MX2013009746A - Metodo y aparato para analisis de region multifase. - Google Patents

Abstract

Se discute un método y aparato para la medición de una presencia de un sistema multifase. El método incluye posicionar un dispositivo de comunicación de fluido de una herramienta de fondo de pozo en un pozo, extraer fluido desde el pozo a una cavidad de evaluación y muestrear el fluido para determinar una presencia de un sistema multifase.

Description

MÉTODO Y APARATO PARA ANÁLISIS DE REGIÓN MULTIFASE ANTECEDENTES DE LA DESCRIPCIÓN Los pozos se perforan comúnmente para localizar y extraer hidrocarburos subterráneos. Una herramienta de perforación con una broca de extremo de fondo de pozo se avanza hacia una formación subterránea que tiene hidrocarburos u otros materiales deseados. A medida que se hace avanzar la herramienta de perforación, el lodo de perforación se bombea a través de la herramienta de perforación y fuera del extremo de la broca de perforación tanto para enfriar la herramienta de perforación como para llevar hacia arriba las cortaduras hasta una región anular. Cuando el pozo alcanza un nivel predeterminado, los operadores pueden intentar recuperar los hidrocarburos atrapados en la formación a través de varias piezas de equipo y metodologías.

Una etapa común en la metodología convencional de recuperación de hidrocarburos implica el uso de un aparato de cromatografía de muestreo en la superficie para analizar fluidos desde el medio ambiente subterráneo. Tal evaluación permite a los operadores analizar y caracterizar los fluidos usando diversas técnicas. Los aparatos y métodos convencionales para el muestreo, sin embargo, tienen desventajas significativas. En los sistemas convencionales, los volúmenes de líquido y gas formados dentro de una región multifase de la formación no pueden analizarse efectivamente ya que los métodos y sistemas son propensos al error debido a, por ejemplo, el fluido de perforación o a la contaminación del lodo. Tales evaluaciones no se realizan en condiciones óptimas (es decir las condiciones del pozo) y se introduce un error relativo alto basado en la técnica de muestreo.

La evaluación de regiones de multifase en formaciones subterráneas es especialmente importante para evaluar efectivamente los yacimientos. Para las operaciones de campo de gas, donde existen cantidades significativas de condensados de gas, la caracterización es particularmente importante ya que las estimaciones de beneficio económico de la inversión pueden depender tanto de los tipos de equipos usados para eliminar los condensados como del número total de unidades de procesamiento. Existe una necesidad de un método y aparato para evaluar regiones multifase de formaciones de hidrocarburos en condiciones de formación para determinar los tipos y volúmenes de fluido y para eliminar errores de muestreo y evaluación incorrecta.

BREVE DESCRIPCIÓN DE LOS DIBUJOS Para que estos aspectos puedan entenderse en detalle, una descripción más particular de la invención, puede tenerse como referencia para las modalidades de la misma que se ilustran en los dibujos. Debe notarse, sin embargo, que los dibujos ilustran sólo modalidades típicas de esta invención y por lo tanto no deben considerarse como limitantes de su alcance, para que la invención pueda admitir otras modalidades igualmente efectivas. Las dimensiones de varias características pueden incrementarse arbitrariamente o reducirse para la claridad de la discusión.

La Fig. 1 ilustra un diagrama esquemático, que incluye una vista en sección transversal parcial, de un sistema de perforación que tiene un dispositivo de telemetría de pozo y una herramienta de fondo de pozo conectada a una sarta de perforación y desplegada desde un equipo en un pozo.

La Fig. 2 es un gráfico de presión contra temperatura para diferenciar fluidos de yacimiento que incluyen gas seco, gas húmedo, condensados de gas, aceite volátil y aceite negro.

La Fig. 3 es un gráfico de presión contra temperatura de una mezcla de fluido que muestra una frontera multifase (líquido + gas) y líneas de características de líquidos de volumen de líquido constante dentro de una región multifase.

La Fig. 4 es una curva de condensación que indica la condensación retrógrada para un fluido de hidrocarburo subterráneo.

La Fig. 5 es una serie de tubos invertidos que contienen un fluido de hidrocarburo sobre una base de mercurio que ilustra cómo una presión disminuida puede afectar la cantidad de fase líquida del fluido en una muestra.

La Fig. 6 es un primer ejemplo de modalidad de una disposición para el muestreo y análisis de fluidos a partir de un corto tiempo de formación subterránea en un pozo.

La Fig. 7 es una segunda modalidad de ejemplo de una disposición para el muestreo y análisis de fluido de a partir de un corto tiempo de formación subterránea en un pozo, en donde se proporcionan dos configuraciones de análisis para el análisis simultáneo o particular de muestras de formación.

La Fig. 8 es una tercera modalidad de ejemplo de una disposición para el muestreo y análisis de fluidos a partir de un corto tiempo de formación subterránea en un pozo, en donde se proporcionan dos configuraciones de análisis para el análisis simultáneo o particular de muestras de formación y las dos configuraciones se separan por un conjunto de válvulas de aislamiento.

La Fig. 9 es un componente tubular de ejemplo usado en las Figs. 6, 7 y 8 para proporcionar sensores de nivel de líquido para la evaluación del fluido.

La Fig. 10 es una segunda modalidad de ejemplo de un componente tubular usado en las Figs. 6, 7 y 8 con sensores encima de una parte inferior de la pieza tubular para obtener propiedades tanto de las fases líquidas como gaseosa del fluido de formación.

La Fig. 11 es un método de análisis de una región multífase de una formación subterránea.

DESCRIPCIÓN DETALLADA Ciertos términos se definen a lo largo de esta descripción como se usan inicialmente, mientras otros ciertos términos se usan en esta descripción como se definen más abajo: Se define "anular" como la relación con, o la formación de un anillo (es decir, una línea, una banda o disposición) en la forma de una curva cerrada tal como un círculo o una elipse.

Se define "herramienta de fondo de pozo" como una herramienta o herramientas desplegadas en el pozo mediante, por ejemplo, una sarta de perforación, un cableado, una línea de acero, una tubería, una carcasa, y una tubería en espiral que pueden usarse para realizar operaciones relacionadas con la evaluación, la producción y/o la gestión de una o más formaciones subterráneas de interés.

Se define "conectado operativamente" como conectado directa o indirectamente para transmitir o conducir información, fuerza, energía o sustancia (incluyendo fluidos).

Se define "fluido virgen" como un fluido subterráneo que es suficientemente puro, prístino, innato, no contaminado o considerado de cualquier otra manera en el campo de muestreo y análisis de fluido para ser aceptablemente representativo de una formación dada por un muestreo y/o evaluación válida de hidrocarburos.

Se define "continua" como marcado por una extensión ininterrumpida de tiempo, de espacio o secuencia.

Debe entenderse que la descripción siguiente proporciona muchas modalidades diferentes, o ejemplos, para la implementacion de características diferentes de varias modalidades. Ejemplos específicos de componentes y disposiciones se describen más abajo para simplificar la presente descripción. Estos son, por supuesto, meros ejemplos y no intentan ser limitantes. Adicionalmente, esta descripción puede repetir referencias numerales y/o letras en los varios ejemplos.

Esta repetición se hace con propósitos de simplicidad y claridad y no de dictar en sí una relación entre las varias modalidades y/o configuraciones discutidas. Además, la formación subterránea de una primera característica sobre o en una segunda característica en la descripción puede incluir modalidades en las cuales la primera y segunda características se forman en contacto directo, y puede también incluir modalidades en la cual características adicionales pueden formarse interponiendo la primera y segunda características, de manera tal que la primera y segunda características pueden no estar en contacto directo.

