MXPA01008443A - Analisis de fluido de formacion de fondo de perforacion contaminado por lodo de perforacion en base a petroleo - Google Patents

Abstract

Se proporciona un método y aparato para determinar una calidad de fluido de fondo de perforación. Se toma una serie de mediciones de por lo menos un parámetro de fluido de perforación que es indicativo de la contaminación de filtrado de lodo de perforación en base a petróleo. Mediante ajuste de curvas, la serie de valores de parámetro medidos se usan para crear una curva asintomática indicativa de la calidad del fluido de fondo de perforación. Una modalidad determina la fracción de filtrado de lodo de perforación en base a petróleo en una muestra de fluido de perforación. Otra se utiliza cuando existe poca o ninguna diferencia entre la coloración de fluido y la coloración del filtrado de lodo de perforación en base a petróleo. Otra determina la relación de gas-petróleo del fluido de formación corregida para lacontaminación del filtrado de lodo de perforación en base a petróleo. Otra determina la densidadóptica deífluido de formación corregida para la contaminación de filtrado de lodo de perforación en base a petróleo. Otra determina las condiciones que invalidarían las mediciones de densidadóptica y la captura de muestra prematura. Otra pronostica la reducción de la fracción de filtrado para un tiempo de bombeo prolongado. Otra inicia la captura de muestra cuando la fracción de contaminación calculada exhibe convergencia asintomática estable.

Description

ANÁLISIS DE FLU I DO DE FOR MACIÓN DE FON DO DE PERFORAC IÓN CONTAM INADO POR LODO DE PERFORACIÓN EN BASE A PETRÓLEO.

La presente invención está relacionada con las Patentes de los Estados Unidos de Norteamérica de copropiedad Nos. 3, 780, 575 y 3, 859, 851 para Urbanosky, con las Patentes de los Estados U nidos de Norteamérica de copropiedad Nos. 4,860,581 y 4,936, 139 para Zim merman, con las Patentes de los Estados Unidos de Norteamérica de copropiedad No. 4,994,671 para Safinya, con las Patentes de los Estados Unidos de Norteamérica de copropiedad Nos. 5,266, 800 y 5, 859,430 para Mullins.

Campo Técnico La presente invención se refiere al análisis de fluidos de fondo de perforación en una formación geológica. De manera más particular, la presente invención se refiere a un aparato y métodos para análisis óptico de fondo de perforación del fluido de formación contaminado por el filtrado de lodo de perforación en base a petróleo. Schlumberger Technology Corporation, cesionaria de esta solicitud ha proporcionado una herramienta de perforación comercialmente exitosa, la MDT (una marca registrada de Schlumberger), la cual extrae y analiza la corriente de flujo de fluido a te-tt.^ a partir de una formación en una manera substancialmente como se establece en las Patentes de los Estados Unidos de Norteamérica de copropiedad Nos. 3, 859,851 y 3,780,575 para Urbanosky. El módulo analizador de la MDT, el OFA (una marca registrada de Schlumberger) determina la identidad de los fluidos en la corriente de flujo MDT. Mullins, en la Patente de los Estados U nidos de Norteamérica de copropiedad No. 5,266, 800, enseña que mediante el monitoreo del espectro de absorción óptica de las muestras de fluido obtenidas durante el tiempo, puede hacerse una determinación en tiempo real acerca de sí está obteniendo un petróleo de formación en oposición al filtrado de lodo de perforación en base a petróleo (OBM). En particular, la Patente de Safinya describe un aparato de perforación que incluye una cámara de prueba, medios para dirigir una muestra de fluido dentro de la cámara, una fuente de luz preferiblemente que emite rayos cercanos al infrarrojo y luz visible, un detector espectral, medios de base de datos y medios de procesamiento. Los fluidos extraídos a partir de la formación dentro de la cámara de prueba son analizados dirigiendo la luz en los fluidos, detectando el espectro de la luz transmitida y /o retrodispersada, y el procesamiento de la información en consecuencia. El equipo de la técnica anterior se muestra en las figuras 1 A- 1 C. Debido a que las diferentes muestras de fluido absorben la energía de manera diferente, la fracción de luz incidente absorbida por unidad de la longitud de trayectoria en la muestra depende de la composición de la muestra en la longitud de la onda de la luz. Por tanto, la cantidad de absorción como una función de la longitud de onda de la luz, en lo sucesivo referida como el "espectro de absorción", se ha utilizado en el pasado como un indicador de la composición de la muestra. Por ejemplo Safinya, en la Patente de los Estados U nidos de Norteamérica No. 4,994,671 , enseña, entre otras cosas, que el espectro de absorción en el rango de la longitud de onda de 0.3 a 2.5 mieras se puede utilizar para analizar la composición de un petróleo que contiene fluido. La técnica descrita se adapta a una pluralidad de espectros de base de datos relacionados con una pluralidad de petróleos y con agua, etc, para el espectro de absorción obtenido a fin de determinar las cantidades de diferentes petróleos y agua que están presentes en la muestra. Cuando se identifica el fluido deseado conforme fluye en la M DT, la captura de muestra puede iniciar y el petróleo de formación puede analizarse y cuantificarse adecuadamente por tipo. Las muestras son utilizadas para determinar las propiedades de fluido importantes tales como la relación gas-petróleo (GOR), la presión de saturación, la tendencia de precipitación de cera y asfalteno, densidades de fluido y composición de fluido. Esos parámetros ayudan a fijar varios parámetros de producción y también se relacionan con el valor económico de la reserva. El uso predominante del lodo de perforación en base a petróleo (OBM) en algunos mercados ha resultado en un beneficio ubicado para discriminar entre el filtrado OBM y el petróleo crudo. Una variedad de petróleos se utilizan como la base para OBM , tal como el diesel , elementos sintéticos tales como monoalquenos C 16 y C 18, incluso petróleo crudo. Debido a la variedad de fluidos de base y sus propiedades traslapantes con los petróleos crudos, es difícil identificar una identificación individual del OBM para compararla con el petróleo crudo. Además, el uso de una etiqueta o distintivo para el filtrado OBM frecuentemente es desalentado en parte debido a la dificultad en el etiquetado a una concentración fija de 5000 barriles de lodo de perforación y en parte debido a que los ingenieros que tratan el lodo de perforación no desean utilizar aditivos que puedan tener una consecuencia importante desconocida sobre las características de perforación . Mullins, en la Patente de los Estados Unidos de Norteamérica No. 5,266,800, enseña que monitoreando el espectro de absorción óptica de las muestras de fluido obtenidas con el tiempo, puede hacerse una determinación en tiempo real de sí se está obteniendo o no un petróleo de formación en oposición al filtrado OBM . Como se observó antes, Mullins, en la Patente de los Estados U nidos de Norteamérica No. 5,266,800 describe como la coloración de los petróleos crudos puede estar representada mediante un solo parámetro el cual varía mediante diferentes órdenes de magnitud . El OFA fue modificado para incluir sensibilidad particular hacia ia medición de la coloración del petróleo crudo y por tanto la coloración del filtrado. Durante la extracción inicial del fluido a partir de la formación, el filtrado OBM está presente en una concentración relativamente elevada. Con el tiempo, conforme avanza la extracción, la fracción de filtrado OBM se reduce y el petróleo crudo se vuelve predominante en la línea de flujo MDT. Util izando la coloración , como se describe en la Patente de los Estados U nidos de Norteamérica No. 5,266,800, puede monitorearse esta transición del flujo contaminado al no contaminado del petróleo crudo. Las Patentes de los Estados Unidos de Norteamérica Nos . 3, 780,575 y 3, 859,851 para Urbanosky, 4,860, 581 y 4,936, 139 para Zimmerman et al; 4, 994,671 para Safinya et al; y 5,266,800 y 5, 859,430 para Mullins están incorporadas a la presente mediante referencia.

