MX2015005225A - Sistemas y metodos para tomar una o más medidas y/o muestras. - Google Patents
Sistemas y metodos para tomar una o más medidas y/o muestras.Info
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Abstract
Un sistema y método toma una o más medidas dentro de un pozo de sondeo formado en un yacimiento subsuperficial. El sistema y método provee un primer componente de fondo de pozo que tiene un elemento extensible y un primer puerto formado en una capa del elemento extensible. Un transceptor inalámbrico se conecta al primer componente de fondo de pozo, donde el transceptor inalámbrico se adapta para transmitir una o más señales inalámbricas dentro del pozo. Un primer sensor inalámbrico ubicado en el primer puerto y de forma remota respecto del transceptor inalámbrico, donde el primer sensor inalámbrico se configura para recibir las una o más señales inalámbricas y tomar al menos una medida dentro del pozo de sondeo o realizar al menos una tarea relacionada con el pozo de sondeo o yacimiento subsuperficial alrededor del pozo de sondeo.
Description
SISTEMAS Y MÉTODOS PARA TOMAR UNA O MÁS MEDIDAS ?/O MUESTRAS
CAMPO DE LA INVENCIÓN
Aspectos se refieren a métodos y aparatos para teenología de muestreo. Más específicamente, aspectos se refieren a métodos y aparatos relacionados con tecnología de muestreo de fondo de pozo.
ANTECEDENTES
Una herramienta de prueba de formación de fondo de pozo se usa a menudo para estudiar propiedades de flujo de una formación debajo de la corteza terrestre. La herramienta de prueba de formación de fondo de pozo se configura para crear un pulso de flujo en la formación y para medir una respuesta de presión de la formación en una o más ubicaciones a lo largo del pozo penetrando la formación porosa. El pulso de flujo puede realizarse usando una bomba acoplada de manera fluida a la formación porosa. La respuesta de presión se mide a menudo con uno o más calibradores en comunicación fluida con la formación porosa.
Al usar una herramienta de prueba de formación de fondo de pozo
conocida que tiene una sonda extensible para crear pulsos de presión, el diferencial de presión generado durante el descenso es relativamente grande debido al área de flujo relativamente pequeña entre un puerto de sonda y la formación porosa. Tal diferencial de presión relativamente grande provoca un gran consumo de energía eléctrica por la bomba. Además, los componentes de la bomba pueden calentarse durante el descenso. Como resultado, puede acortarse la duración del pulso de presión para evitar fallas debido a las temperaturas excesivas. Por el contrario, si la cantidad de energía eléctrica es limitada, el diferencial de presión relativamente grande provoca una velocidad de flujo relativamente lenta durante el descenso. En ambos casos, es decir, cuando los pulsos de flujo son más cortos o cuando los pulsos de flujo tiene velocidades de flujo de magnitud reducida, las respuestas de presión de la formación porosa tienen también magnitud reducida, o las respuestas son incluso indetectables en lugares remotos.
Cuando una herramienta de prueba de obturador doble se usa para crear un pulso de flujo, el área de flujo aumenta que puede mitigar la necesidad de una gran cantidad de energía eléctrica. Los elementos de obturador doble infiables, no obstante, pueden no ser capaces de soportar diferencias de presión con el pozo tan grandes como cierres de sonda, y nuevamente, la velocidad
de flujo durante los pulsos de flujo quizás deba tener magnitud limitada, con consecuencias similares a las magnitudes de las respuestas de presión.
Al usar sondas extensibles, obturadores inflables o combinaciones de sondas extensibles y obturadores inflables, medir la respuesta de la formación en lugares axialmente cercanos entre si, como menos de un pie de separación que se debe mayormente a un tamaño de elementos de obturador y/o sistemas de utilización de sondas, es a menudo difícil. Como resultado, caracterizar el flujo de fluido en la formación próxima a una pared del pozo puede ser difícil, lo que puede impactar sobre la capacidad de determinar las características de flujo de la formación [y por ende su viabilidad económica]. Además, puede requerirse mucho tiempo para establecer el equilibrio de presión entre la presión en un volumen sellado, que comunica el flujo con la formación porosa, y la presión en la formación porosa próxima a la pared. Como resultado, monitorear la presión en la formación porosa con calibradores de herramientas de prueba de formación de fondo de pozo es difícil o imposible.
BREVE DESCRIPCIÓN DE LA INVENCIÓN
En una modalidad, un sistema toma medidas dentro de un pozo de sondeo formado en un yacimiento subsuperficial y tiene un primer componente de fondo de pozo con un elemento extensible con un primer puerto formado en una capa del elemento extensible. Un transceptor se conecta al primer componente de fondo de pozo, donde el transceptor transmite al menos una señal dentro del pozo de sondeo. Un primer sensor se ubica en el primer puerto y se ubica remotamente con respecto al transceptor. En una modalidad, el transceptor puede ser un transceptor inalámbrico, y el sensor puede ser un sensor inalámbrico. El primer sensor recibe las señales y/o toma una medida dentro del pozo de sondeo y realiza una tarea relacionada con el pozo de sondeo o yacimiento subsuperficial alrededor del pozo de sondeo.
En otra modalidad, un método toma medidas dentro de un pozo de sondeo formado en un yacimiento subsuperficial y provee un transceptor inalámbrico dentro del pozo de sondeo. Una superficie exterior de un componente de fondo de pozo se extiende para quedar adyacente a al menos una parte de una pared del pozo de sondeo, donde el componente de fondo del pozo tiene un primer puerto formado en la superficie exterior y un primer sensor inalámbrico ubicado en el primer puerto. El primer sensor inalámbrico se acciona mediante al menos una
señal inalámbrica recibida desde el transceptor inalámbrico de modo que el sensor inalámbrico toma una medida dentro del pozo de sondeo o realiza una tarea dentro del pozo de sondeo.
En aun otra modalidad, un método toma medidas dentro de un pozo de sondeo formado en un yacimiento subsuperficial. Una superficie exterior de un primer componente de fondo de pozo se extiende para empotrar al menos una parte de una pared del pozo de sondeo, donde el primer componente de fondo del pozo tiene un puerto primario con un primer sensor inalámbrico y un puerto secundario con un segundo sensor inalámbrico. El primer componente de fondo de pozo, el primer sensor inalámbrico y/o el segundo sensor inalámbrico se acciona mediante señales transmitidas desde un transceptor inalámbrico de modo que el primer componente de fondo de pozo, el primer sensor inalámbrico y/o el segundo sensor inalámbrico realiza una tarea dentro del pozo de sondeo. El flujo de fluido dentro del pozo de sondeo o yacimiento se controla en función de la tarea realizada en el primer componente de fondo de pozo, el primer sensor inalámbrico y/o el segundo sensor inalámbrico.
BREVE DESCRIPCIÓN DE LAS FIGURAS
Para que los rasgos y ventajas de la presente descripción
puedan entenderse en detalle, puede haber una descripción más particular de los sistemas y métodos mediante referencia a las modalidades de esta que se ilustran en los dibujos adjuntos. Cabe destacar, sin embargo, que los dibujos adjuntos ilustran algunas modalidades de los presentes sistemas y métodos y por ende no deben considerarse limitantes de su alcance, ya que los sistemas y métodos pueden admitirse en otras modalidades igualmente eficaces.
La FIG. 1 ilustra una vista transversal de un diagrama esquemático de un sistema de acuerdo con una modalidad.
La FIG. 2 ilustra una vista transversal de un diagrama esquemático de un sistema de acuerdo con una modalidad.
La FIG. 3 ilustra una vista transversal de un diagrama esquemático de un sistema de acuerdo con una modalidad.
La FIG.4 ilustra una vista en perspectiva de un sistema de acuerdo con una modalidad.
La FIG.5 ilustra una vista de corte del sistema establecido en la FIG.4 de acuerdo con una modalidad.
La FIG.6 ilustra una vista de corte del sistema establecido en la FIG.4 de acuerdo con una modalidad.
La FIG.7 ilustra un corte parcial de un sistema de acuerdo con una modalidad.
La FIG.8 ilustra una vista esquemática del sistema establecido en la FIG.7 conectado a un colector de fluidos de acuerdo con una modalidad.
La FIG.9 ilustra una vista en perspectiva de una herramienta de fondo del pozo de acuerdo con una modalidad.
La FIG.10 ilustra una vista detallada en perspectiva de una herramienta de fondo del pozo de acuerdo con una modalidad.
La FIG.11 ilustra una vista detallada en perspectiva de una herramienta de fondo del pozo de acuerdo con una modalidad.
La FIG.12 ilustra una vista detallada en perspectiva de una herramienta de fondo del pozo de acuerdo con una modalidad.
La FIG.13 ilustra una vista detallada en perspectiva de una herramienta de fondo del pozo de acuerdo con una modalidad.
La FIG.14 ilustra una vista detallada en perspectiva de una herramienta de fondo del pozo de acuerdo con una modalidad.
La FIG.15 ilustra una vista detallada en perspectiva de una herramienta de fondo del pozo de acuerdo con una modalidad.
DESCRIPCIÓN DETALLADA
Sistemas y métodos con uno o más sensores y/o puertos pueden tomar una o más medidas y/o muestras que pueden asociarse con una o más características y/o propiedades relacionadas con un yacimiento o formación geológica subsuperficiales. Los uno o más sensores pueden asociarse con al menos un componente de fondo de pozo que puede ubicarse dentro de un pozo de sondeo formado dentro del yacimiento para tomar las una o más medidas y/o muestras. El componente de fondo de pozo puede tener al menos un puerto que puede ubicarse adyacente a una pared del yacimiento para tomar las una o más medidas y/o muestras. Además, los uno o más sensores pueden asociarse con el al menos un puerto del componente de fondo de pozo para tomar las una o más medidas y/o muestras donde el componente de fondo de pozo puede ubicarse dentro del pozo de sondeo. Asimismo, los uno o más sensores pueden adaptarse y/o configurarse para una
comunicación de datos y/o información por cable/inalámbrica relacionadas con las una o más medidas y/o muestras tomadas. Los uno o más sensores pueden comunicarse con un transceptor, ubicado local o remotamente con respecto a los uno o más sensores, por comunicación por cable o comunicación inalámbrica.
Con referencia ahora a los dibujos donde números similares se refieren a partes similares, la FIG.1 ilustra un sistema de emplazamiento de pozo 10, que puede ubicarse en tierra firma o en alta mar, donde pueden emplearse y/o practicarse los presentes sistemas y métodos para tomar una o más medidas, datos, información y/o muestras. Un pozo o pozo de sondeo 12 (en lo sucesivo " pozo de sondeo 12") puede perforarse y/o formarse dentro de una subsuperficie, formación porosa o yacimiento 14 (en lo sucesivo "yacimiento 14") por una o más téenicas de perforación conocidas. El pozo de sondeo 12 puede perforarse en o formarse dentro del yacimiento 14 para recuperar y/o tomar sedimentos de hidrocarburos, agua, gases, como, por ejemplo, gases no de hidrocarburo y/u otros materiales deseados atrapados dentro del yacimiento 14. El pozo de sondeo 12 puede perforarse o formarse para penetrar el yacimiento 14 que puede contener los hidrocarburos y/u otros materiales atrapados deseados, como, por ejemplo, gases, agua,
dióxido de carbono y/o similares. Como resultado, los hidrocarburos y/u otros materiales atrapados deseados pueden liberarse del yacimiento 14 y/o pueden recuperarse o tomarse a través del pozo de sondeo 12.
Modalidades de los presentes sistemas y métodos pueden utilizarse durante y/o luego de una o más operaciones de perforación verticales, horizontales y/o direccionales o combinaciones de estas. Como resultado, el pozo de sondeo 12 puede ser un pozo de sondeo vertical, un pozo de sondeo horizontal, un pozo de sondeo inclinado o puede tener cualquier combinación de partes verticales, horizontales e inclinadas. El sistema de emplazamiento de pozo 10 puede usarse como ejemplo de sistema donde los presentes sistemas y métodos pueden incorporarse y/o utilizarse, pero un experto en la téenica entenderá que los presentes sistemas y métodos pueden utilizarse durante y/o luego de cualquier operación de perforación conocida y/o aplicación de fondo de pozo, según lo conoce un experto en la técnica, como, por ejemplo, perfilaje, evaluación de la formación, perforación, muestreo, prueba de yacimiento, terminaciones, seguridad de flujo, optimización de producción, cementación y/o abandono del pozo de sondeo 12.
El sistema de emplazamiento de pozo 10 puede tener un primer
componente de fondo de pozo 16 (en lo sucesivo "primer componente 16") que puede ubicarse y/o colocarse dentro del pozo de sondeo 12 y/o adyacente al yacimiento 14 como se muestra en la FIG.1. Un segundo componente de fondo de pozo 18 (en lo sucesivo "segundo componente 18") puede ubicarse y/o colocarse próximo al primer componente 16 en el pozo de sondeo 12. En modalidades, el segundo componente 18 puede unirse, conectarse y/o montarse al primer componente 16 como se muestra en la FIG. 1. El primer componente 16 y/o el segundo componente 18 (denominados de manera colectiva en lo sucesivo "primer y segundo componente 16, 18") pueden adaptarse y/o configurarse para tomar una o más medidas, datos y/o muestras (en lo sucesivo "una o más muestras") asociado con y/o en función de una o más características y/o propiedades respecto del pozo de sondeo 12 y/o el yacimiento 14 (denominados de manera colectiva en lo sucesivo "características del yacimiento 14").
