MX2013008703A - Metodo y aparato para evaluar la contaminacion de muestra de fluido al usar multi-sensores. - Google Patents

Abstract

Se describe un método para evaluar la contaminación en una meustra de fluido. Una herramienta probadora de formación se introduce en una perforación. La herramienta probadora de formación comprende un sensor. Datos del sensor son adquiridos desde el sensor y es calculada una estimación de la contaminación. Después es determinado un tiempo de bombeo remanente para alcanzar un umbral de contaminación.

Description

METODO Y APARATO PARA EVALUAR LA CONTAMINACION DE MUESTRA DE FLUIDO AL USAR MULTI-SENSORES REFERENCIA CRUZADA A SOLICITUD RELACIONADA Esta solicitud reclama el beneficio de la solicitud estadounidense provisional no. 61/437,501, la cual fue presentada el 28 de enero de 2011, y es incorporada en la presente por referencia en su totalidad.

Antecedentes La presente descripción se refiere de manera general a la prueba y evaluación de fluidos de formación subterránea, y de manera más particular, a métodos y aparatos para evaluar contaminación de muestra de fluido al usar múltiples sensores.

Para evaluar prospectos de una reserva de hidrocarburo subterránea, una muestra representativa del fluido de reservorio puede ser tomada para análisis detallado. Una muestra de los fluidos de formación puede ser obtenida al bajar una herramienta de muestreo teniendo una cámara de muestreo en el pozo en un transportador, tal como un cable, línea de acero, tubería flexible, tubo articulado o similares. Cuando la herramienta de muestreo alcanza la profundidad deseada, uno o más puertos son abiertos para permitir la recolección de los fluidos de formación. Los puertos pueden ser accionados en una variedad de formas, tales como, mediante métodos eléctricos, hidráulicos o mecánicos. Una vez que los puertos son abiertos, los fluidos de formación viajan a través de los puertos y una muestra de los fluidos de formación es recolectada dentro de la cámara de muestreo de la herramienta de muestreo. Después de que la muestra ha sido recolectada, la herramienta de muestreo puede ser retirada del pozo de manera que la muestra de fluido de formación puede ser analizada.

El análisis de fluido es posible usando probadores de formación de bombeo que proporciona mediciones del fondo de pozo de ciertas propiedades de fluido y permiten la recolección de un gran número de muestras representativas almacenadas en condiciones de fondo de pozo. La determinación precisa de las propiedades de fluido y contaminación mientras que se muestra con un probador de formación de bombeo de cable es el objetivo primario para obtener muestras de fluido representativas con tiempo de perforación mínimo. Este es un componente importante del sistema de evaluación de formación establecido por la industria petrolera, especialmente para pozos de alto perfil y costa afuera. Durante las operaciones de perforación, un pozo es llenado normalmente con un fluido de perforación ("lodo"), el cual puede ser basado en agua o basado en aceite. El lodo es usado como un lubricante y ayuda en la remoción de recortes del pozo, pero una de las funciones más importantes del lodo es el control de pozo. Los hidrocarburos contenidos en las formaciones subterráneas están contenidos dentro de estas formaciones a presiones muy altas. Las técnicas de perforación de desequilibrio estándares requieren que la presión hidrostática en el pozo excedan la presión de formación, previniendo por ello que los fluidos de formación fluyan descontrolados hacia el pozo. La presión hidrostática en cualquier punto en el pozo depende de la altura y densidad de la columna de fluido de lodo por arriba de ese punto. Una cierta presión hidrostática es deseada con el fin de compensar la presión de formación y prevenir el flujo de fluido en el pozo. Así, es bien sabido en la técnica controlar la densidad de lodo, y frecuentemente es necesario usar lodo "pesado" de alta densidad para lograr una presión hidrostática deseada.

Cuando la presión hidrostática del lodo es mayor que la presión de formación circundante, el filtrado de fluido de perforación tenderá a penetrar la formación circundante. Así, el fluido en la formación cercana al pozo será una mezcla de filtrado de fluido de perforación y fluido de formación. La presencia de filtrado de fluido en la formación puede interferir con intentos para muestrear y analizar el fluido de formación. Conforme una muestra de fluido es arrastrada desde la formación en la pared del pozo, el primer fluido recolectado puede comprender filtrado de fluido de perforación principalmente, con la cantidad de filtrado en la mezcla disminuyendo normalmente conforme el volumen recolectado aumenta.

Las herramientas de prueba de formación temprana fueron diseñadas para arrastrar en un volumen fijo de fluido y transportar ese volumen a la superficie para análisis. Pronto se notó que el volumen fijo no era suficiente para recolectar una muestra razonable de fluido de formación debido a que la muestra sería filtrado de fluido de perforación principalmente. Para resolver este problema, las herramientas de prueba de formación fueron desarrolladas, las cuales fueron capaces de bombear continuamente fluido en la herramienta de prueba, de manera que ia recolección de muestra podía ser controlada por el operador. Usando estos tipos de herramientas, los operadores intentan evitar recolectar filtrado en la muestra de fluido al bombear durante un periodo de tiempo antes de recolectar la muestra de fluido. Por lo tanto, es importante determinar la calidad de la muestra de fluido in-situ, con el probador de formación todavía en el pozo, con el fin de incrementar la eficiencia y efectividad de recolección de muestra.

Breve descripción de ios dibujos Un entendimiento más completo de las presentes modalidades y ventajas de las mismas pueden ser adquiridas al referirse a la siguiente descripción tomada en conjunción con los dibujos acompañantes, en los cuales los números de referencia iguales indican características iguales.

La Figura 1 es un esquema de sección transversal de una herramienta de prueba de acuerdo con una modalidad ejemplar de la presente descripción.

La Figura 2 muestra una representación de ejemplo de una gráfica de datos de densidad real y datos de ajuste de modelo de computadora que modela la propiedad de fluido medida como una función de tiempo, de acuerdo con ciertas modalidades de la presente descripción.

La Figura 3 muestra un despliegue de ejemplo de un programa de computadora de contaminación de ejemplo, de acuerdo con ciertas modalidades de la presente descripción.

La Figura 4 muestra gráficas de ejemplo creadas una vez que los datos son cargados al programa de computadora de contaminación, de acuerdo con ciertas modalidades de la presente descripción.

La Figura 5 muestra una representación de ejemplo de las opciones de Tipo de sensor, Fluido esperado y Tipo de lodo ejemplares, de acuerdo con ciertas modalidades de la presente descripción.

La Figura 6 muestra una representación de ejemplo de resultados de análisis de estimación de contaminación ejemplares cuando el inicio y paro son mantenidos en blanco, de acuerdo con ciertas modalidades de la presente descripción.