BREVE DESCRI PCIÓN DE LA I NVENCIÓN Los solicitantes han descubierto que la densidad óptica medida de una muestra de fluido de formación de fondo de perforación contaminada por el filtrado OBM cambia lentamente con el tiempo y se aproxima a un valor asintomático que corresponde a la verdadera densidad óptica del fluido de formación . Los solicitantes también han descubierto que una relación de gas-petróleo calculada (GOR) , derivada a partir de las mediciones de densidad óptica tomadas de una muestra de fluido de formación de fondo de perforación contaminada mediante filtrado OBM, también cambia lentamente con el tiempo y se aproxima a un valor asintomático que corresponde a la verdadera GOR del fluido de formación.

Los solicitantes han reconocido el valor potencial, en el registro de datos de investigación de la perforación, de un registro de tiempo real de la fracción de filtrado OBM. Los solicitantes también han descubierto que sería posible calcular la fracción de filtrado OBM mid iendo por lo menos un parámetro de fluido de perforación , tal como los valores de densidad óptica en una o más frecuencias, el ajuste de curvas para resolver un valor asintomático, y utilizar el valor asintomático para calcular la fracción de filtrado OBM . Los solicitantes también han descubierto que sería posible, de una manera similar, calcular la GOR corregida para la fracción de filtrado OBM y OD corregida para la fracción de filtrado OBM . Los solicitantes han descubierto también que sería posible, de una manera similar, pronosticar la fracción de filtrado a futuro conforme el bombeo continuo lava la región alrededor de la MDT dejándola substancialmente libre de filtrado OBM. Los solicitantes han reconocido la necesidad de proporcionar pruebas adecuadas para validar o invalidar, el análisis de asíntota, para examinar las mediciones erróneas provocadas, por ejemplo, por el filtrado OBM que entra a la herramienta M DT a través de formas de revoque de inyección inefectivas. Los solicitantes han reconocido además que dichos cálculos podrían tener valor no solamente en las perforaciones, sino también en los pozos establecidos.

Objetos y Modalidades de la I nvención . Por lo tanto es un objeto de la invención proporcionar un método y aparato para determinar la fracción de filtrado de lodo de perforación en base a petróleo en una muestra de fluido de perforación que está contaminada por el filtrado OBM . Una modalidad de la invención proporciona un método y aparato para determinar la fracción de filtrado de lodo de perforación en base a petróleo en base a la densidad óptica (OD) para uso cuando existe una diferencia importante entre la coloración del fluido de formación y la coloración del filtrado de lodo de perforación en base a petróleo. Otra modalidad de la invención proporciona un método y aparato para determinar la fracción de filtrado de lodo de perforación en base a petróleo en base a la relación gas-petróleo (GOR) para uso cuando existe poca o ninguna diferencia entre la coloración del fluido de formación y la coloración del filtrado de lodo de perforación en base a petróleo. Otra modalidad de la invención proporciona un método y aparato para determinar la GOR del fluido de formación corregido para la contaminación de filtrado OBM. Otra modalidad de la invención proporciona un método y aparato para determinar la densidad óptica (OD) del fluido de formación corregido para la contaminación de filtrado OBM . Otra modalidad de la invención proporciona un método y aparato para detectar la presencia de partículas en una muestra que podrían hacer inválidas las mediciones de densidad óptica y prematura la captura de muestra, ya sea debido a que el lavado no es completo o debido a que las formas de revoque de inyección inefectivas están permitiendo la afluencia continua del filtrado OBM contaminante. Otra modalidad de la invención proporciona un método y aparato para pronosticar la reducción de la fracción de filtrado para un tiempo de bombeo prolongado específico. Otra modalidad de la invención proporciona un método y aparato para permiti r al operador predeterminar el tiempo de bombeo prolongado específico de acuerdo con la reducción pronosticada de la fracción de filtrado. Otra modalidad de la invención proporciona un método y aparato para iniciar la captura de muestra cuando la fracción de contaminación calculada exhibe convergencia asintomática estable y está por debajo de un valor predeterminado. Otra modalidad de la invención proporciona un método para compensar los efectos de la dispersión . Otra modalidad de la invención proporciona un método para compensar los efectos de la variación de la velocidad de bomba .

Util ización de una Curva Asintomática Asociada con el Filtrado OBM Una característica técnica especial de la presente invención es el uso de una curva asintomática derivada a partir de las mediciones de un parámetro indicativo de la disminución de contaminación del filtrado OBM, conforme se bombea la perforación , para determinar varias cualidades del fluido de perforación.

Determinación de la Fracción de Filtrado OBM a parti r de OD/Coloración U na modalidad preferida del método para determinar la fracción de filtrado OBM del fluido de perforación a partir de los valores O D medidos utiliza una herramienta de perforación que tiene una bomba , una línea de flujo, y un analizador óptico. El método incluye bombear fluido de perforación a través del analizador; medir la densidad óptica (OD) del fluido de perforación para producir una serie de valores OD en intervalos; y calcular una relación asintomática OD indicativa de la fracción de filtrado OBM. El cálculo de la relación asintomática OD incluye resolver la pri mer función matemática para coeficientes mediante el ajuste de la serie de valores OD para la primera función matemática, utilizando después por lo menos uno de los coeficientes en una segunda función matemática para determinar la fracción de filtrado OBM. La primera función matemática expresa la OD como una función del tiempo. La primera función matemática tiene un coeficiente que representa un valor asintomático desconocido, y por lo menos un término que disminuye con el tiempo . La primera función matemática es preferiblemente de la forma OD(t) = rri? + m2t" , en la cual m< es un primer coeficiente que representa el valor asintomático OD desconocido m2 es un segundo coeficiente, y x es un valor de disminución seleccionado, aproximadamente 0.5, y dentro del rango de 0.2 a 0.8. La segunda función matemática es preferiblemente de la forma Fracción = (m ,-OD)/nri ? , o Fracción= I (rti?-OD) | /rrH , en la cual mi es un valor asintomático OD determinado mediante la resolución de los coeficientes y OD es un valor OD derivado a partir de la serie de valores OD. La medición de OD incluye la iluminación del fluido de perforación con luz con longitud de onda en el espectro visible seleccionado de acuerdo con el contraste de coloración entre el fluido de formación y el filtrado OBM. La longitud de onda es seleccionada siendo la longitud de onda más corta que produce una OD en el rango de 0.05 hasta 2.0. La primera longitud de onda seleccionada es de aproximadamente 537 nm. Alternativamente, la longitud de onda seleccionada de acuerdo con el contraste entre la OD del condensado disuelto en el fluido de formación y la OD del filtrado OBM y está próximo al pico de metano, y sobre un punto de inflexión de la longitud de onda inferior del pico de metano. La modalidad preferida incluye la validación de la relación asintomática calculada mediante la prueba de la dispersión a una longitud de onda de 1600 nm, para determinar si la OD es menor de 0.02. La modalidad preferida también incluye validar la relación asintomática calculada probando los valores OD que cambian en forma monotónica, indicativo del cambio de color con el tiempo, para verificar la convergencia asintomática de los valores OD, incluyendo la prueba para m2 < 1 o | m2 1 < 1 . La modalidad preferida también incluye validar la relación asintomática calculada repitiendo las etapas necesarias para producir una serie de valores asintomáticos; y probar la serie de valores asintomáticos para la estabilidad mediante la prueba para (m?-m1 preV.)/m? < 0.05 o I (m?-m1 prßv.) I mi < 0.05.

Determinación de la Fracción de Filtrado OBM a Partir de OD/GOR Una modalidad preferida del método para determinar la fracción de filtrado OBM del fluido de perforación a partir de los valores GOR calculados utiliza una herramienta de perforación que tiene una bomba, una línea de flujo y un analizador óptico. El método incluye bombear fluido de perforación a través del analizador; iluminar el fluido de perforación con luz en el espectro visible y con luz cercana a infrarrojo (N I R) a una longitud de onda asociada con el gas ; detectar la absorbancia óptica en el espectro visible para producir un valor de densidad óptica de espectro visible y absorbancia N I R para producir un valor de densidad óptica N I R; calcular la relación gas-petróleo (GOR) como la relación del valor de densidad óptica N I R para el valor de densidad óptica de espectro visible; repetir las etapas anteriores para producir una serie de valores GOR en intervalos; y calcular una relación asintomática indicativa de la fracción de filtrado OBM. El cálculo de la relación asintomática GOR incluye resolver una tercera función matemática para sus coeficientes ajustando la serie de valores OD para la tercera función matemática, utilizando entonces por lo menos uno de los coeficientes en una cuarta función matemática para determinar la fracción de filtrado OBM . La tercera función matemática expresa la GOR como una función del tiempo, teniendo un coeficiente constante que representa un valor asintomático desconocido, y por lo menos un término que disminuye con el tiempo. La tercera función matemática incluye GOR(t) = r1 + r2ty, en la cual n es un primer coeficiente constante que representa el valor asintomático GOR desconocido, r2 es un segundo coeficiente constante y y es un valor de disminución seleccionado de aproximadamente 0.5 y dentro del rango 0.2 hasta 0.8. La cuarta función matemática incluye la Fracción = (r1-OD)/r? , en la cual r1 es el valor asintomático determ inado mediante la resolución de coeficientes, y GOR es un valor GOR derivado a partir de la serie de valores GOR.

