MX2014015010A - Metodos de analisis para determinar la viscosidad de fluidos agujero abajo. - Google Patents

Abstract

La presente divulgación se refiere a los métodos y aparato para determinar un perfil de viscosidad-presión del fluido agujero abajo midiendo la viscosidad a diversas presiones diferentes durante una operación de muestreo. De acuerdo con algunas modalidades, la viscosidad puede medirse en diferentes tiempos durante una operación de muestreo y puede utilizarse para generar el perfil de viscosidad-presión. Por ejemplo, la viscosidad puede ser medida al principio del bombeo, durante el llenado de una cámara de muestra, durante un periodo de acumulación de la presión y cuando se repliega la sonda. Las viscosidades medidas pueden emplearse después para determinar un perfil que represente el cambio que ocurre en la viscosidad con la presión.

Description

MÉTODOS DE ANÁLISIS PARA DETERMINAR LA VISCOSIDAD DE FLUIDOS AGUJERO ABAJO Referencia cruzada con solicitudes relacionadas Esta solicitud reclama el beneficio de la Solicitud de Patente Provisional de los Estados Unidos Serie No. 61/912,996, presentada en diciembre 6, 2013, y la Solicitud de Patente No Provisional de los Estados Unidos Serie No. 14/560,880, presentada en Diciembre 4, 2014, las cuales se incorporan a la presente para referencia.

Antecedente de la invención Los pozos (también conocidos como agujeros de pozo) se perforan para penetrar formaciones subterráneas para la prospección y producción de hidrocarburos. Durante las operaciones de perforación, se pueden realizar las evaluaciones de la formación subterránea para diversos propósitos, como puede ser localizar las formaciones productoras de hidrocarburos y manejar la producción de hidrocarburos de estas formaciones. Para realizar las evaluaciones de la formación, la sarta de perforación puede incluir una o más herramientas de perforación que hagan pruebas y/o tomen muestras de la formación circundante, o la sarta de perforación se puede separar del agujero de pozo y una herramienta operada por cable se puede desplegar en el agujero de pozo para hacer pruebas y/o tomar muestras de la formación. Estas herramientas de perforación y herramientas operadas por cable asi, como otras herramientas del pozo transportadas en la tubería enrollada, tubo de perforación, revestimiento u otros transportadores, también mencionadas en la presente como "herramientas agujero abajo. " La evaluación de la formación puede implicar la extracción de fluido desde la formación hacia una herramienta agujero abajo para hacer pruebas y/o tomar muestras. Diversos dispositivos, como pueden ser sondas y/o empacadores, se pueden extender desde una herramienta agujero abajo para aislar la región de la pared del agujero de pozo, y con esto establecer la comunicación de fluidos con la formación subterránea que rodea el agujero de pozo. El fluido entonces se puede extraer hacia la herramienta agujero abajo utilizando la sonda y/o empacador. Dentro de la herramienta agujero abajo, el fluido se puede dirigir a uno o más analizadores de fluido y sensores que se pueden emplear para detectar las propiedades del fluido .

Breve descripción La presente descripción se refiere a un método para analizar el fluido agujero abajo que consiste en iniciar una operación de muestreo con una herramienta agujero abajo colocada en el agujero de pozo. El método también consiste en medir una primera viscosidad y una primera presión durante una primera fase de presión de la operación de muestreo y medir una segunda viscosidad y una segunda presión durante una segunda fase de presión de la operación de muestreo. El método además consiste en determinar un perfil de viscosidad-presión con base en la primera y segunda viscosidades medidas y la primera y segunda presiones medidas.

La presente descripción también se refiere a un método para analizar el fluido agujero abajo que consiste en iniciar una operación de muestreo con una herramienta agujero abajo colocada en un agujero de pozo. El método también consiste en medir una primera viscosidad y una primera presión en una línea de flujo durante una fase de bombeo de una operación de muestreo, medir una segunda viscosidad y una segunda presión en la línea de flujo durante una fase de llenado de la cámara de muestras de la operación de muestreo, medir una tercera viscosidad y una tercera presión en la línea de flujo durante una fase de acumulación de presión de la operación de muestreo y medir una cuarta viscosidad y una cuarta presión en la linea de flujo durante una fase de retracción de sonda de la operación de muestreo. El método además consiste en determinar un perfil de viscosidad-presión con base en las primeras, segundas, terceras y cuartas viscosidades y presiones medidas.

La presente invención además se refiere a una herramienta agujero abajo que consiste en un sensor de presión para medir las presiones del fluido de la formación dentro de una línea de flujo durante una fase de bombeo, una fase de llenado de cámara de muestras, una fase de acumulación de presión y una fase de retracción de sonda de una operación de muestreo. La herramienta agujero abajo también consiste en un sensor de viscosidad para medir las viscosidades del fluido de la formación dentro de la línea de flujo durante la fase de bombeo, la fase de llenado de la cámara de muestras, la fase de acumulación de presión y la fase de retracción de sonda. La herramienta agujero abajo además consiste en un controlador diseñado para ejecutar las instrucciones almacenadas dentro de la herramienta agujero abajo para determinar un perfil de presión-viscosidad con base en las presiones y viscosidades medidas.