La Figura 7 muestra un montaje de ejemplo para verificar la Firma de petróleo de base de identificación de fluido (FLID), de acuerdo con ciertas modalidades de la presente descripción.

La Figura 8 muestra una vista de resultados de análisis de estimación de contaminación de ejemplo cuando los tiempos de inicio y paro son seleccionados, de acuerdo con ciertas modalidades de la presente descripción.

La Figura 9 muestra una vista de resultados de ejemplo después de un análisis de contaminación, de acuerdo con ciertas modalidades de la presente descripción.

La Figura 10 muestra una vista de una sección de volumen en lugar de tiempo, de acuerdo con ciertas modalidades de la presente descripción.

Las Figuras 11A-11B muestran un diagrama de flujo para una estimación de ejemplo de muestra de fluido y tiempo de bombeo restante, de acuerdo con ciertas modalidades de la presente descripción.

Aunque las modalidades de esta descripción han sido mostradas y descritas y son definidas por referencia modalidades ejemplares de la descripción, tales referencias no implican una limitación sobre la descripción, y nada de tal limitación va a ser inferida. La materia en cuestión descrita es capaz de modificación, alteración considerables, y equivalentes en forma y función, como se les ocurrirá a aquéllos expertos en la técnica pertinente y teniendo el beneficio de esta descripción. Las modalidades mostradas y descritas de esta descripción son ejemplos solamente, y no exhaustivos del alcance de la descripción.

Descripción detallada La presente descripción se refiere de manera general a prueba y evaluación de fluidos de formación subterráneos y, de manera más particular, a métodos y aparatos para evaluar contaminación de muestra de fluido al usar múltiples sensores.

Para fines de esta descripción, un sistema de manejo de información puede incluir cualquier instrumentalidad o agregado de instrumentalidades operables para calcular, clasificar, procesar, transmitir, recibir, recuperar, originar, cambiar, almacenar, desplegar, manifestar, detectar, registrar, reproducir, manejar o utilizar cualquier forma de información, inteligencia o datos para fines de negocios, científicos, de control u otros. Por ejemplo, un sistema de manejo de información puede ser una computadora personal, un dispositivo de almacenamiento de red, o cualquier otro dispositivo adecuado y puede variar en tamaño, forma, desempeño, funcionalidad y precio. El sistema de manejo de información puede incluir memoria de acceso aleatorio (RAM), uno o más recursos de procesamiento tales como una unidad de procesamiento central (CPU) o lógica de control de equipo o programa de cómputo, ROM y/u otros tipos de memoria no volátil. Componentes adicionales del sistema de manejo de información pueden incluir uno o más unidades de disco, uno o más puertos de red para comunicación con dispositivos externos así como varios dispositivos de entrada y salida (l/O), tal como un teclado, un ratón y una pantalla de video. El sistema de manejo de información también puede incluir uno o más buses operables para transmitir comunicaciones entre los diversos componentes de equipo.

Para fines de esta descripción, medios legibles por computadora pueden incluir cualquier instrumentalidad o agregación de ¡nstrumentalidades que pueden retener datos y/o instrucciones durante un periodo. Los medios legibles por computadora pueden incluir, por ejemplo sin limitación, medios de almacenamiento tales como un dispositivo de almacenamiento de acceso directo (por ejemplo, una unidad de disco duro o disco flexible), un dispositivo de almacenamiento de acceso secuencial (por ejemplo, una unidad de disco de cinta), disco compacto, CD-ROM, DVD, RAM, ROM, memoria solo legible programable eléctricamente borrable (EEPROM), y/o memoria flash; así como medios de comunicación tales como cables, fibras ópticas, microondas, ondas de radio y otros portadores electromagnéticos y/u ópticos; y/o cualquier combinación de los anteriores.

Modalidades ilustrativos de la presente descripción son descritas en detalle más adelante. En aras de la claridad, no todas las características de una implementación real son descritas en esta especificación. Por supuesto se apreciará que en el desarrollo de cualquiera de tales modalidades reales, deben tomarse decisiones específicas de implementación para lograr los objetivos específicos de los desabolladores, tal como cumplimento con restricciones relacionadas con sistema y relacionadas con negocio, los cuales variarán de una implementación a otra. Más aún, se apreciará que tal esfuerzo de desarrollo pudiera ser complejo y lento, pero no obstante sería una tarea rutinaria para aquéllos de habilidad ordinaria en la técnica teniendo el beneficio de la presente descripción.

En la técnica de perforación y terminación de pozo subterráneo ciertas pruebas pueden ser realizadas sobre formaciones penetradas por un taladro. Tales pruebas pueden ser realizadas con el fin de determinar las propiedades geológicas y otras propiedades físicas de la formación y fluidos contenidos en la misma. Por ejemplo, los parámetros pueden ser determinados. Estas otras características de la formación y fluido contenidas en la presente pueden ser determinadas al realizar pruebas sobre la formación antes de que el pozo sea completado.

Para facilitar un mejor entendimiento de la presente descripción, los siguientes ejemplos de ciertas modalidades están dados. De ninguna manera se deberían leer los siguientes ejemplos para limitar, o definir, el alcance de la descripción. Ciertas modalidades de la presente descripción pueden se aplicables a pozos horizontales, verticales, desviados o de otra manera no lineales en cualquier tipo de formación subterránea. Ciertas modalidades pueden ser aplicables a pozos de inyección así como pozos de producción, incluyendo pozos de hidrocarburo. Ciertas modalidades pueden ser implementadas con una herramienta adecuada para prueba, recuperación y muestreo a lo largo de secciones de la formación. Ciertas modalidades pueden ser implementadas con varios muestreadores que, por ejemplo, pueden ser transportados a través de un pasaje de flujo en una cuerda tubular o usando un cable, línea de acero, tubería flexible, robot de fondo de pozo o similares. Ciertas modalidades pueden ser empleadas con un probador de formación de bombeo de cable. Ciertas modalidades pueden ser adecuadas para uso con una herramienta de prueba de formación de fondo de pozo modular, tal como la Herramienta de Descripción de Reservorio (RDT) por Halliburton, por ejemplo. Los dispositivos y métodos de acuerdo con ciertas modalidades pueden usarse en uno o más de cable, operaciones de medición-durante-perforación (MWD) y registro-durante-perforación (LWD). "Medición-durante-perforación" es el término para medir condiciones en el fondo concernientes al movimiento y ubicación del montaje de perforación mientras que la perforación continúa. "Registro-durante-perforación" es el término para técnicas similares que concentran más de una medición de parámetro de formación.