Determinación de la GOR Corregida para la Fracción de Filtrado OBM Una modalidad preferida del método para determinar la relación gas-petróleo (GOR) del fluido de formación corregida para la contaminación de filtrado OBM incluye producir una serie de valores GOR en intervalos, y calcular un valor asintomático GOR mediante el ajuste de la serie de valores GOR para la tercera función matemática antes mencionada .

Determinación de OD Corregida para Fracción de Filtrado OBM Una modalidad preferida del método para determinar la densidad óptica (OD) del fluido de formación corregida para la contaminación de filtrado OBM incluye producir una serie de valores OD en intervalos, y calcular un valor asintomático OD ajustando la serie de valores OD para la primera función matemática antes mencionada.

Corrección de la Dispersión Independiente de Longitud de Onda Una modalidad preferida del método para determinar la calidad del fluido de perforación utiliza la diferencia entre las señales a partir de dos canales en diferentes longitudes de onda para reducir los efectos indeseables a partir de la dispersión independiente de longitud de onda.

Reducción al Mínimo de los Efectos de Velocidad de Bomba Variable.

Una modalidad preferida del método para determinar una calidad del fluido de perforación utiliza el ajuste de curvas sobre un eje de volumen para reducir los errores debidos a la velocidad de bomba variable.

Reducción al Mínimo de los Efectos de la Dispersión Dependiente de Longitud de Onda Una modalidad preferida del método para determinar la calidad del fluido de perforación incluye el ajuste de curva de retardo hasta que la señal de diferencia se incremente con el tiempo, para reducir un efecto indeseable de la dispersión dependiente de longitud de onda.

Validación de Iniciación de Captura de Muestra Una modalidad preferida del método para validar la iniciación de la captura de muestra del fluido de perforación, utiliza una herramienta de perforación que tiene una bomba, una línea de flujo, un analizador óptico y medios para capturar una muestra; la bomba que bombea el fluido de perforación a través del analizador. El método incluye además la medición de la densidad óptica (OD) de fluido de perforación, a una longitud de onda de aproximadamente 1600 nm para probar la dispersión ; y probar la OD menor a 0.02. El método incluye además la medición de la densidad óptica (OD) de fluido de perforación que produce una serie de valores de densidad óptica en intervalos; calcular un valor asintomático indicativo de la densidad óptica del fluido de formación a partir de la serie de valores de densidad óptica ; repetir las etapas necesarias para producir una serie de valores asintomáticos; y probar los valores asintomáticos que cambian en forma monotónica por lo menos que un rango predeterminado.

Pronóstico de la Fracción de Filtrado OBM después del Bombeo Adicional Una modalidad preferida del método para pronosticar la fracción de filtrado OBM del fluido de perforación después de un segundo período predefinido de bombeo utiliza una herramienta de perforación que tiene una bomba, una línea de flujo y un analizador óptico. El método incluye bombear fluido de perforación a través del analizador; iluminar el fluido de perforación con luz en el espectro visible y con luz cercana a infrarrojo (N I R) a una longitud de onda asociada con el gas; detectar la absorbancia óptica en el espectro visible para producir un valor de densidad óptica de espectro visible y la absorbancia N I R para produci r el valor de densidad óptica N I R; calcular la GOR como la relación del valor de densidad óptica N I R a el valor de densidad óptica de espectro visible; repetir durante un primer período de bombeo las etapas necesarias para producir una serie de valores GOR en intervalos; ajustar la serie de valores de relación a una función matemática de la forma GOR(t) = r1 + r2t"y, en la cual n es el valor asintomático desconocido, r2 es una constante, y y es un valor de disminución seleccionado, para resolver r1 y r2; y resolver la ecuación FRACCIÓN = [r Tpm"y]/r1 , donde TPm es el segundo período de bombeo predefinido.

Aparato U na modalidad preferida del aparato de perforación de la presente invención incluye una herramienta de perforación que incluye una línea de flujo con una celda óptica, una bomba acoplada a la l ínea de flujo para bombear el fluido de perforación a través de la celda y un analizador acoplado ópticamente a la celda, el analizador configurado para producir valores OD; y medios de control para aceptar los valores OD y calcular a partir de los mismos un valor asintomático.

En una modalidad, el valor asintomático es un valor asintomático OD indicativo de la fracción de filtrado OBM. En otra modalidad, el valor asintomático es una relación asintomática GOR indicativa de la fracción de filtrado OBM. En otra modalidad, el valor asintomático es un valor asintomático GOR indicativo del GOR de la OBM corregida para la fracción de filtrado OBM. En otra modalidad, el valor asintomático es un valor asintomático OD indicativo de la OD corregida para ia fracción de filtrado OBM. En otra modalidad, el valor asintomático es un valor asintomático OD indicativo de la OD corregida para la fracción de filtrado OBM. En otra modalidad, los medios de control incluyen además medios para probar los valores OD para validar la medición mediante confirmación de la convergencia asintomática. En otra modalidad, lo medios de control incluyen además medios para probar los valores OD para validar la medición mediante confirmación de la asíntota estable. En otra modalidad, el valor asintomático es un valor asintomático OD indicativo de la fracción de filtrado OBM después de un tiempo de bombeo adicional seleccionado.

Programa Almacenado Una modalidad preferida del programa almacenado de la presente invención incluye un medio utilizable por computadora que tiene un código de programa legible por computadora en el mismo, el medio adaptado para uso con el aparato de perforación , el código de programa que incluye el código estructurado para aceptar una serie de valores OD y para calcular a partir de los valores OD un valor asintomático indicativo de la fracción de filtrado OBM, un valor asintomático indicativo de la GOR del fluido de formación y un valor asintomático indicativo de la OD del fluido de formación .

BREVE DESCRI PCIÓN DE LOS DI BUJOS Ciertos aspectos de la presente invención están descritos en el conjunto de dibujos anexos, los cuales se pretende que sean ilustrativos en vez de limitantes, y en los cuales: La figura 1 (técnica anterior) es un diagrama esquemático de un aparato de perforación para analizar fluidos de perforación; La figura 2A (técnica anterior) es un diagrama esquemático de la herramienta de perforación de la figura 1 ; La figura 2B (técnica anterior) es un diagrama esquemático del analizador de la figura 1 ; La figura 3 ilustra las trayectorias de dispersión en un analizador tal como el analizador de la figura 1 ; La figura 4 es un diagrama esquemático de una modalidad preferida del aparato de perforación de la presente invención para analizar fluidos de perforación; La figura 5 muestra la absorción óptica del petróleo crudo con su pico de metano y la absorción óptica del petróleo pesado, el petróleo pesado que corresponde al filtrado OBM; La figura 6 muestra el comportamiento asintomático en un registro OFA típico; La figura 7 exhibe los resultados de prueba de la medición de contaminación del filtrado OBM ; La figura 8 muestra artefactos de descalificación ; La figura 9 exhibe resultados de prueba de un registro real utilizando la señal de diferencia para compensar por los efectos de dispersión independiente de la longitud de onda. La figura 10 es un registro en base a tiempo que muestra errores que resultan a partir de la variación de la velocidad de bombeo. La figura 1 1 exhibe un primer ejemplo de cálculo de la fracción de filtrado OBM utilizando el análisis retardado de acumulación de coloración . La figura 12 exhibe un segundo ejemplo de estimación de la fracción de filtrado OBM utilizando el análisis retardado de acumulación de coloración .