El primer y segundo componente 16, 18 puede ser y/o pueden incluir, por ejemplo, una o más herramientas y/o dispositivos de fondo del pozo que pueden bajarse y/o ejecutarse en el pozo de sondeo 12. Por ejemplo, el primer y segundo componente 16, 18 pueden ser una herramienta de prueba de formación de fondo de pozo que puede configurarse para conducir, ejecutar y/o completar una o más pruebas de fondo de pozo, como, por ejemplo,
una prueba de producción local, una prueba de acumulación, una prueba de descenso, una prueba de inyección, una prueba de interferencia y/o similares. La prueba de interferencia puede incluir, por ejemplo, una prueba transitoria de presión de intervalos (en lo sucesivo "prueba IPTT") y/o una prueba de interferencia vertical. Debe entenderse que las una o más pruebas de fondo de pozo que pueden llevarse a cabo por el primer y segundo componente 16, 18 pueden ser cualesquiera pruebas de fondo de pozo conocidas por un experto en la téenica.
El primer y segundo componente 16, 18 puede transportarse hacia el pozo de sondeo 12 por cualquier transporte conocido, como una tubería de perforación, tubería flexible, cable eléctrico, línea de acero, cable o cualquier otro tipo de transporte. En modalidades, el primer y segundo componente 16, 18 puede transportarse hacia el pozo de sondeo 12 mediante un cable eléctrico 19 como se muestra en la FIG.3. Como resultado, el primer y segundo componente 16, 18 puede ubicarse y/o colocarse dentro del pozo de sondeo 12 y/o adyacente a una o más paredes del pozo de sondeo 30 (en lo sucesivo "paredes 30") del pozo de sondeo 12. En modalidades, el primer y segundo componente 16, 18 puede configurarse para tomar una o más medidas con relación al pozo de sondeo 12, el yacimiento 14 y/o las paredes
30 (denominados de manera colectiva en lo sucesivo "el sistema
pozo/yacimiento 12, 14, 30").
Por ejemplo, el primer y segundo componente 16, 18 puede configurarse para tomar datos y/o medidas de presión con relación al sistema pozo/yacimiento 12, 14, 30. El primer y segundo componente 16, 18 puede ser, por ejemplo, una herramienta de prueba de formación configurada para tomar los datos y/o medidas de presión con relación al sistema pozo/yacimiento 12, 14, 30. El primer y segundo componente 16, 18 puede conectarse a y/o incorporarse a, por ejemplo, una sarta de perforación, una sarta de prueba o una sarta de herramienta.
En modalidades, el primer y segundo componente 16, 18 puede conectarse a y/o incorporarse a, por ejemplo, una sarta de prueba de probador modular de la dinámica de la formación (en lo sucesivo "MDT "). La sarta de perforación, sarta de prueba o sarta de herramienta pueden incluir uno o más componentes de fondo de pozo adicionales (en lo sucesivo "componentes adicionales"), como, por ejemplo, tubería de perforación, uno o más collares de perforación, un motor de lodo, una broca de perforación, un módulo de telemetría, una herramienta de fondo del pozo adicional y/o uno o más sensores de fondo de pozo.
Debe entenderse que la sarta de perforación, sarta de prueba o
sarta de herramienta pueden incluir cualquier cantidad de y/o cualquier tipo de componentes de fondo de pozo adicionales conocidos por un experto en la téenica.
En modalidades, el primer y segundo componente 16, 18 puede tener una herramienta configurable eléctrica que es una herramienta comúnmente trasladada en el pozo 12 por ejemplo, por el cable eléctrico 19. Por ejemplo, la herramienta configurable eléctrica puede ser una herramienta de MDT para pruebas de la formación, o una herramienta de registro para propiedades de muestreo o medición y/o características asociadas con el sistema pozo/yacimiento 12, 14, 30. Debe entenderse que el primer y segundo componente 16, 18 puede ser cualquier herramienta configurable eléctrica conocida por un experto en la técnica.
En modalidades, el primer y segundo componente 16, 18 puede tener uno o más detectores, calibradores y/o sensores 32 (en lo sucesivo "sensores 32"). Los sensores 32 pueden configurarse y/o adaptarse para la comunicación por cable y/o inalámbrica de una o más medidas asociadas con y/o basadas en las características del yacimiento 14 que pueden ser tomadas por los sensores 32. Por ejemplo, los sensores 32 pueden ser uno o más sensores inalámbricos, como, por ejemplo, uno o más
sensores de sistema microelectromecánico inalámbrico. En modalidades, el primer componente 16 puede conectarse a la fuente de energía (no se muestra en los dibujos) y/o puede ser un dispositivo o herramienta de control con fuente eléctrica. Asimismo, el primer y segundo componente 16, 18 puede adaptarse a y/o configurarse para transmitir, recibir y/o comunicar una o más señales de energía inalámbricas y/o señales de comunicación inalámbricas (denominadas de manera colectiva en lo sucesivo "señales inalámbricas"). Por ejemplo, el segundo componente 18 puede incluir los sensores 32 y el primer componente 16 puede configurarse para transmitir señales por cable y/o inalámbricas al segundo componente 18 y/o los sensores 32 como se muestra en las FIGS.1 y 2. Como resultado, las señales por cable y/o inalámbricas transmitidas al segundo componente 18 y/o sensores 32 pueden estimular, activar y/o accionar el segundo componente 18, al menos uno de los sensores 32 y/o una fuente de energía secundaria (no se muestra en los dibujos). En una modalidad, la fuente de energía secundaria puede activarse por las señales por cable y/o inalámbricas y puede accionar el segundo componente 18 y/o al menos uno de los sensores 32. Tras accionarse, el segundo componente 18 y/o sensores 32 pueden realizar, ejecutar y/o completar las una o más tareas y/o puede detectar y/o tomar las una o más medidas con relación a las características del yacimiento 14 y/o el
sistema pozo/yacimiento 12, 14, 30. Como resultado, el segundo componente 16 y/o sensores 32 pueden controlarse y/o recibir órdenes del primer componente 16 mediante las señales por cable y/o inalámbricas transmitidas. En modalidades, las una o más tareas realizadas, ejecutadas y/o completadas por el segundo componente 18 y/o sensores 32 pueden controlar el flujo de fluido dentro del pozo de sondeo 12 y/o el yacimiento 14. Asimismo, el primer y segundo componente 16, 18 y/o sensores 32 pueden configurarse y/o adaptarse para registrar, indexar y/o almacenar las una o más medidas que pueden ser tomadas por el segundo componente 18 y/o sensores 32.
En modalidades, el primer componente 16 puede tener un mandril 20 y/o un transceptor inalámbrico 22 (en lo sucesivo "transceptor 22"). El transceptor 22 puede estar contenido o ubicado dentro de o posicionado o ubicado sobre o en el mandril 20 del primer componente 16 como se muestra en las FIG.1 y 2. En modalidades, los uno o más sensores 32 pueden ubicarse remotamente con respecto al mandril 20 y/o el transceptor 22. El transceptor 22 puede ser, por ejemplo, un transceptor electromagnético inalámbrico. El transceptor 22 puede configurarse y/o adaptarse para transmitir y/o recibir señales inalámbricas. Como resultado, el transceptor 22 puede transmitir señales inalámbricas en y/o dentro del pozo de
sondeo 12 y/o al segundo componente 18 y/o sensores 32. Asimismo, el transceptor 22 puede también configurarse y/o adaptarse para recibir señales inalámbricas desde dentro del pozo de sondeo 12 y/o del segundo componente 18 y/o sensores 32.
El mandril 20 y/o el transceptor 22 puede utilizar uno o más téenicas de energía inalámbricas y/o una o más técnicas de comunicación inalámbricas (en lo sucesivo "técnicas inalámbricas") para transmitir y/o recibir señales inalámbricas. Por ejemplo, las técnicas inalámbricas pueden incluir comunicación electromagnética inalámbrica y el mandril 20 y/o transceptor 22 pueden generar, proveer y/o crear un campo electromagnético 23 dentro del pozo de sondeo 12 para transmitir y/o recibir señales inalámbricas dentro del pozo de sondeo 12. El mandril 20 y/o el transceptor 22 pueden transmitir y/o recibir, por ejemplo, una o más señales u ondas electromagnéticas para transmitir y/o recibir señales inalámbricas mediante el campo electromagnético 23. Las señales u ondas electromagnéticas pueden incluir, por ejemplo, señales de radio, señales acústicas, señales infrarrojas, señales ultrasónicas, señales de microondas y/o similares. En modalidades, el mandril 20 y/o el transceptor 22 puede ser o puede incluir al menos una fuente electromagnética y/o antena
electromagnetica. La presente descripción no debería considerarse limitada a una modalidad específica de las una o más téenicas inalámbricas y/o las señales u ondas electromagnéticas que pueden utilizarse por el transceptor 22 para transmitir y/o recibir las señales inalámbricas dentro del pozo de sondeo 12.
En modalidades, la transmisión de las señales inalámbricas entre el primer y segundo componente 16, 18, transceptor 22 y/o sensores 32 puede proveerse por, ejecutarse con y/o basarse en, por ejemplo, la inducción, acoplamiento inductivo resonante, transferencia de energía inductiva, efecto inductivo electrodinámico, haces de luz y/o acoplamiento de ondas evanescentes. En modalidades, la transmisión de las señales inalámbricas puede basarse en un fuerte acoplamiento entre objetos resonantes electromagnéticos, como, el primer y segundo componente 16, 18, transceptor 22 y/o sensores 32 para transferir de forma inalámbrica señales inalámbricas. El primer y segundo componente 16, 18, transceptor 22 y/o sensores 32 pueden contener una o más antenas de cuadro magnéticas (no se muestra en los dibujos) que puede sintonizarse a la misma o casi la misma frecuencia. Como resultado de las antenas de cuadro magnéticas sintonizadas a la misma o casi la misma frecuencia, pueden lograrse y/o proveerse resonancias con
fuerte acoplamiento entre, por ejemplo, el primer y segundo componente 16, 18, transceptor 22 y/o sensores 32 para lograr eficacia de transmisión de energía entre el primer y segundo componente 16, 18, transceptor 22 y/o sensores 32. Asimismo, la transmisión de señales inalámbricas puede integrarse y/o incluirse con la transmisión de energía entre el primer y segundo componente 16, 18, transceptor 22 y/o sensores 32. En modalidades, la teenología de transferencia de señales inalámbricas puede, por ejemplo, ser similar a WiTricity o una conexión de energía resonante inalámbrica.
En modalidades, el segundo componente 18 puede ser una herramienta de fondo del pozo, como, por ejemplo, un componente, elemento, dispositivo o herramienta de obturador simple (en lo sucesivo "elemento obturador simple") que puede montarse en el primer componente 16 y/o en el mandril 20 del primer componente 16 como se muestra en las FIG.1 y 2. Por ejemplo, el segundo componente 18 puede ser un componente, elemento, dispositivo o herramienta de obturador infiable (en lo sucesivo "elemento obturador inflable") con uno o más puertos o entradas primarias 26a (en lo sucesivo "puertos primarios 26a"), uno o más puertos o entradas secundarios 26b (en lo sucesivo "puertos secundarios 26b") y/o al menos un elemento obturador 28 (en lo sucesivo "elemento de obturador
28") como se muestra en las FIG.1 y 2. En modalidades, los puertos primarios 26a pueden entradas de producción o muestra y los puertos secundarios 26b pueden ser entradas de seguridad.
En modalidades, el segundo componente 18 puede configurarse de modo que los puertos secundarios 26b puedan ubicarse alrededor y/o puedan rodear los puertos primarios 26a; sin embargo, el segundo componente 18, en modalidades, puede configurarse de modo que los puertos primarios 26a puedan ubicarse y/o colocarse adyacentes a uno o más de los puertos secundarios 26b. El elemento obturador 28 del segundo componente 18 puede ser de, por ejemplo, un material flexible y/o elastomérico para comprimir, inflar y/o expandir el elemento obturador 28. El elemento obturador 28 puede comprimirse, inflarse y/o expandirse para contactar, empotrar y/o quedar adyacente al menos a una parte de las paredes 30 del yacimiento 14 como se muestra en las FIG.1 y 2. El elemento obturador infiable puede ser cualquier elemento obturador infiable y/o extensible según lo conoce un experto en la téenica.
En modalidades como se muestra en las FIG.1 y 2, el segundo componente 18 puede ser, por ejemplo, un elemento obturador infiable de MDT con puertos primarios 26a y puertos secundarios
26b (denominados de manera colectiva en lo sucesivo "puertos
primarios y secundarios 26a, 26b) formados y/o dispuestos alrededor de una circunferencia del segundo componente 18. Uno o más de los puertos primarios 26a pueden estar, por ejemplo, separados y/o aislados hidráulicamente de uno o más de los puertos secundarios 26b. Los puertos primarios y secundarios 26a, 26b pueden formarse dentro de y/o empotrarse dentro de una capa 31 del segundo componente 18 y/o el elemento obturador 28 del segundo componente 18 como se muestra en la FIG.2. La capa 31 del elemento obturador 28 puede ser, por ejemplo, una capa de caucho, una capa infiable, una capa extensible y/o similares. Los puertos primarios y secundarios 26a, 26b pueden ubicarse o configurarse en un primer patrón que puede extenderse circunferencialmente alrededor del segundo componente 18, el elemento obturador 28 o la capa 31 del segundo componente 18. Como resultado del primer patrón de los puertos primarios y secundarios 26a, 26b, uno o más de los puertos secundarios 26b pueden colocarse y/o ubicarse encima y/o debajo de uno o más de los puertos primarios 26a como se muestra en la FIG.1. El segundo componente 18 puede tener una relación de los puertos primarios 26a a los puertos secundarios 26b que pueden depender de una aplicación de fondo de pozo donde el segundo componente 18 puede emplearse para lograr o llevar a cabo dentro del pozo de sondeo 12. En modalidades, el primer patrón de los puertos primarios y secundarios 26a, 26b del
componente secundario 18 puede ser tal que los puertos secundarios 26b puede ubicarse simétricamente con respecto a uno o más de los puertos primarios 26a. Un segundo patrón de los puertos primarios y secundarios 26a, 26b (no se muestra en los dibujos) puede proveer ubicación asimétrica de los puertos secundarios 26b con respecto a los puertos primarios 26a. Debe entenderse que los puertos primarios y secundarios 26a, 26b pueden ubicarse y/o colocarse en cualquier patrón.