Ciertas modalidades de acuerdo con la presente descripción pueden permitir no solo un entendimiento del comportamiento de limpieza de fluidos de formación, sino también la determinación cuantitativa de cualidades de fluido en tiempo real. Ciertas modalidades puede resaltar variables que juegan un papel importante en la dirección del proceso de limpieza, al tiempo que proporcionan simultáneamente características de tendencia del nivel de contaminación versus tanto tiempo como volumen de fluido. Ciertas modalidades pueden incorporar nuevos sensores de fluido para medir varias propiedades del fluido, incluyendo densidad de fluido, resistividad, dieléctrico, viscosidad y datos de sensor óptico. Además, cada sensor de propiedad física puede ser sensible a diferentes tipos de fluido, tal como resistividad y dieléctrico para contaminación de lodo basado en agua ("WBM"), y densidad y T1 log promedio para contaminación de lodo basado en petróleo ("OBM"). De acuerdo con esto, sensores físicos adecuados pueden ser seleccionados automáticamente para estimar la contaminación de fluido. Múltiples sensores pueden permitir un mejor entendimiento de flujo de fluido y tipo de fluido.

Ciertas modalidades pueden ser especialmente pertinentes para mejorar la confiabilidad de contaminación de muestra de fluido de RDT y calidad de muestra en general, y para determinar el tiempo de bombeo restante requerido para lograr un nivel de contaminación objetivo. Ciertas modalidades son especialmente pertinentes para optimizar la utilización de tiempo de perforación al acortar una operación de bombeo de RDT tan pronto como la contaminación de fluido cumple el objetivo de limpieza, incrementando por ello la eficiencia operacional y aumentando la calidad de muestra. Estas y otras ventajas técnicas serán evidentes para aquéllos de habilidad ordinaria en la técnica en vista de esta descripción. Aunque pueden hacerse numerosos cambios por aquéllos expertos en la técnica, tales cambios están dentro del espíritu de la descripción.

La determinación precisa de las propiedades de fluido y contaminación mientras se muestrea con un probador de formación de bombeo de cable, por ejemplo, es importante para obtener muestras de fluido de reservorio representativas con tiempo de perforación mínimo. A pesar del avance en los sensores de identificación de fluido, el muestreo en fases mixtas, especialmente fluidos inmiscibles, todavía representa un gran reto. Aunque las respuestas de sensor erráticas aparentes son atribuidas frecuentemente a ruido de sensor, un estudio cuidadoso revela que los sensores están mostrando realmente la verdadera naturaleza del flujo de fluido de múltiples fases. Sin embargo, es difícil determinar el tipo de fluido y contaminación si el comportamiento de múltiples fases del flujo de fluido no es considerado. Adquirir muestras de fluido de alta calidad en un sistema WBM y determinar el nivel de contaminación es sencillo en muchos casos. Lo mismo no es necesariamente cierto para sistemas OBM donde las propiedades de fluido y/o comportamiento de fase del hidrocarburo puede alterarse debido a que los dos fluidos son miscibles. Resultados experimentales indican que las muestras contaminadas con filtrado OBM pueden tener presiones de punto de burbuja disminuidos, y fracciones de fluido incrementadas. Aunque las correcciones pueden ser aplicadas para compensar la contaminación, los límites de contaminación convencionales para análisis preciso son 5% para aceites negros y 2% para condensados. Los sistemas de condensado gaseoso son más sensibles que los aceites negros, y en algunos casos, pueden ser convertidos a sistemas equivalentes de petróleo. Las muestras de fluido tomadas pueden tener niveles de contaminación muy bajos con el fin de producir propiedades de PVT que son representativas de los hidrocarburos no contaminados. Un probador de formación puede contener uno o más módulos que permiten la estimación de tiempo real de niveles de contaminación.

La Figura 1 ilustra un esquema de sección transversal de una herramienta de prueba 100, la cual puede ser empleada con ciertas modalidades de la presente descripción. La herramienta de prueba de formación 100 puede ser adecuada para prueba, recuperación y muestreo a lo largo de las secciones de una formación. La herramienta de prueba 100 puede incluir varios módulos (seccione) capaces de realizar varias funciones. Por ejemplo, como se muestra en la Figura 1, la herramienta de prueba 100 puede incluir un módulo de energía hidráulica 105 que convierte la energía eléctrica en hidráulica; un módulo de sonda 110 para tomar muestras de los fluidos de formación; un módulo de control de flujo 115 para regular el flujo de varios fluidos dentro y fuera de la herramienta 100; un módulo de prueba de fluido 120 para realizar diferentes pruebas en una muestra de fluido; un módulo de recolección de muestra de múltiples cámaras 125 que pueden contener varias cámaras de tamaño para almacenamiento de las muestras de fluido recolectadas; un módulo de telemetría 130 que proporciona comunicación eléctrica y datos entre los módulos y una unidad de control de boca de pozo (no mostrad), y posiblemente otras secciones designadas en la Figura 1 colectivamente como 135. El arreglo de los diversos módulos, y módulos adicionales, puede depender de la aplicación específica y no es considerado en la presente.

De manera más específica, el módulo de telemetría 130 puede acondicionar energía para las secciones restantes de la herramienta de prueba 100. Cada sección puede tener su propio sistema de control de proceso y puede funcionar independientemente. El módulo de telemetría 130 puede proporcionar un bus de energía intra-herramienta común, y la cuerda de herramienta completa (posibles extensiones más allá de la herramienta de prueba 100 no mostradas) puede compartir un bus de comunicación común que es compatible con otras herramientas de registro. Este arreglo puede permitir que la herramienta sea combinada con otros sistemas de registro.

La herramienta de prueba de formación 100 puede ser transportada en un pozo mediante cable (no mostrado), el cual puede contener conductores para portar energía a los diversos componentes de la herramienta y conductores o cables (cables de fibra óptica o coaxiales) para proporcionar comunicación de datos de dos vías entre la herramienta 100 y una unidad de control de boca de pozo (no mostrada). La unidad de control de preferencia incluye una computadora y memoria asociada para almacenar programas y datos. La unidad de control puede controlar generalmente la operación de herramienta 100 y procesar datos recibidos de ella durante las operaciones. La unidad de control puede tener una variedad de periféricos asociados, tal como un grabador para registrar datos, una pantalla para desplegar información deseada, impresoras y otros. El uso de la unidad de control, pantalla y grabadora es conocido en la técnica de registro de pozo y así, no son discutidos adicionalmente. En una modalidad ejemplar, el módulo de telementría 130 puede proporcionar tanto comunicación eléctrica y de datos entre los módulos y la unidad de control de boca de pozo. En particular, el módulo de telemetría 130 puede proporcionar un bus de datos de alta velocidad de la unidad de control a los módulos para descargar lecturas de sensor y cargar instrucciones de control iniciando o terminando varios ciclos de prueba y ajusfando diferentes parámetros, tal como las velocidades a las cuales están operando varias bombas.