La figura 13 es un diagrama de flujo que muestra un primer método preferido de cálculo de la fracción de filtrado OBM del fluido de perforación utilizando mediciones OD. La figura 14 es un diagrama de flujo que muestra un segundo método preferido de estimación de la fracción de filtrado de lodo de perforación en base a petróleo del fluido de perforación, utilizando mediciones OD y cálculos GOR. La figura 15 es un diagrama de flujo que muestra un método preferido de cálculo de la GOR del fluido de formación, compensada para la contaminación OBM. La figura 16 es un diagrama de flujo que muestra un método preferido de cálculo de OD del fluido de formación, compensado para la contaminación OBM. La figura 17 es un diagrama de flujo que muestra las pruebas de validación en base a dispersión, convergencia y estabilidad de asíntota, y los reportes de salida. La figura 18 es un diagrama de flujo que muestra las etapas que conducen a la captura de muestra con o sin un tiempo de bombeo prolongado. La figura 19 es un diagrama de flujo que muestra el proceso por el cual el operador puede recibir (a) un pronóstico de la fracción de filtrado para el tiempo de bombeo prolongado y (b) una oportunidad para seleccionar e iniciar un tiempo de bombeo prolongado.

La figura 20 es un diagrama de flujo que muestra las etapas para producir una señal de diferencia que está substancialmente libre de los efectos de dispersión independiente de la longitud de onda. La figura 21 es un diagrama de flujo que define las etapas de un proceso de computadora para compensar la variación de la velocidad de bombeo. La figura 22 es un diagrama de flujo que define las etapas de un proceso de computadora para monitoreo retardado de la acumulación de coloración hasta que se hayan lavado completamente las partículas finas. La figura 23 es un diagrama de flujo que muestra una combinación de etapas para compensar la velocidad de bomba variable y la dispersión independiente de la longitud de onda.

DESCRI PCIÓN DETALLADA DE LAS MODALI DADES PR EFER I DAS La presente invención es aplicable al registro de datos de investigación de perforación y al registro de datos de producción . Para propósitos de brevedad, la descripción en la presente se dirigirá principal mente al registro de datos de investigación de perforación y los términos "perforación" y "herram ienta de perforación" deben leerse a través de la especificación y reivindicaciones para abarcar un pozo (entubado) y una herramienta utilizada en un pozo, así como en una perforación . Así mismo , el término "fluido de perforación" se utiliza en la presente para incluir el fluido en la región general de la perforación que incluye tanto el fluido de perforación que está próximo a la abertura de muestra de la herramienta de perforación (y típicamente está contaminado por OBM), y el fluido de formación a la misma profundidad que la herramienta de perforación que no está contaminado por OBM. La figura 1 (técnica anterior) es un diagrama esquemático de un aparato de perforación similar al aparato de perforación de la presente invención . La herramienta de perforación 10, como se muestra en la figura 1 , es la herramienta para probar la formación terrestre y analizar la composición de fluidos a partir de la formación 14 descrita en la Patente de los Estados U nidos de Norteamérica no. 4,994,671 para Safinya. Como se ilustra, la herramienta 10 está suspendida en la perforación 12 a partir del extremo inferior de un cable multiconductor común 15 que está enrollado en la forma usual sobre un torno de cable (no mostrado) en la superficie de formación . En la superficie, el cable 15 está acoplado eléctricamente de manera preferible al sistema de control eléctrico 18. La herramienta 10 incluye un cuerpo alargado 19 que encierra la porción de fondo de perforación del sistema de control de herramienta 16. Asimismo, el cuerpo alargado 19 transporta un ensamble de admisión de fluido selectivamente extensible 20 y un miembro de anclaje de herramienta selectivamente extensible 21 que están colocados respectivamente sobre lados opuestos del cuerpo. El ensamble de admisión de fluido 20 está equipado para sellar o aislar selectivamente porciones seleccionadas de la pared de perforación 12 de manera que se establece presión o comunicación de fluido con la formación terrena adyacente. Con la herramienta 10 también se incluyen un módulo de análisis de fluido 25 a través del cual fluye el fluido obtenido. El fluido puede ser expulsado posteriormente a través de un puerto (no mostrado) o puede ser enviado a una o más cámaras recolectoras de fluido 22 y 23 que pueden recibir y retener los fluidos obtenidos desde la formación. El control del ensamble de admisión de fluido, la sección de análisis de fluido y la trayectoria de flujo hacia las cámaras de recolección se mantienen a través de sistemas de control eléctrico 16 y 18. El aparato de la presente invención difiere de aquel descrito por Safinya et al. En que el sistema de control eléctrico de la presente invención incluye la capacidad de procesador con capacidades funcionales adicionales con respecto a la determinación de los valores asintomáticos. El aparato de la presente invención en sus diversas modalidades incluye "medios de control" cuyas funciones pueden ser provistas por un procesador adjunto a, o incluido dentro de una versión modificada del sistema de control eléctrico de Safinya 18 con el cable multiconductor 15. La figura 2A (técnica anterior) muestra el detalle adicional de la herramienta de perforación de la figura 1. La herramienta incluye el módulo de bomba M con su línea de flujo 54 y su bomba 92; el módulo de análisis de fluido D; y los módulos de cámara de muestra S. Una descripción completa de estos artículos puede encontrarse en la Patente de los Estados Unidos de Norteamérica no. 4, 936, 139 para Zimmerman. La figura 2 B (técnica anterior) muestra el detalle adicional del analizador alojado en el módulo D de la figura 2A. El analizador de la figura 2B es de un tipo adecuado en el uso de la presente invención. El analizador está descrito de manera más completa en la Patente de los Estados Unidos de Norteamérica no. 4,994,671 para Safinya. Sin embargo, el analizador está configurado y sus salidas son utilizadas en la presente invención de acuerdo con los métodos novedosos listados a continuación. Esos métodos son diferentes de los métodos descritos por Safinya. El analizador de la presente invención tiene preferiblemente diez canales con números de longitudes de onda / onda como sigue: TABLA 1 Los métodos de la presente invención utilizan el concepto de la fracción de filtrado OBM que disminuye en forma asintomática con el tiempo, acoplada, por ejemplo con la medición de coloración de la densidad óptica, o la medición cercana a infrarrojo (N I R) de la relación gas-petróleo (GOR), o ambas, para distinguir entre el petróleo de formación y el filtrado OBM. Los métodos de la presente invención se presentan de manera preferible en un programa de computadora que opera en un procesador 101 ubicado en el área de componentes electrónicos protegidos y procesamiento 18 como se muestra en la figura 3. En el uso, el programa está acoplado para recibir los datos de medición a partir del módulo de análisis 25 por medio del cable 1 5 y para suministrar señales de control a elementos operativos de la herramienta de perforación 10. Como se muestra en la figura 3, el programa de computadora puede ser almacenado sobre un medio de almacenamiento utilizable por computadora 102 interno al procesador 101 o puede ser almacenado sobre un medio de almacenamiento utilizable por computadora externo 103 y acoplado electrónicamente al procesador 101 para uso conforme sea necesario. En la figura 4, el medio de almacenamiento 103 se muestra como un disco magnético, adaptado dentro de la unidad del controlador de disco 104, aunque podría ser un CD-ROM ópticamente legible o un dispositivo legible de cualquier otro tipo, incluyendo un dispositivo de almacenamiento remoto acoplado sobre un enlace de telecomunicación conmutado.

Exhibición en Tiempo Real de Registro OBM OFA Los solicitantes han reconocido el valor potencial, en el registro de datos de investigación de perforación, de un registro de tiempo real de la fracción de contaminación de filtrado OBM, es decir, el porcentaje de contaminación. La figura 6 muestra un registro OBM OFA típico. La OD del canal 3 se observa para incrementar lentamente conforme se incrementa el tiempo transcurrido. I nicialmente, el incremento rápido, y en ocasiones posteriores, el incremento es más lento. Este incremento es atribuido a reducción de los niveles de contaminación en la línea de flujo MDT. I nicialmente, la contaminación de filtrado OBM es relativamente alta . Debido a que el filtrado es de color claro, la OD del canal 3 (un canal de color en 815 nm), se reduce de alguna manera. Conforme la fracción de petróleo crudo (obscura) se incrementa, la OD del canal 3 se incrementa también.