De acuerdo con la presente descripción, un emplazamiento de pozo con un pozo y aparato asociado se describe con el objetivo de describir una modalidad típica, pero no limitante, de la aplicación. A tal fin, puede alterarse el aparato en el emplazamiento de pozo, según sea necesario, debido a consideraciones de campo encontradas.

La determinación de las propiedades del fluido del yacimiento es una parte importante de cualquier evaluación de yacimientos. Generalmente, para la caracterización adecuada del yacimiento, fluidos representativos de una formación deben usarse para determinar tanto las propiedades del fluido subterráneo como la composición química del fluido. Convencíonalmente, el análisis de las formaciones de fluido implica extraer una muestra subterránea, dejar que la muestra forme una región bifásica dentro de una botella, y luego analizar la muestra después de la recombinación de las diferentes fases de la muestra con calentamiento y presurización simultánea. La agitación también puede usarse. Tal muestreo de superficie y una recombinación frustrada de las fases constituyentes pueden ser fuentes de gran error en una caracterización adecuada de un fluido subterráneo y la formación. El uso de muestreo de superficie o el muestreo a temperatura y presión no subterránea puede conducir a estimaciones inexactas de las propiedades del fluido que no son representativas de ellos del fluido virgen del yacimiento. Adicionalmente, las muestras de superficie se afectan por las condiciones de producción antes y durante el muestreo y por tanto son propensas a errores ya que la muestra puede perturbarse o alterarse de manera significativa cuando se toman las muestras del pozo. Las mediciones de la formación de las propiedades constituyentes de gas y aceite en sistemas multifase se determinan mejor en el pozo ya que tales muestras experimentan la mínima perturbación. Los sistemas convencionales carecen de la capacidad para obtener y analizar tales muestras sin una perturbación significativa.

Para ¡lustrar el error inherente en el muestreo y la evaluación de un fluido de formación en otras condiciones que aquellas presentes en la formación, la Fig. 4 ilustra una condición conocida como condensación retrógrada. En el sistema retrógrado de la Fig. 4, tanto el líquido como el gas pueden estar presentes en la tubería de producción y en las instalaciones de superficie a medida que la trayectoria de producción (es decir la sarta de perforación y la herramienta de análisis multifase) entra en la región bifásica, corriendo a lo largo de la trayectoria de condensación y evaporación retrógrada "b" sobre la curva de condensación de fluido a medida que la presión se reduce ligeramente. En la modalidad ilustrada a lo largo de la trayectoria "b", el comportamiento del aceite volátil, por ejemplo, es similar a la de los condensados de gas retrógrados ya que T es menor que Te, donde T es la temperatura in situ y Te es la temperatura de condensación. Así, cuando la temperatura de la formación se aproxima a la temperatura de condensación, los condensados pueden presentarse en diferentes cantidades de acuerdo con otros factores. En condiciones de campo, durante el agotamiento del yacimiento, los aceites volátiles y los condensados retrógrados difieren significativamente, en donde una fase gaseosa se desarrolla en la formación subterránea a presiones menores que la presión de burbuja. Pequeños cambios en la metodología elegida en fluido de formación y evaluación pueden conducir a la incorrecta asignación de una fase de condensado de gas para un aceite volátil o viceversa. Como un ejemplo, si una muestra no es representativa de la formación, la muestra puede indicar muchas veces un aumento en componentes gaseosos más del que realmente existe. Bajo estas circunstancias, los ingenieros de producción pueden diseñar una instalación de lado superior que es apropiada para el fluido que se va a producir. Aspectos de la metodología y el aparato proporcionados en la presente alivian estas preocupaciones. Usando las configuraciones y metodologías descritas en la presente, tales inexactitudes se evitan con una muestra de fluido virgen medido a temperatura y presión apropiada y las lecturas se usan para la caracterización de la región multifase.

Con referencia a la Fig. 4, específicamente a lo largo de la trayectoria "b", en el punto 401 , la trayectoria intercepta la curva de condensación que indica una presencia de líquidos. En el punto 402, la curva de condensación se cierra. En los puntos a lo largo de la trayectoria "b" entre los puntos 401 y 402, la trayectoria indica tanto un componente líquido como gas para el hidrocarburo. Los líquidos formados durante el recorrido a lo largo de la trayectoria "b" son predominantemente compuestos de masa molar muy alta. La cantidad de líquido depende de la temperatura, la presión y la composición química del gas de hidrocarburo original. Un fluido con componentes de masa molar más alta significativa pero relativamente baja se llama un condensado de gas pobre. En un ejemplo, un condensado de gas pobre podría producir un volumen de menos de 561 metros cúbicos de líquido para 106 metros cúbicos de gas mientras que un así llamado condensado rico podría producir 842 metros cúbicos de líquido para 106 metros cúbicos de gas. En este ejemplo, todos los volúmenes se refieren a la temperatura y presión estándar local. Por tanto es vital para los ingenieros y operadores entender las características subterráneas específicas para la evaluación de un fluido ya que la producción potencial puede variar de componentes gaseosos, a líquidos, y de nuevo a gaseosos.

Para ilustrar aún más estas cuestiones, con referencia a la Fig. 5, se presenta una serie de tubos invertidos, A, B, C, D y E, donde se ubica un hidrocarburo sobre una capa de mercurio 501. Avanzando desde el tubo derecho E hasta el tubo izquierdo A se reduce la presión. En el tubo del medio, C, una cantidad máxima de líquido 502 está presente con un mínimo correspondiente de gas 503. En el tubo más a la izquierda, A, donde la presión es mínima, la cantidad de líquido 504 es insignificante mientras que la cantidad de componente gaseoso se maximiza 505. Por tanto es importante determinar con precisión las condiciones subterráneas ya que estas condiciones determinarán finalmente la cantidad y el tipo de hidrocarburo extraído. Típicamente, la presión y la temperatura afectarán estas fases líquida/gaseosa. Por otra parte, con el tiempo las condiciones pudieran cambiar en la formación y sería ventajoso para determinar de forma proactiva las futuras cantidades y tipos de hidrocarburos a extraerse.

Con referencia a la Fig. 1 , una vista esquemática de un aparato se ilustra de acuerdo con uno o más aspectos de la presente descripción. El aparato incluye un equipo de perforación 100 o un dispositivo de elevación similar que se puede emplear para mover una sarta de tuberías de perforación 105 dentro de un pozo 110 que se ha perforado a través de formaciones subterráneas, mostrado generalmente en 115, que proporciona un ambiente para la aplicación de uno o más aspectos de la presente descripción. La sarta de tuberías de perforación 105 puede extenderse dentro del pozo 110 mediante el acoplamiento por rosca unidas, extremo a extremo, a un número de tuberías de perforación acopladas (una de los cuales se designa 120) de la sarta de tuberías de perforación 105. La tubería de perforación 105 puede ser estructuralmente similar a las tuberías de perforación ordinarias, como se ilustra por ejemplo, en la patente de los Estados Unidos Núm. 6,174,001 , concedida a Enderle, titulada "Una rosca de cuña de bajo torque de dos etapas para conector tubular," concedida el 7 de agosto de 2001 e incluye un cable asociado con cada tubería de perforación 120 que sirve como un canal de comunicación. Un cable en la sarta de tuberías de perforación puede ser cualquier tipo de cable capaz de transmitir datos y/o señales, tales como un cable conductivo eléctricamente, un cable coaxial, una fibra óptica o similares.

La sarta de tubería de perforación 105 incluye típicamente alguna forma de acoplamiento de señal para comunicar señales entre tuberías de perforación adyacentes cuando se acopla extremo a extremo, como se ilustra. Ver, como un ejemplo no limitante, la descripción de un tipo de tubería de perforación cableada que tiene acopladores inductivos en los collares de la tubería de perforación adyacente en la patente de los Estados Unidos Núm. 6,641 ,434. Sin embargo, uno o más aspectos de la presente descripción no se limitan a la sarta de tubería de perforación 105 y pueden incluir otros sistemas de comunicación o telemetría, que incluyen una combinación de sistemas de telemetría, tales como una combinación de tuberías de perforación cableada, una telemetría de pulso de lodo, una telemetría de pulso electrónico, una telemetría acústica o similares.