El módulo de control de flujo 115 de la herramienta puede incluir una bomba 155, la cual puede ser una bomba de pistón de acción doble, por ejemplo. La bomba 155 puede controlar el flujo de fluido de formación de la formación en la línea de flujo 140 vía una o más sondas 145A y 145B. El número de sondas puede variar dependiendo de la implementación. El fluido que entra en las sondas 145A y 145B puede fluir a través de la línea de flujo 140 y puede ser descargado en el pozo vía la salida 150. Un dispositivo de control de fluido, tal como una válvula de control, puede conectarse a línea de flujo 140 para controlar el flujo de fluido desde la línea de flujo 140 en el pozo. Los fluidos de línea de flujo pueden bombearse ya sea arriba o abajo con todo el fluido de línea de flujo dirigido hacia o a través de la bomba 155.

La sección de prueba de fluido 120 de la herramienta puede contener un dispositivo de prueba de fluido, el cual analiza el fluido que fluye a través de la línea de flujo 140. Para el propósito de esta descripción, cualquier dispositivo adecuado o dispositivos pueden ser utilizados para analizar el fluido. Por ejemplo, puede usarse el portador de indicador de cuarzo Halliburton Memory Recorder. En este indicador de cuarzo, el resonador de presión, compensación de temperatura y cristal de referencia son empacados como una unidad simple con cada cristal adyacente en contacto directo. El montaje está contenido en un baño de aceite que es acoplado hidráulicamente con la presión siendo medida. El indicador de cuarzo permite la medición de tales parámetros conforme presión de arrastre de fluido está siendo retirada y temperatura de fluido. Más aún, si dos dispositivos de prueba de fluido 122 son corridos en tándem, la diferencia de presión entre ellos puede usarse para determinar la viscosidad de fluido durante el bombeo o la densidad cuando el flujo es detenido.

El módulo de recolección de muestra 125 de la herramienta puede contener una o más cámaras 126 de varios tamaños de almacenamiento de la muestra de fluido recolectado. Una cámara de recolección 126 puede tener un sistema de pistones 128 que divide la cámara 126 en una cámara superior 126A y una cámara inferior 126B. Un conducto puede ser acoplado a la cámara inferior 126B para proporcionar comunicación de fluido entre la cámara inferior 126B y el ambiente exterior, tal como el pozo. Un dispositivo de control de flujo de fluido, tal como una válvula eléctricamente controlada, puede colocarse en el conducto para abrirlo selectivamente para permitir la comunicación de fluido entre la cámara inferior 126B y el pozo. De manera similar, la sección de cámara 126 también puede contener un dispositivo de control de flujo de fluido, tal como una válvula de control eléctricamente operada, la cual es abierta y cerrada selectivamente para dirigir el fluido de formación de la línea de flujo 140 hacia la cámara superior 126A.

El módulo de sonda 110 puede permitir generalmente la recuperación y muestreo de fluidos de formación en secciones de una formación a lo largo del eje longitudinal del pozo. El módulo de sonda 110, y más particularmente la almohadilla de sellado, puede incluir componentes eléctricos y mecánicos que facilitan prueba, muestreo y recuperación de fluidos de la formación. Como es conocido en la técnica, el cojín de sellado es la parte de la herramienta o instrumento en contacto con la formación o espécimen de formación. Una sonda puede ser provista con al menos un cojín de sellado alargado que proporciona contacto de sellado con una superficie del pozo en una ubicación deseada. A través de una o más hendiduras, el canal de flujo de fluido o recesos en el cojín de sellado, los fluidos de la parte acordonada de la superficie de formación puede ser recolectada dentro del probador a través de la trayectoria de fluido de la sonda.

En la modalidad ilustrada, uno o más rams de ajuste (mostrados como 160A y 160B) pueden ubicarse sondas generalmente opuestas 145A y 145B de la herramienta. Los rams 160A y 160B pueden ser movibles lateralmente por accionadores colocados dentro del módulo de sonda 110 para extenderse lejos de la herramienta. La bomba de pre-prueba 165 puede usarse para realizar pre-pruebas en pequeños volúmenes de fluido de formación. Las sondas 145A y 145B pueden tener transductores de presión de indicador de distensión compensada de temperatura, de alta resolución (no mostrados) que pueden aislarse con válvulas de cierre para monitorear la presión de sonda de manera independiente. La bomba de pistón de pre-prueba 165 puede tener un transductor de presión de indicador de distensión, de alta resolución, que puede aislarse de la línea de flujo intra-herramienta 140 y sondas 145A y 145B. Finalmente, el módulo puede incluir una celda de resistencia, óptica u otro tipo de celda (no mostrado) ubicada cerca de las sondas 145A y 145B para monitorear propiedades de fluido inmediatamente después de entrar a cualquier sonda.

Con referencia a la discusión anterior, la herramienta de prueba de formación 100 puede ser operada, por ejemplo, en una aplicación de cable, donde la herramienta 100 es transportada hacia el pozo por medio de un cable a una ubicación deseada ("profundidad"). El sistema hidráulico de la herramienta puede ser desplegado para extenderse uno o más rams 160A y 160B y cojín o cojines de sellado incluyendo una o más sondas 145A y 145B, creando por ello un sello hidráulico entre el cojín de sellado y la pared de pozo en la zona de interés. Para recolectar las muestras de fluido en la condición en la cual tal fluido está presente en la formación, el área cerca del cojín o cojines de sellado puede ser lavada a chorro o bombeada. La velocidad de bombeo de la bomba de pistón 155 puede ser regulada de manera que la presión en línea de flujo 140 cerca del cojín o cojines de sellado es mantenida por arriba de una presión particular de la muestra de fluido. Así, mientras la bomba de pistón 155 está corriendo, el dispositivo de prueba de fluido 122 puede medir propiedades de fluido. El dispositivo 122 puede proporcionar información sobre los contenidos del fluido y la presencia de cualquier burbuja de gas en el fluido a la unidad de control de superficie. Al monitorear las burbujas de gas en el fluido, el flujo en la línea de flujo 140 puede ser ajustada constantemente con el fin de mantener un fluido de fase simple en la línea de flujo 140. Estas propiedades de fluido y otros parámetros, tal como la presión y temperatura, pueden usarse para monitorear el flujo de fluido mientas que el fluido de formación está siendo bombeado por recolección de muestra. Cuando se determina que el fluido de formación que fluye a través de la línea de flujo 140 es representativo de las condiciones in situ, el fluido puede ser recolectado entonces en la o las cámaras de fluido 126.