Determinación de la Fracción de Filtrado OBM a partir de una Asíntota OD La figura 6 muestre que el incremento en la OD del canal 3 es uniforme y de buen comportamiento. La curva tiene la apariencia de un enfoque asintomático para alguna coloración final desconocida. Esta curva es típica y se encuentra en la mayoría de los registros OBM OFA. Podemos cuantificar la contaminación mediante el ajuste de la curva de evolución de tiempo de la OD del canal 3 con una función matemática adecuada. Esta función dará el valor asintomático o de tiempo infinito de la coloración. Este valor corresponde a la coloración del petróleo crudo puro. U na vez que se conoce este valor, se emplea la suposición de que el filtrado es incoloro en este canal. Con esta suposición, obtenemos el nivel de contaminación al determinar la distancia fraccional de la OD del canal 3 a partir del valor asintomático. Por ejemplo, si la OD en el canal 3 está a 12% por debajo del valor asintomático, entonces la contaminación de filtrado OBM en la l ínea de flujo es de 12%. Para mejores resultados de ajuste, se selecciona el canal de color de longitud de onda más grande para lo cual la OD es de manera importante diferente a cero. Esta selección de canal puede automatizarse fácilmente. En el caso que la coloración de línea de flujo sea demasiado clara para hacer la suposición de que el color del petróleo crudo es mucho mayor que el color del filtrado OBM , entonces podría utilizarse una asíntota GOR en vez de una asíntota OD.

Uso de la Coloración para Distingui r el Fi ltrado del Petróleo Crudo Cuando el contraste en la densidad óptica debida a la coloración entre el filtrado OBM y el petróleo crudo es grande, es mejor utilizar la densidad óptica (OD) para distinguir el filtrado OBM del petróleo crudo. Ya que los filtrados OBM en el Golfo de México tienden a ser ligeramente coloreados, el contraste de la densidad óptica debido a la coloración es mayor para el petróleo bruto y menor para los condensados. (Obsérvese que el gas es identificado de manera separado por el OFA en el detector de gas, de manera que aunque el gas no posee color, el OFA no tiene problema en diferenciar el gas del filtrado OBM) .

Una Nota Sobre Mecanismos de Absorción de Coloración Como se observa en la figura 3, pueden ocurrir varias interacciones diferentes cuando la luz impacta una muestra .

Típicamente, si la muestra es fluido, alguna luz es reflejada en el borde de la muestra en tanto que el resto de la luz entra a la muestra. Dentro de la muestra, la luz es dispersada por excitaciones moleculares (dispersión Raman) y por los modos colectivos del medio (por ejemplo, dispersión Rayleigh) . En general, solamente una muy pequeña fracción de la luz es dispersada por centímetro de trayectoria por los procesos de dispersión Raman. Además, los efectos de la dispersión Rayleigh u otros procesos de dispersión óptica son usualmente insignificantes cuando la muestra que se va a analizar es de una fase individual (por ejemplo, no una emulsión y sin sólido suspendido) . Así, en la mayoría de los casos, la mayor parte de la luz es absorbida. Los mecanismos de absorción de interés para la presente invención incluyen la absorción electrón ica , la cual se refiere a la excitación de transiciones electrónicas en moléculas aromáticas en el fluido tales como asfáltenos, resinas y porfirinas y no a la absorción por vibración , la cual resulta a partir de la excitación de los sobretonos de vibraciones moleculares que involucran átomos de hidrógeno.

Selección de la Función Matemática U na variedad de funciones matemáticas se pueden utilizar para ajustar la curva de evolución de tiempo OD del canal 3. Una modalidad preferida del método para calcular la fracción de filtrado OBM del fluido de perforación a partir de mediciones en el fluido de perforación contaminado por el filtrado OBM se ilustra en la figura 13. Las etapas de la figura 13 incluyen hacer una serie de mediciones OD, utilizando la coloración para distinguir el filtrado OBM del petróleo crudo. Véase la ecuación 1 y la ecuación 2. Preferiblemente, la forma de la ecuación 1 es como sigue.

OD(t) = m1 + m2rx Ec. 1 .

En la ecuación 1 , m, es el valor asintomático desconocido, m2 es una constante, y x es un valor de declinación seleccionado que tiene un valor preferido de aproximadamente 0.5, de manera usual dentro de un rango de aproximadamente 0.2 a 0.8 y en raras ocasiones por encima de 1 .0. El valor óptimo de x, para uso a una profundidad determinada en una perforación determinada, depende de la extensión (local) de invasión de la formación por OBM. Para una invasión superficial, por ejemplo debido a la presencia local de roca de baja permeabilidad , un valor inferior de x sería más adecuado, por ejemplo x= 1 /3. Para invasión profunda, por ejemplo debido a la presencia local de roca de mayor permeabilidad, un valor superior sería más adecuado, por ejemplo x=2/3. Es deseable reducir al míni mo el tiempo de bombeo cuando la herramienta está estacionaria en la perforación debido a que a mayor tiempo de herramienta estacionaria , mayor probabilidad de que se bloquee. Usualmente es muy riesgoso permitir que la herramienta permanezca estacionaria por más de una hora. Cuando una herramienta permanece inmovil izada se pierde, a un costo aproximadamente $1 M . Sin embargo , es necesario permitir el tiempo de bombeo suficiente para que se estabilice y converja el registro . Por esta razón , el valor de x se fija para permitir la estabilización de convergencia dentro de aproximadamente 1 /2 hora (1800 segundos) de tiempo de bombeo. Se considera que la convergencia se ha estabilizado cuando (a) las mediciones de la fracción de contaminación disminuyen en forma monotónica y (b) la diferencia entre las mediciones sucesivas es constantemente menor que un valor predeterminado, en una modalidad preferida menor que 0.1 . Después de que se ha determinado el l ímite asintomático, se calcula la fracción de filtrado de contaminación OBM y se anota en el registro. La fracción de filtrado OBM se calcu la uti lizando la ecuación 2.

Fracción = (m ? -OD)/m Ec. 2.

En la ecuación 2 , m, es un valor asintomático OD determ inado al resolver la ecuación 1 para coeficientes, y OD es un valor OD derivado de la serie de valores OD. Conforme pasa el tiempo, se continúa el ajuste. Un resultado consistente se obtiene solamente después de que se estabiliza el valor de ajuste asintomático . La fracción de contaminación estabilizada, junto con otras consideraciones, se puede utilizar para determinar cuando hacer el muestreo. Como una alternativa a la ecuación 1 , puede utilizarse la ecuación 1 A. Obsérvese que la ecuación 1 A incluye por lo menos un término exponencial y un desfasamiento constante.

OD1 (t) = C?exp(-C2t) + C3exp(-C4t) + C5 Ec. 1 A.

En la ecuación 1 A, el primer término exponencial ajusta el comportamiento de tiempo previo, el segundo término exponencial ajusta el comportamiento de tiempo posterior y la constante C5 proporciona el límite asintomático que es el parámetro de interés. Aunque esta función tiene cinco variables, haciendo quizás el ajuste de alguna manera problemático, se puede reducir el número de parámetros haciendo suposiciones de simplificación debido a que están relacionados solamente con la estimación de C5, pero no los otros parámetros.

Aiuste de Curvas El ajuste de curvas para resolver la ecuación 1 se ejecuta preferiblemente utilizando el método de ajuste de m ínimos cuadrados como se detalla en "Data Reduction and Error Analysis for the Physical Sciences", Phillip R. Bevington , McGraw Hill , NY.1969, y específicamente como se implementa en el Kaleidagraph™, un paquete de software de marca registrada vendido por Synergy Software de Reading, PA.

Resultados Experimentales Los resultados experimentales que utilizan la ecuación 1 con x=2/3 y x= 1 /3 se exhiben en la figura 7.