Breve descripción de los dibujos La presente invención se entiende de la siguiente descripción detallada cuando se lee con las figuras acompañantes. Se enfatiza que, de acuerdo con la práctica común en la industria, diversas características no se dibujan a escala. De hecho, las dimensiones de los diversos accesorios se pueden aumentar o disminuir de forma arbitraria para claridad de la descripción.

La Fig.1 es una vista esquemática de una modalidad de un sistema en el sitio de pozo que puede emplear métodos de análisis de fluido agujero abajo para determinar la viscosidad, de acuerdo con aspectos de la presente invención; La Fig. 2 es una vista esquemática de otra modalidad de un sistema en el sitio de pozo que puede emplear métodos de análisis de fluido agujero abajo para determinar la viscosidad, de acuerdo con aspectos de la presente invención; La Fig. 3 es una representación esquemática de una modalidad de una herramienta agujero abajo que puede emplear métodos de análisis de fluido agujero abajo para determinar la viscosidad, de acuerdo con aspectos de la presente invención; La Fig. 4 es un diagrama de flujo que representa un método de análisis de fluido para determinar la viscosidad, de acuerdo con aspectos de la presente invención; La Fig.5 es una muestra de las gráficas que representan las mediciones de viscosidad y presión obtenidas durante el muestreo, de acuerdo con aspectos de la presente invención; La Fig. 6 es una gráfica que representa una modalidad de un perfil de presión-viscosidad, de acuerdo con aspectos de la presente invención; Descripción detallada Se debe entender que la presente descripción proporciona muchas modalidades o ejemplos diferentes, para poner en práctica diferentes características de diversas modalidades. Los ejemplos específicos de los componentes y arreglos se describen más adelante para simplificar la presente descripción. Estos son, por supuesto, solamente ejemplos y no se pretende que sean limitantes.

La presente descripción se refiere a métodos para determinar un perfil de viscosidad-presión del fluido agujero abajo midiendo la viscosidad en varias presiones diferentes durante una operación de muestreo. De acuerdo con ciertas modalidades, el perfil de viscosidad-presión se puede determinar en tiempo considerablemente real durante una operación de muestreo. En ciertas modalidades, la viscosidad se puede medir en diferentes tiempos durante una operación de muestreo, donde ocurren presiones diferentes y se utilizan para generar el perfil de viscosidad-presión. Por ejemplo, la viscosidad se puede medir mientras se bombea fluido a través de la herramienta, durante el llenado de una cámara de muestras, durante un periodo de acumulación de presión y mientras se repliega la sonda. Las viscosidades medidas después se pueden emplear para determinar un perfil que representa el cambio en viscosidad que ocurre con la presión. En ciertas modalidades, una ecuación que representa el perfil se puede generar y emplear para ajustar la presión dentro del agujero de pozo para llevar al máximo la producción.

Las Figs. 1 y 2 representan ejemplos de los sistemas del sitio de pozo que pueden emplear los sistemas y téenicas de análisis de fluido descritos en la presente. La Fig.1 representa un equipo de perforación 100 con una herramienta agujero abajo 102 suspendida de él y hacia un agujero de pozo 104 a través de una sarta de perforación 106. La herramienta agujero abajo 100 tiene una broca de perforación 108 en su extremo inferior que se utiliza para avanzar la herramienta agujero abajo hacia la formación y formar el agujero de pozo. La sarta de perforación 106 es girada mediante una mesa giratoria 110, alimentada por medios que no se muestran, la cual engrana un Kelly (barra cuadrada giratoria) 112 en el extremo superior de la sarta de perforación 106. La sarta de perforación 106 está suspendida de un gancho 114, unido a un bloque viajero (tampoco se muestra), a través del Kelly 112 y un balancín giratorio 116 que permite la rotación de la sarta de perforación 106 en relación con el gancho 114. El equipo de perforación 100 está representado como una plataforma con base en la tierra y el montaje de la grúa utilizado para formar el agujero de pozo 104 mediante la perforación rotatoria. Sin embargo, en otras modalidades, el equipo de perforación 100 puede ser una plataforma mar adentro.

El fluido o lodo de perforación 118 se almacena en un foso 120 formado en el sitio del pozo. Una bomba 122 entrega el fluido de perforación 118 al interior de la sarta de perforación 106 a través de un puerto en el balancín giratorio 116, induciendo al fluido de perforación para que fluya hacia abajo a través de la sarta de perforación 106 como se indica mediante una flecha de dirección 124. El fluido de perforación sale de la sarta de perforación 106 a través de los puertos en la broca de perforación 108 y después circula hacia arriba a través de la región entre el lado externo de la sarta de perforación y la pared del agujero de pozo, llamado el anillo, como se indica mediante las flechas de dirección 126. El fluido de perforación lubrica la broca de perforación 108 y transporta los cortes de la formación hacia arriba a la superficie a medida que regresa al foso 120 para la recirculación.

La herramienta agujero abajo 102, algunas veces mencionada como un montaje en el fondo del agujero ( "BHA"), se puede colocar cerca de la broca de perforación 108 y consiste en diversos componentes con capacidades, como puede ser medir, procesar y almacenar información, asi como comunicarse con la superficie. Un dispositivo de telemetría (no se muestra) también se puede proporcionar para comunicarse con una unidad en la superficie (no se muestra).