Cuando la herramienta 100 es transportada hacia el pozo, el fluido de pozo puede entrar a la sección inferior de cámara de fluido 126B. Esto puede provocar que el pistón 128 se mueva hacia adentro, llenando la cámara inferior 126B con el fluido de pozo. Esto puede deberse a que la presión hidrostática en el conducto que conecta la cámara inferior 126B y un pozo es mayor que la presión en la línea de flujo 140. De manera alternativa, el conducto puede estar cerrado por una válvula eléctricamente controlada, y la cámara inferior 126B puede permitirse que se llene con el fluido de pozo después de que la herramienta 100 ha sido posicionada en el pozo. Para recolectar el fluido de formación en la cámara 126, la válvula que conecta la cámara inferior 126B y la línea de flujo 140 pueden abrirse y la bomba de pistón 155 puede ser operada para bombear el fluido de formación en la línea de flujo 140 a través de las entradas el cojón o cojines de sellado. Conforme la bomba de pistón 155 continúa operando, la presión de línea de flujo puede continuar elevándose. Cuando la presión de línea de flujo excede la presión hidrostática (presión en la cámara inferior 126B), el fluido de formación puede comenzar a llenarse en la cámara superior 126A. Cuando la cámara superior 126A ha sido llenada a un nivel deseado, las válvulas que conectan la cámara tanto con la línea de flujo 140 como el pozo pueden estar cerrados, lo cual puede asegurar que la presión en la cámara 126 permanezca a la presión a la cual el fluido fue recolectado en el mismo.

Una aproximación para estimación de tiempo real de niveles de contaminación se basa en las propiedades ópticas de los fluidos que entran al probador. La técnica utiliza básicamente las diferencias en el espectro de absorción (contraste de color) entre el contaminante OBM y el fluido de formación para desconvolucionar el espectro a partir de una medición de fluido. Los sensores ópticos miden la densidad óptica del fluido que fluye y usa relaciones empíricas para transformar la densidad óptica en datos sobre contaminación al determinar la composición del espectro de luz absorbido medido a partir de la muestra. Dependiendo de este espectro de absorción, uno puede estimar los tipos de materiales presentes en el fluido y la proporción de cada material en el fluido. Un problema con el análisis óptico es que la propiedad medida es asumida como enlazada directamente a la contaminación y no puede ser necesariamente el caso.

Otra aproximación para la estimación de contaminación es usar la resistividad eléctrica que se basa en la medición de la resistividad aparente de fluidos que entran a la herramienta. El MRILab Fluid Analyzer, disponible vía Halliburton, en combinación con RDT, puede ofrecer una alternativa con base en las propiedades de resonancia magnética nuclear (NMR) de los fluidos. La otra propiedad de fluido es densidad de fluido para evaluar la calidad de un pozo de muestra de fluido que se está monitoreando de una propiedad de fluido en el tiempo.

Un sensor de densidad de fluido de alta resolución puede monitorear rápida y confiablemente el cambio de frecuencia de un tubo vibrador sumergido en la muestra de fluido. Un sensor de densidad de tubo vibrador puede operar bajo la premisa física que su frecuencia de resonancia es relacionada directamente con la densidad de fluido dentro del tubo. Sin embargo, en la realidad, debido a su alta sensibilidad, la respuesta de sensor es influenciada por factores múltiples, incluyendo la temperatura de sensor, presión y configuración de diseño mecánico específica.

Al usar un sensor de densidad, la densidad de fluido es medida en el pozo y la densidad medida es graficada como una función de tiempo. Conforme el tiempo aumenta, la densidad de fluido medida en el volumen de muestra cambia hasta que se nivela muy cerca de la densidad del fluido de formación. Esta nivelación de la densidad es conocida como convergencia asintótica, y el valor de densidad en este punto es el valor asintótico. Usualmente se prefiere adquirir una muestra del fluido de formación cuando las propiedades medidas del fluido de muestra alcanzan niveles asintóticos, lo cual indica que la cantidad de filtración en la muestra no puede ser reducida adicionalmente. La dificultad con este método es que, aunque el equilibrio entre las cantidades de fluido de formación y filtrado de fluido de perforación que entra el volumen de muestra ha sido alcanzado, el nivel de contaminación de la mezcla de fluido puede no ser conocida todavía, Por lo tanto', para usar múltiples sensores (T1 log promedio, índice de viscosidad, etc.) durante la estimación de contaminación se permitirá un mejor entendimiento de flujo de fluido y tipo de fluido. La interpretación visual fácil de dominio T1 cuando se observan cambios en las distribuciones T1 como una función de tiempo de bombeo, hace una ventaja de la estimación de contaminación. El cambio en fluidos puede ser visualmente detectable, yendo de filtrado de lodo a petróleo, sobre un lapso de experimentos. La relación usada para transformar T1 log promedio a viscosidad ? en el algoritmo de estimación de contaminación está dada por T1log promedio donde T es temperatura absoluta en grados Kelvin, T1 log promedio en segundos, y ? en centípoises. La transformación es la así fórmula de petróleo muerto, y generalmente falla en definir el comportamiento en petróleos vivos. En el caso de petróleos vivos, la relación de viscosidad es de la forma: ? = 0.009558.

/(GO?) * T1log promedio La función GOR (proporción de gas/petróleo) puede ser conocida antes de que T1 log promedio pueda ser correlacionada con la viscosidad. Tal información está rara vez disponible en una situación de vida real. Las propiedades del hidrocarburo, incluyendo su viscosidad y GOR, son desconocidas en el tiempo de las mediciones de MRILab. Dado que f(GOR) no siempre es conocida, las viscosidades de punto final calculadas en el algoritmo de contaminación pueden no ser siempre correctas. Sin embargo, la falta de información de GOR no impacta adversamente los estimados de contaminación. Si el hidrocarburo está muerto o vivo, su T1 log promedio todavía es inversamente proporcional a su viscosidad. La constante de proporcionalidad real necesaria para viscosidad puede ser diferente, pero la información volumétrica derivada de los datos todavía es correcta. Debido a que T1 log promedio para transformación de viscosidad no es exacta, por lo tanto es mejor referirse a índices de viscosidad en lugar de viscosidades absolutas.