Util ización de N I R-GOR para Distinguir el Fi ltrado del Petróleo Crudo Cuando el contraste en la coloración es grande, es mejor distinguir el filtrado OBM del petróleo crudo mediante OD, como se describió antes. Cuando el contraste en la coloración es pequeño , es mejor distinguir el filtrado OBM del petróleo crudo mediante N I R-GOR. (Si OD> 1 , se utiliza la coloración . Si OD < 1 , se utiliza N I R-GOR). Los petróleos crudos están clasificados de acuerdo con su GOR como sigue: petróleos brutos, GOR<2000; petróleos volátiles, 2000<GOR<3300; condensado de gas, GOR>3300. El valor exacto del umbral puede diferir dependiendo de la región o investigador que se ha consultado. Sin embargo, los conceptos son los mismos. Existe una anticorrelación de la fracción de gas con los extremos pesados, asfáltenos y resinas. Por tanto, los petróleos brutos están caracterizados por bajas fracciones de gas, es decir baja GOR. En contraste con estos "petróleos crudos", los cuales contienen por lo menos algunos condensados de gas, el filtrado de gas no tiene ninguno, de manera que la GOR del filtrado OBM es efectivamente de cero. La medición N I R de GOR se apoya en la elaboración de mediciones separadas de un pico de metano tal como a 1670 nm y un pico de petróleo (-CH2-) tal como 1725 nm. La figura 5 muestra los espectros de contraste de un petróleo crudo (en este caso un condensado de gas) contra petróleo pesado (que corresponde a un filtrado OBM típico) . El espectro de filtrado OBM es casi idéntico a aquel de un petróleo crudo pesado. De hecho, si el filtrado OBM tuvo un espectro N I R muy diferente al del petróleo pesado, esa diferencia podría utilizarse para discriminar entre esos dos fluidos. El contraste ilustrado en la figura 5 se debe a la alta fracción de metano en el condensado. Esta alta fracción de metano produce un gran pico de metano (densidad óptica (OD) = 0.44 en la figura 5) . La alta fracción de metano también diluye la fase de petróleo líquido, reduciendo substancialmente de esta manera el pico de petróleo (OD = 0.68 en la figura 5) . La relación de OD's para las regiones pico de metano contra la de petróleo es de 0.65 para el condensado y 0.01 para el filtrado OBM. Este contraste espectral grande puede utilizarse de la misma manera que la coloración . Este contraste espectral de fluido a diferencias GOR, junto con la correlación de tiempo, se pueden utilizar para distinguir entre diferentes niveles de contaminación del filtrado OBM en un condensado de gas. U n segundo método preferido de cálculo del filtrado OBM se ilustra en la figura 14. Las etapas de la figura 14 incluyen hacer una serie de mediciones OD, utilizando una GOR calculada para distinguir el filtrado OBM de petróleo crudo, ecuación 3 y ecuación 4. Preferiblemente, la forma de la ecuación 3, utilizada para ajustar la curva de evolución de tiempo GOR , es como sigue.

GOR(t) = r1 + r2fy. Ec.3.

En la ecuación 3, n es el valor asintomático desconocido, r es una constante, e y es un valor de declinación seleccionado que tiene un valor preferido de aproximadamente 0.5, de manera usual dentro del rango de aproximadamente 0.2 hasta 0.8, y en raras ocasiones de más de 1 .0. Después de que se ha determinado el l ímite asintomático, la fracción de filtrado de contaminación OBM se calcula uti lizando: Fracción = (r1-GOR)/r1 Ec. 4.

En la ecuación 4, n es un valor asintomático GOR determinado al resolver la ecuación 3 para los coeficientes, y GOR es un valor GOR derivado a partir de la serie de valores GOR.

Determinación de GOR Corregida para Fracción de Filtrado OBM U na modalidad preferida del método para determinar la relación gas-petróleo (GOR) del fluido de formación a partir de mediciones sobre el fluido de perforación contaminado por el filtrado OBM se ilustra en la figura 15. El método utiliza una herramienta de perforación que tiene una bomba, una línea de flujo y un analizador óptico. El método incluye bombear fluido de perforación a través del analizador; iluminar el fluido de perforación con luz en el espectro visible y con luz cercana a infrarroja a una longitud de onda asociada con gas; detectar una absorbancia óptica en el espectro visible para producir un valor de densidad óptica de espectro visible y absorbancia (N I R) para producir un valor de densidad óptico N I R; calcular la relación gas-petróleo (GOR) como la relación del valor de densidad óptica N I R para el valor de densidad óptica de espectro visible; repetir las etapas anteriores a) a d) para producir una serie de valores GOR en intervalos; y calcular un valor asintomático GOR a partir de la serie de valores GOR. El cálcu lo del valor asintomático GOR incluye resolver una tercera función matemática para un coeficiente mediante el ajuste de la serie de valores GOR para la tercera función matemática. La tercera función matemática expresa la GOR como una función del tiempo, la función que tiene un coeficiente que representa un valor asintomático GOR desconocido y por lo menos un término que disminuye con el tiempo. La función matemática incluye GOR(t) = r1 + r2f y, en la cual n es el valor asintomático desconocido, r2 es una constante e y es un valor de declinación seleccionado de aproximadamente 0.5 y dentro del rango de 0.2 a 0.8.

Determinación de OD Corregida para Fracción de Filtrado OBM Una modalidad preferida del método para determinar la densidad óptica del fluido de formación a partir de mediciones en el fluido de perforación contaminado por el filtrado OBM se ilustra en la figura 16. El método utiliza una herramienta de perforación que tiene una bomba, una línea de flujo y un analizador óptico. El método incluye bombear fluido de perforación a través del analizador; medir la densidad óptica del fluido de perforación para producir una serie de valores de densidad óptica en intervalos de tiempo; y calcular un valor asintomático OD indicativo de la densidad óptica del fluido de formación a partir de la serie de valores de densidad óptica. El cálculo de la relación asintomática OD incluye resolver una primera función matemática para un coeficiente mediante el ajuste de la serie de valores OD para la primera función matemática . La primera función matemática expresa OD como una función de tiempo, la primera función matemática que tiene un coeficiente constante que representa un valor asintomático desconocido y, por lo menos un término que disminuye con el tiempo. La primera función matemática que incluye OD(t) = m? + m t' , en la cual mi es un prime r coeficiente constante que representa el valor asintomático OD desconocido, m2 es un segundo coeficiente constante, y x es un valor de declinación seleccionado de aproximadamente 0.5 y dentro del rango de 0.2 a 0.8.

Circunstancias que hacen Inválido el Enfogue Asintomático Los solicitantes reconocieron que después del bombeo inicia un período que es necesario para lavar la alta concentración inicial del fluido OBM fuera del sistema. Bajo condiciones normales este período de lavado es de 600 segundos. Durante la primera parte de este período de lavado el filtrado OBM en la herramienta M DT es probable que tenga una alta concentración de sólidos. Después de este período de lavado cualquier trayectoria de derrame importante para el filtrado que entra a la herramienta M DT puede resultar en alta concentración continua de sólidos y falla de la fracción de filtrado OBM para dirigirse hacia cero, haciendo inválido de esta manera el enfoque asintomático. Se utilizan tres algoritmos de interpretación de la presente invención, en base a dos artefactos reconocibles en el registro OFA, para descalificar el análisis asintomático. El primer artefacto es un período prolongado de dispersión óptica. El segundo artefacto es la falta de cambio en la densidad óptica con el tiempo. La falta de cambio en la densidad óptica con el tiempo puede probarse de dos maneras, probando el cambio en el color y probando la estabilidad de la asíntota. Esos tres métodos de descalificación del análisis asintomático se pueden ejecutar en forma independiente y en tiempo real .

La figura 17 ilustra el secuenciamiento de las pruebas de validación en base a la dispersión , convergencia y estabilidad de asíntota, y el reporte de la fracción de filtrado OBM y los cálculos de OD y los reportes de validación.