La herramienta agujero abajo 102 además consiste en un sistema de muestreo 128 que tiene un módulo de comunicación de fluidos 130 y un módulo de muestreo 132. Los módulos se pueden alojar en un collar de perforación para realizar diversas funciones de evaluación de la formación, como pueden ser prueba de presión y muestreo, entre otras. Como se muestra en la Fig.1, el módulo de comunicación de fluidos 130 está colocado junto al módulo de muestreo 132; sin embargo, la posición del módulo de comunicación de fluidos 130, asi como otros módulos, puede variar en otras modalidades. Los dispositivos adicionales, como pueden ser las bombas, manómetros, sensores, monitores y otros dispositivos que se pueden utilizar en el muestreo y/o pruebas agujero abajo también se pueden proporcionar. Los dispositivos adicionales se pueden incorporar en los módulos 130 y 132 o colocarse dentro de módulos separados incluidos dentro del sistema de muestreo 128.

El módulo de comunicación de fluidos 130 consiste en una sonda 134, la cual se puede colocar en una cuchilla o reborde estabilizador 136. La sonda 134 tiene una o más entradas para recibir el fluido de la formación y una o más líneas de flujo (no se muestra) que se extienden hacia la herramienta agujero abajo para pasar los fluidos a través de la herramienta. En ciertas modalidades, la sonda 134 puede tener una sola entrada diseñada para dirigir el fluido de la formación hacia una linea de flujo dentro de la herramienta agujero abajo. Además, en otras modalidades, la sonda puede tener entradas múltiples que, por ejemplo, se pueden utilizar para enfocar el muestreo. En estas modalidades, la sonda se puede conectar a una línea de flujo de muestreo, así como para proteger las líneas de flujo. La sonda 134 se puede mover entre las posiciones desplegada y retraída para engranar a elección una pared 103 del agujero de pozo 104 y adquirir las muestras de fluido de la formación F. Uno o más pistones de ajuste 138 se pueden proporcionar para ayudar a colocar el dispositivo de comunicación de fluido contra la pared del agujero de pozo.

La Fig. 2 representa un ejemplo de una herramienta agujero abajo operada por cable 200 que puede emplear los sistemas y téenicas descritas en la presente. La herramienta agujero abajo 200 está suspendida en un agujero de pozo 202 desde el extremo inferior de un cable multi-conductor 204 que está enrollado en un cabrestante en la superficie. El cable 204 está acoplado de forma que se puede comunicar con un sistema de electrónica y procesamiento 206. La herramienta agujero abajo 200 tiene un cuerpo alargado 208 que aloja los módulos 210, 212, 214, 222 y 224, que proporcionan diversas funcionalidades incluyendo muestreo de fluido, prueba de fluido, control operativo y comunicación, entre otras. Por ejemplo, los módulos 210 y 212 pueden proporcionar funcionalidad adicional como puede ser análisis de fluido, mediciones de resistividad, control operativo, comunicaciones, saca muestras y/o formación de imágenes, entre otras.

Como se muestra en la F'ig.2, el módulo 214 es un módulo de comunicación de fluidos 214 que tiene una sonda que se puede extender a elección 216 y pistones de apoyo 218 que están arreglados en lados contrarios del cuerpo alargado 208. La sonda que se puede extender 216 está configurada para sellar a elección o aislar partes seleccionadas de la pared 203 del agujero de pozo 202 para acoplar de forma fluida con la formación contigua 220 y/o extraer muestras de fluido de la formación 220. La sonda 216 puede tener una sola entrada o entradas múltiples diseñadas para el muestreo protegido o enfocado. El fluido de la formación se puede expeler al agujero de pozo a través de un puerto en el cuerpo 208 o el fluido de la formación se puede enviar a uno o más módulos de muestreo de fluidos 222 y 224. Los módulos de muestro de fluidos 222 y 224 pueden tener cámaras de muestras que almacenan el fluido de la formación. En el ejemplo que se muestra, el sistema de electrónica y procesamiento 206 y/o un sistema de control agujero abajo están configurados para controlar el montaje de la sonda que se puede extender 216 y/o la extracción de una muestra de fluido desde la formación 220.

La Fig.3 es un diagrama esquemático de una parte de una herramienta agujero abajo 300 que puede emplear los métodos de análisis de fluido descritos en la presente. Por ejemplo, la herramienta agujero abajo 300 puede ser una herramienta de perforación, como puede ser la herramienta agujero abajo 102 descrita antes con respecto a la Fig. 1. Además, la herramienta agujero abajo 300 puede ser una herramienta operada por cable, como puede ser la herramienta agujero abajo 200 descrita antes con respecto a la Fig. 2. Además, en otras modalidades, la herramienta agujero abajo puede ser transportada en tubos de perforación operados por cable, una combinación de tubos de perforación operados por cable e inalámbricos, u otros tipos adecuados de transportación.