En ciertas modalidades, la contaminación puede estimarse como una función de tiempo. Una característica importante de cualquier algoritmo de contaminación es la capacidad para estimar el Indice de contaminación (Cl) a un tiempo dado, y predecir el tiempo adicional necesario para alcanzar un cierto umbral. Este requerimiento lleva la dimensión de tiempo al problema. En ciertas modalidades ejemplares, un algoritmo de contaminación puede tener dos partes: (1) una función de tiempo que describe el comportamiento de propiedad de fluido (densidad, índice de viscosidad o T1 log promedio) versus tiempo; y (2) un modelo de mezclado que puede estimar las fracciones de volumen de dos fluidos dado cualquier información de propiedades de fluido. En ciertas modalidades ejemplares, las siguientes funciones pueden modelar las propiedades de fluido medidas como una función de tiempo. donde el vector de parámetro desconocido L J ' Estos desconocidos pueden ser ajustados de manera que igualen los datos medidos. Así , para determinar estos vectores desconocidos, un problema de m ínimos cuadrados no lineales puesto y resuelto (mediante un optimizador, de manera que la siguiente función es minimizada: p?iLi(f(0 " Datos reales )¿ donde / denota un experimento y N denota el número total de experimentos en el conjunto de datos. Después de que el optimizador ha determinado los parámetros desconocidos, el valor de datos de contaminante Vt y del fluido de formación t?, es determinado al extrapolar "<£) a t = 0 y t = oo respectivamente. Así pl= /ft = o): y ¾= fü = oo) La Figura 2 muestra una representación de ejemplo 200 de una gráfica de datos de densidad de tiempo real y datos de ajuste de modelo de computadora que modela la propiedad de fluido medida como una función de tiempo, de acuerdo con ciertas modalidades de la presente descripción. Los datos de densidad de tiempo real son demostrados por la línea 205. Los datos de ajuste de modelo por computadora son demostrados por la línea punteada 210.

En ciertas modalidades ejemplares, cuando Vv y ^ han sido determinados a partir del ajuste de datos, pueden usarse para calcular la saturación volumétrica del contaminante en cada experimento. Para este propósito, consideramos cinco modelos de mezclado. Todos ellos relacionan los valores de datos de mezcla t) a los valores de datos de punto final I7t y t?s , dadas sus saturaciones respectivas donde n es el parámetro de sintonizado que depende de la mezcla de fluido y de las proporciones de los componentes individuales, y ? es una constante empírica usualmente teniendo valores entre 0 y 1. Para estimar el índice de contaminación en cada experimento, simplemente resolvemos en cada una de las ecuaciones anteriores.

De acuerdo con esto, ciertas modalidades pueden incluir uno o más de los pasos de: leer datos de tiempo real; en al menos una manera de mínimos cuadrados, ajuste f(t) a una función parametrizada de una estructura dada (datos de tiempo real), calculando el ajuste de mínimos cuadrados del contaminante: = = ° y del fluido de formación: 17, = /ft = oo). y calculando el índice de contaminación al aplicar un modelo de mezclado de fluido al usar vt , v~ y .

Ciertas modalidades de acuerdo con la presente descripción pueden incluir un programa de contaminación de tiempo real que incorpora algoritmos de contaminación y datos de sensor de fluido, tal como los datos de densidad de fluido, resistividad, dieléctricos, viscosidad y sensor óptico. Modelos numéricos y analíticos pueden ser capaces de medir y describir el comportamiento de limpieza de fluidos de formación y sus cualidades, accesando así un contenido de contaminación de fluido de pozo confiable mediante filtrado de fluido de perforación usando sensores de herramientas de registro. Cada sensor de propiedad física puede ser sensible a diferentes tipos de fluido, tal como resistividad y dieléctrico para contaminación WBM, y densidad y T1 log promedio para contaminación OBM. El programa de contaminación puede seleccionar automáticamente sensores físicos adecuados para estimar la contaminación de fluido. Sensores múltiples permitirán un mejor entendimiento de flujo de fluido y tipo de fluido. Ciertas modalidades pueden ser implantadas con el programa de adquisición de datos INSITE® disponible vía Halliburton.

La Figura 3 muestra un despliegue de ejemplo 300 de un programa de computadora de evaluación de contaminación de ejemplo, de acuerdo con ciertas modalidades de la presente descripción. Para cargar los datos al programa de evaluación de contaminación ejemplar mostrado en la Figura 3, el botón lnput_adi puede ser usado para alcanzar una estructura de base de datos con los datos correspondientes. La Figura 4 muestra un despliegue de ejemplo 400 de gráficas ejemplares creadas una vez que los datos son cargados al programa de computadora de contaminación, de acuerdo con ciertas modalidades de la presente descripción. De acuerdo con esto, en ciertas modalidades ejemplares, después de que los datos pueden ser seleccionados y transferidos, dieciocho gráficas pueden ser mostrar en un despliegue de computadora como es ilustrado mediante el ejemplo no limitante de la Figura 4. Se debería apreciar que la Figura 4 es meramente un ejemplo, y cualquier número y variación adecuada de las gráficas puede ser empleada. Las gráficas pueden servir como una verificación de calidad del trabajo antes de iniciar el análisis de contaminación. Las gráficas pueden ayudar al usuario a identificar la naturaleza de las lecturas de datos obtenidas durante el trabajo y pueden ayudar al usuario a decidir cuales datos sería más útiles para realizar un análisis de contaminación particular. Nombres ejemplares de los datos en cada gráfica son mostrados en la Tabla 1.

Tabla 1 La figura 5 muestra una representación de ejemplo 500 de las opciones ejemplares de tipo de sensor, fluido esperado y tipo de lodo, de acuerdo con ciertas modalidades de la presente descripción. Las opciones de tipo de sensor pueden proporcionar al usuario diferentes datos (por ejemplo, densidad T1 log promedio, índice de viscosidad, capacitancia, índice de hidrógeno, resistividad, índice de movilidad, densidad de línea de base, Densidad_Flid1_FSS, Densidad_Flid_FSS) que pueden utilizarse para estimar el nivel de contaminación del fluido en la formación. En ciertas modalidades ejemplares, el fluido esperado (petróleo, gas y agua de formación) y tipo de lodo (OBM o WBM) también pueden ser seleccionados antes de iniciar la estimación de contaminación.

En ciertas modalidades ejemplares, el tiempo de inicio y paro pueden seleccionarse como los puntos de inicio y fin del análisis de contaminación. Si estos tiempos son mantenidos en blanco, el tiempo de inicio es cero y el tiempo de paro es el último dato de tiempo registrado. El tiempo de inicio es el momento de la densidad de filtrado como se muestra en el sensor. Si la densidad del filtrado es conocida, el tiempo de inicio puede ser implementado en el programa, por lo tanto, puede calcularse una estimación de contaminación más precisa.