Revisión de Validez - Prueba de Dispersión Una alta concentración de sólido se observa como dispersión óptica. Un gran período de dispersión óptica muy probablemente indica la dispersión óptica a partir de sólidos de lodo de perforación . La figura 7 muestra un ejemplo de un registro donde, después de que se inició el bombeo, la dispersión óptica importante persistió durante 500 segundos y alguna dispersión óptica persistió durante otros 500 segundos. La dispersión a partir de sólidos de lodo de perforación se observa como un incremento en la densidad óptica en todos los canales. Aunque la curva de presión (no mostrada) establece que esos sólidos de lodo de perforación no entran a la M DT d irectamente desde la perforación. Algunos de esos sólidos es más probable que entren a partir de la formación debido a los fluidos de bombeo fuera de una formación con un revoque de inyección interno. Un revoque de inyección interno proporciona una trayectoria de derrame para el filtrado que entra dentro de la MDT. Por tanto, la presencia de dispersión óptica excesiva en períodos prolongados después del inicio de bombeo podría utilizarse para descalificar el análisis asintomático.

La trayectoria de derrame significativo para el filtrado que entra a la herramienta M DT puede ocurrir cuando se forma un revoque de inyección interno en una formación con arenisca de grano grande. Así mismo, el filtrado puede entrar a ia MDT cuando los fluidos fluyen a través del revoque de inyección de superficie que no está bien formado, y después a través de una pequeña sección de formación (alrededor del obturador) . Cuando esto ocurre, puede establecerse un estado estable con una fracción constante importante de contaminación, es decir sin cambio con el tiempo. En ausencia del cambio OD con el tiempo, el análisis asintomático pronosticaría la ausencia de contaminación, en tanto que de hecho existe una fracción de contaminación importante. La prueba óptica para dispersión, como se ilustra en la figura 12 , usa la luz a 1 ,600 nm para medir la OD. La prueba es preferiblemente ejecutada después de 600 segundos a partir del inicio del bombeo. La prueba es: Dispersión OD<0.02 Ec. 5.

La prueba para dispersión en longitud de onda 1600 nm se basa en la suposición de que no hay agua presente en el fluido de perforación . Esto puede verificarse mediante análisis espectroscópico utilizando el analizador en su modo de detección de agua .

Revisión de Validez-Prueba para Falta de Cambio OD La falta de cambio en la densidad óptica con el tiempo se utiliza para descalificar el análisis asintomático ya que indica las condiciones de estado estable, es decir, la falta de convergencia hacia un valor asintomático. Lo que se está buscando son los valores OD de cambio monotónico. Como se observa en el registro OFA de la figura 7, existe muy poco cambio dependiente del tiempo en la densidad óptica sobre cualquier canal además de aquella a partir de la dispersión. En el contexto de la presente invención, si la densidad óptica no cambia, m2=0. Como un asunto práctico, la prueba es: I m2 | <1 Eq. 6.

La operación de módulo es necesaria para cubrir la situación cuando el valor de m2 es negativo. El valor de m2 es negativo cuando el petróleo de base es más obscuro que el filtrado OBM, que usualmente lo es. El uso del operador de módulo está ilustrado en la figura 17, "ODFF CONVERGING?".

Revisión de Validez-Prueba para Inestabilidad de Asíntota La estabilidad asíntomática se detecta como un pequeño cambio monotónico en la OD estimada, la diferencia entre la estimación más reciente GTH y la estimación previa m1prev.. ¿Cómo se ilustra en la figura 17, la prueba "ASYPTOTE STABLE?" es: (m? -m1 prev.) I /m^O.05 Ec. 7.

Pronóstico de Fracción de Filtrado después de Bombeo Adicional El uso del tiempo de bombeo adicional para lograr mejores mediciones en base a un segundo período predefinido de bombeo, es decir un lavado más largo, se ilustra en las figuras 18 y 19. La figura 19 muestra la captura de muestra que sigue a la detección de una asíntota estable (es decir un incremento monotónico a los valores asintomáticos a menos de una velocidad predeterminada) y la validación de esa fracción de contaminación <0.1 . El método para iniciar la captura de muestra incluye un método opcional para pronosticar la reducción de la fracción de filtrado para un rango de tiempos de bombeo prolongados. Esto permite que el operador establezca un tiempo de bombeo prolongado de acuerdo con la reducción pronosticada de la fracción de filtrado y por lo tanto el estado de la perforación . El método preferido para pronosticar la fracción de filtrado OBM al final del segundo período predefinido de bombeo se il ustra en la figura 19. El método utiliza una herramienta de perforación que tiene una bomba, una l ínea de flujo y un analizador óptico, la bomba que bombea fluido de perforación a través del analizador. I ncluye iluminar el fluido de perforación con luz en el espectro visible y con luz cercana a infrarrojo (N I R) en una longitud de onda asociada con gas; detectar la absorbancia óptica en el espectro visible para producir un valor de densidad óptica de espectro visible y la absorbancia NIR para producir el valor de densidad óptica NIR; y calcular repetidamente la GOR como la relación del valor de densidad óptica NIR para el valor de densidad óptica de espectro visible para producir una serie de valores GOR. Incluye también calcular un valor asintomático GOR indicativo de la fracción de filtrado OBM pronosticada, que incluye resolver una tercera función matemática para coeficientes mediante el ajuste de la serie de valores GOR para la primera función matemática, utilizando después por lo menos uno de los coeficientes en una quinta función matemática para determinar la fracción de filtrado OBM pronosticada. En la modalidad preferida, la resolución de la tercera función matemática para coeficientes permite ajustar la serie de valores de relación para una tercera función matemática de la forma GOR(t) = r1 + r2f y, en la cual n es el valor asintomático desconocido, r2 es una constante, e y es un valor de declinación seleccionado, para resolver r1 y r2, y en donde se utiliza por lo menos uno de los coeficientes en una quinta función matemática que incluye resolver.

FRACCIÓN = [r2TPm'y]/r1 Ec. 8.

Para FRACCIÓN, donde TPm es el segundo período predefinido de bombeo.

Corrección de la Dispersión I ndependiente de Longitud de Onda Los solicitantes descubrieron que gran parte de la dificultad en la identificación de una curva asintomática en una señal de medición en presencia de dispersión puede eliminarse sustrayendo la dispersión independiente de longitud de onda a partir de la señal medida. Como se describió antes, la señal medida es tomada a partir de un canal de medición seleccionado para ser uno cuya longitud de onda es la longitud de onda más corta que produce una OD en el rango de 0.05 a 2.0. Habiendo seleccionado el canal de medición de esta manera, se selecciona un canal de compensación que tiene una longitud de onda mayor y es preferiblemente de dos canales removidos a partir del canal de medición . El canal es seleccionado siendo una longitud de onda de dos canales más grande debido a que tendrán una señal de coloración mucho menor que el canal de medición aunque su señal de dispersión independiente de longitud de onda será substancialmente la misma. En consecuencia, la sustracción de la señal de canal de compensación a partir de la señal de canal de medición producirá una señal de diferencia que está substancialmente libre de los efectos de la dispersión independiente de la longitud de onda. Con esta disposición la señal de diferencia estará sustancialmente libre de los efectos de dispersión a menos que domine la señal de dispersión dependiente de la longitud de onda .

La figura 20 ilustra el método. La señal de diferencia se muestra en ia figura 20 como "densidad óptica" (dispersión-compensada)(ODSc). La figura 9 exhibe los resultados de una prueba fuera de línea del método que utiliza datos registrados a partir de una perforación real . Los datos fueron recolectados utilizando una herramienta de perforación en una perforación a una profundidad de aproximadamente 3040 m . La gráfica se creo posteriormente en una PC utilizando los datos registrados. Las mediciones de datos se registraron mediante la herramienta de perforación a partir de los canales 3 y 5 durante un período de aproximadamente 3600 segundos (es decir 1 hora). La señal a partir del canal 3 se muestra como la curva superior 51. La señal de diferencia (canal 3 -canal 5) se muestra como la curva inferior 52. La curva 52 puede observarse que esta substancialmente libre de dispersión . El tiempo de inicio de bombeo, 282 segundos, se muestra mediante la línea vertical 53. La curva de asíntota 54 se creó medíante un programa de ajuste de curvas en la PC. La ecuación "y=m 1 -m2/(mo-282)?(5/12)" corresponde a ' la ecuación 1 anterior, y la figura 13. El valor preferido de x en la ecuación 1 es la fracción 5/12. La densidad óptica medida del fluido de perforación , es decir la densidad óptica medida en el laboratorio a partir de una muestra tomada a t=3600, fue de 0.968 (OD = 0.968) . La densidad óptica, corregida para la contaminación OBM y la dispersión óptica a través del método de la presente invención fue 1 .0215 (m 1 = 1 .0215). La fracción de contaminación medida, es decir la determinación de laboratorio de la fracción de contaminación en base a una muestra física llevada a laboratorio, fue de 1 .8% . La fracción de contaminación como se calculó a través de la presente invención fue de 5.2%. (Estos miembros de fracción de contaminación se observa que están en concordancia estrecha) . La figura 9 es un registro que muestra esa señal de diferencia, es decir la señal de medición compensada, es decir sustancialmente libre de los efectos de dispersión. La comparación de los datos calculados muestra también la concordancia estrecha entre el registro y los pronósticos de laboratorio.