La sarta de tubería de perforación 105 puede incluir una, un ensamble, o una "sarta" de herramientas de fondo de pozo en un extremo inferior de la misma. En el ejemplo ilustrado, la sarta de herramienta de fondo de pozo puede incluir una(s) herramienta(s) de registro de pozo 125 acoplada(s) a un extremo inferior de la misma. Tal como se usa en la presente descripción, el término "herramienta de registro de pozo" o una sarta de tales herramientas, se define como una o más herramientas de registro de pozo cableadas que son capaces de transportarse a través de un pozo usando un cable eléctrico blindado ("cableado"), herramientas de registro durante la perforación, herramientas de evaluación de la formación, herramientas de muestreo de la formación y/u otras herramientas capaces de medir una característica de la formación subterránea 115 y/o del pozo 110.

Varios de los componentes dispuestos próximos al equipo de perforación 100 pueden usarse para controlar componentes del sistema. Estos componentes se explicarán con respecto a sus usos en la perforación del pozo 110 para un mejor entendimiento de los mismos. La sarta de tubería de perforación cableada 105 puede usarse para hacer girar e instar axialmente una broca de perforación en el fondo del pozo 110 para aumentar su longitud (profundidad). Durante la perforación del pozo 110, una bomba 130 eleva un fluido de perforación ("lodo") 135 desde un tanque 140 o balsa y descarga el lodo 135 bajo presión a través de un tubo vertical 145 y el conducto flexible 150 o manguera, a través de un motor superior 155 y en un pasaje interior dentro de la tubería de perforación 105. El lodo 135, el cual puede ser a base de agua o a base de aceite, sale de la tubería de perforación cableada 105 a través de cursos o boquillas (no mostradas separadamente) en la broca de perforación 116, donde este después enfría y lubrica la broca y eleva las cortaduras de perforación generadas por la broca de perforación 116 a la superficie de la tierra a través de una disposición anular.

Cuando el pozo 110 se ha perforado a una profundidad seleccionada, la tubería de perforación 105 puede retirarse del pozo 110. Un adaptador de conexión de barra 160 y las herramientas de registro de pozo 125 pueden acoplarse luego al extremo de la tubería de perforación 105, si no se instalan previamente. La tubería de perforación 105 puede reinsertarse después en el pozo 110 de manera que las herramientas de registro de pozos 125 puedan retirarse a través de, por ejemplo, en la modalidad ilustrada, una porción altamente inclinada 165 del pozo 110, la cual sería inaccesible usando un cable eléctrico blindado ("cableado") para mover las herramientas de registro de pozo 125. Las herramientas de registro de pozo 125 pueden posicionarse en la tubería de perforación cableada 105 de otras maneras, tales como al bombear las herramientas de registro de pozo 125 por debajo de la tubería de perforación cableada 105 o al mover de cualquier otra manera las herramientas de registro de pozo 125 por la tubería de perforación cableada 105 mientras que la tubería de perforación cableada 105 se encuentra dentro del pozo 110.

Durante las operaciones de registro de pozo, la bomba 130 puede controlarse para proporcionar un flujo de fluido para controlar una o más turbinas (no mostradas en la Fig. 1 ) en las herramientas de registro de pozo 125 para proporcionar energía para controlar ciertos dispositivos en las herramientas de registro de pozo 125. Sin embargo, al disparar dentro o fuera del pozo 110, esto puede ser no factible para proporcionar un flujo de fluido. Como resultado, la energía puede proporcionarse a las herramientas de registro de pozo 125 de otras maneras. Por ejemplo, las baterías pueden usarse para proporcionar energía a las herramientas de registro de pozo 125. En una modalidad, las baterías pueden ser baterías recargables que pueden recargarse mediante una(s) turbina(s) durante el flujo de fluido. Las baterías pueden posicionarse dentro de una carcasa de una o más de las herramientas de registro de pozo 125. Otras maneras de energizar las herramientas de registro de pozo 125 pueden usarse incluyendo, pero no limitándose a baterías de energía de un solo uso.

A medida que las herramientas de registro de pozo 125 se mueven a lo largo del pozo 110 mediante el movimiento de la tubería de perforación cableada 105 como se explicó anteriormente, las señales pueden detectarse por varios dispositivos, de los cuales ejemplos no limitantes pueden incluir un dispositivo de medición de resistividad 170, un dispositivo de medición de rayos gamma 175 y una herramienta de muestreo de fluido de formación 610, 710, 810 la cual puede incluir un dispositivo de medición de la presión de fluido de formación (no mostrado separadamente). Las señales pueden transmitirse hacia la superficie de la tierra a lo largo de la tubería de perforación cableada 105.

Al disparar dentro y fuera del pozo 110 o realizar otros procesos en donde la tubería de perforación 120 se añade, se retira o se desconecta de la tubería de perforación cableada 105, esto puede ser beneficioso para tener un aparato y un sistema para la comunicación desde la tubería de perforación cableada 105 hasta un sistema informático de superficie 185 u otro componente configurado para recibir, analizar y/o transmitir datos. En consecuencia, un segundo adaptador de conexión de barra 190 puede acoplarse entre un extremo de la tubería de perforación cableada 105 y el motor superior 155 que puede emplearse para proporcionar un canal de comunicación alámbrico o inalámbrico o una trayectoria con una unidad de recepción 195 para señales recibidas desde las herramientas de registro de pozo 25. La unidad de recepción 195 puede acoplarse al sistema informático de superficie 185 para proporcionar una trayectoria de datos entre los mismos que puede ser una trayectoria de datos bidireccional.

Continuando con la Fig.1 , la sarta de perforación 105 puede suspenderse del equipo de perforación 100 en el pozo 110 y puede conectarse a la mesa rotatoria, un vástago de perforación, un bloque o gancho de recorrido, y puede incluir adicionalmente un pivote rotatorio. El pivote rotatorio puede suspenderse del equipo de perforación 100 a través del gancho, y el vástago de perforación puede conectarse al pivote rotatorio de manera tal que el vástago de perforación puede rotar con respecto al pivote rotatorio. El vástago de perforación puede ser cualquier conjunto acoplado de una tubería de superficie exterior poligonal o ranurada que se acopla a un casquillo de vástago de perforación de manera tal que la actuación de un motor puede rotar el vástago de perforación.

Un extremo superior de la sarta de perforación 105 puede conectarse al vástago de perforación, tal como mediante la conexión por rosca de la sarta de perforación 105 al vástago de perforación, y la mesa rotatoria puede rotar el vástago de perforación, haciendo rotar de esta manera la sarta de perforación 105 conectada a la misma. Como tal, la sarta de perforación 105 puede ser capaz de rotar con respecto al gancho. Aunque un sistema de perforación rotatorio se muestra en la Fig. 1 , otros sistemas de perforación pueden usarse sin apartarse del alcance de la presente descripción.