Al menos uno de los sensores 32 del componente secundario 18 puede asociarse con, estar contenido dentro de y/o ubicarse en o adyacente a al menos uno o más de los puertos primarios y secundarios 26a, 26b como se muestra en la FIG. 1 y 2. El primer componente 16, segundo componente 18 y/o sensores 32 pueden configurarse y/o adaptarse para detectar, tomar, indexar, registrar y/o almacenar las una o más medidas, asociadas con las características del yacimiento 14 o el sistema pozo/yacimiento 12, 14, 30, en, próximo o adyacente a los puertos primarios y secundarios 26a, 26b. El primer componente 16, segundo componente 18 y/o sensores 32 puede detectar, tomar, indexar, registrar y/o almacenar las una o más medidas que pueden relacionarse con y/o puede implicar el funcionamiento, mantenimiento y/o perforación del sistema de emplazamiento de pozo 10 y/o el sistema pozo/yacimiento 12,
14, 30. Asimismo, el primer componente 16, segundo componente
18 y/o sensores 32 puede detectar, tomar, indexar, registrar y/o almacenar cualquier cantidad(es) y/o tipo(s) de medidas, datos y/o muestras asociadas con características del sistema pozo/yacimiento 12, 14, 30.
Las una o más medidas, que pueden detectarse, tomarse, indexarse, registrarse y/o almacenarse por el primer componente 16, segundo componente 18 y/o sensores 32 pueden incluir, por ejemplo, medidas de densidad, medidas de viscosidad, medidas de resistividad, medidas de conductividad, medidas de dieléctricas, medidas de resonancia magnética, medidas de temperatura, medidas de sonido, medidas de vibración, medidas de presión, medidas ópticas, medidas relacionadas con el movimiento, medidas relacionadas con el flujo, medidas de velocidad de flujo, medidas de seguridad de muestra, medidas de análisis y/o composición de fluidos, medidas calorimétricas, medidas de tuberías aisladas al vacío, medidas de transmisión y/o atenuación, medidas de tiempo, medidas estáticas, medidas transitorias y/o similares. Las una o más medidas pueden asociarse con y/o relacionarse a uno o más téenicas de prueba o analíticas, como, por ejemplo, una prueba transitoria de presión, una prueba de monitoreo de trazadores, un análisis de fluidos de composición y/o similares. Debe entenderse que las
téenicas de prueba y/o analíticas y/o características medidas del sistema pozo/yacimiento 12, 14, 30 pueden ser cualesquiera técnicas de prueba y/o analíticas y/o características medidas conocidas por un experto en la técnica.
En modalidades, el sistema de emplazamiento de pozo 10 y/o el primer y segundo componente 16, 18 pueden incluir y/o pueden conectarse con un sistema de telemetría (no se muestra en los dibujos) para proveer una interfaz para comunicaciones electrónicas entre la superficie terrestre y el primer y segundo componente 16, 18. El sistema de telemetría puede comprender uno o más de los siguientes sistemas de telemetría: telemetría de pulso de lodo, telemetría acústica, telemetría electromagnética, telemetría eléctrica, telemetría óptica o cualquier otro sistema de telemetría. Uno o más operadores en la superficie terrestre pueden controlar, hacer funcionar, recibir órdenes y/o manipular el primer componente 16, segundo componente 18 y/o sensores 32 mediante el sistema de telemetría. La presente descripción no debe considerarse limitada a una modalidad específica del sistema de telemetría que puede utilizarse por el sistema de emplazamiento de pozo 10 y/o el primer y segundo componente 16, 18.
El segundo componente 18 y/o los sensores 32 pueden
configurarse y/o adaptarse para recibir señales inalámbricas del primer componente 16 y/o el transceptor 22. Como resultado, el primer componente 16 y/o transceptor 22 puede controlar, hacer funcionar o recibir órdenes y/o accionar o impulsar eléctricamente el segundo componente 18 y/o sensores 32 por señales inalámbricas transmitidas a y/o recibidas por el segundo componente 18 y/o sensores 32. Además, una o más funciones pueden realizarse, ejecutarse y/o completarse por el segundo componente 18 y/o sensores 32 basados en las señales inalámbricas transmitidas del primer componente 16 y/o transceptor 22. Más aun, las una o más medidas pueden detectarse, tomarse, indexarse, registrarse y/o almacenarse por el segundo componente 18 y/o sensores 32 basados en las señales inalámbricas transmitidas del primer componente 16 y/o transceptor 22. En modalidades, el primer componente 16 puede configurarse para indexar, registrar y/o almacenar las una o más medidas que pueden tomarse por el segundo componente 18 y/o los sensores 32. Asimismo, el primer componente 16 y/o transceptor 22 pueden proveer energía eléctrica inalámbrica a los segundos componentes 18 y/o sensores 32 para realizar, ejecutar y/o completar las una o más tareas y/o para tomar, indexar, registrar y/o almacenar las una o más medidas.
El primer componente 16, segundo componente 18, transceptor 22
y/o sensores 32 pueden configurarse y/o adaptarse para indexar señales inalámbricas transmitidas y/o recibidas dentro del pozo de sondeo 12. Las señales inalámbricas indexadas pueden identificar una ubicación de los sensores 32 con respecto a al menos uno de los puertos primarios y secundarios 26a, 26b. Como resultado, las una o más medidas tomadas por el segundo componente 18 y/o sensores 32 pueden asociarse con y/o unirse a al menos uno de los puertos primarios y secundarios 26a, 26b y/o al menos uno de los sensores 32 mediante las señales inalámbricas indexadas transmitidas dentro del pozo de sondeo 12. En modalidades, el segundo componente 18 puede configurarse para tomar una o más muestras, como, por ejemplo, una o más muestras de gas o fluido de formación mientras se coloca dentro del pozo de sondeo 12 mediante uno o más de los puertos primarios y secundarios 26a, 26b. Las una o más tareas que pueden realizarse, ejecutarse y/o completarse por los segundos componentes 18 y/o sensores 32 pueden ser cualquier tarea de fondo de pozo conocida por un experto en la téenica.
Como se muestra en las FIG. 1 y 2, el primer y segundo componente 16, 18 puede ubicarse dentro del pozo de sondeo 12 y/o próximo y/o adyacente al yacimiento 14 y/o al menos una de las paredes 30 del yacimiento 14. Luego de que el primer y segundo componente 16, 18 pueden ubicarse en el pozo de sondeo
12, el primer componente 16 y/o transceptor 22 pueden estar en comunicación con el segundo componente 18 y/o sensores 32 mediante el campo electromagnético 23 que puede producirse y/o generarse por el transceptor 22 y/o el primer componente 16. El transceptor 22 y/o primer componente 16 puede transmitir las señales inalámbricas al segundo componente 18 y/o sensores 32 mediante el campo electromagnético 23. Las señales inalámbricas pueden ser recibidas por los sensores 32 y/o segundo componente 18 del transceptor 22 y/o primer componente 16 mediante el campo electromagnético 23. Como resultado, el segundo componente 18 y/o sensores 32 pueden utilizar las señales inalámbricas y/o pueden realizar, ejecutar y/o completar las una o más tareas dentro del pozo de sondeo 12, como, por ejemplo, detectar, tomar, indexar, registrar y/o almacenar las una o más medidas asociadas con las características del sistema pozo/yacimiento 12, 14, 30.
El segundo componente 18 y/o sensores 32 pueden recibir las señales inalámbricas, que pueden incluir al menos una transmisión de señal de energía inalámbrica, y puede convertir la al menos una transmisión de señal de energía inalámbrica en energía eléctrica para impulsar, accionar y/o hacer funcionar el segundo componente 18 y/o sensores 32. Los segundos componentes 18 y/o sensores 32 pueden accionarse y/o funcionar
con y/o impulsarse por la energía eléctrica convertida recibida, mediante las señales inalámbricas, del primer componente 16 y/o transceptor 22. Como resultado, el segundo componente 18 y/o sensores 32 pueden realizar y/o completar las una o más tareas de acuerdo con una o más señales inalámbricas recibidas y/o pueden detectar, tomar, registrar, indexar y/o almacenar las una o más medidas asociadas con las características del sistema pozo/yacimiento 12, 14, 30. Asimismo, el segundo componente 18 y/o los puertos primarios y secundarios 26a, 26b pueden tomar las una o más muestras dentro del pozo de sondeo 12 en función de las señales inalámbricas recibidas del transceptor 22 y/o primer componente 16.
El segundo componente 18 y/o sensores 32 pueden generar, producir y/o transmitir datos y/o información al primer componente 16 y/o transceptor 22 mediante el campo electromagnético 23. Los datos y/o información recibida por el primer componente 16 y/o transceptor 22 del segundo componente 18 y/o sensores 32 pueden asociarse con, basarse en y/o relacionarse con las una o más medidas tomadas por el segundo componente 18 y/o sensores 32. Asimismo, los datos y/o información pueden asociarse con, basarse en y/o relacionarse con las una o más muestras tomadas por el segundo componente 18 y/o puertos primarios y secundarios 26a, 26b.
El campo electromagnético 23 generado por el primer componente 16 y/o el transceptor 22 pueden proveer comunicación inalámbrica bidireccional entre el primer componente 16 y/o transceptor 22 y el segundo componente 18 y/o sensores 32. Luego de recibir los datos y/o información del segundo componente 18 y/o sensores 32, el primer componente 16 y/o transceptor 22 pueden procesar, indexar, registrar y/o almacenar la información y/o datos recibidos. Asimismo, el primer componente 16 y/o transceptor 22 pueden transmitir al menos una señal de comunicación, que puede incluir la información y/o datos recibidos, al sistema de telemetría para posterior transmisión arriba de la superficie terrestre. Como resultado, la información y/o datos recibidos asociados con el segundo componente 18 y/o sensores 32, basados en y/o relacionados con las tareas completadas y/o las una o más medidas y/o muestras tomadas, pueden comunicarse a la superficie terrestre 28 mediante el sistema de telemetría.
En modalidades, el segundo componente 18 y/o sensores 32 pueden tomar, registrar, indexar y/o almacenar una o más medidas asociadas con una o más condiciones que pueden estar presentes en, próximos a y/o adyacentes a los puertos primarios y secundarios 26a, 26b y/o sensores 32 dentro del pozo de sondeo
12. El segundo componente 18 y/o los sensores 32 pueden tomar, registrar, indexar y/o almacenar datos y/o información con relación a medidas tomadas y transmitir la información y/o datos tomados al primer componente 16 y/o transceptor 22 mediante el campo electromagnetico 23. Las una o más señales inalámbricas, información y/o datos recibidos por el transceptor 22 y/o primer componente 16 pueden indexarse por el primer y segundo componente 16, 18, transceptor 22 y/o sensores 32 de modo que las señales inalámbricas recibidas, información y/o datos pueden unirse con al menos un sensor 32 y/o al menos uno del primer y segundo puerto 26a, 26b donde las una o más medidas pueden haberse tomado por los sensores
32.
El primer y segundo componente 16, 18, transceptor 22, elemento obturador 28 y/o sensores 32 pueden realizar, ejecutar y/o completar las una o más tareas que pueden relacionarse con, por ejemplo, el control y/o manejo de flujo de fluido dentro del pozo de sondeo 12. Como resultado, el primer y segundo componente 16, 18, transceptor 22, elemento obturador 28 y/o sensores 32 pueden, por ejemplo, controlar y/o manejar el flujo de fluidos dentro del pozo de sondeo 12 y/o retenidos dentro del yacimiento 14. Las una o más tareas realizadas, ejecutadas y/o completadas por el primer y segundo componente 16, 18
pueden hacer funcionar y/o controlar el elemento obturador 28. El elemento obturador 28 puede extenderse y/o inflarse, y el segundo componente 18 y/o elemento obturador 28 pueden permitir el flujo de fluido eficaz desde el yacimiento 14 y/o inyección de fluido en el yacimiento 14. En modalidades, el elemento obturador 28 puede controlarse hidráulicamente, mecánicamente y/o por una o más acciones de al menos un material componente del elemento obturador 28. El material componente puede ser una clase de material que puede adaptarse y/o configurarse para extenderse cuando el material componente puede ser contactado por un fluido adecuado, como, por ejemplo, hidrocarburo en un fluido de compleción para formar un cierre. El material componente del elemento obturador 28 puede ser cualquier material componente capaz de extenderse al entrar en contacto con un fluido adecuado como lo conoce un experto en la téenica.