Como se muestra en la Fig. 3, la herramienta agujero abajo 300 tiene un módulo de comunicación de fluidos 304 que tiene una sonda 302 para dirigir el fluido de la formación hacia la herramienta agujero abajo 300. De acuerdo con ciertas modalidades, el módulo de comunicación de fluidos 304 puede ser similar a los módulos de comunicación de fluidos 130 y 214, descritos antes con respecto a las Figs.1 y 2, respectivamente. El módulo de comunicación de fluidos 304 tiene una linea de flujo de la sonda 306 que dirige el fluido a una linea de flujo primaria 308 que se extiende a través de la herramienta agujero abajo 300. El módulo de comunicación de fluidos 304 también tiene una bomba 310 y manómetros de presión 312 y 314 que pueden emplearse para realizar las pruebas de presión de la formación. Una válvula de ecualización 316 se puede abrir para exponer la línea de flujo 306 a la presión en el agujero de pozo, lo cual a su vez puede ecualizar la presión dentro de la herramienta agujero abajo 300. Además, una válvula de aislamiento 318 se puede cerrar para aislar el fluido de la formación dentro de la linea de flujo 306, y se puede abrir para dirigir el fluido de la formación desde la linea de flujo de la sonda 306 a la línea de flujo primaria 308.

La línea de flujo primaria 308 dirige el fluido de la formación a través de la herramienta agujero abajo hasta un módulo de análisis de fluido 320 que tiene un analizador de fluido 322 que se puede emplear para proporcionar las mediciones del fluido agujero abajo. Por ejemplo, el analizador de fluido 322 puede tener un espectrómetro óptico y/o un analizador de gas diseñado para medir las propiedades como pueden ser, densidad óptica, fluorescencia del fluido, composición del fluido y la relación gas-aceite del fluido (GOR), entre otras. Uno o más dispositivos de medición adicionales, como pueden ser sensores de temperatura, sensores de resistividad, sensores químicos (por ej., para medir el pH o los niveles de ¾S) y la cromatografía del gas, también se pueden incluir dentro del analizador de fluidos 322. El módulo de análisis de fluidos también tiene un sensor de presión 324 y un sensor de viscosidad 325. De acuerdo con ciertas modalidades, el sensor de viscosidad 325 puede tener un sensor de densidad que puede estar combinado en un sensor simple, como puede ser un sensor de densidad y viscosidad microelectromecánico (MEMS), varilla de densidad-viscosidad, o un transductor ultrasónico que mide la viscosidad y densidad. En ciertas modalidades, el módulo de análisis de fluidos 320 puede tener un controlador 326, como puede ser un microprocesador o circuitería de control, diseñados para calcular ciertas propiedades de los fluidos con base en las mediciones del sensor. Por ejemplo, el controlador 326 puede calcular el perfil de viscosidad-presión, como se describe más adelante con respecto a la Fig. 4. Además, en ciertas modalidades, el controlador 326 puede gobernar las operaciones de muestreo con base en las mediciones o propiedades del fluido. Más aún, en otras modalidades, el controlador 326 puede estar colocado dentro de otro módulo de la herramienta agujero abajo 300.

La herramienta agujero abajo 300 también tiene un módulo para bombear 328 que tiene una bomba 330 diseñada para proporcionar fuerza motriz para dirigir el fluido a través de la herramienta agujero abajo 300. De acuerdo con ciertas modalidades, la bomba 330 puede ser una unidad de desplazamiento hidráulico que recibe fluido hacia las cámaras de bombeo alternantes. Un bloque de válvulas 332 puede dirigir el fluido dentro y fuera de las cámaras de bombeo alterantes. El bloque de válvulas 332 también puede dirigir el fluido que sale de la bomba 330 a través del remanente de la linea de flujo primaria 308 (por ej., hacia el módulo de muestras 336) o puede desviar el fluido hacia el agujero de pozo a través de una linea de flujo de salida 334.

La herramienta agujero abajo 300 también tiene uno o más módulos de muestras 336 diseñados para almacenar las muestras del fluido de la formación dentro de una cámara de muestras 338. Como se muestra en la Fig.3, una cámara de muestras simple 338 está incluida dentro del módulo de muestras 336. Sin embargo, en otras modalidades, las cámaras de muestras múltiples pueden estar incluidas dentro del módulo de muestras 336 para proporcionar almacenamiento para las muestras múltiples de fluido de la formación. Además, en otras modalidades, pueden estar incluidos los módulos de muestras múltiples 336 dentro de la herramienta agujero abajo. Más aún, otros tipos de cámaras de muestras, como pueden ser botellas de muestras de fase simple, entre otras, se pueden emplear en el módulo de muestras 336.