Aunque no se muestra, la sarta de tubería de perforación 105 puede incluir uno o más collares estabilizantes. Un collar estabilizante puede disponerse dentro de y/o conectarse a la sarta de perforación 105, en la cual el collar estabilizante puede usarse para acoplar y aplicar una fuerza contra la pared del pozo 110. Esto puede permitir al collar estabilizante evitar que la sarta de tubería de perforación 105 se desvíe de la dirección deseada para el pozo 110. Por ejemplo, durante la perforación, la sarta de tubería de perforación 105 puede "oscilar" en el pozo 110, permitiendo de esta manera que la sarta de tubería de perforación 105 se desvíe de la dirección deseada del pozo 110. Esta acción de oscilación puede también ser perjudicial para la sarta de tubería de perforación 105, para los componentes dispuestos en ella, y para la broca de perforación 116 conectada a la misma. Un collar estabilizante puede usarse para minimizar, si no se supera por completo, la acción de oscilación de la sarta de tubería de perforación 105, de esta manera es posible aumentar la eficiencia de la perforación realizada en el emplazamiento de pozo y/o aumentar la vida total de los componentes en el emplazamiento de pozo.

Las herramientas LWD usadas con el equipo de perforación 100 pueden incluir una carcasa de pared gruesa, comúnmente referida como un collar de perforación, y pueden incluir uno o más de un número de dispositivos de registro. Así, la herramienta LWD puede ser capaz de medir, procesar y/o almacenar información en la misma, así como también comunicarse con el equipo dispuesto en la superficie del emplazamiento de pozo.

Las herramientas MWD pueden incluir una o más de las siguientes herramientas de medición: un dispositivo de medición de peso sobre la broca, un dispositivo de medición de torque, un dispositivo de medición de vibración, un dispositivo de medición de choque, un dispositivo de medición de fricción de deslizamiento por adhesión, un dispositivo de medición de dirección, un dispositivo de medición de inclinación, y/o cualquier otro dispositivo. Esto se contempla para incorporar una o más de las herramientas y/u otros dispositivos mostrados en la Fig. 1 con uno o más aspectos de la presente descripción.

Con referencia a la Fig. 2, se ilustra un gráfico de presión contra temperatura de composiciones constantes de sustancia, la figura muestra una curva en forma de burbuja, una curva de condensación y temperaturas con relación a un punto crítico en el cual el aceite líquido y el gas coexisten. En la Fig. 2, diferentes materiales, todos con una composición constante, se trazan en un gráfico de presión contra temperatura para indicar curvas de condensación para cada sustancia. Los aspectos, descritos posteriormente, proporcionan un tubular que se configura para medir la temperatura, la presión, la densidad y la viscosidad, así como también las fronteras de fase de (sólido + líquido) y (gas + líquido) para estas composiciones específicas de la sustancia, así como también composiciones de sustancias que no son constantes en la composición.

Las fronteras de las curvas de condensación asociadas proporcionadas pueden determinarse mediante el aumento del volumen ocupado por una cantidad fija capturada de sustancia que resulta en una disminución de la presión en la muestra. El aparato y el método empleado pueden usarse para todos los tipos de yacimientos de hidrocarburos que tienen una frontera de fase (líquido + gas) tal como: gas seco 202, gas húmedo 204, condensado de gas 206, aceite volátil 208 y aceite negro 210 como se proporcionan en la Fig. 2. Como se ilustra en la Fig. 2, generalmente, cuanto más pesada es la sustancia constituyente, más deprimida es la curva, con gas seco 202 la curva se deprime menos.

En la Fig. 2, las fronteras de fase (sólido+líquido) en términos generales representan cera, la formación de asfáltenos e hidratos y puede ocurrir dentro de la región de fase única, así como también dentro de la región multifase dentro de la frontera de fase (líquido+gas). La información obtenida a partir de mediciones de fluidos en estos estados puede usarse como entrada para determinar ecuaciones de estado preliminares. Estas ecuaciones de estado, llamadas ecuaciones de estado cúbicas, se usan para realizar la cuantificación y la simulación de yacimientos, el diseño de las instalaciones de superficie y, si se requiere, la estimación de un sistema de transmisión. En una modalidad, los datos pueden usarse como parte de análisis económicos de un pozo de exploración o como resultado en ajustes en los procesos de producción en operación.

La capacidad de las ecuaciones de estado para reproducir los estados de los fluidos dentro de la región bifásica ilustrada en la Fig. 2, es necesaria para la caracterización adecuada. Estos estados pueden determinarse mediante la comparación con mediciones del fluido obtenido, al disminuir la presión por debajo de la frontera de fase del fluido, como se muestra en la Fig. 5.

La distinción de condensados de gas a partir de aceites volátiles, por ejemplo, puede ser problemática ya que los condensados de gas y aceites volátiles tienen diferentes variaciones de volúmenes de derrame de líquido como una función de la presión descendente. Las mediciones de las propiedades de las fases en equilibrio son importantes y también ayudan en el ajuste de los modelos de predicción.

Con referencia a la Fig. 3, se proporciona una gráfica de presión contra temperatura 300 para un hidrocarburo. La gráfica 300 proporciona una envoltura 302 la cual es el límite de líquido/gas para el hidrocarburo. Las áreas dentro del límite 304 indican que tanto el líquido como el gas pueden estar presentes, mientras que las áreas fuera del límite indican que sólo un gas puede estar presente. El límite tiene una línea de punto de condensación 306 y una línea de punto de burbuja 308. La línea de punto de condensación 306 indica el punto en la gráfica de presión contra temperatura 300 en el cual el vapor puede condensarse en un estado líquido. Como se ilustra, una primera línea de temperatura constante 310, indica que a medida que la presión disminuye desde una presión inicial en el punto 311 , la línea de punto de condensación se alcanza en 312. A medida que disminuye la presión, el porcentaje de líquido aumenta desde pequeñas cantidades hasta aproximadamente un 17% del total. Después de alcanzar un máximo en el punto 314, el porcentaje de líquido disminuye después hasta un punto final 316 en la línea en aproximadamente un 11 %. Para una segunda línea 320, a una temperatura más alta, la línea de punto de condensación se alcanza en aproximadamente la misma presión que antes, sin embargo como la línea continúa, el porcentaje máximo de fluido sólo alcanza un 4% en el punto 322. La diferencia entre las dos líneas indica que los porcentajes de la cantidad total de hidrocarburos pueden afectarse en gran medida por la temperatura y la presión. Los efectos descritos anteriormente pueden ser aún más pronunciados si se disminuye la temperatura, donde el porcentaje de líquido pudiera exceder el 30%. Una cuantificación exacta, por lo tanto, es vital para la medición en el campo.

La Fig. 6 proporciona un aspecto no limitante de una herramienta de fondo de pozo 610 usada para extraer fluido desde una formación subterránea, para establecer las ecuaciones de estado y muestrear y analizar una formación adecuadamente. Las Fig. 6, 7 y 8 son variantes de un aparato de medición de fluido descrita en 2006/0243033 Al de los Estados Unidos. La herramienta de fondo de pozo 610 tiene un ensamble de análisis de fluidos 626 usado por los operadores para analizar fluidos de la formación subterránea en los estados de única o de múltiple fase. El ensamble de análisis de fluidos 626 se configura para realizar mediciones de fase, mediciones de viscosidad y/o mediciones de densidad, como un ejemplo no limitante, del fluido de formación. En la modalidad ilustrada, el ensamble de análisis de fluidos 626 se proporciona con una cámara 660, un dispositivo de movimiento de fluido 662, un ensamble de presurización 664 y uno o más sensores 666. Una cámara de muestra 650 se proporciona para aceptar el fluido de formación y dispensarlo según sea necesario. Una sonda 685 se extiende hacia fuera del cuerpo de la herramienta de fondo de pozo 610 para permitir que los obturadores 636 hagan contacto con una pared lateral del pozo. La herramienta de fondo de pozo entera 610 puede ubicarse en posición de muestreo a través de una serie de pistones que empujan en contra la pared del pozo, en contacto con los obturadores 636 del pozo.