En modalidades, al menos uno de los puertos primarios y secundarios 26a, 26b puede aislarse hidráulicamente de los otros puertos que puede permitir una o más configuraciones de muestreo enfocado. Al ubicar al menos uno de los sensores 32 en, próximo y/o adyacente a los puertos primarios y secundarios 26a, 26b, al menos uno del primer y segundo componente 16, 18, puertos primarios y secundarios 26a, 26b y/o sensores 32 pueden tomar las una o más medidas y/o muéstreos en función de o
relación a una o más características asociadas con (i) los puertos primarios y secundarios 26a, 26b, (ii) flujos de fluido, velocidades de flujo y/o presiones de fluido en, próximos y/o adyacentes a los puertos primarios y secundarios 26a, 26b, y/o (iii) el sistema pozo/yacimiento 12, 14, 30 en, próximo o adyacente a los puertos primarios y secundarios 26a, 26b. Las medidas tomadas pueden transmitirse, en tiempo real, de los sensores 32, transceptor 22 y/o primer y segundo componente 16, 18 a una unidad de procesamiento de datos, que puede ubicarse en la superficie terrestre y/o puede ser utilizada por uno o más operadores, mediante el sistema de telemetría. Como resultado, los uno o más operadores pueden monitorear y/o determinar, en tiempo real, una o más condiciones en, próximas y/o adyacentes a al menos uno de los puertos primarios y secundarios 26a, 26b, sensores 32 pared 30 y/o yacimiento 14 en función de una o más medidas tomadas por los sensores 32, y/o segundos componentes 18. De manera adicional o alternativa las medidas tomadas pueden transmitirse, en tiempo real, desde los sensores 32, transceptor 22 y/o primer y segundo componente 16, 18 a una unidad de procesamiento de datos, que puede ubicarse dentro de un componente de la herramienta de fondo del pozo, por ejemplo componentes 16 o 18, y/o puede utilizarse por la herramienta de fondo de pozo en operaciones posteriores. Como resultado,
la herramienta puede monitorear y/o determinar, en tiempo real, una o más condiciones en, próximas y/o adyacentes a al menos uno de los puertos primarios y secundarios 26a, 26b, sensores 32 pared 30 y/o yacimiento 14 en función de una o más medidas tomadas por los sensores 32, y/o segundos componentes 18 y determinar parámetros de prueba y/o adquisición mediante algoritmos ubicados dentro de la herramienta.
El monitoreo en tiempo real y determinación de uno o más parámetros, como, por ejemplo, flujos de fluido, velocidades de flujo y/o presiones de fluido en, próximos y/o adyacentes a al menos uno de los puertos primarios y secundarios 26a, 26b y/o sensores 32 pueden utilizarse por uno o más operadores para monitorear y/o determinar, por ejemplo, el taponado o fuga de uno o más de los puertos primarios y secundarios 26a, 26b. Las una o más medidas tomadas por los sensores 32 y/o segundo componente 18 puede utilizarse para proveer, por ejemplo, monitoreo en tiempo real y determinar una o más muestras para seguridad de las muestras.
La FIG.2 ilustra una vista lateral de un sistema 50 de acuerdo con los presentes sistemas y métodos para tomar una o más medidas. El sistema 50 puede incluir el mandril 20 y/o transceptor 22 del primer componente 16 (mostrado en la FIG.
1) y el segundo componente 18 que puede colocarse dentro del pozo de sondeo 12 y/o ubicarse adyacente a al menos una parte de las paredes 30 del yacimiento 14. El segundo componente 18 puede incluir el elemento obturador 28 y puede tener una entrada o puerto 52 (en lo sucesivo "puerto 52") que puede formarse dentro de la capa 31 del elemento obturador 28. El puerto 52 puede ser, por ejemplo, otra modalidad de al menos uno de los puertos primarios 26a o al menos uno de os puertos secundarios 26b.
El sistema 50 puede tener uno o más sensores 32 y/o un conjunto de sensores 54 que puede incluir más de uno de los sensores 32. El conjunto de sensores 54 y/o sensores 32 pueden colocarse y/o ubicarse dentro del puerto 52 para tomar, registrar, indexar y/o almacenar las una o más medidas asociadas con las condiciones y/o características del sistema pozo/yacimiento 12, 14, 30 en, próximas y/o adyacentes al puerto 52. El conjunto de sensores 54 y/o sensores 32 puede recibir las señales inalámbricas del transceptor 22 mediante el campo electromagnético 23 y puede tomar las una o más medidas basadas en las señales inalámbricas recibidas del transceptor 22. Como resultado, el conjunto de sensores 54 y/o los sensores 32 pueden impulsarse electromagnéticamente, mediante las señales inalámbricas, para detectar y/o tomar las una o más medidas.
El conjunto de sensores 54 y/o sensores 32 pueden transmitir las una o más medidas tomadas al transceptor 22 mediante el campo electromagnético 23.
El sistema 50 puede tener linea de flujo 56 que puede extenderse a través de al menos una parte del segundo componente 18, el mandril 20 y/o elemento obturador 28 y/o en el puerto 52. Una o más válvulas de aislamiento 58 (en lo sucesivo "las válvulas 58") pueden proveerse de modo que un acceso a la linea de flujo 56 pueda abrirse y cerrarse mediante las válvulas 58. Las válvulas 58 pueden conectarse y/o acoplarse a la linea de flujo 56 para controlar el acceso a la linea de flujo 56 y/o el puerto 52 abriendo y/o cerrando las válvulas 58. En una modalidad, las válvulas 58 operarse de modo automático por el sistema 50. Por ejemplo, en operaciones D&M, la telemetría de pulso de lodo puede no permitir el fácil control de elementos de herramienta, como, por ejemplo, las válvulas 58 de la superficie. Como resultado, el control del elemento de herramienta puede tener que implementarse en el fondo de pozo. Por ejemplo, en función de las señales recibidas del conjunto de sensores 54 y/o sensores 32, el sistema 50 puede determinar y/o decidir cuándo y cómo muestrear consecutivamente fluidos de un puerto individual 52 o una combinación de puertos como se muestra en la FIG. 3. Los uno o más operadores en la
superficie terrestre pueden controlar las válvulas 58 de modo que la linea de flujo 56 y/o el puerto 52 pueden estar accesibles o abiertos cuando las válvulas 58 pueden ubicarse en posición abierta y pueden no estar accesibles o estar cerrados cuando las válvulas 58 pueden ubicarse en posición cerrada. Cuando las válvulas 58 pueden colocarse en posición abierta, la linea de flujo 56 puede estar accesible o abierta y el puerto 52 puede estar accesible o abierto de modo que una o más medidas puedan tomarse por el conjunto de sensores 54 y/o el sensor 32. Además, al abrir la linea de flujo 56 y el puerto 52, una o más muestras pueden tomarse por el segundo componente 18 y/o el puerto 52 y/o las una o más muestras tomadas pueden transmitirse y/o comunicarse mediante la linea de flujo 56.
Al controlar las válvulas 58, los uno o más operadores pueden aislar la linea de flujo 56 y/o puerto 52 según la aplicación que el sistema 50 pueda haber desarrollado dentro del pozo de sondeo 12 para completar. Por ejemplo, el conjunto de sensores 54 puede configurarse para tomar medidas de resistividad dentro del puerto 50 para determinar una ubicación de un punto de contacto de gas/liquido dentro del pozo de sondeo 12. Luego de determinar que el punto de contacto de gas/liquido puede estar en, próximo o adyacente al conjunto de sensores 54, uno de los
operadores puede abrir las válvulas 58 y tomar una muestra de gas o líquido mediante el puerto 52 y la línea de flujo 56.
En modalidades, uno los operadores puede ajustar el elemento obturador 28 y comenzar la o las operaciones de bombeo desde los puertos primarios y secundarios 26a, 26b como se muestra en la FIG.1, o desde el puerto 52 como se muestra en la FIG. 2. Durante la o las operaciones de bombeo, los sensores 32 y/o pueden tomar e indexar, por ejemplo, medidas de presión de los puertos primarios y secundarios 26a, 26b. Los uno o más operadores pueden monitorear las medidas de presión tomadas e indexadas de cada uno de los puertos primarios y secundarios 26a, 26b. Uno de los sensores 32 de uno de los puertos primarios y secundarios 26a, 26b puede tomar, por ejemplo, una medida de presión mayor que puede indicarle al operador que puede estar ocurriendo un taponado o fuga en uno de los puertos primarios y secundarios 26a, 26b donde puede haberse tomado la medida de presión superior. Como resultado, el operador puede tomar medidas para manejar, evitar y/o reducir el taponado o fuga basados en la medida de presión superior tomada.
La FIG.3 ilustra una herramienta de fondo del pozo 120 que puede bajarse en un extremo del cable eléctrico 19 hacia el pozo de sondeo 12 penetrando el yacimiento 14. La herramienta
de fondo del pozo 120 puede tener y/o incluir el primer y segundo componente 16, 18. En modalidades, el primer y segundo componente 16, 18 pueden ser obturadores simples que tienen los puertos primarios y secundarios 26a, 26b. Como se muestra, el primer componente 16 puede tener al menos un puerto primario 26a y al menos un puerto secundario 26b, que puede extenderse hacia, empotrarse y/o estar adyacente a al menos una parte de las paredes 30 del yacimiento 14 inflando el elemento obturador 28 asociado con el primer componente 16. El segundo componente 18 puede tener al menos un puerto primario 26a y al menos un puerto secundario 26b, que puede extenderse hacia al menos una parte de las paredes 30 del yacimiento 14 inflando el elemento obturador 28 asociado con el segundo componente 18. Además, el primer y segundo componente 16, 18 puede incluir una entrante periférica en comunicación fluida con el al menos un puerto primario 26a y/o el al menos un puerto secundario 26b. Además, uno o más sensores 32 puede ubicarse y/o colocarse en, dentro y/o adyacente a al menos uno de los puertos primarios y secundarios 26a, 26b del primer y segundo componente 16, 18 como se muestra en la FIG.3.
Los puertos primarios y secundarios 26a, 26b del primer componente 16 pueden unirse, acoplarse y/o conectarse a, por ejemplo, una bomba de extracción 70 (en lo sucesivo "la bomba
70"). La bomba 70 del primer componente 16 puede utilizarse y/o activarse para proveer y/o crear uno o más pulsos de flujo en el yacimiento 14 bombeando fluido del yacimiento 14 en uno o más de los puertos primarios y secundarios 26a, 26b del primer componente 16. Los flujos de fluido en el pozo de sondeo 12 y/o el yacimiento 14 pueden controlarse por los uno o más pulsos de flujo provistos por y/o creados por la bomba 70. Una o más válvulas 58 del primer componente 16 pueden proveer comunicación fluida entre la bomba 70 y los puertos primarios y secundarios 26a, 26b mediante las lineas de flujo 64 del primer componente 16. En una modalidad, los puertos primarios y secundarios 26a, 26b pueden ser cámaras de descarga que pueden configurarse para controlar y/o regular velocidades de flujo de fluidos en los puertos primarios y secundarios 26a, 26b, respectivamente. Por ejemplo, los puertos primarios y secundarios 26a, 26b pueden ser cámaras de descarga con válvulas controlables que pueden controlar y/o regular velocidades de flujo de fluidos en los puertos primarios y secundarios 26a, 26b, respectivamente.
En modalidades, las una o más válvulas 58 del primer componente 16 pueden activarse para aislar al menos un puerto primario 26a y el sensor 32 asociado con el al menos un puerto primario 26a del primer componente 16 o al menos un puerto secundario
26a y el sensor 32 asociado con al menos un puerto secundario 26b del primer componente 16. Las una o más válvulas 58 del primer componente 16 pueden acoplarse a al menos un puerto primario 26a del primer componente 16 y/o el al menos un puerto secundario 26b del primer componente 16.
Los puertos primarios y secundarios 26a, 26b del segundo componente 18 pueden unirse, acoplarse y/o conectarse a un pistón de extracción 60 (en lo sucesivo "el pistón 60"). El pistón 60 puede utilizarse y/o activarse para proveer y/o establecer una comunicación de presión entre lineas de flujo 64 del segundo componente 18 y el yacimiento 14, por ejemplo rompiendo una costra de lodo 62, como se muestra en la FIG.2, que puede estar revistiendo al menos una parte de la pared 30 del pozo de sondeo 12 y/o puede estar atrapado en uno o más de los puertos primarios y secundarios 26a, 26b del componente secundario 18. Una o más válvulas 58 del segundo componente 18 pueden proveer comunicación fluida entre el pistón 60 y los puertos primarios y secundarios 26a, 26b del segundo componente 18. El pistón 60 puede también utilizarse y/o activarse para bombear fluido del yacimiento 14. Como resultado, el flujo de fluido dentro del pozo de sondeo 12 y/o el yacimiento 14 puede controlarse por el pistón 60.
En modalidades, las una o más válvulas 58 del segundo componente 18 pueden activarse para aislar al menos un puerto primario 26a y el sensor 32 asociado con el al menos un puerto primario 26a del segundo componente 18 o al menos un puerto secundario 26á y el sensor 32 asociado con al menos un puerto secundario 26b del segundo componente 18. Las una o más válvulas 58 del segundo componente 18 pueden acoplarse a al menos un puerto primario 26a del segundo componente 18 y/o el al menos un puerto secundario 26b del segundo componente 18.