El módulo de muestras 336 tiene una ^álvula 342 que puede ser accionada para desviar el fluido de la formación hacia la cámara de muestras 338. La cámara de muestras 338 tiene un pistón flotante 342 que divide la cámara de muestras en dos volúmenes 350 y 351. A medida que el fluido de la formación fluye a través de la línea de flujo primaria 308, la válvula 340 puede ser accionada para desviar el fluido de la formación hacia el volumen 350. En ciertas modalidades, la bomba 330 puede proporcionar la fuerza motriz para dirigir el fluido a través de la línea de flujo primaria 308 y hacia la cámara de muestras 338. El fluido de la formación se puede almacenar dentro del volumen 351 y, en ciertas modalidades, puede ser llevado a la superficie para análisis posteriores. El módulo de muestras 336 también puede tener una válvula 348 que se puede abrir para exponer el volumen 350 de la cámara de muestras 338 a la presión anular. En ciertas modalidades, la válvula 348 se puede abrir para permitir que el fluido amortiguador salga del volumen 350 al agujero de pozo, lo cual puede proporcionar contrapresión durante el llenado del volumen 351 que recibe el fluido de la formación. En otras modalidades, el volumen 350 se puede llenar con un gas de baja presión que proporciona contrapresión durante el llenado del volumen 351.

La Fig. 4 es un diagrama de flujo que representa una modalidad de un método 400 que se puede emplear para determinar la viscosidad del fluido de la formación. De acuerdo con ciertas modalidades, el método 400 se puede ejecutar, en todo o en parte, mediante el controlador 326 (Fig. 3). Por ejemplo, el controlador 326 puede ejecutar el código almacenado dentro de la circuiteria del controlador 326, o dentro de una memoria separada u otro medio legible tangible, para realizar el método 400. En ciertas modalidades, el método 400 se puede ejecutar completamente mientras la herramienta 300 está colocada dentro del agujero de pozo, permitiendo una determinación en tiempo considerablemente real del perfil viscosidad-presión del fluido de la formación. Además, en ciertas modalidades, el controlador 326 puede operar junto con un controlador en la superficie, como puede ser el sistema de electrónica y procesamiento 206 (Fig. 2), el cual puede realizar una o más operaciones del método 400.

El método 400 puede empezar iniciando una operación de muestreo (bloque 402). Por ejemplo, como se muestra en la Fig. 3, la herramienta agujero abajo 300 se puede transportar a un lugar deseado dentro de un agujero de pozo, y la sonda 302 se puede extender para engranar una pared del agujero de pozo. La bomba 330 puede ser operada para extraer el fluido de la formación hacia la herramienta agujero abajo 300 a través de la sonda. El fluido de la formación se puede enrutar después a través de la herramienta agujero abajo y expeler al agujero de pozo. Por ejemplo, el fluido de la formación se puede bombear a través de la linea de flujo primaria 308 y expeler al agujero de pozo a través de la linea de flujo de salida 334. Durante el bombeo del fluido de la formación a través de la herramienta agujero abajo, la viscosidad y presión del fluido de la formación se puede medir (bloque 404). Por ejemplo, el fluido de la formación se puede bombear a través de la linea de flujo primaria 308 al módulo de análisis de fluidos 320 donde el sensor de presión 324 y el sensor de viscosidad 325 pueden medir la presión y viscosidad, respectivamente. El analizador de fluidos 322 también se puede emplear para determinar las propiedades del fluido de la formación, como puede ser el nivel de contaminación. El fluido de la formación después puede fluir a través de la bomba 300 y puede ser expelido al agujero de pozo, por ejemplo, a través de la linea de flujo de salida 334.

Cuando el fluido de la formación presenta las propiedades deseadas, como puede un nivel de contaminación bajo, el fluido de la formación puede ser dirigido a la cámara de muestras 338 para su almacenamiento. Por ejemplo, el controlador 326 puede abrir la válvula 340 y ajustar el bloque de válvulas 332 para dirigir el fluido de la formación a través de la linea de flujo primaria 308 a la cámara de muestras 338. Mientras la cámara de muestras 338 está siendo llenada, se puede medir la viscosidad y presión del fluido de la formación (bloque 406) utilizando el sensor de viscosidad 325 y el sensor de presión 324, respectivamente. En ciertas modalidades, la cámara de muestras múltiples se puede llenar y se pueden medir la viscosidad y presión (bloque 406) durante el llenado de cada una de las cámaras de muestras. Además, la viscosidad y presión también se pueden medir (bloque 404) durante el bombeo que ocurre entre el llenado de la cámara de muestras.

La Fig.5 representa ejemplos de mediciones que se pueden obtener durante el bombeo del fluido de la formación a través de la herramienta agujero abajo y durante el llenado de las cámaras de muestras dentro de la herramienta agujero abajo. El diagrama superior 500 representa la viscosidad 504 medida por el sensor de viscosidad 325 y el diagrama del fondo 502 representa la presión 506 medida por el sensor de presión 324. El eje x de cada gráfica 500 y 502 representa el tiempo transcurrido y el eje y de cada gráfica 500 y 502 representa la viscosidad 504 y la presión 506, respectivamente.