Los obturadores 636 proporcionan contacto con la pared del pozo de manera que los fluidos pueden extraerse sin dañar el resto de la herramienta de fondo de pozo 610. Para este fin, los obturadores 636 se configuran de un material estable de alta temperatura, tal como un elastómero. La capacidad de temperatura del material puede estar por encima de 300 grados F (aproximadamente 150 grados C) y presiones superiores a 500 libras por pulgadas cuadradas (3,477 * 106 Pa). Los obturadores 636, en la modalidad ilustrada, se fabrican de politetrafluoretileno (PTFE) como una modalidad de ejemplo no limitante. En la modalidad ilustrada, los obturadores 636 se proporcionan con una entrada que no proporciona un ángulo agudo para el flujo de fluido, permitiendo así un régimen de flujo más laminar para el fluido de formación a medida que este entra en la herramienta de fondo de pozo 610.

La cámara 660 tiene una cavidad de evaluación 668 configurada para recibir y almacenar fluidos de formación, que incluye líquido, gas y mezclas de líquido/gas, por ejemplo. La cámara 660 puede tener cualquier configuración capaz de recibir el fluido de formación y permitir el movimiento del fluido, como se discutió en la presente, de manera que las mediciones puedan llevarse a cabo. Como se muestra en la Fig. 6, la cámara 660 puede configurarse alternativamente con una línea de derivación de flujo que se comunica con un dispositivo de comunicación de fluido 646. El dispositivo de comunicación de fluidos 646 acepta el fluido de formación a partir de una formación en donde una serie de obturadores 636 colindan con una pared del pozo y la recorre a través del accesorio 618, de esta manera se conecta operativamente la disposición a la formación. Con esta configuración, los fluidos de formación pueden posicionarse o desviarse en la línea de derivación de flujo en lugar de entrar en la cámara 660. El ensamble de análisis de fluidos 626 se configura con una primera válvula 670, una segunda válvula 672 y una tercera válvula 674, en donde las válvulas 670, 672, 674 pueden usarse para desviar selectivamente el fluido de formación dentro y fuera de la cámara 660. Las válvulas 670, 672, 674 se configuran también para aislar mecánicamente la cámara 660 del dispositivo de comunicación de fluido 646.

El fluido de formación puede aceptarse en la cámara 660 cuando se abren la primera y segunda válvulas 670,672 mientras que la tercera válvula 674 se cierra. En esta configuración, una bomba 652 mueve el fluido de formación a la cámara 660. En la modalidad ilustrada, la bomba 652, así como también las otras bombas y dispositivos de control de movimiento de fluidos, se diseñan para mantener flujos que son laminares para ensayos exactos. Las bombas, tal como la bomba 652, pueden controlarse a través del dispositivo de procesamiento de señal 694 en donde la cantidad de fuerza aplicada sobre el fluido puede ser variable en la velocidad deseada por un operador.

Con el objetivo de sellar la cámara 660, las primera y segunda válvulas 670,672 se cierran para evitar aún más el flujo de fluido de formación. La tercera válvula 674 puede abrirse, para permitir una operación diferente de la herramienta de fondo de pozo 610. Por ejemplo, la tercera válvula 674 puede abrirse y las válvulas 670,672 pueden cerrarse mientras se evalúa el fluido en la cámara 660. Pueden añadirse válvulas adicionales y líneas de flujo o cámaras, según se desee, para facilitar el flujo de fluido o para proporcionar cámaras adicionales según sea necesario para el ensayo o la retención de fluido dentro de la herramienta 610.

Un dispositivo de movimiento de fluido 662 se posiciona para mover y/o mezclar el fluido de formación dentro de la cavidad de evaluación 668 según sea necesario, para mejorar la homogeneidad del fluido, si se desea. El dispositivo de movimiento de fluido 662 puede ser cualquier tipo de dispositivo que manipule fluido con el objetivo de que el fluido se recircule en la cavidad de evaluación 668, que incluye, pero no se limita como modalidades no limitantes a una bomba de desplazamiento positivo, a una bomba de paleta, a una bomba de tornillo, a una bomba peristáltica. El fluido puede moverse a través de la cavidad de evaluación 668 para mejorar la exactitud de las mediciones obtenidas por el(los) sensor(es) en las Figs. 9 y 10, descritas posteriormente. En la modalidad no limitante descrita, el dispositivo de movimiento de fluido 662 aplica una fuerza al fluido de formación para ayudar en la recirculación del fluido.

Cuando el dispositivo de movimiento de fluido 662 mezcla el fluido, un sensor o sensores pueden posicionarse en el lado de descarga del dispositivo de movimiento de fluido 662 para estar dentro de un vórtice formado por el dispositivo de movimiento de fluido 662. Estos sensores, descritos en las Figs. 9 y 10, pueden ser sensores de nivel de líquido que se basan en mediciones acústicas o electromagnéticas.

En la modalidad de ejemplo en la Fig. 6, un ensamble de presurización 664 se proporciona con una cámara de descompresión separada 682, una carcasa 684, un pistón 686 y un dispositivo de control de movimiento de pistón 688. El pistón 686 tiene una cara exterior 690 que se conecta con la carcasa 684 definiendo de esta manera la cámara de descomposición 682. El dispositivo de control de movimiento de pistón 688 controla la localización del pistón 686 dentro de la carcasa 684 para permitir que el volumen de la cámara de descompresión 682 se modifique. Como se entenderá, el volumen del sistema de descompresión y la diferencia de presión entre el yacimiento y una frontera de fase puede requerir múltiples descompresiones dentro de una fase única mediante la expulsión de fluido excedente entre expansiones antes de alcanzar una frontera de fase.

A medida que el volumen de la cámara de descompresión 682 cambia, la presión dentro de la cámara 660 cambia también y puede medirse por una galga de presión (no mostrada). Así, como la cámara de descompresión 682 se hace más grande, se reduce la presión dentro de la cámara 660. Alternativamente, cuando el volumen de la cámara de descompresión 682 disminuye, aumenta la presión dentro de la cámara 669. El dispositivo de control de movimiento de pistón 688 puede ser cualquier dispositivo electrónico y/o mecánico capaz de cambiar la posición del pistón 686. Por ejemplo, el dispositivo de control de movimiento de pistón 688 puede ser una bomba que ejerce una fuerza sobre un fluido en el pistón 686 o un motor conectado operativamente al pistón 686 a través de un enlace mecánico, tal como una estaca, una brida o un tornillo roscado. En la modalidad ilustrada, un procesador de señal 694 se usa para evaluar las señales del sensor y para accionar las válvulas 670, 672, 674 así como también actuar el dispositivo de control de movimiento de pistón 688. El procesador de señal 694 se configura para comunicarse con el dispositivo de movimiento de fluido 662, con los sensores 666 y con el dispositivo de control de movimiento de pistón 688 mediante cualquier enlace de comunicación adecuado. En una configuración alternativa, el procesador de señal 694 puede configurarse remotamente a partir del resto de la herramienta de fondo de pozo 610. El procesador de señal 694 se configura también para proporcionar capacidad de comunicación remota a los operadores en la superficie en un ambiente en tiempo real.

Las válvulas 670, 672, 674 pueden ser cualquier tipo de válvula que impida la fuga no deseada de flujo. Tales tipos de válvulas incluyen válvulas hidráulica, de bola, de mariposa, de estrangulamiento, de corredera, de aguja y de compuerta. En la modalidad ilustrada proporcionada, todas las válvulas proporcionadas son válvulas 1 de retención para evitar fugas. En los casos en donde se usan válvulas de bola, el material de la válvula de bola puede ser un material no corrosivo, tal como acero inoxidable o titanio. Todos los asientos proporcionados en las válvulas usadas son materiales de asientos "blandos" que ayudan a evitar la fuga durante el uso y a mejorar la durabilidad del diseño general.