Puede determinarse una respuesta de presión del yacimiento 14 a uno o más pulsos de flujo creados y/o provistos en puertos primarios y secundarios 26a, 26b del primer componente 16 mediante la bomba 70. Los uno o más sensores 32 del primer y segundo componente 16, 18 puede tomar, indexar, registrar y/o almacenar, por ejemplo, una o más medidas de presión asociadas con la respuesta de presión del yacimiento 14 a los uno o más pulsos de flujo. Las una o más medidas tomadas pueden transmitirse de los uno o más sensores 32 al transceptor 22, que pueden incorporarse al primer y segundo componente 16, 18, mediante el campo electromagnético 23 como se muestra en las FIG. 1-3. Uno o más valores de permeabilidad indicadores de la permeabilidad el yacimiento 14 pueden determinarse, calcularse y/u obtenerse por el primer y segundo componente 16, 18 en
función de las una o más medidas de presión tomadas por los uno o más sensores 32 del primer y segundo componente 16, 18. En una modalidad, la herramienta de fondo del pozo 120 puede activar selectivamente los puertos primarios y secundarios 26a, 26b para que fluya y monitorearse de modo que pueda construirse una imagen de permeabilidad de grano grueso de la pared 30 del pozo de sondeo 12.
En modalidades, los puertos primarios y secundarios 26a, 26b del primer y segundo componente 16, 18 pueden acoplarse al pistón 60 y la bomba 70. Adicionalmente, una o más válvulas 58 pueden ubicarse entre la bomba y el pistón de extracción que puede estar cerrado para aislar selectivamente al menos uno de la bomba y el pistón de extracción de los puertos primarios y secundarios 26a, 26b. Uno o más de los puertos primarios y secundarios 26a, 26b del primer y segundo componente 16, 18 pueden unirse, acoplarse y/o conectarse a al menos uno del pistón y bomba de extracción mediante una o más lineas de flujo longitudinales (no se muestra en los dibujos) que puede extenderse a lo largo de al menos una parte de una longitud de la herramienta de fondo del pozo 120.
Los puertos primarios y secundarios 26a, 26b del primer y segundo componente 16, 18 pueden ser, por ejemplo, circulares,
rectangulares, ovalados y/o similares. En modalidades, los puertos primarios y secundarios 26a, 26b del primer y segundo componente 16, 18 pueden o no necesariamente tener una forma y/o tamaño similar o sustancialmente similar. Por ejemplo, los puertos primarios y secundarios 26a, 26b del primer componente 18 que pueden acoplarse a la bomba 70 y/o pueden crear un pulso de flujo que puede ser más largo o sustancialmente más largo y/o más elongado que los puertos primarios y secundarios 26a, 26b del segundo componente 18 que puede acoplarse al pistón 60.
La FIG.4 ilustra una vista en perspectiva de un sistema 126 que puede ilustrar otra modalidad de al menos uno del primer y segundo componente 16, 18 como se muestra en la FIG.3. El sistema 126 puede ser, por ejemplo, un obturador simple con una capa exterior 152 que puede extenderse para formar un cierre con al menos una parte de la pared 30 del yacimiento 14. Un depósito infiable interior 201, como se muestra en la FIG. 5, puede estar ubicada dentro de un interior de la capa exterior 152. El depósito infiable interior 201 puede inflarse y/o desinflarse por y/o con, por ejemplo, un fluido presurizado por una bomba mediante un puerto en el mandril 144. Los accesorios mecánicos 146 pueden colocarse en extremos opuestos de la capa exterior 152, y uno de los accesorios mecánicos 146
pueden unirse, acoplarse y/o conectarse a uno o más miembros de flujo 140 giratorios y/o pivotantes para adaptar la expansión de la capa exterior 152 por el depósito infiable interior 201.
La capa exterior 152 puede tener uno o más puertos 52 a través de los cuales se puede extraer fluido de al menos una parte de la pared 30 del yacimiento 14 cuando la capa exterior 152 puede extenderse hacia, empotrarse y/o estar adyacente a al menos una parte de la pared 30 del yacimiento 14, como se muestra en la FIG.2. El conjunto de sensores 54 y/o uno o más sensores 32 pueden colocarse y/o ubicarse en, dentro y/o adyacentes a los uno o más puertos 52 del sistema 126. Los uno o más puertos 52 puede elongarse y empotrarse radialmente hacia la capa exterior 152. Uno o más tubos 154 pueden unirse, acoplarse y/o conectarse a los uno o más puertos 52 para dirigir el fluido recogido del yacimiento 14 a al menos uno de los accesorios mecánicos 146. Los uno o más tubos 154 puede estar al menos parcialmente empotrado en la capa exterior 152 y por ende moverse radialmente hacia afuera y radialmente hacia adentro durante el proceso de inflado y desinflado del depósito inflable interior 201.
Los uno o más miembros de flujo 140 pueden unirse, acoplarse
y/o conectarse, a través de un colector de fluidos, a la linea de flujo 64 como se muestra en la FIG.4. Cada uno de los uno o más miembros de flujo 140 puede definir y/o proveer una vía de flujo para dirigir la transferencia de flujo desde el tubo 154 a donde cada uno de los uno o más miembros de flujo 140 pueden unirse, acoplarse y/o conectarse. Por ejemplo, los uno o más miembros 140 pueden ser huecos y/o pueden tener generalmente forma de S y diseñarse para tener unión y/o conexión pivotante tanto con el accesorio mecánico 146 correspondiente como con los tubos 154 correspondientes.
En modalidades los uno o más sensores 32 pueden proveerse en el sistema 126. Por ejemplo, los uno o más sensores 32 pueden ubicarse y/o colocarse en los uno o más puertos 52, en los tubos 154, o en otros lugares de flujo dentro del sistema 126. Los uno o más sensores 32 del sistema 126 puede configurarse para tomar las una o más medidas y para transmitir inalámbricamente las una o más medidas tomadas al transceptor 22 que pueden proveerse dentro del sistema 126 mediante el campo electromagnético 23 como se muestra en la FIG.2.
En modalidades, el primer y segundo componente 16, 18 y/o el sistema 126 pueden proveer un volumen de almacenamiento más pequeño o sustancialmente más pequeño al compararse con
volúmenes de almacenamiento asociados con, por ejemplo, obturadores dobles o tipo pórtico. Un volumen de almacenamiento pequeño o sustancialmente más pequeño puede facilitar y/o acelerar las pruebas, como, por ejemplo, formaciones de baja movilidad. Como resultado, el primer y segundo componente 16, 18 y/o el sistema 126 pueden brindar ventajas para las pruebas, como, por ejemplo, la prueba IPTT. Como se muestra en las FIG. 5 y 6, los volúmenes de almacenamiento pueden volverse más pequeños o sustancialmente más pequeños con, por ejemplo, al menos un pistón 211a que puede integrarse en el sistema 126 (como se muestra en la FIG.5). Para asegurar el aislamiento del puerto mientras es capaz de fluir, una o más válvulas 58 pueden unirse, acoplarse y/o conectarse entre el puerto 52 y la bomba 70 y/o el pistón 60 como se muestra en la FIG.3.
La FIG.5 ilustra una vista de corte del sistema 126 como se muestra en la FIG.4. Los uno o más tubos 154 pueden estar al menos parcialmente empotrados en la capa exterior 152 que puede extenderse hacia al menos una parte de la pared 30 del yacimiento 14 inflando el depósito inflable interior 201. Un cartucho de sensor 215 puede conectarse, unirse, disponerse y/o colocarse en un extremo del tubo 154. El cartucho de sensor 215 puede proveer y/o incluir los uno o más sensores 32 que pueden, en modalidades, estar en comunicación de presión con
el puerto 52 del sistema 126. Como resultado, los uno o más sensores 32 pueden acoplarse al puerto 52. Los uno o más sensores 32 pueden estar en comunicación con el transceptor 22 y/u otros dispositivos electrónicos que pueden incorporarse en y/o proveerse por el sistema 126 mediante las señales inalámbricas que pueden transmitirse en el campo electromagnético 23 como se muestra en la FIG. 2. En modalidades, los uno o más sensores 32 pueden estar en comunicación con la electrónica del sistema 126 mediante una conexión por cable. Asimismo, las una o más medidas tomadas por uno o más sensores 32 pueden también almacenarse en un chip de memoria (no se muestra en los dibujos) del cartucho de sensor 215. En un ejemplo, el cartucho de sensor 215 puede implementarse con, por ejemplo, un tapón inteligente como se describe en la patente estadounidense N.° 6,234,257 que se incorpora a la presente en su totalidad.
Un pistón de pre-prueba 211a puede también proveerse, colocarse y/o disponerse en, dentro de y/o adyacente al tubo 154. Además, el presente pistón 211a puede acoplarse a y/o integrarse en el puerto 52 como se muestra en la FIG.5. Uno o más posiciones del pistón de pre-prueba 211a puede determinarse de manera precisa y/o controlarse por, por ejemplo, uno o más imanes permanentes 227a y/o bobinas o sensores efecto Hall 217a. Las
bobinas 217a pueden accionarse electricamente y cooperar con los uno o más imanes permanentes 227a para formar un motor lineal configurado para accionar el pistón de pre-prueba 211a. Mientras el pistón de pre-prueba 211a puede ser un pistón de extracción, otros tipos de mecanismos de bombeo pueden adicionalmente proveerse, colocarse y/o disponerse en, dentro de y/o adyacente al tubo 154 y/o integrarse en el puerto 52.
La FIG.6 es una vista de corte del sistema 126 como se muestra en la FIG.4. Los uno o más tubos 154 pueden estar al menos parcialmente empotrados en la capa exterior 152 que puede extenderse hacia al menos una parte de la pared 30 del yacimiento 14 inflando el depósito inflable interior 201. Una válvula pasiva 270 puede utilizarse y/o proveerse para aislar las variaciones de presión que ocurren en el puerto 52 de las variaciones de presión que ocurren en al menos una parte del tubo 154 y el sistema 126. La válvula pasiva 270 puede integrarse en y/o acoplarse al puerto 52. La válvula pasiva 270 puede configurarse para aislar las variaciones de presión que ocurren en el puerto 52, al menos cuando la presión en al menos una parte del tubo 154 puede ser mayor. Por ejemplo durante las pruebas de un pozo que perdió el equilibrio, la presión en el puerto 52 puede ser inferior a la presión de la formación y/o presión del pozo. En modalidades, la válvula
pasiva 270 puede ser una válvula de retención de tipo accionado por resorte o de tipo puente. La válvula pasiva 270 puede configurarse y/o adaptarse para permitir que el fluido se extraiga de la pared 30 del yacimiento 14. En modalidades, la válvula pasiva 270 puede ser más fácil o sustancialmente más fácil de envasar que una válvula activa que puede utilizar energía eléctrica o hidráulica y/o dispositivos electrónicos. Los uno o más sensores 32 pueden estar en comunicación con el puerto 52 para tomar las una o más medidas en el puerto 52 que pueden transmitirse por señales inalámbricas al transceptor 22 y/o dispositivos electrónicos del sistema 126 en el campo electromagnético 23 como se muestra en la FIG.2.
En modalidades, los uno o más sensores 32 que se muestran en la FIG.6 pueden proveerse y/o colocarse dentro de o sobre una capa de sellado 202. Por ejemplo, al menos uno de los sensores 32 pueden colocarse dentro de la capa de sellado 202 que puede ser una piel sensible a la presión ubicada y/o colocada dentro y/o adyacente al puerto 52. En modalidades, la capa de sellado 202 puede fijarse, colocarse, unirse y/o conectarse a al menos una parte del primer componente 16 y/o el segundo componente 18. La capa de sellado 202 puede disponerse al menos parcialmente al mismo nivel que el puerto 52. La capa de sellado 202 puede tener capas conductoras separados por un material
dieléctrico compresible, que puede provocar una variación de capacidad como resultado de un cambio de presión que puede ocurrir en, dentro de y/o adyacente al puerto 52.
La FIG.7 ilustra un sistema 326, que puede ser otra modalidad de al menos uno del primer y segundo componente 16, 18 como se muestra en la FIG. 1, exhibiendo los puertos primarios y secundarios 26a, 26b. Por ejemplo, el sistema 346 puede ser un obturador simple con puertos primarios y secundarios 26a, 26b y/o pueden proveer aislamiento entre uno o más de los puertos primarios y secundarios 26a, 26b. Como resultado, los puertos primarios y secundarios 26a, 26b del sistema 326 pueden proveer y/o utilizarse como un conjunto de puertos. Un pistón simple puede acoplarse a una válvula de distribución giratoria, como, por ejemplo, una válvula de distribución giratoria o indexador giratorio 354 como se muestra en la FIG. 8, que puede configurarse y/o adaptarse para utilizar uno o más de los puertos primarios y secundarios 26a, 26b como puertos de sumidero sucesivos. En modalidades, la válvula de distribución giratoria puede ser una de las válvulas 58 que pueden unirse, conectarse y/o acoplarse a los puertos primarios y secundarios de modo que uno o más de los puertos primarios y secundarios
26a, 26b puedan utilizarse como puertos de sumidero sucesivos.
Los puertos primarios y secundarios 26a, 26b pueden proveerse, posicionarse y/o colocarse en el sistema 326 como el anillo/puerto de sumidero de presión, que puede colocarse más próximo a un puerto de sumidero de presión en dirección axial lo antes posible. Teniendo puertos primarios y secundarios 26a, 26b poco espaciados, la caracterización de la variación de permeabilidad del yacimiento 14 próximo o sustancialmente próximo al sistema 326 puede determinarse, estimarse y/u obtenerse en función de las una o más medidas tomadas por los sensores 32 que pueden colocarse en, dentro de o adyacentes a los puertos primarios y secundarios 26a, 26b. Por ejemplo, las variaciones locales de la permeabilidad del yacimiento 14 debido a heterogeneidades intrínsecas de la roca y/o infiltración de partículas o daño de rocas que puede ocurrir en el pozo de sondeo 12 pueden caracterizarse próximas o sustancialmente próximas al sistema 326 por las una o más medidas tomadas por los sensores 32.
