 psi), controlada por una válvula de alivio por ejemplo, provocando que la almohadilla (180) se apriete. En este punto, ocurre una segunda etapa de expansión con el esnórkel (98) que se mueve entonces dentro de la perforación (120) en el pistón (96) para penetrar la costra de lodo en la pared de la perforación (16) y recibir los fluidos de la formación o tomar otras mediciones. Después de que la válvula compensadora (60) se cierra, con ello se aisla el pasillo fluido del espacio anular, el pasillo fluido de la formación, ahora cerrado al espacio anular (15) , está en comunicación fluida con el cilindro (514A) en los extremos superiores del cilindro
(514) en la unidad de abatimiento (70) . El fluido presurizado entonces entra a la porción (504A) del cilindro (504, provocando que el pistón de abatimiento (506) se retraiga. Cuando eso ocurre, el émbolo buzo (510) se mueve dentro del cilindro (514) de manera que el volumen del pasillo fluido se incrementa por el volumen del área del émbolo buzo (510) tantas veces la longitud de su carrera a lo largo del cilindro (514) . El volumen del cilindro (514A) se incrementa por este movimiento, incrementando así el volumen del fluido en el pasillo. Se puede utilizar un controlador para controlar la unidad de abatimiento (70) para abatir los fluidos a diferentes velocidades y volúmenes. Por ejemplo, la unidad de abatimiento (70) puede controlarse para abatir fluidos a 1 cm3 por segundo por 10 cm3 y después se espera 5 minutos. Si los resultados de está prueba son insatisfactorios, se puede enviar una señal de enlace descendente utilizando telemetría de pulso de lodo, u otra forma de comunicación desde el fondo del pozo para controlar la unidad (70) a nuevos fluidos de abatimiento a 2 cm3 por segundo por 20 cm3 y después esperar 10 minutos, por ejemplo. La primera prueba se puede interrumpir, los parámetros cambiaron y la prueba se puede reiniciar con los nuevos parámetros que se han enviado desde la superficie hacia la herramienta. Estos cambios de parámetros se pueden realizar mientras la unidad de sondeo (50) está extendida. Cuando la unidad de abatimiento (70) está en sus posiciones retraídas totalmente, o parcialmente, y en' cualquier lugar desde 1 hasta 90 cm3 de fluido de formación extraído hacia el sistema cerrado, la presión se estabilizará, haciendo posible que los transductores de presión detecten y midan la presión del fluido de formación. La presión medida se transmite al controlador en la sección electrónica, en donde la información se almacena en la memoria y, alternativamente o adicionalmente se comunica a un controlador maestro en la herramienta MWD (13) (figura 1) abajo del probador de formación (10) en donde ésta se puede transmitir a la superficie a través de telemetría de pulso de lodo o mediante cualquier otro medio de telemetría convencional. Los comandos de enlace ascendente y enlace descendente utilizados por la herramienta (10) no están limitados a la telemetría de pulso de lodo. A manera de ejemplo y no a manera de restricción, otros sistemas de telemetría pueden incluir métodos manuales, que incluyen acilos de bombeo, bandas de flujo/presión, rotación de tubería, o combinaciones de los mismos. Otras posibilidades incluyen métodos de telemetría electromagnética (EM) , acústica, y de línea alámbrica. Una ventaja al utilizar los métodos de telemetría alternativos radica en el hecho de que la telemetría de pulso de lodo (tanto de enlace ascendente como de enlace descendente) requiere operación de bombeo pero otros sistemas de telemetría no. El receptor del fondo del pozo para los comandos de enlace o datos de enlace descendente provenientes de la superficie, puede residir dentro de la herramienta probadora de formación o dentro de una herramienta MWD (13) con la cual se comunica. Igualmente, el transmisor desde el fondo del pozo para los comandos o datos de enlace ascendente desde el fondo del pozo pueden residir dentro de la herramienta de prueba de formación (10) o dentro de una herramienta MWD (13) con la cual se comunica. En la modalidad preferida descrita específicamente, cada uno de los transmisores y receptores está colocado en la