El procesador de señal 694 puede comunicarse con el dispositivo de movimiento de fluido 662, el(los) sensor(es) 902, 1002, 1004 y/o el dispositivo de control de movimiento de pistón 688 a través de cualquier línea de comunicación adecuada, tal como un enlace de comunicación por cable o alambre, un enlace de comunicación vía aire, un enlace de comunicación infrarrojos o un enlace de comunicación por microondas, como ejemplos no limitantes. El procesador de señal 694 puede configurarse para estar externo a la carcasa, que incluye, pero no se limita a, la elevación del terreno.

El procesador de señal 694 puede incluir una configuración electrónica u óptica para ejecutar las válvulas de control lógicas y asociadas, tales como 670, 672, 674 en la dirección del operador. Alternativamente, el procesador de señal 694 puede incluir un temporizador para cumplir acciones sobre una base de tiempo, sin necesidad de interacción del operador.

Con referencia a las Figs. 7 y 8, se proporcionan configuraciones alternativas del ensamble de análisis de fluido. En la Fig. 7, la configuración alternativa proporciona dos ensambles de análisis de fluido con válvulas y sensores asociados. En la Fig. 8, las válvulas de aislamiento adicionales 720 y 722 se proporcionan para la unidad global. En cada una de las configuraciones alternativas, un procesador de señal, aunque presente, se ha omitido para mayor claridad de los dibujos. Los procesadores de señales en la Fig. 7 y la Fig. 8 son similares a la unidad proporcionada en la Fig. 6.

Con referencia a la Fig. 7, en una configuración alternativa para el muestreo y ensayo de fluido de formación para el análisis regional multifase, un ensamble de presurización 764 cambia la presión de fluido de formación dentro de una cámara 760. Esto puede hacerse de una sabia manera continua o por etapas tal como se indique por un operador. El ensamble de presurización 764 puede ser cualquier tipo de dispositivo capaz de comunicarse con la cámara 760 y cambiar ya sea el volumen o la presión del fluido de formación dentro de la cámara 760 para su evaluación. Como se proporciona en la Fig. 7, una herramienta de fondo de pozo 710 se presenta en donde una bomba 752 establece una fuerza sobre un fluido de formación a través de la línea 746 y el obturador asociado 736 y el accesorio 718. El fluido extraído consecuentemente viaja a lo largo de la línea de muestreo 746. El fluido pasa a la bomba 752 por una serie de válvulas de control 770, 774. Dos configuraciones de muestreo separadas se proporcionan y cada una puede aislarse a través del uso de la válvula de control 770. El fluido puede extraerse en cualquier cámara de presurización/despresurización 764 directamente desde la formación o desde la cámara de muestra 750. Dos bombas separadas 762 pueden ejercer una fuerza sobre el fluido de formación de manera que el fluido pueda entrar y salir de la cámara 764. Las válvulas de control 770, 772 pueden cerrarse de manera tal que pueda ocurrir un vacío o una presurización. Dos trenes se proporcionan para permitir la redundancia de la evaluación y para permitir un tiempo de evaluación más rápido. Las bombas 762 pueden posicionarse para mover el fluido a lo largo de todo el sistema. Las válvulas de control 766 pueden estrangular o limitar el flujo de fluido hacia o desde las bombas.

Cada una de las herramientas de muestreo del yacimiento descritas anteriormente contiene un sistema de análisis como se define en las Figs. 6, 7 y 8 que pueden desplegarse dentro de un pozo a una profundidad deseada de una formación de localización de hidrocarburos. Las herramientas descritas en la presente pudieran transportarse por una línea de cable, una tubería de perforación, o una tubería en espiral o por cualquier otro medio o aparato, como ejemplos no limitantes. Aunque las herramientas se muestran en una orientación vertical en las Figs. 6, 7 y 8, la herramienta puede estar igualmente en un ángulo desde la dirección vertical hasta e incluyendo la dirección horizontal. La herramienta puede también estar en ángulos invertidos para su uso en la perforación direccional.

En cada una de las modalidades ilustradas de la herramienta de fondo de pozo 6 0, 710 y 810, puede ser necesario someter a prueba los fluidos en el nivel de la superficie del suelo. Para ampliar esto, las cámaras de muestra 650, 750 y 850 pueden incorporarse en la herramienta 610, 710 y 810 para desacoplarse y llevarse a un laboratorio para un análisis adicional. Las cámaras de muestra 650, 750, 850 pueden tener una desconexión rápida para permitir a los operadores la capacidad de retirar la cámara con el mínimo esfuerzo. La carcasa, no ilustrada para mayor claridad en los dibujos, puede tener una entrada que permite a los operadores la capacidad de acceder a las cámaras de muestra 650, 750, 850.

Para garantizar un muestreo adecuado, una sonda de temperatura puede incluirse dentro de la carcasa de la herramienta de fondo de pozo 610, 710, 810. La sonda de temperatura se configura para medir los niveles de temperatura del pozo. Una sonda/galga de presión puede proporcionarse también. Del mismo modo, las lecturas de temperatura y las lecturas de presión pueden tomarse de los fluidos de formación y de los resultados analizados para permitir a los operadores la capacidad de ver diferencias de temperatura potenciales entre la temperatura del fluido de formación y la temperatura de la herramienta de fondo de pozo 610, 710, 810.

En las modalidades ilustradas, la herramienta 610, 710, 810 se encuentra en una orientación vertical. Para un volumen de líquido fijo, se define una orientación vertical mediante la ubicación del eje de simetría cilindrico que proporciona el área más pequeña y consecuentemente la mayor variación de la altura cuando se compara con la obtenida a partir de un tubo orientado de manera que el eje cilindrico es horizontal.

Con referencia a la Fig. 8, se ilustra una herramienta de fondo de pozo 810. Similar a la Fig. 7, se presenta un sistema dual de muestreo y análisis para la herramienta de fondo de pozo 810. Los obturadores 836 colindan con una formación "F" que establece un sello entre la herramienta 810 y la formación Fm a través del accesorio 818. Una bomba 852 establece una extracción de fluido de formación a través de la línea de muestra 846. El fluido se dirige después a través de una serie de válvulas de control V a las respectivas secciones de sensores "S". Cada configuración de muestra y análisis se conecta a otra configuración a través de las válvulas de aislamiento 220 y 222. Una muestra puede extraerse de la cámara de muestra 850 o directamente desde la formación "F". Como en las modalidades discutidas anteriormente, cada configuración puede controlarse independientemente de manera tal que el análisis puede realizarse individualmente o en conjunto.

Adicionalmente para proporcionar el aislamiento de la configuración respectiva para el muestreo y análisis, las válvulas de aislamiento 220 y 222 permiten a un operador la capacidad para mezclar muestras entre las dos configuraciones, permitiendo por lo tanto que las muestras se combinen. En esta modalidad, las válvulas de aislamiento 220 y 222 pueden controlarse mediante la unidad de procesamiento de señal de manera que un operador puede controlar las acciones de los trenes separados.

Con referencia a las Fig. 9 y 10, tubulares, identificados como 960 y 1000 contienen sensores usados para los ensayos de los fluidos de formación. Adicionalmente, el tubular 960, 1000 puede equiparse también con sensores adicionales que permiten la detección de líquido y gas. La configuración puede combinarse o no con el conocimiento de la orientación de la herramienta y el volumen de la cámara 660, 760 que permite la determinación de cualquier presencia de líquido formado a partir de un gas por debajo de la curva de condensación. El tubular 960 y 1000 pueden posicionarse, en la Fig. 8, cerca de las posiciones indicadas en ambos trenes en la Fig. 8. En la Fig. 7, el tubular puede extenderse a lo largo del tubular denotado con los números apropiados. En la Fig. 6, el tubular puede conectarse al ensamble de presurización 664. Adicionalmente, el sistema puede identificar gas formado por debajo de la curva de burbuja. El dispositivo de movimiento de fluido 662, por ejemplo, puede operarse durante la determinación del volumen. Los sensores de nivel de líquido 902, 1002, 1004 se basan tanto en la tecnología acústica como en la tecnología de onda electromagnética en modalidades no limitantes.