Además, utilizar los puertos primarios y secundarios 26a, 26b como puertos de sumidero de presión sucesivos, puede obtenerse una imagen de permeabilidad de la formación en función de las una o más medidas tomadas por los sensores 32 del sistema 326. Al usar sucesivamente uno de los puertos primarios y secundarios 26a, 26b como puerto de sumidero, y uno o más
puertos diferentes de los puertos primarios y secundarios 26a, 26b como puntos de puertos de observación, pueden generarse múltiples patrones de flujo en función de las una o más medidas tomadas por los uno o más sensores 326. Por ejemplo, las trazas de presión medidas en los puertos de observación luego de un periodo de flujo en uno o más de los puertos de sumidero pueden invertirse conjuntamente, y las direcciones de anisotropía de la formación asi como también la heterogeneidad de la formación, que puede incluir fracturas de la formación, pueden estimarse, determinarse y/o calcularse próximas o sustancialmente próximas al sistema 326. Las medidas de dos puertos de observación puede no ser suficiente para distinguir las heterogeneidades en la formación, como, por ejemplo, distinguir cambios locales de la permeabilidad de anisotropía y/o distinguir una diferencia de comportamiento de flujo en una dirección en comparación con otra dirección en una región extendida de la presencia de fracturas de la formación.
El sistema 326, como se muestra en la FIG.7, tiene una capa exterior 340 que es extensible para formar un cierre con al menos una parte de las paredes 30 del yacimiento 14 que puede estar rodeando el sistema 326. Un depósito interior inflable 358 puede ubicarse, colocarse y/o disponerse dentro de un interior de la capa exterior 340. El depósito interior 358
puede inflarse y desinflarse por un fluido presurizado con una bomba (no se muestra en los dibujos) que puede incorporarse al sistema 326. Los accesorios mecánicos 346 pueden ubicarse, colocarse y/o disponerse en extremos opuestos 382 de la capa exterior 340 y/o pueden tener múltiples miembros de flujo pivotantes 384 que pueden configurarse para adaptar la expansión de la capa exterior 340 por el depósito infiable 358.
La capa exterior 340 puede tener los puertos primarios y secundarios 26a, 26b a traves de los cuales el fluido puede extraerse y/o recogerse del yacimiento 14 cuando la capa exterior 340 se expande contra la pared 30 del yacimiento 14. Los uno o más sensores 32 pueden colocarse, ubicarse y/o proveerse en, dentro y/o adyacentes a los puertos primarios y secundarios 26a, 26b del sistema 326. Los puertos primarios y secundarios 26a, 26b pueden empotrarse radialmente en la capa exterior 340. Múltiples tubos 354a, 354b pueden unirse, acoplarse y/o conectarse a los puertos primarios y secundarios 350a, 350b, respectivamente, para dirigir el fluido extraído y/o recogido del yacimiento 14 a al menos uno o ambos accesorios mecánicos 346. Los tubos 354a, 354b pueden estar al menos parcialmente empotrados en la capa exterior 340 y por ende pueden moverse radialmente hacia afuera y/o radialmente hacia adentro durante el inflado y desinflado del depósito infladle
358. Por ejemplo, los tubos alternos 354a pueden unirse, acoplarse y/o conectarse a dos puertos primarios 26a ubicados en intervalos axialmente periféricos 302 y 304, del sistema 326 y/o que pueden aislarse uno del otro. Los tubos alternos 354b pueden unirse, acoplarse y/o conectarse a un puerto central individual 350b ubicado en el intervalo central 398 del sistema 326.
Miembros de flujo giratorios 384 pueden ubicarse, colocarse y/o proveerse en cada accesorio mecánico 346 y/o pueden acoplarse a través de un colector de fluido 310, como se muestra en la FIG.8 a lineas de flujo (no se muestra en los dibujos) en el sistema 326. Cada miembro de flujo pivotante 384 puede ser, por ejemplo, hueco y/o puede definir una vía de flujo para dirigir el fluido del tubo 354a y/o 354b al cual puede conectarse cada miembro de flujo pivotante 384. Los miembros de flujo pivotantes 384 pueden tener, por ejemplo, generalmente forma de S y diseñarse para la conexión pivotante tanto con el accesorio mecánico 346 correspondiente como los tubos 354a, 354b correspondientes.
La FIG.8 ilustra el sistema 326, como se muestra en la FIG. 7, que puede tener múltiples miembros de flujo pivotantes 384a, 384b, 386a, 386b que pueden estar dispuestos, por ejemplo, en
un extremo superior 382 del obturador simple. El colector de fluidos 310 puede unirse, conectarse y/o acoplarse al sistema 326. Además, el colector de fluidos 310 puede tener múltiples lineas de flujo de distribución 358, 362 que pueden estar unidas, acopladas y/o conectadas a uno de los múltiples miembros de flujo pivotantes 384a, 384b, 386a, 386b. Por ejemplo, cuatro lineas de flujo de distribución pueden unirse, acoplarse y/o conectarse a cuatro puertos primarios 26a que pueden ubicarse en el intervalo central 398. Por lo tanto, la linea de flujo de distribución 362 puede estar, por ejemplo, unida, acoplada y/o conectada a uno de los miembros de flujo pivotantes 386a, 286b, y la linea de flujo de distribución 358 puede estar, por ejemplo, unida, acoplada y/o conectada a un miembro de flujo pivotante (no se muestra en los dibujos) diametralmente opuesto a uno de los miembros de flujo pivotantes 384a, 384b. De manera similar, otras lineas de flujo de distribución (no se muestran en los dibujos) pueden unirse, acoplarse y/o conectarse a uno de los miembros de flujo pivotantes 384a, 384b. En modalidades, algunos miembros de flujo pivotantes, como, por ejemplo, los miembros de flujo pivotantes 384b, 386b, pueden no acoplarse al colector de fluidos 310.
El colector de fluidos 310 comprende una cámara de distribución
340 que puede unirse, acoplarse y/o acoplarse a una linea de flujo 341. La linea de flujo 341 puede extenderse en el sistema 326, por ejemplo, para estar en comunicación fluida con la bomba 70 y/o pistón 60 que puede proveerse y/o incorporarse al sistema 326. El indexador giratorio 354 puede ubicarse, posicionarse y/o colocarse en la cámara 340 y/o puede configurarse para accionar selectivamente miembros de válvula, como, por ejemplo, miembros de válvula 371, 372, de modo que la linea de flujo 341 pueda acoplarse selectivamente a al menos uno de los puertos primarios y secundarios 26a, 26b del sistema 326. Como se muestra en la FIG.8, la linea de flujo 341 puede unirse, acoplarse y/o conectarse al puerto secundario 26b ubicado en el intervalo central 398 del sistema 326 mediante uno de los miembros de flujo pivotantes 386a, 386b y/o un tubo 324 acoplado al puerto secundario 26b.
El indexador giratorio 354 puede moverse, rotar y/o accionarse por un eje 352 acoplado a una serie de engranajes 348, 350. En modalidades, el indexador giratorio 353 puede impulsarse por un accionador lineal (no se muestra en los dibujos) o puede ser un sistema de válvulas solenoides. Los engranajes 348, 350 pueden moverse y/o accionarse por un motor eléctrico 344 mediante un eje 346. El motor eléctrico 344 puede encenderse y/o activarse mediante un impulsor 306, acoplado a una fuente
de energía eléctrica (no se muestra en los dibujos).
En funcionamiento, la bomba 70 y/o el pistón 60 que pueden proveerse en el sistema 326 pueden utilizarse y/o accionarse para extraer fluido de manera satisfactoria del puerto secundario 26b, como lo ilustra la flecha ascendente 316. El índice giratorio 354 puede configurarse para cerrar los miembros de válvula, como, por ejemplo, los miembros de válvula 371, 372 cuando, por ejemplo, en una posición intermedia entre una primera posición donde un primer miembro de válvula 371 puede estar abierto y una segunda posición donde un segundo miembro de válvula 372 diferente del primer miembro de válvula 371 puede estar abierto. El índice giratorio 354 puede también configurarse para abrir los miembros de válvula, como, por ejemplo, los miembros de válvula 371, 372 cuando están, por ejemplo, en posición angular.
La FIG.9 es una vista en perspectiva de un sistema 400 que ilustra otra modalidad del primer y segundo componente 16, 18 como se muestra en la FIG.3 y el sistema 326 como se muestra en la FIG.7. El sistema 400 puede tener los puertos primarios y secundarios 26a, 26b, como se muestra en las FIG.3 y 7, que pueden acoplarse de manera fluida a un anillo embutido 402 que puede abarcar un perímetro de una capa exterior 404 del sistema
400. Uno o más sensores 32 pueden ubicarse, posicionarse y/o proveerse en, dentro y/o adyacente a los uno o más puertos primarios y secundarios 26a, 26b. Uno o más puertos de sumidero de anillo 406 puede proveerse en, dentro y/o adyacente a la capa exterior 404 del sistema 400. Los uno o más puertos de sumidero de anillo 406 pueden utilizarse y/o accionarse para generar, por ejemplo, una perturbación de presión en el yacimiento 14. Los uno o más sensores 32 pueden tomar una o más medidas asociadas con la perturbación de presión en el yacimiento 14 que puede haberse generado por los uno o más puertos de sumidero de anillo 406. Las una o más medidas tomadas por los uno o más sensores 32 pueden transmitirse inalámbricamente al transceptor 22 que pueden proveerse y/o incorporarse al sistema 400 mediante el campo electromagnético 23.
La FIG.10 ilustra una vista desarrollada de una herramienta de fondo del pozo 500 que puede ser otra modalidad de la herramienta de fondo de pozo 120 como se muestra en la FIG.3. La herramienta de fondo del pozo 500 puede ser, por ejemplo, una herramienta de prueba de la formación y/o puede tener el primer y segundo componente 16, 18. En modalidades, el primer y segundo componente 16, 18 pueden ser obturadores simples que pueden tener los puertos primarios y secundarios 26a, 26b como
se muestra en la FIG.3. Los uno o más sensores 32 pueden ubicarse, posicionarse y/o proveerse en, dentro y/o adyacente a los puertos primarios y secundarios 26a, 26b del primer y segundo componente 16, 18 de la herramienta de fondo del pozo 500. Los uno o más sensores 32 pueden transmitir una o más medidas tomadas al transceptor 22 que pueden proveerse por y/o incorporarse a la herramienta de fondo del pozo 500 mediante el campo electromagnético 23.
Usando uno o más espaciadores extensibles y/o móviles 502 (en lo sucesivo "los espaciadores 502"), el espaciamiento 504 entre el primer y segundo componente 16, 18 puede ajustarse a un espesor del yacimiento 14 para analizarse y/o a una profundidad a la que puede monitorearse el flujo de fluido en el yacimiento 14. Los espaciadores 502 pueden configurarse para tener longitudes variables, y el espaciamiento 504 entre el primer y segundo componente 16, 18 puede ajustarse en el fondo de pozo, cuando, por ejemplo, la herramienta de fondo del pozo 500 puede bajarse en el pozo de sondeo 12. Para una correcta interpretación, el espaciamiento 504 entre el primer y segundo componente 16, 18 puede conocerse y/o medirse en instancias en que el primer y segundo componente 16, 18 pueden tener longitudes variables. La bomba 70 puede proveerse por, incorporarse a y/o conectarse al primer componente 16 de la
herramienta de fondo del pozo 500 como se muestra en la FIG. 3. En modalidades, la bomba 70 de la herramienta de fondo del pozo 500 puede utilizarse y/o accionarse para generar un pulso de flujo en el yacimiento 14. El pulso de flujo puede ser de una magnitud mayor debido a que las presiones en el pozo de sondeo 12 que pueden ser menores y mayores que el primer componente 16 pueden estar equilibradas, y un diferencial de presión puede no estar limitado por una fuerza resultante que puede aplicarse en el segundo componente 18 de la herramienta de fondo del pozo 500. Asimismo, los puertos primarios y secundarios 26a, 26b del primer componente 16 pueden ser puertos de mayor tamaño. Como resultado, la resistencia a la extracción de fluidos por la bomba 70 puede reducirse en función de los puertos de mayor tamaño. Asimismo, la bomba 70 puede estar relativamente menos limitada por la energía disponible del primer componente 16 en función de los puertos de mayor tamaño.
En modalidades, el primer componente 16 puede proveer y/o tener la válvula pasiva 270 y/o el sensor 32 en, próximo y/o adyacente a o acoplado al puerto 52, que puede proveerse por el primer componente 16, como se muestra, por ejemplo, en la FIG.4. En modalidades, el primer componente 16 puede proveer el indexador giratorio 354, como se muestra, por ejemplo, en la FIG.8. Como
resultado, las respuestas de presión, como, por ejemplo, la acumulación de presión que puede resultar de un pulso de flujo generado en el primer componente 16 puede monitorearse independientemente y/o puede utilizarse para invertir un modelo de flujo de la formación que puede tener al menos algún nivel de anisotropia.