Como se muestra en la Fig.5, los valles 508, 510, 512, 514, 516 y 518 ocurren durante el bombeo entre el llenado de las cámaras de muestras. En particular, los valles 508, 510 y 512 representan las mediciones de viscosidad relativamente baja que ocurre durante el bombeo del fluido a través de la herramienta y los valles 514, 516 y 518 representan las mediciones de presión relativamente baja que ocurren durante el.bombeo del fluido a través de la herramienta. Las presiones y viscosidades se miden (bloque 404) durante las fases de bombeo 507 donde el fluido es dirigido a través del agujero abajo y expelido al agujero de pozo. Como se muestra en la Fig.5, las fases de bombeo ocurren antes de y entre las fases de llenado de la cámara de muestras 509 donde el fluido es dirigido hacia las cámaras de muestras. Como se apreciará, la presión puede ser relativamente baja mientras se bombea antes de, entre y/o después del llenado de la cámara de muestras porque el fluido de la formación se puede dirigir a través de la herramienta agujero abajo 300 y expelerse al agujero de pozo, por ejemplo, a través de la linea de flujo de salida 334 (Fig. 3).

Como se muestra en la Fig.5, la viscosidad y presión se miden (bloque 404) en tres tiempos separados mientras se bombea el fluido de la formación a través de la herramienta. En ciertas modalidades, el promedio o media de estas mediciones se puede emplear para desarrollar el perfil de viscosidad-presión, mientras que en otras modalidades, cada una de las mediciones se puede utilizar para desarrollar el perfil de viscosidad-presión. Además, en otras modalidades, la viscosidad y presión se pueden medir una sola vez mientras se bombea (por ej., durante una de las fases de bombeo 507), o una de las series de mediciones de viscosidad y presión se puede seleccionar para utilizarse en el desarrollo del perfil de viscosidad-presión.

Las espigas 520, 522, 524 y 526 representan las mediciones tomadas durante el llenado de las cámaras de muestras. En particular, las espigas 520 y 524 representan la viscosidad y presión, respectivamente, medidas durante el llenado de una primera cámara de muestras, y las espigas 522 y 526 representan la viscosidad y presión, respectivamente, medidas durante el llenado de una segunda cámara de muestras. Las presiones y viscosidades se miden (bloque 406) durante las fases de llenado de la cámara de muestras 509 donde el fluido es dirigido hacia una cámara de muestras 338. Como se puede apreciar, la presión puede aumentar durante el llenado de una cámara de muestras debido a la contra presión proporcionada en la cámara de muestras durante el llenado, por ejemplo, mediante el pistón 342 y el fluido en el volumen 350.

Como se muestra en la Fig.5, la viscosidad y presión se miden (bloque 406) en dos tiempos separados mientras se dirige el fluido de la formación hacia una cámara de muestras. En ciertas modalidades, el promedio o media de estas mediciones se puede emplear para desarrollar el perfil de viscosidad-presión, mientras que en otras modalidades, cada una de las mediciones se puede utilizar para desarrollar el perfil de viscosidad-presión. Además, en otras modalidades, la viscosidad y presión se pueden medir una sola vez mientras se llena una cámara de muestras (por e ., durante una sola fase de llenado de la cámara de muestras 509), o una de las series de las mediciones de viscosidad y presión se puede seleccionar para utilizarla en el desarrollo del perfil de viscosidad-presión.

Regresando a la Fig. 4, el método puede continuar midiendo (bloque 408) la viscosidad y presión durante una acumulación de presión. Por ejemplo, después de que las cámaras de muestras han sido llenadas, la bomba 330 se puede detener mientras la sonda 302 permanece engranada con la pared del agujero de pozo, permitiendo que la presión dentro de la línea de flujo primaria 308 aumente (por ej., se acumule). La válvula 318 puede permanecer abierta y la presión y viscosidad se pueden medir (bloque 408) utilizando el sensor de presión 324 y el sensor de viscosidad 325, respectivamente. La presión en la sonda 302 se puede ecualizar después, por ejemplo, abriendo la válvula de ecualización 316 y la sonda 302 se puede replegar desde la formación. Durante la retracción de la sonda, la válvula 318 puede permanecer abierta y la presión y viscosidad en la línea de flujo primaria 308 se puede medir (bloque 410) utilizando el sensor de presión 324 y el sensor de viscosidad 325, respectivamente.

La Fig.5 representa ejemplos de viscosidades y presiones que se pueden medir durante una fase de acumulación de presión 511 y durante una fase de retracción de sonda 513. Los puntos 528 y 530 representan las mediciones de viscosidad y presión, respectivamente, que se pueden medir (bloque 408) durante una fase de acumulación de presión 511. Como se puede apreciar, durante la fase de acumulación de presión, la presión puede aumentar hacia la presión de la formación debido a que el bombeo dentro de la herramienta ha cesado. Las espigas 532 y 534 representan las mediciones de viscosidad y presión, respectivamente, que se pueden medir (bloque 410) durante la fase de retracción de la sonda 513. Como se apreciará, durante la fase de retracción de la sonda, la presión puede repuntar a medida que la sonda se repliega desde la pared del agujero de pozo y la presión se ecualiza a la presión del agujero de pozo, la cual generalmente es más alta que la presión de la formación.