Ejemplo de configuraciones de sensores se proporcionan en la Fig. 9 y en la Fig. 10. Sensores suficientes se distribuyen en el tubular proporcionado en las Figs. 9 y 10 para permitir una incertidumbre deseada en volúmenes de líquido y gas a determinarse. Esta distribución de los sensores puede ser no lineal o lineal. En las modalidades ilustradas, la separación entre los detectores es menor en la parte superior y la parte inferior del tubo para ayudar en el análisis. Los datos se evalúan a partir de una muestra y se usan para distinguir entre el condensado de gas retrógrado y el aceite volátil. En una modalidad de ejemplo, una presión en la cámara 660 puede reducirse por el formador a la primera forma después de eliminar el líquido.

Los sensores, mostrados en las Figs. 9 y 10, pueden emparejarse como se ilustra o pueden ser sensores individuales. En un ejemplo, para una muestra de aceite negro (por ejemplo uno que es ópticamente opaco), los sensores 902 pueden emparejarse y detectar una transmisión óptica, si es posible, a través de la muestra. En el caso de que ninguna señal se proporcione, la opacidad total se percibe mientras ninguna señal se proporciona. Para condensados de gas, que son típicamente translúcidos ópticamente, los sensores acústicos pueden usarse para determinar el tiempo de vuelo o la impedancia que son significativamente diferentes para las dos fases potencialmente presentes en el fluido. En una modalidad, un líquido de densidad de 800 g/cc y sonido de 1000 m/s puede estar en equilibrio con un gas de densidad opaca, de 200 g/cc y sonido de 150 m/s. Los sensores en las Figs. 9 y 10 pueden llevar a cabo también mediciones de densidad y viscosidad que pueden evaluarse de manera que la línea del sensor tiene volúmenes aproximadamente iguales tanto de gas como de líquido. Los sensores pueden configurarse adicionalmente de manera tal que pueden determinar la composición química de las fases presentes.

Los sensores 902, 1002, 1004 usados pueden ser electromagnéticos y proporcionar estimaciones de una permitividad eléctrica relativa compleja que puede distinguir entre gas, aceite y agua. Para el aceite, la constante dieléctrica típicamente se encuentra entre dos y diez aunque se han observado valores más altos y más bajos. Como resultado, el método proporcionado por una modalidad de ejemplo identifica una presencia de agua.

Adicionalmente, si los sensores de medición tales como los sensores de densidad y viscosidad 1002, 1004 se ubican en la parte superior y en la parte inferior del tubo como se muestra en la Fig. 10, entonces cuando la presión se reduce de manera que la línea del sensor tiene aproximadamente un volumen igual de gas y de líquido las mediciones pueden obtenerse para determinar cada fase. Esta información puede ser valiosa para el diseño del separador. Aunque no se muestra, estos paquetes de sensores pudieran contener también métodos de determinación de la composición química de las fases o métodos de adquisición de una parte alícuota de fluido para el análisis de la forma adoptada para las mediciones de equilibrio de fase del laboratorio de transición que se usan y se reportan comúnmente en una literatura de archivo.

Con referencia a la Fig. 1 1 , un método 1100 se ilustra para la llevar a cabo un análisis de región multifase. En primer lugar, una herramienta de fondo de pozo se posiciona dentro de un pozo 1 102. El posicionamiento de la herramienta de pozo se encuentra de manera tal que el fluido puede retirarse de una formación geotécnica que rodea el pozo sin una perturbación significativa al fluido. El posicionamiento puede incluir la toma de mediciones de temperatura del ambiente de la herramienta de fondo de pozo para propósitos de cálculo. En las modalidades ilustradas proporcionadas en las Figs. 6, 7 y 8, los obturadores se posicionan en la pared del pozo de manera que puede extraerse un fluido.

A continuación, el método 1100 se proporciona para la extracción de la muestra de fluido desde la formación geotécnica circundante 1104. La extracción de la muestra de fluido desde la formación geotécnica circundante 1104 se realiza de manera tal que una bomba extrae el fluido en la carcasa interior de la herramienta de fondo de pozo 610, 710, 810 para su evaluación. La extracción de la muestra de fluido desde la formación geotécnica circundante 1104 puede ser directamente en una cámara de evaluación 660, por ejemplo, o la muestra puede proporcionarse en una cámara de muestra 650. La extracción de la muestra de fluido 1104 puede ser a través de una línea de aislamiento de manera tal que existe un cambio insignificante en la temperatura global de la muestra extraída. Así, a través del método y la configuración proporcionada la extracción del fluido se realiza en condiciones ambientales de formación.

A continuación, el fluido se transporta hacia una cámara de evaluación para el análisis 1106 ya sea desde la cámara de muestra 650 o directamente desde la formación. El transporte del fluido hacia la cámara de evaluación para el análisis 06 se hace a través de un tubular interno que se configura para transportar una cantidad suficiente de fluido para su análisis posterior. El transporte se realiza por medio del uso de una bomba 662, en el ejemplo de la Fig. 6 de manera que el fluido se mueve en una cámara de evaluación 660 para su análisis final.

Después de llegar a la cámara de evaluación 660, por ejemplo, la muestra puede presurizarse o despresurizarse para identificar los materiales constituyentes de la muestra 1108. Los analizadores químicos pueden instalarse dentro de la cámara de evaluación 660 de manera tal que el hidrocarburo específico que se mide se identifica al final. La temperatura del fluido puede tomarse, así como también la viscosidad y la presión de partida del fluido. Como se describió anteriormente, todos los análisis pueden realizarse dentro de la herramienta 610, 710, 810.

Después del análisis, puede realizarse una consulta si se desea que se requiera una orientación de la herramienta 1110. La orientación de la herramienta puede ser útil a los operadores a medida que identifican el lugar aproximado de la muestra para su uso en estudios de caracterización a realizarse. Si el operador desea obtener una orientación de la herramienta 1110, la profundidad deseada, la inclinación axial y la orientación radial pueden obtenerse 1112 por la herramienta 610, 710, 810 la cual se configura para medir estos parámetros. Estos parámetros también pueden retroalimentarse continuamente al operador de manera que el operador se mantiene informado de la profundidad y del estado de la herramienta.

A continuación, después de la despresurizacion o presurización de la muestra realizada en la etapa 1108, los volúmenes aproximados de los fluidos constituyentes se calculan mediante las ecuaciones de estado de los materiales de hidrocarburos presentes, consecuentemente se establece cada ecuación de estado para cada componente individual. Así, esta etapa del método determina al menos uno de un líquido formado a partir de un gas por debajo de una curva de condensación y de un gas formado debajo de una curva de burbuja a través del uso de sensores en la herramienta de fondo de pozo 610, 710, 810.

Los resultados de la evaluación pueden proporcionarse a un operador 1116 de manera que el operador puede tomar los resultados y actuar en consecuencia. El método puede finalizarse después en la etapa 1 18.

El método describe un proceso para la medición de una presencia de un sistema multifase. El método puede incluir las etapas de posicionamiento de una herramienta de fondo de pozo con un ensamble de análisis de fluido en un pozo, de extracción de fluido de una formación geotécnica circundante en el pozo a una cavidad de evaluación del ensamble de análisis de fluidos, en donde la extracción del fluido se realiza en condiciones de ambiente de formación y de evaluación de la extracción del fluido de la formación geotécnica circundante para determinar una presencia de un sistema multifase en donde la evaluación se realiza para determinar al menos uno de un líquido formado a partir de un gas por debajo de una curva de condensación y de un gas formado por debajo de una curva de burbuja.