El segundo componente 18 puede proveer y/o tener el pistón de pre-prueba 211a, como se muestra en la FIG. 5, que puede utilizarse para romper la costra de lodo 62 del yacimiento 14 como se muestra en la FIG.2. En modalidades, el pistón de pre prueba 211a puede utilizarse para proveer al menos un equilibrio relativamente rápido entre la presión en el puerto primario y secundario 26a, 26b del segundo componente 18 y la presión en el yacimiento 14 adyacente a o sustancialmente adyacente a los puertos primarios y secundarios 26a, 26b del segundo componente 18 que sistemas que tienen una linea de flujo/puerto con un volumen mayor o sustancialmente mayor.
La FIG.11 ilustra una vista desarrollada de una herramienta de fondo del pozo 600 que puede ser otra modalidad de la herramienta de fondo de pozo 500 como se muestra en la FIG. 10. La herramienta de fondo del pozo 600 puede tener el primer y segundo componente 16, 18, un tercer componente de fondo del
pozo 602 y/o un cuarto componente de fondo del pozo 604. En modalidades, el primer y segundo componente 16, 18, el tercer componente de fondo del pozo 602 y/o el cuarto componente de fondo del pozo 604 (denominados de manera colectiva en lo sucesivo "el primer, segundo, tercer y cuarto componentes 16, 18, 602, 604") pueden ser obturadores simples que tienen los puertos primarios y secundarios 26a, 26b y/o los uno o más sensores 32 que pueden ubicarse, posicionarse y/o proveerse en, dentro y/o adyacentes a los puertos primarios y secundarios 26a, 26b como se muestra en la FIG.3. Los uno o más sensores
32 del primer, segundo, tercer y cuarto componentes 16, 18,
602, 604 pueden transmitir de manera inalámbrica una o más medidas tomadas al transceptor 22 que pueden proveerse por y/o incorporarse a la herramienta de fondo del pozo 600 mediante el campo electromagnético 23.
En modalidades, los puertos primarios y secundarios 26a, 26b y/o el primer, segundo, tercer y cuarto componentes 16, 18,
602, 604 pueden configurarse y/o adaptarse para proveer una o más sondas de sumidero y/o una o más sondas de observación. Uno o más espaciadores 502 pueden ubicarse y/o posicionarse entre el primer, segundo, tercer y cuarto componentes 16, 18, 602, 604 como se muestra en la FIG.11. Como resultado, pueden proveerse múltiples espaciamientos 504 entre el primer,
segundo, tercer y cuarto componentes 16, 18, 602, 604. Además, los múltiples espaciamientos 504 pueden proveerse entre una o más sondas de sumidero y/o una o más sondas de observación que puede lograrse utilizando una sarta de herramienta simple que tiene la herramienta de fondo del pozo 600. Asimismo, pueden generarse múltiples patrones de flujo en el yacimiento 14 por el primer, segundo, tercer y cuarto componentes 16, 18, 602,
604 de la herramienta de fondo del pozo 600.
En modalidades, los puertos primarios y secundarios 26a, 26b en el segundo componente 18 y el tercer componente 602 pueden utilizarse como puertos de sumidero y observaciones, y las medidas de presión tomadas por los sensores 32 pueden usarse para determinar un primer valor de permeabilidad del yacimiento 14 frente a, adyacente a o sustancialmente adyacente al segundo componente 18 y el tercer componente 602. Los puertos primarios y secundarios del primer componente 16 y el cuarto componente 604 pueden utilizarse como puertos de sumidero y observaciones, y las medidas de presión tomadas por los sensores 32 pueden utilizarse para determinar un segundo valor de permeabilidad del yacimiento 14 frente a, adyacente a o sustancialmente adyacente al segundo componente 18 y/o el tercer componente 602. De estar disponible, el segundo valor de permeabilidad puede corregirse para efectos de pozo de sondeo próximos o
adyacentes con medidas tomadas y/o realizadas usando los puertos primarios y secundarios 26a, 26b del tercer componente 602 y/o el cuarto componente 604 como puertos de sumidero y observaciones, asi como también medidas tomadas y/o realizadas usando los puertos primarios y secundarios 26a, 26b en el primer y segundo componente 16, 18 como puertos de puertos de sumidero y observaciones. Asimismo, puede generarse un pulso de flujo simultáneamente en el primer, segundo, tercer y cuarto componentes 16, 18, 602, 604, y la respuesta de presión, como, por ejemplo, la acumulación de presión, puede medirse también en el primer y segundo componente 16, 18. Las medidas de presión tomadas por los sensores 32 pueden utilizarse para determinar un tercer valor de permeabilidad del yacimiento 14 frente o adyacente al segundo componente 18 y/o al tercer componente 602. El primer valor de la permeabilidad puede ser representativo de una zona del yacimiento 14 que puede ser más llano que la zona del yacimiento 14 que puede estar representada por el segundo valor de permeabilidad. El tercer valor de la permeabilidad puede ser representativo de la permeabilidad horizontal del yacimiento 14, mientras que el primer y segundo valor de permeabilidad pueden verse al menos relativamente más afectados por la permeabilidad vertical del yacimiento 14. Las permeabilidades horizontal y vertical del yacimiento 14 pueden determinarse en función de uno o más del
primer, segundo y tercer valor de permeabilidad para el yacimiento 14. Además, las presiones de la formación determinadas de las acumulaciones dirigidas en los puertos primarios y secundarios 26a, 26b, en el primer componente 16, el segundo componente 18, el tercer componente 602 y/o el cuarto componente 604 pueden analizarse para administrar una densidad de fluido de la formación en el lugar y/o para determinar si las partes de la formación donde se establecen los cuatro componentes están comunicadas.
La FIG.12 ilustra una vista desarrollada de una herramienta de fondo del pozo 700 que puede ser otra modalidad de la herramienta de fondo de pozo 500 como se muestra en la FIG. 10. En una modalidad, la herramienta de fondo del pozo 700 puede ser una herramienta de prueba de formación de fondo de pozo. La herramienta de fondo del pozo 700 puede tener y/o incorporar el primer y segundo componente 16, 18, y/o el tercer componente de fondo del pozo 602 (denominados de manera colectiva en lo sucesivo "el primer, segundo y tercer componentes 16, 18, 602") que pueden ser obturadores simples que tienen los puertos primarios y secundarios 26a, 26b y/o los uno o más sensores 32 que pueden ubicarse, posicionarse y/o proveerse en, dentro y/o adyacentes a los puertos primarios y secundarios 26a, 26b como se muestra en la FIG.3. Los uno o
más sensores 32 del primer, segundo y tercer componentes 16,
18, 602 pueden transmitir de manera inalámbrica una o más medidas tomadas al transceptor 22 que pueden proveerse por y/o incorporarse a la herramienta de fondo del pozo 700 mediante el campo electromagnético 23.
En modalidades, un pulso de flujo puede generarse en el yacimiento 14 utilizando simultáneamente los puertos primarios y secundarios 26a, 26b de al menos dos del primer, segundo y tercer componentes 16, 18, 602 o del primer, segundo y tercer componentes 16, 18, 602. Como resultado, puede generarse un patrón de flujo más próximo ay/o sustancialmente similar a un flujo radial en el yacimiento 14 que puede ser más espeso o sustancialmente más espeso que una altura de uno del primer, segundo y tercer componentes 16, 18, 602. La respuesta de presión, como, por ejemplo, una acumulación puede medirse usando uno o más de los sensores 32 del primer, segundo y tercer componentes 16, 18, 602 que pueden estar en comunicación fluida con los puertos primarios y secundarios 26a, 26b del primer, segundo y tercer componentes 16, 18, 602.
Uno o más de las capas de sellado 202, como se muestra en la FIG. 6, pueden posicionarse entre y/o pueden unir uno o más del primer, segundo y tercer componentes 16, 18, 602 como se
muestra en la FIG.12. Las una o más capas de sellado 202 pueden extenderse hacia la pared 30 del yacimiento 14 cuando el depósito 201 que puede proveerse por y/o incorporarse en el primer, segundo y tercer componentes 16, 18, 602 pueden inflarse y/o expandirse. Como resultado, las una o más capas de sellado 202 pueden proveer y/o crear un sello adecuado entre al menos una parte de la pared 30 del yacimiento 14 y los puertos primarios y secundarios 26a, 26b del primer, segundo y tercer componentes 16, 18, 602. El sello adecuado provisto y/o creado por las una o más capas de sellado 202 pueden utilizarse cuando el yacimiento 14 puede tener baja permeabilidad y/o cuando el pozo de sondeo 12 puede tener la costra de lodo 62 que puede exhibir escasa eficacia de sellado con respecto al elemento obturador 28 del primer, segundo y tercer componentes 16, 18, 602. Asimismo, uno o más de los sensores 32 pueden colocarse dentro de o sobre las una o más capas de sellado 202 para tomar las una o más medidas en, próximo y/o adyacente a las una o más capas de sellado 202.
La FIG.13 ilustra una vista desarrollada de una herramienta de fondo del pozo 800 que puede ser otra modalidad de la herramienta de fondo de pozo 120 como se muestra en la FIG.3. La herramienta de fondo del pozo 800 puede tener y/o incorporar el primer y segundo componente 16, 18 que puede ser obturadores
simples. Cada uno del primer y segundo componente 16, 18 puede tener al menos dos filas de los puertos primarios y secundarios 26a, 26b. Por ejemplo, el primer componente 16 puede tener una primera fila 802 de los puertos primarios y secundarios 26a, 26b y/o una segunda fila 804 de los puertos primarios y secundarios 26a, 26b. Asimismo, el segundo componente 18 puede tener una primera fila 806 de los puertos primarios y secundarios 26a, 26b y/o una segunda fila 808 de los puertos primarios y secundarios 26a, 26b. El primer y segundo componente 16, 18 pueden tener y/o pueden incorporar los uno o más sensores 32 que pueden ubicarse, posicionarse y/o proveerse en, dentro y/o adyacente a los puertos primarios y secundarios 26a, 26b del primer y segundo componente 16, 18 como se muestra en la FIG.3. Los uno o más sensores 32 del primer y segundo componente 16, 18 pueden transmitir de manera inalámbrica una o más medidas tomadas al transceptor 22 que pueden proveerse por y/o incorporarse a la herramienta de fondo del pozo 800 mediante el campo electromagnético 23.
En modalidades, la primera fila 806 de los puertos primarios y secundarios 26a, 26b del segundo componente 18 puede utilizarse como puertos de sumidero y una respuesta de presión del yacimiento 14 puede medirse en espaciamientos cortos o relativamente cortos tomando una o más medidas de
espaciamientos cortos de presión con los sensores 32 de la segunda fila 808 de los puertos primarios y secundarios 26a, 26b del segundo componente 18 y/o utilizar la segunda fila 808 de los puertos primarios y secundarios 26a, 26b del segundo componente 18 como puertos de observación. Adicionalmente, en espaciamientos largos o sustancialmente largos, los sensores 32 de los puertos primarios y secundarios 26a, 26b del primer componente 16 pueden tomar una o más medidas de espaciamiento largo asociadas con la respuesta de presión y/o la primera fila 802 y/o la segunda fila 804 de los puertos primarios y secundarios 26a, 26b del primer componente 16 pueden utilizarse como puertos de observación.
En modalidades, una de la primera fila 802 o segunda fila 804 de los puertos primarios y secundarios 26a, 26b del primer componente 16 puede utilizarse como puerto de sumidero. Una respuesta de presión del yacimiento 14 puede medirse por una o más medidas tomadas por los sensores 32 en un espaciamiento corto o sustancialmente corto utilizando la otra fila de puertos primarios y secundarios 26a, 26b del primer componente 16 como puertos de observación y/o tomando las una o más medidas de espaciamiento corto con los sensores 32 de la otra fila de puertos primarios y secundarios 26a, 26b del primer componente
16. Asimismo, la respuesta de presión del yacimiento 14 puede
medirse en espaciamientos largos utilizando los puertos primarios y secundarios 26a, 26b del segundo componente 18 como puertos de observación y/o tomando las una o más medidas de espaciamiento largo asociadas con la respuesta de presión mediante uno o más de los sensores 32 del segundo componente 18.
Las una o más medidas de espaciamiento corto tomadas por los uno o más sensores 32 pueden utilizarse para, por ejemplo, determinar valores de la permeabilidad de la formación en, próximos y/o adyacentes al pozo de sondeo 12 frente a y/o adyacente al primer y segundo componente 16, 18. Las una o más medidas de espaciamiento largo tomadas por los uno o más sensores 32 pueden corregirse para efectos próximos o adyacentes al pozo de sondeo que pueden haberse determinado previamente. Una o más medidas de espaciamiento largo corregidas pueden utilizarse para calcular, determinar y/u obtener valores de la permeabilidad del yacimiento lejos o sustancialmente lejos del pozo de sondeo 12 y/o entre el primer y segundo componente 16, 18. Como resultado, una imagen de la permeabilidad de la formación del yacimiento 14 puede determinarse y/u obtenerse en el lugar en función de las una o más medidas de espaciamiento corto y/o las una o más medidas de espaciamiento largo tomadas por los uno o más sensores 32
del primer y segundo componente 16, 18 de la herramienta de fondo del pozo 800. Por ejemplo, la permeabilidad de la zona de daño (en realidad movilidad), anisotropia de permeabilidad y/o movilidad de la formación no dañada pueden determinarse y/u obtenerse en función de las una o más medidas de espaciamiento corto y/o las una o más medidas de espaciamiento largo.
Los valores de la permeabilidad de la formación del yacimiento 14 que pueden determinarse, mediarse y/u obtenerse en el lugar próximo al pozo de sondeo 12 pueden analizarse para estimar una variabilidad local de la permeabilidad de la formación del yacimiento 14 y/o una desviación del promedio local relativo al valor de la permeabilidad de la formación más profundo en el yacimiento 14.