herramienta MWD (13) y la señales receptoras se procesan, se analizan y se envían a un controlador maestro en la herramienta MWD (13) antes de que se transmitan a un controlador local en la herramienta de prueba de formación (10) . Nuevamente con referencia a las figuras 2B, 3B, y 4, en una modalidad, la perforación de flujo (14) incluye un trayecto longitudinal curvado a todo lo largo de la longitud de la sección de cuello de perforación de sondeo (12) de la herramienta. Por ejemplo, la perforación de flujo (14) incluye una profundidad más honda que la profundidad de la unidad de sondeo (50) , y está curvada a todo lo largo de una porción sustancial del alojamiento del cuello de perforación. Nuevamente esto es ventajoso para hacer espacio dentro de una herramienta de diámetro de 12 cm para la unidad de sondeo (50) . Para formar la perforación de flujo curvado continuamente (14) , la perforación de flujo se forma de tal manera que esté curvado prácticamente a todo lo largo de la longitud completa. Una compañía que puede formar tal orificio de flujo totalmente curvado, de recorrido longitudinalmente, es Dearborn Precisión Tubular Products, Inc. de Fryeburg, Maine. En otras modalidades, el trayecto de la perforación de flujo (14) puede estar prácticamente curvado o parcialmente recto y parcialmente curvado. Por ejemplo, una porción del trayecto (13) al inicio del cuello de perforación (12) y una porción de trayecto (15) al final del cuello de perforación (12) pueden ser prácticamente rectas, teniendo ángulos de al menos 2 grados desde un eje central (99) del cuello de perforación (12) . Por consiguiente, la perforación de flujo (14) puede extenderse longitudinalmente a todo lo largo de la longitud del cuello de perforación longitudinal (12) y tener un trayecto longitudinal que es cualquiera de curvado, curvado y recta, o que incluye una primera porción del trayecto (13) y una segunda porción del trayecto (15) que tienen un ángulo de al menos 2 grados desde un eje central del cuello de perforación. Durante el uso, el fluido de perforación que fluye hacia abajo de la perforación de flujo (14) se curva conforme va alrededor de la sonda (50). Como se observa,' en algunas modalidades, la curva de la perforación (14) es prácticamente continua, sin ninguna descontinuación sustancial, de manera que el flujo no se afecta sustancialmente por los cambios en la dirección. La perforación de flujo (14) en la porción del trayecto (13) se dirige hacia la pared externa y después con un radio continuo u otra curvatura continua se regresa hacia la parte media a la porción de trayecto (15) . En algunas modalidades, la perforación de flujo (14) tiene un radio de curvatura de aproximadamente 304.8 cm (120 pulgadas) en su punto más bajo (17) . En algunos ejemplos, el trayecto de la perforación de flujo (14) puede incluir aproximadamente tres o más curvaturas. Por ejemplo, puede ir desde una curva de línea casi recta en su porción de trayecto inicial (13) a la curva media de aproximadamente 304.8 cm (120 pulgadas) de radio hasta otra curva continua de línea casi recta de la porción de trayecto (15) . En otras modalidades, se puede incorporar un orificio de flujo (14) en otros cuellos de perforación que sostienen otras herramientas para fondo del pozo, como otras herramientas MWD y herramientas LWD. La descripción anterior significa que es ilustrativa de los principios y diversas modalidades de la presente invención. Puesto que la modalidad preferida de la invención y su método de uso se han mostrado y descrito, se pueden realizar modificaciones a éstas por alguien experto en la técnica sin apartarse del espíritu y enseñanzas de la invención. Las modalidades descritas en la presente son solamente ejemplares y no son limitaciones. Son posibles muchas variaciones y modificaciones de la invención y aparatos y métodos descritos en la presente, y están dentro del alcance de la invención. Por lo tanto, el alcance de protección no está limitado por la descripción establecida anteriormente, pero solamente está limitado por las reivindicaciones siguientes, ese alcance incluye todos los equivalentes de la materia objeto de las reivindicaciones.