En otra modalidad de ejemplo, se presenta una herramienta para el muestreo de una formación subterránea, la herramienta tiene una carcasa, un dispositivo de comunicación de fluido contenido dentro de la carcasa, el dispositivo de comunicación de fluido configurado para posicionarse en una abertura del pozo, un ensamble de análisis de fluido conectado al dispositivo de comunicación de fluido, en donde el ensamble de análisis de fluido comprende una cámara para aceptar y mantener un fluido suministrado desde el dispositivo de comunicación de fluido, un dispositivo de movimiento de fluido configurado dentro de la carcasa, el dispositivo de movimiento de fluido configurado para aplicar una fuerza al fluido para el transporte desde el dispositivo de comunicación de fluido hacia el ensamble de análisis de fluidos y un componente tubular conectado a la cámara dentro de la carcasa, el componente tubular configurado para determinar al menos uno de un líquido formado a partir de un gas por debajo de una curva de condensación y un gas formado por debajo de una curva de burbuja.

A través de la descripción anterior de los componentes, puede determinarse un volumen de líquido y gas en una región bifásica. Este cálculo del volumen de líquido y de gas tiene la ventaja de permitir a los operadores e ingenieros la capacidad para caracterizar adecuadamente una formación geotécnica. La caracterización adecuada permite al equipo de recuperación apropiado establecerse para extraer los hidrocarburos de la formación con un mínimo de coste y de demora.

Las características de diseño preliminares de varias modalidades se dan de manera que aquellos con experiencia en la materia puedan entender mejor los aspectos de la descripción. Aquellos con experiencia en la materia deben apreciar que pueden usar fácilmente la presente descripción como una base para el diseño o la modificación de otros procesos y estructuras para el cumplimiento de los mismos propósitos y/o lograr las mismas ventajas de las modalidades introducidas en la presente. Aquellos con experiencia en la materia deben percatarse también que tales construcciones equivalentes no se apartan del espíritu y alcance de la presente descripción, y que pueden realizar varios cambios, substituciones y alteraciones en la presente sin apartarse del espíritu y el alcance de la presente descripción.

El resumen de la invención al final de esta descripción se proporciona para cumplir con el 37 C.F.R. §1.72(b) para permitir al lector que se cerciore rápidamente de la naturaleza de la descripción técnica. Esta se presenta con el entendimiento de que no se usará para interpretar o limitar el alcance o significado de las reivindicaciones.

Claims (1)

1. REIVINDICACIONES: 1 . Un método para medir una presencia de un sistema multifase, que comprende: posicionar una herramienta de fondo de pozo con un ensamble de análisis de fluido en un pozo; extraer fluido de una formación geotécnica circundante dentro del pozo a una cavidad de evaluación del ensamble de análisis de fluidos, en donde la extracción del fluido se realiza en condiciones de ambiente de formación; y evaluar la extracción de fluido de una formación geotécnica circundante para determinar una presencia de un sistema multifase en donde la evaluación se realiza para determinar al menos uno de un líquido formado a partir de un gas por debajo de una curva de condensación y de un gas formado por debajo de una curva de burbuja. 2. El método de acuerdo con la reivindicación 1 , en donde la evaluación de la extracción de fluido de la formación geotécnica circundante se lleva a cabo mediante al menos una de las mediciones acústicas y electromagnéticas durante el muestreo. 3. El método de acuerdo a la reivindicación 1 que comprende además: determinar una orientación de la herramienta del dispositivo de comunicación de fluido antes de la evaluación de la extracción de fluido de la formación geotécnica circundante. 4. El método de acuerdo con la reivindicación 1 , en donde la evaluación de la extracción de fluido de la formación geotécnica circundante se realiza para determinar una presencia de un sistema multifase mediante al menos uno de los sensores de ondas acústicas y electromagnéticas. 5. El método de acuerdo con la reivindicación 1 , en donde la evaluación de fluido se realiza para determinar la presencia de un sistema multifase a una temperatura y presión especificada por un operador. 6. El método de acuerdo con la reivindicación 1 que comprende además: proporcionar resultados a un operador de la evaluación hecha sobre el fluido. 7. El método de acuerdo con la reivindicación 1 , en donde la evaluación de la extracción de fluido de la formación geotécnica circundante para determinar una presencia de un sistema multifase incluye además someter el fluido a una presión decreciente. 8. El método de acuerdo con la reivindicación 1 que comprende además: transportar el fluido desde un punto de extracción de fluido a un segundo punto para la evaluación del fluido. 9. El método de acuerdo con la reivindicación 8, en donde el transporte del fluido se realiza a través de una bomba accionada por un operador. 10. Una herramienta para el muestreo de una formación subterránea, que comprende: una carcasa; un dispositivo de comunicación de fluido contenido dentro de la carcasa, el dispositivo de comunicación de fluido configurado para posicionarse en una abertura del pozo; un ensamble de análisis de fluido conectado al dispositivo de comunicación de fluido, en donde el ensamble de análisis de fluido comprende una cámara para aceptar y mantener un fluido suministrado desde el dispositivo de comunicación de fluido; un dispositivo de movimiento de fluido configurado dentro de la carcasa, el dispositivo de movimiento de fluido configurado para aplicar una fuerza al fluido para el transporte desde el dispositivo de comunicación de fluido hasta el ensamble de análisis de fluido; y un componente tubular conectado a la cámara dentro de la carcasa, el componente tubular configurado para determinar al menos uno de un líquido formado a partir de un gas por debajo de una curva de condensación y un gas formado por debajo de una curva de burbuja. 11. La herramienta de acuerdo con la reivindicación 10, en donde el componente tubular tiene al menos uno de un sensor acústico y uno electromagnético. 12. La herramienta de acuerdo con la reivindicación 10, en donde el componente tubular comprende al menos un sensor de nivel de líquido. 13. La herramienta de acuerdo con la reivindicación 10, en donde el componente tubular comprende al menos dos sensores, en donde al menos un sensor se posiciona en un extremo alterno del componente tubular comparado con un primer extremo. 14. La herramienta de acuerdo con la reivindicación 10, en donde el dispositivo de movimiento de fluido es una bomba. herramienta de acuerdo con la reivindicación 10, que comprende al menos una válvula de aislamiento para aislar el ensamble de análisis de fluido del resto de la herramienta. 16. La herramienta de acuerdo con la reivindicación 10, que comprende además: un dispositivo de comunicación configurado para interactuar con el ensamble de análisis de fluido, en donde el dispositivo de comunicación se configura para proporcionar resultados para un operador a partir de un análisis del fluido. 17. La herramienta de acuerdo con la reivindicación 16, en donde el dispositivo de comunicación se configura para proporcionar resultados para el operador mediante al menos una de la tecnología de comunicación alámbrica e inalámbrica. 18. La herramienta de acuerdo con la reivindicación 10, que comprende además: al menos un sensor configurado para medir al menos una de una densidad y una viscosidad del fluido en el componente tubular conectado a la cámara. 19. La herramienta de acuerdo con la reivindicación 10, donde el ensamble de análisis de fluido conectado al dispositivo de comunicación de fluido comprende: un procesador de señal configurado para recibir señales desde el componente tubular y procesar las señales para la evaluación, el procesador de señal se configura además para recibir instrucciones del operador y controlar al menos una válvula en la herramienta. 20. La herramienta de acuerdo con la reivindicación 10, que comprende además: al menos una válvula de control en el ensamble de análisis de fluido, la al menos una válvula de control configurada para aislar el ensamble de análisis de fluido de manera tal que el fluido no escape del ensamble.