Las viscosidades y presiones medidas durante el bombeo (bloque 404), durante el llenado de la cámara de muestras (bloque 406), durante la acumulación de presión (bloque 408) y durante la retracción de la sonda (bloque 410) se pueden proporcionar al controlador 326, por ejemplo, en la forma de señales de control del sensor de presión 324 y el sensor de viscosidad 325. El controlador 326 puede entonces determinar (bloque 412) el perfil de viscosidad-presión con base en las mediciones. De acuerdo con ciertas modalidades, las mediciones de viscosidad y presión de cada una de las fases de bombeo 507, las fases de llenado de la cámara de muestras 509, la fase de acumulación de presión 511 y la fase de retracción de sonda 513 se pueden emplear para determinar el perfil de presión-viscosidad. Sin embargo, en otras modalidades, cualquier combinación de mediciones de dos o más de las fases anteriores 507, 509, 511 y 513 se pueden emplear para determinar el perfil de viscosidad-presión.

De acuerdo con ciertas modalidades, el controlador 326 puede emplear un algoritmo de ajuste de curva, u otro método adecuado, para desarrollar una función que represente la variación en viscosidad con respecto a la presión. Además, en ciertas modalidades, el controlador 326 puede generar una representación gráfica del perfil de viscosidad-presión que se puede desplegar en la superficie, por ejemplo., utilizando el sistema de electrónica y procesamiento 206. Más aún, en otras modalidades, el controlador 326 puede proporcionar las mediciones de presión y viscosidad a un controlador en la superficie, por ejemplo., el sistema de electrónica y procesamiento 206, que desarrolla el perfil de viscosidad-presión.

La Fig.6 es un diagrama 600 que representa una modalidad de un perfil de viscosidad-presión 610. El eje x representa la presión y el eje y representa la viscosidad. El perfil de viscosidad-presión 610 se puede generar a partir de los puntos de datos 602, 604, 606 y 608. En particular, el punto de datos 602 puede representar las mediciones tomadas durante el bombeo (bloque 404); el punto de datos 604 puede representar las mediciones tomadas durante el llenado de la cámara de muestras (bloque 406); el punto de datos 606 puede representar las mediciones tomadas durante la acumulación de presión (bloque 408); y el punto de datos 608 puede representar las mediciones tomadas durante la retracción de la sonda (bloque 410). El perfil de viscosidad-presión 610 representa la función que ajusta, o ajusta de manera más próxima, cada uno de los puntos de datos 602, 604, 606 y 608. En ciertas modalidades, el perfil de viscosidad-presión 610 puede estar representado por una ecuación. Por ejemplo, en la modalidad que se muestra en la Fig. 6, el perfil de viscosidad-presión 610 puede estar representado por una ecuación en forma logarítmica: Donde h representa la viscosidad; P representa la presión; r\ref representa la viscosidad de referencia; P ref representa una presión de referencia, y c es un parámetro ajustable determinado a través del proceso de ajuste de curva. Al determinar c, cada uno de los puntos de datos 602, 604, 606 y 608 se puede emplear como la viscosidad y presión de referencia, de modo que la ecuación se mantiene verdadera a través del espectro de presión y viscosidad. La ecuación se puede emplear para determinar la viscosidad del fluido de la formación en cualquier presión deseada o presión de la formación medida en forma subsiguiente. Además, la ecuación se puede emplear para determinar una presión que se debería obtener en el agujero de pozo para obtener una viscosidad deseada. De acuerdo con ciertas modalidades, la ecuación, o el perfil de viscosidad-presión que la ecuación representa, se puede emplear para determinar una presión en la cual el agujero de pozo deberla estar ajustado para obtener una viscosidad deseada para llevar al máximo la producción.

Lo anterior destaca las características de diversas modalidades de modo que los expertos en la téenica puedan entender mejor los aspectos de la presente descripción. Los expertos en la técnica deberán apreciar que pueden utilizar fácilmente la presente descripción como una base para diseñar o modificar otros procesos y estructuras para realizar los mismos propósitos y/u obtener las mismas ventajas de las modalidades introducidas en la presente. Los expertos en la técnica también deben comprender que esas construcciones equivalentes no salen del espíritu y alcance de la presente invención y que pueden hacer diversos cambios, sustituciones y alteraciones en la presente sin salir del espíritu y alcance de la presente invención.

Claims (20)

REIVINDICACIONES

1. Un método para analizar el fluido agujero abajo que consiste en: iniciar una operación de muestro con una herramienta agujero abajo en un agujero de pozo; medir una primera viscosidad y una primera presión durante una primera fase de presión de la operación de muéstreo; medir una segunda viscosidad y una segunda presión durante una segunda fase de presión de la operación de muestreo; y determinar un perfil de viscosidad-presión con base en la primera y segunda viscosidades medidas y la primera y segunda presiones medidas.

2. El método para analizar el fluido agujero abajo de acuerdo con la reivindicación 1, en donde la primera fase de presión consiste en bombear el fluido de la formación a través de la herramienta agujero abajo y expeler el fluido de la formación hacia el agujero de pozo y en donde la segunda fase de presión consiste en dirigir el fluido de la formación hacia una cámara de muestras de la herramienta agujero abajo.

3. El método para analizar el fluido agujero abajo de acuerdo con la reivindicación 1, en donde la primera fase de presión consiste en dirigir el fluido de la formación hacia una cámara de muestras de la herramienta agujero abajo y en donde la segunda fase de presión consiste en la retracción de una sonda desde la formación.