Los valores de permeabilidad medidos, por ejemplo, en laboratorio en muestras de núcleo de pared pueden ser representativos de la permeabilidad de la formación en una zona localizada próxima al pozo de sondeo 12. La variabilidad local y la desviación del promedio local pueden utilizarse para interpretar valores de permeabilidades medidas en muestras de núcleo de pared de, por ejemplo, un mismo pozo o en una misma formación. La seguridad de que la permeabilidad medida en una
muestra de núcleo particular puede ser representativa del yacimiento 14 a una escala mayor que puede determinarse de la variabilidad local y/o la desviación del promedio local. Además, al utilizar la variabilidad local y/o la desviación del promedio local que pueden medirse en el lugar, un programa de sondeo en el mismo pozo y/o en la misma formación puede diseñarse y/o dirigirse a tomar suficiente núcleo de modo que un valor promedio de la permeabilidad medida en un subconjunto de muestras de núcleo pueda ser representativo.
La imagen de la permeabilidad de la formación del yacimiento 14 determinado y/u obtenido con pruebas de interfaz de espaciamiento corto y largo puede utilizarse para identificar, por ejemplo, direcciones de fractura y cambios de dirección de una fractura en sentido opuesto al pozo de sondeo 12. Por ejemplo, un modelo de flujo que tiene una fractura puede invertirse usando medidas de pruebas de interferencia, imágenes de resistividad de pozo de sondeo y/u otras imágenes. A partir de la inversión, pueden ubicarse fracturas naturales y/o puede estimarse la permeabilidad de las fracturas naturales. La permeabilidad estimada de las fracturas naturales puede utilizarse, por ejemplo, para el diseño de trabajos de bolsa de fracturante para evitar perder el fluido de fracturación en fracturas ya existentes, y/o para evitar crear fracturas que
puedan unirse rápidamente a una o más fracturas existentes.
Las FIG. 14 y 15 ilustran configuraciones adicionales de herramienta de fondo del pozo 900 y/o herramienta de fondo del pozo 1000 (denominadas de manera colectiva "herramientas de fondo del pozo 900, 1000"), respectivamente, que pueden generar y/o crear uno o más pulsos de flujo por el segundo componente 18. Las herramientas de fondo del pozo 900, 1000 pueden ser ilustraciones de otra modalidad de la herramienta de fondo del pozo 120 como se muestra en la FIG.3 que puede proveer y/o incorporar el primer y segundo componente 16, 18. El primer y segundo componente 16, 18 de la herramienta de fondo del pozo 900 pueden ser obturadores simples que tienen los puertos primarios y secundarios 26a, 26b y/o los sensores 32 que pueden colocarse, posicionarse y/o proveerse en, dentro y/o adyacentes a los puertos primarios y secundarios 26a, 26b como se muestra en la FIG.3. Los uno o más sensores 32 del primer y segundo componente 16, 18 pueden transmitir de manera inalámbrica una o más medidas tomadas asociadas con los uno o más pulsos de flujo al transceptor 22 que puede proveerse por y/o incorporarse a las herramientas de fondo del pozo 900, 1000 mediante el campo electromagnético 23 como se muestra en la
FIG. 3.
Como se muestra en la FIG.14, el segundo componente 18 puede tener los uno o más puertos de sumidero de anillo 406, como se muestra de manera similar en la FIG.9 que pueden utilizarse y/o accionarse para generar, por ejemplo, una perturbación de presión en el yacimiento 14. Los uno o más sensores 32 de la herramienta 900 pueden tomar una o más medidas asociadas con la perturbación de presión en el yacimiento 14 que puede haberse generado por los uno o más puertos de sumidero de anillo 406 del segundo componente 18. Las una o más medidas tomadas por los uno o más sensores 32 pueden transmitirse inalámbricamente al transceptor 22 de la herramienta de fondo del pozo 900.
Un puerto de sumidero de anillo 406 del segundo componente 18, que puede utilizarse como el puerto de sumidero de anillo de muestra, puede interponerse y/o colocarse entre otros dos puertos de sumidero de anillo 406 del segundo componente 18, que puede utilizarse como puertos de sumidero de anillo de guardia como se muestra en la FIG.14. Durante una operación de muestreo enfocado, el puerto de sumidero de anillo de muestra y/o los puertos de sumidero de anillo de guardia pueden utilizarse de modo que el tiempo necesario, por ejemplo, para adquirir una muestra y realizar la prueba IPTT en el yacimiento
14 puede reducirse o sustancialmente reducirse.
La herramienta de fondo del pozo 1000, como se muestra en la FIG. 15 puede tener y/o incorporarse un primer componente 16 que puede tener un puerto 52 como se muestra en la FIG.4 y/o un segundo componente 18 que puede tener los puertos primarios y secundarios 26a, 26b como se muestra en la FIG.1. El primer y segundo componente 16, 18 de la herramienta de fondo del pozo 1000 pueden ser, por ejemplo, obturadores simples. Uno o más sensores 32 pueden colocarse, posicionarse y proveerse en, dentro de o adyacentes al puerto 52 del primer componente 16 y/o los puertos primarios y secundarios 26a, 26b del segundo componente. Los sensores 32 de la herramienta de fondo del pozo 1000 puede tomar las una o más medidas y/o puede transmitir inalámbricamente las una o más medidas tomadas al transceptor 22 que pueden proveerse por y/o incorporarse en la herramienta de fondo del pozo 1000 mediante el campo electromagnético 23. Los espaciadores 502, como se muestra de manera similar en la FIG. 10, pueden conectar, unir y/o vincular el primer componente 16 y el segundo componente 18.
Si los puertos 52 del primer componente 16 y/o los puertos primarios y secundarios 26a, 26b del segundo componente 18 pueden configurarse como puertos periféricos con forma de anillo y no pueden proveer un sellado adecuado alrededor de un
perímetro del pozo de sondeo 12, los puertos periféricos pueden comprender una comunicación fluida eficaz con al menos una posición axial con respecto al yacimiento 14. Sin embargo, los puertos 52 del primer componente 52 y/o los puertos primarios y secundarios 26a, 26b del segundo componente 18 pueden configurarse como puertos puntuales que pueden no proveer un sellado adecuado alrededor del perímetro del pozo de sondeo 12 que pueden no comprometer la comunicación fluida eficaz con el yacimiento 14 de uno o más de los puertos 52 y/o los puertos primarios y secundarios 26a, 26b de la herramienta de fondo del pozo 1000 que puede colocarse en la misma posición axial con respecto al yacimiento 14.
Se apreciará que varias de los rasgos y funciones descritos anteriormente y otros rasgos y funciones, o alternativas de estos, pueden combinarse de forma deseada en muchos otros sistemas o aplicaciones diferentes. Asimismo, varias alternativas, modificaciones, variaciones o mejoras no previstas o no anticipadas en la presente pueden realizarse posteriormente por un experto en la téenica, y también se pretende que estén comprendidas por las siguientes reivindicaciones.
Claims (20)
1. Un sistema para tomar al menos una medida que comprende: un primer componente de fondo de pozo que tiene un elemento extensible y un primer puerto formado en una capa del elemento extensible; un transceptor inalámbrico conectado al primer componente de fondo de pozo, donde el transceptor inalámbrico se configura para transmitir al menos una señal inalámbrica; y un primer sensor inalámbrico ubicado en el primer puerto y de forma remota respecto del transceptor inalámbrico, donde el primer sensor inalámbrico se configura para recibir al menos una señal inalámbrica y tomar al menos una medida o realizar al menos una tarea relacionada con el pozo de sondeo o yacimiento subsuperficial alrededor del pozo de sondeo.
2. El sistema de acuerdo con la reivindicación 1, donde el primer sensor inalámbrico es un sensor de sistema microelectromecánico inalámbrico y el transceptor inalámbrico es un transceptor electromagnético inalámbrico.
3. El sistema de acuerdo con la reivindicación 1, que comprende además: una linea de flujo formada dentro de la capa del elemento extensible, que se extiende a través de al menos una parte del primer componente de fondo de pozo, y conectada al primer puerto.
4. El sistema de acuerdo con la reivindicación 3, que comprende además: al menos una válvula acoplada a la linea de flujo y configurada a al menos una de acceso abierto y cerrado a la linea de flujo y el primer puerto.
5. El sistema de la reivindicación 1, que comprende además: un segundo puerto formado dentro de la capa del elemento extensible y con un segundo sensor inalámbrico, donde el segundo sensor inalámbrico se configura para recibir las una o más señales inalámbricas.
6. El sistema de acuerdo con la reivindicación 5, que comprende además: al menos una válvula acoplada al primer puerto y al segundo puerto y configurada para aislar al menos uno del primer puerto y el segundo puerto.
7. El sistema de acuerdo con la reivindicación 1, que comprende además una capa de sellado conectada a al menos una parte del componente de fondo de pozo, donde un segundo sensor inalámbrico se ubica dentro de o sobre la capa de sellado.
8. Un método para tomar al menos una medida dentro de un pozo de sondeo formado en un yacimiento subsuperficial, que comprende: proveer un transceptor inalámbrico; extender una superficie exterior de un componente de fondo de pozo para quedar adyacente a al menos una parte de una pared del pozo de sondeo, donde el componente de fondo del pozo tiene un primer puerto formado en la superficie exterior y un primer sensor inalámbrico ubicado en el primer puerto; y accionar el primer sensor inalámbrico mediante al menos una señal inalámbrica recibida desde el transceptor inalámbrico de modo que el sensor inalámbrico toma al menos una medida tomada dentro de uno del pozo de sondeo y realiza una o más tareas dentro del pozo de sondeo.
9. El método de acuerdo con la reivindicación 8, que comprende además: transmitir la al menos una medida tomada del sensor inalámbrico al transceptor inalámbrico mediante al menos una señal inalámbrica.
10. El método de acuerdo con la reivindicación 8, donde la al menos una medida tomada por el primer sensor inalámbrico es al menos una medida de presión asociada con uno del pozo de sondeo y el yacimiento y son en respuesta a al menos un pulso de flujo creado dentro del yacimiento.
11. El método de acuerdo con la reivindicación 8, que comprende además: controlar el flujo de fluido dentro de uno del pozo de sondeo y el yacimiento mediante al menos una tarea realizada por el componente de fondo de pozo.
12. El método de acuerdo con la reivindicación 8, que comprende además: aislar al menos uno del primer puerto y un segundo puerto, formado una superficie exterior del componente de fondo de pozo, mediante al menos una válvula, donde el segundo puerto tiene un segundo sensor inalámbrico.
13. El método de acuerdo con la reivindicación 8, que comprende además: controlar el flujo de fluido dentro de uno del pozo de sondeo y el yacimiento con el primer puerto
14. Un método para tomar al menos una medida dentro de un pozo de sondeo formado en un yacimiento subsuperficial, que comprende: extender una superficie exterior de un primer componente de fondo de pozo para empotrar al menos una parte de una pared del pozo de sondeo, donde el primer componente de fondo del pozo tiene al menos un puerto primario con al menos un primer sensor inalámbrico y al menos un puerto secundario con al menos un segundo sensor inalámbrico; accionar al menos uno del primer componente de fondo del pozo, el primer sensor inalámbrico y el segundo sensor inalámbrico mediante al menos una señal inalámbrica transmitida de un transceptor inalámbrico de modo que al menos uno del primer componente de fondo del pozo, el primer sensor inalámbrico y el segundo sensor inalámbrico realicen al menos una tarea dentro del pozo de sondeo; y controlar el flujo de fluido dentro de uno del pozo de sondeo y yacimiento en función de la al menos una tarea realizada por al menos uno del primer componente de fondo de pozo, el primer sensor inalámbrico y el segundo sensor inalámbrico.
15. El método de acuerdo con la reivindicación 14, donde la al menos una tarea realizada dentro del pozo de sondeo comprende una prueba de producción local, una prueba de acumulación, una prueba de extracción y una prueba de interferencia.
16. El método de acuerdo con la reivindicación 14, donde la al menos una tarea realizada dentro del pozo de sondeo comprende tomar al menos una medida tomada por al menos uno del primer sensor inalámbrico y el segundo sensor inalámbrico.
17. El método de acuerdo con la reivindicación 16, que comprende además: determinar la permeabilidad del yacimiento en función de la al menos una medida tomada, donde la permeabilidad del yacimiento comprende al menos una de permeabilidad horizontal del yacimiento y permeabilidad vertical del yacimiento.
18. El método de acuerdo con la reivindicación 16, que comprende además: obtener, en función de la al menos una medida tomada, una caracterización del yacimiento en o próxima al primer componente de fondo de pozo; y uno de obtener, en función de la al menos una medida tomada, una imagen de permeabilidad de la formación para el yacimiento y estimar, en función de la al menos una medida tomada, anisotropia de permeabilidad para el yacimiento, direcciones de anisotropia de la formación para el yacimiento, heterogeneidad de la formación para el yacimiento, fracturas de la formación en o próximas al primer componente de fondo de pozo, cambios de una fractura que se extienden en dirección opuesta al pozo de sondeo.
19. El método de acuerdo con la reivindicación 14, que comprende además: colocar un espaciador ajustable entre el primer y segundo componente de fondo de pozo, donde el espaciador ajustable une el primer y segundo componente de fondo del pozo.
20. El método de acuerdo con la reivindicación 20, que comprende además: ajustar una longitud del espaciador ajustable.
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