La Figura 6 muestra una representación de ejemplo 600 de resultados de análisis de estimación de contaminación ejemplar cuando el inicio y paro son mantenidos en blanco, de acuerdo con ciertas modalidades de la presente descripción. En la Figura 6, el panel superior (A) muestra los datos que pueden ser usados para estimar la contaminación versus tiempo. En esta modalidad ejemplar, los datos de densidad pueden ser empleados para la prueba. La línea 605 puede ser el tiempo real (densidad) y la línea punteada 610 puede ser los datos de ajuste por computadora. El panel medio (B) puede ser los resultados de contaminación versus tiempo. La línea 615 puede ser la estimación de contaminación par datos de ajuste por computadora. La línea 620 puede ser la estimación de contaminación para datos reales. La línea 625 puede ser el "filtro en movimiento" desarrollado para la curva verde. El panel de fondo (C) es una vista alargada de panel medio entre 0 a 20%. Sin embargo, si el filtrado es conocido, los tiempos de inicio y paro puede ser ingresados para calcular una estimación de contaminación más precisa.

En ciertas modalidades, un método pre-trabajo puede usarse para estimar la densidad de aceite de base antes del trabajo. En cierta modalidad ejemplar, un método de pre-trabajo puede usarse cuando se muestrea en tipos de lodo basados en petróleo/sintético. Estos métodos, discutidos con más detalle a continuación, pueden ser empleados con el montaje 700 de la Figura 7, por ejemplo.

La Figura 7 muestra un montaje de ejemplo 700 para verificar una firma de petróleo de base de identificación de fluido (FLID), de acuerdo con ciertas modalidades de la presente invención. El montaje 700 puede incluir una herramienta de FLID 705, la cual puede incluir uno o más de un sensor de presión 710, un sensor de temperatura 715, un sensor de densidad 720, un sensor de resistividad 725, un sensor de temperatura 730, y un sensor de capacitancia 735 acoplado a una línea de flujo 706. El montaje 700 puede ser empleado para verificar la firma de aceite de base a través de la herramienta FLID 705 para determinar las lecturas de los sensores de densidad, resistividad y capacitancia en la temperatura de superficie y una presión especificada. Esta verificación puede ser realizada en el sitio de pozo con una muestra de aceite de base usada durante una circulación reciente. El montaje 700 puede ser conectado usando un cruce de línea de flujo y electrónica 740 en la parte superior y una sección de terminador 745, tal como un terminador de tapón ciego RDT estándar, en el fondo, por ejemplo. Petróleo de base puede ser almacenado en cualquier recipiente adecuado 750 y bombeado hacia la herramienta 705, por ejemplo, con una bomba impulsada por aire de alta presión 755. Inicíalmente, el aire puede hacerse circular a través de la herramienta 705 para obtener una firma de aire. A continuación, el petróleo de base puede fluir a través de la herramienta 705 a una presión específica. Una vez que la firma que fluye es obtenida, los obturadores 760 y 765 en la entrada y salida, respectivamente, de la herramienta pueden cerrarse para obtener una lectura estática bajo presión. Tanto las lecturas que fluyen como estáticas pueden usarse entonces como una entrada para pozo de análisis de contaminación de tiempo real.

En una cierta modalidad ejemplar, un procedimiento de pre-trabajo puede ser como sigue: (1) conectar la herramienta FLID 705 con el cruce 740 y tapón ciego 745, por ejemplo, como se muestra en la Figura 7; (2) encender la herramienta FLID 705 y comenzar un registro de estación; (3) con la bomba 755 expuesta al aire, abrir los obturadores de entrada y salida 760, 765 y hacer circular el aire a través del montaje 700; (4) sumergir la bomba 755 en el contenedor de petróleo de base 750 y establecer el flujo de petróleo de base a través de la herramienta 705; (5) al tiempo que se monitorea el sensor de presión 710 en el montaje 700, controlar el obturador de salida 765 para alcanzar una presión deseada; (6) mantener la presión durante tiempo suficiente para registrar las lecturas bajo condiciones de flujo; (7) cerrar el obturador de entrada 760 y mantener la presión para obtener lecturas bajo condiciones estáticas; (8) abrir los obturadores de entrada y salida 760, 76 y remover la bomba 755 del petróleo de base, haciendo circular aire a través del montaje 700; (9) detener el registro de estación y apagar el FLID 705; (10) desconectar todas las conexiones y preparar el montaje 700 para ser corrido hacia el pozo. Cualquier fuente de energía adecuada puede ser empleada, incluyendo batería, generador u otra fuente de energía, dependiendo de las necesidades de diseño e implementación.

La Figura 8 muestra una vista de resultados de análisis de estimación de contaminación de ejemplo 800, cuando los tiempos de inicio y paro son seleccionados, de acuerdo con ciertas modalidades de la presente descripción. En los resultados de análisis de estimación de contaminación 800, tiempos de inicio y fin ejemplares de 39.1 y 520 min son usados. Una diferencia entre las Figuras 6 y 8 es que, en el panel superior de la Figura 8, la línea 805 demuestra los datos reales (densidad) entre el tiempo de inicio y paro seleccionados y la línea de contaminación 810 es representada entre el tiempo de inicio y paro.

La Figura 9 muestra una vista de resultados de ejemplo 900 después de un análisis de contaminación, de acuerdo con ciertas modalidades de la presente descripción. La Figura 9 muestra la densidad de filtrado y fluido limpio calculadas por la computadora usando los modelos matemáticos, y estos valores son usados en la estimación de contaminación. En este ejemplo, 0.78 g/cm3 y 0.67 gcm3 son los valores de filtrado y fluido limpio que el programa de computadora de contaminación calculó respectivamente. Los estimados de resultado de contaminación para datos de ajuste (línea 810) es % 4.6 y para la línea de datos reales 805 es 5.7%. Para lograr la contaminación de 4.0% deseada, 79.61 minutos más de bombeo pueden ser necesarios. Conociendo el tiempo de bombeo restante preciso puede ayudar a determinar si continuar el bombeo o tomar la muestra.

La Figura 10 muestra una vista de una sección de volumen 1000 en lugar de tiempo, de acuerdo con ciertas modalidades de la presente descripción. En ciertas modalidades, el usuario puede tener la opción de analizar la estimación de contaminación como función de, o versus, volumen acumulado y volumen corregido acumulad, como es visto en la Figura 10. Sin embargo, mientras que ciertos ejemplos aquí consideran valores de estimación basados en volumen, se debería entender que la estimación de contaminación puede ser convertida de base en volumen a base en peso.

Las Figuras 11A-11B muestran un diagrama de flujo para un método de ejemplo 1100 de estimación de muestra de fluido y tiempo de bombeo restante, de acuerdo con ciertas modalidades de la presente descripción. Las enseñanzas de la presente descripción pueden ser utilizadas en una variedad de implementaciones. Como tales, el orden de los pasos comprendiendo el método 1100 puede depender de la implementación elegida.