4. El método para analizar el fluido agujero abajo de acuerdo con la reivindicación 1, en donde la primera fase de presión consiste en bombear el fluido de la formación a través de la herramienta agujero abajo y expeler el fluido de la formación hacia el agujero de pozo y en donde la segunda fase de presión consiste en la retracción de una sonda desde la formación.

5. El método para analizar el fluido agujero abajo de acuerdo con la reivindicación 1, consiste en: medir una tercera viscosidad y una tercera presión durante una tercera fase de presión de la operación de muestreo; y medir una cuarta viscosidad y una cuarta presión durante una cuarta fase de presión de la operación de muestreo; en donde determinar el perfil de viscosidad-presión consiste en ajustar una curva a las primeras, segundas, terceras y cuartas viscosidades y presiones.

6. El método para analizar el fluido agujero abajo de acuerdo con la reivindicación 5, en donde cada una de la primera, segunda, tercera y cuarta fases de presión produce una presión diferente dentro de una línea de flujo de la herramienta agujero abajo.

7. Un método para analizar el fluido agujero abajo consiste en: iniciar una operación de muestreo con una herramienta agujero abajo colocada en el agujero de pozo; medir una primera viscosidad y una primera presión en una línea de flujo durante una fase de bombeo de la operación de muestreo; medir una segunda viscosidad y una segunda presión en la línea de flujo durante una fase de llenado de la cámara de muestras de la operación de muestreo; medir una tercera viscosidad y una tercera presión en la línea de flujo durante una fase de acumulación de presión de la operación de muestreo; medir una cuarta viscosidad y una cuarta presión en la línea de flujo durante una fase de retracción de sonda de la operación de muestreo; y determinar un perfil de viscosidad-presión con base en las primeras, segundas, terceras y cuartas viscosidades y presiones.

8. El método para analizar el fluido agujero abajo de acuerdo con la reivindicación 7, en donde la primera fase de bombeo consiste en dirigir el fluido de la formación hacia la herramienta agujero abajo a través de una sonda y expeler el fluido de la formación desde la herramienta agujero abajo hacia el agujero de pozo.

9. El método para analizar el fluido agujero abajo de acuerdo con la reivindicación 8, en donde la fase de llenado de la cámara de muestras consiste en dirigir el fluido de la formación hacia una cámara de muestras de la herramienta agujero abajo.

10. El método para analizar el fluido agujero abajo de acuerdo con la reivindicación 9, en donde dirigir el fluido de la formación hacia la cámara de muestras consiste en desplazar un fluido amortiguador desde la cámara de muestras.

11. El método para analizar el fluido agujero abajo de acuerdo con la reivindicación 7, en donde la fase de acumulación de presión consiste en detener la operación de una bomba mientras una sonda está engranada con una pared del agujero de pozo.

12. El método para analizar el fluido agujero abajo de acuerdo con la reivindicación 11, en donde la fase de retracción de sonda consiste en replegar la sonda desde la pared del agujero de pozo.

13. El método para analizar el fluido agujero abajo de acuerdo con la reivindicación 7, en donde determinar el perfil de viscosidad-presión consiste en determinar una función logarítmica que representa un cambio en la primera, segunda, tercera y cuarta viscosidades medidas con respecto a la primera, segunda, tercera y cuarta presiones.

14. El método para analizar el fluido agujero abajo de acuerdo con la reivindicación 7, consiste en desplegar una representación gráfica del perfil de viscosidad-presión.

15. Una herramienta agujero abajo consiste en: un sensor de presión para medir las presiones del fluido de la formación dentro de una línea de flujo durante una fase de bombeo, una fase de llenado de cámara de muestras, una fase de acumulación de presión y una fase de retracción de sonda de una operación de muestreo ; un sensor de viscosidad para medir las viscosidades del fluido de la formación dentro de una linea de flujo durante la fase de bombeo, la fase de llenado de cámara de muestras, la fase de acumulación de presión y la fase de retracción de sonda; y un controlador configurado para ejecutar las instrucciones almacenadas dentro de la herramienta agujero abajo para determinar un perfil de presión-viscosidad con base en las presiones y viscosidades medidas.

16. La herramienta agujero abajo de acuerdo con la reivindicación 15, consiste en un analizador de fluido para determinar las propiedades del fluido de la formación, en donde el controlador está configurado para iniciar la fase de llenado de la cámara de muestras con base en las propiedades del fluido.

17. La herramienta agujero abajo de acuerdo con la reivindicación 15, consiste en una sonda que se puede extender para dirigir el fluido de la formación hacia la herramienta agujero abajo.

18. La herramienta agujero abajo de acuerdo con la reivindicación 17, en donde la sonda está engranada con una pared del agujero de pozo durante la fase de bombeo, la fase de llenado de la cámara de muestras y la fase de acumulación de presión.

19. La herramienta agujero abajo de acuerdo con la reivindicación 15, consiste en una bomba para dirigir el fluido de la formación a través de una linea de flujo durante la fase de bombeo y la fase de llenado de la cámara de muestras.

20. La herramienta agujero abajo de acuerdo con la reivindicación 15, consiste en una cámara de muestras para recibir el fluido de la formación durante la fase de llenado de la cámara de muestras.