Los métodos y aparatos de acuerdo con ciertas modalidades de la presente descripción pueden ser efectivos para estimar la contaminación de muestra de fluido y tiempo de bombeo restante. En ciertas modalidades, los sensores físicos adecuados pueden ser seleccionados automáticamente para estimar la contaminación de fluido. Múltiples sensores pueden permitir un mejor entendimiento de flujo de fluido y tipo de fluido. Más aún, el conocimiento de la densidad de filtrado antes del trabajo ayudará a calcular una estimación de contaminación más precisa. El conocimiento del tiempo de bombeo restante preciso ayudará al usuario a decidir si continuar bombeando o tomar la muestra. Ciertas modalidades pueden ser implementadas en cualquier tipo de lodo. Ciertas modalidades de la presente descripción pueden utilizar un sensor de densidad de tubo vibrador, lo cual permite mediciones de pozo altamente precisas y repetibles de densidad de fluido y proporciona estimación de contaminación precisa. Ciertas modalidades pueden tener precisión mejorada al permitir que la densidad de filtrado sea conocida antes de que el trabajo, lo cual puede ayudar a calcular una estimación de contaminación más precisa.

Por lo tanto, la presente descripción está bien adaptada para alcanzar los extremos y ventajas mencionados así como aquéllos que son inherentes en ella. Las modalidades particulares descritas antes son ilustrativas solamente, ya que la presente descripción puede ser modificada y practicada en diferentes maneras pero equivalentes evidentes para aquéllos expertos en la técnica teniendo el beneficio de las enseñanzas en la presente. Adicionalmente, ninguna limitación es pretendida a los detalles de construcción o diseño mostrados en la presente, diferentes de cómo se describe en las reivindicaciones a continuación. Por lo tanto, es evidente que las modalidades ilustrativas particulares descritas antes pueden ser alteradas o modificadas y todas esas variaciones son consideradas dentro del alcance y espíritu de la presente descripción. Además, los términos en las reivindicaciones tienen su significado ordinario, simple, a menos que se defina explícita y claramente de otra manera por los titulares de la patente.

Claims (20)

REIVINDICACIONES

1. Un método para evaluar contaminación de muestra de fluido, que comprende: introducir una herramienta de probador de formación en un pozo, en donde la herramienta de probador de formación comprende un sensor; adquirir datos de sensor a partir del sensor; calcular una estimación de contaminación; y determinar un tiempo de bombeo restante requerido para alcanzar un umbral de contaminación.

2. El método para evaluar la contaminación de muestra de fluido de la reivindicación 1, que comprende además: determinar si un umbral de contaminación ha sido alcanzado.

3. El método para evaluar la contaminación de muestra de fluido de la reivindicación 1, que comprende además: tomar una muestra de fluido si el umbral de contaminación ha sido alcanzado.

4. El método para evaluar la contaminación de muestra de fluido de la reivindicación 1, que comprende además: acortar una operación de bombeo después de que el umbral de contaminación ha sido alcanzado basado, al menos en parte, en la estimación de contaminación.

5. El método para evaluar la contaminación demuestra de fluido de la reivindicación 1, que comprende además: acortar una operación de bombeo después del umbral de contaminación ha sido alcanzado con base, al menos en parte, en el tiempo de bombeo restante.

6. El método para evaluar una muestra de fluido de la reivindicación 1, en donde la estimación de contaminación es una función de tiempo.

7. El método para evaluar una muestra de fluido de la reivindicación 1, en donde los datos de sensor son adquiridos en tiempo real.

8, El método para evaluar contaminación de muestra de fluido de la reivindicación 1, en donde los datos de sensor comprenden uno o más datos de densidad de fluido, datos de resistividad, datos dieléctricos, datos de viscosidad y datos de sensor óptico.

9. El método para evaluar la contaminación de muestra de fluido de la reivindicación 1, en donde el sensor es sensible a una pluralidad de tipos de fluido.

10. El método para evaluar contaminación de muestra de fluido de la reivindicación 1, que comprende además: tomar lecturas de sensor de un aceite de base, en donde las lecturas de sensor indican una propiedad del aceite de base; en donde la estimación de contaminación es basada, al menos en parte, en la propiedad del aceite de base.

11. Un medio legible por computadora, no transitorio, tangible, con un programa ejecutable almacenado sobre el mismo para evaluar la contaminación de muestra de fluido, comprendiendo el programa ejecutable instrucciones ejecutables que provocan que un procesador: lea los datos de sensor adquiridos vía una herramienta de probador de formación introducida en un pozo; calcule una estimación de contaminación; y determine un tiempo de bombeo restante requerido para alcanzar un umbral de contaminación.

12. El medio legible por computadora, no transitorio, tangible de la reivindicación 11, en donde la estimación de contaminación es una función de tiempo.

13. El medio legible por computadora no transitorio, tangible, de la reivindicación 11, en donde los datos de sensor son leídos en tiempo real.

14. El medio legible por computadora no transitorio, tangible, de la reivindicación 11, en donde los datos de sensor comprenden uno o más de datos de densidad de fluido, datos de resistividad, datos dieléctricos, datos de viscosidad y datos de sensor óptico.

15. El medio legible por computadora no transitorio, tangible, de la reivindicación 11, en donde las instrucciones ejecutables provocan además que la computadora: lea datos de sensor correspondientes a un aceite de base, en donde los datos de sensor correspondiente a un aceite de base indican una propiedad del aceite de base; en donde la estimación de contaminación se basa, al menos en parte, en la propiedad del aceite de base.

16. El medio legible por computadora no transitorio, tangible, de la reivindicación 11, en donde las instrucciones ejecutables provocan además que la computadora: seleccione automáticamente un sensor para calcular la estimación de contaminación.

17. El medio legible por computadora no transitoria, tangible, de la reivindicación 11, en donde calcular la estimación de contaminación comprende calcular un índice de contaminación.

18. El medio legible por computadora no transitorio, tangible, de la reivindicación 17, en donde el cálculo del índice de contaminación es basado, al menos en parte, en un modelo de mezclado.

19. El medio legible por computadora no transitorio, tangible, de la reivindicación 11, en donde los datos de sensor comprenden uno o más de datos de densidad de fluido, datos de resistividad, datos dieléctricos, datos de viscosidad y datos de sensor óptico.

20. El medio legible por computadora no transitorio, tangible, de la reivindicación 11, en donde la estimación de contaminación se basa, al menos en parte, en uno o más de una regresión y un análisis estadístico.