Compensación por las Variaciones en la Velocidad de Bomba Los solicitantes reconocieron que la variable primaria de interés no es el tiempo sino el flujo volumétrico. La contaminación de filtrado OBM disminuye de acuerdo con el flujo volumétrico. Si la velocidad de bomba se mantiene constante, no existe diferencia práctica. Sin embargo, si la velocidad de bomba se duplica o se reduce a la mitad durante el registro, cualquier estimación de la fracción de filtrado, densidad óptica o GOR en base al ajuste de curvas para identificar una curva asintomática estaría propensa a un grave error.

La figura 10 gráfica la señal de diferencia contra el tiempo en el cual la velocidad de bomba primero se duplica y posteriormente se reduce a la mitad durante un registro OFA. Para enfrentarse con situaciones como esta, los solicitantes proponen una variante de los métodos antes descritos en la cual la señal de diferencia es graficada contra el volumen, no contra el tiempo, para producir la curva para el ajuste de curvas. La "curva", por supuesto, no es trazada físicamente sino que existe en forma digital dentro de una computadora. La figura 21 proporciona las ecuaciones que definen las etapas de proceso de computadora para compensar la velocidad de bomba variable.

Evitar Errores a Partir de la Dispersión Dependiente de Longitud de Onda Los constituyentes sólidos de OBM invaden la formación en grados variables de acuerdo con el tamaño de partícula. Los sólidos gruesos difícilmente penetran en la roca en lo absoluto, aunque las partículas finas penetran: entre más fina es la partícula más profunda la penetración. Los solicitantes reconocieron que la dispersión dependiente de long itud de onda (la cual no puede substraerse a partir de la señal de medición OD en la forma antes descrita) se produce mediante partículas finas en el filtrado extraído. Sin embargo, los solicitantes también han reconocido que las partículas finas no penetran en la roca tan profundamente como lo hace el filtrado , cuando se bombea el fluido de perforación , puede esperarse que las partículas finas sean lavadas más rápidamente que el filtrado. En consecuencia, es posible observar la acumulación de coloración (en la curva de diferencia) después de que se han lavado completamente las partículas finas (es decir después de que se ha vuelto insignificante la dispersión dependiente de longitud de onda) . Esta acumulación de coloración retardada puede utilizarse para analizar el fluido de perforación contaminado por OBM. La figura 23 proporciona las ecuaciones que definen las etapas del proceso de computadora para retardar el monitoreo de la acumulación de coloración hasta que las partículas finas hayan sido completamente lavadas. Por ejemplo, mediante la dispersión es suficientemente baja cuando OD<2.5. Las figuras 1 1 y 12 muestran dos ejemplos de análisis de acumulación de coloración retardada con las estimaciones de contaminación correspondientes. Estas estimaciones están en concordancia estrecha con los resultados de laboratorio.

I ntegración - Combinación de los Métodos La figura 23 integra varios métodos descritos en la presente, incluyendo el uso de una curva en base a volumen compensando de esta manera una velocidad de bomba variable y el uso de una señal de diferencia para producir una señal OD de dispersión-corregida, compensando de esta manera la dispersión independiente de longitud de onda. En todos los ejemplos dados anteriormente, la densidad óptica (ODsc) , es el parámetro medido del fluido de perforación. Sin embargo, el método de la invención podría incluir la medición de cualquier otro parámetro, o medir la densidad en cualquier otra porción del espectro electromagnético que produzca una medición de perforación indicativa de la contaminación de filtrado por OBM. La descripción anterior de las modalidades preferidas y alternas de la presente invención se ha presentado para fines de ilustración y descripción . No se pretende que sea exhaustiva o limite la invención a los ejemplos precisos descritos. Muchas modificaciones y variaciones serán evidentes para aquellos con experiencia en la técnica. Por ejemplo, en tanto que se ilustran modalidades del método y aparato que utilizan mediciones de densidad óptica, virtualmente cualquier medición que es influenciada por el nivel de contaminación del filtrado OBM se puede utilizar, tales como las mediciones de resistividad , electromagnetismo, sónicas/ultrasónicas, mecánicas, nucleares o de resonancia magnética nuclear o combinaciones de estos tipos de mediciones. De manera similar, en tanto que pueden utilizarse las modalidades de la invención para determinar la relación de gas-petróleo del fluido de perforación, el método también puede utilizarse en relación con la determinación de casi cualquier ti po de propiedad de fluido influenciada por el nivel de contaminación de filtrado OBM tal como la viscosidad , densidad, punto de burbujeo, contenido de asfalteno, contenido de metano, propiedades espectrales NMR o propiedades cromatográficas. Las modalidades descritas fueron seleccionadas a fin de explicar de mejor manera los principios de la invención y su aplicación práctica, permitiendo de esta manera a otros con experiencia en la técnica comprender la invención para varias modalidades y con varias modificaciones conforme sea adecuado para el uso particular contemplado. Se pretende que el alcance de la invención sea definido por las reivindicaciones anexas y sus equivalentes.

Claims (71)

REIVINDICACIONES

1. Un método para determinar una calidad de fluido de perforación, que comprende las etapas de medir por lo menos un parámetro de fluido de perforación que es indicativo de la contaminación de filtrado OBM para producir por lo menos una serie de valores de parámetro en intervalos de tiempo; y utiliza las series de valores de parámetro para crear una curva asintomática indicativa de la calidad del fluido de perforación.

2. Un método de conformidad con ia reivindicación 1, caracterizado porque la calidad del fluido de perforación es la fracción de filtrado OBM del fluido de perforación, el método que comprende además las etapas de: a) bombear fluido de perforación a través de un analizador de perforación; b) medir la OD del fluido de perforación para producir una serie de valores OD en intervalos; y c) calcular una relación asintomática OD indicativa de la fracción de filtrado OBM del fluido de perforación.

3. Un método de conformidad con la reivindicación 2, caracterizado porque el cálculo de la relación asintomática OD incluye resolver una primera función matemática para los coeficientes mediante el ajuste de la serie de valores OD para la primera función matemática, utilizando después uno de los coeficientes en una segunda función matemática para determinar la fracción de filtrado OBM .

4. Un método de conformidad con la reivindicación 3, caracterizado porque la primera función matemática expresa la OD como una función de tiempo, la primera función matemática que tiene un coeficiente que representa un valor asintomático desconocido, y por lo menos un término que disminuye con el tiempo.

5. Un método de conformidad con la reivindicación 4, caracterizado porque la primera función matemática incluye OD(t) = m1 + m2t'x, en la cual m^ es un pri mer coeficiente que representa el valor asintomático OD desconocido, m2 es un segundo coeficiente y x es un valor de declinación seleccionado.

6. Un método de conformidad con la reivindicación 5, caracterizado porque x es de aproximadamente 5/12.

7. U n método de conformidad con la reivindicación 5, caracterizado porque x está dentro del rango de 0.2 a 0.8.

8. U n método de conformidad con la reivindicación 5, caracterizado porque la segunda función matemática incluye Fracción = (m1-OD)/m? , en la cual m i es un valor asintomático OD determinado mediante la resolución de los coeficientes, y OD es un valor OD derivado a partir déla serie de valores OD.

9. Un método de conformidad con la reivindicación 8, caracterizado porque la segunda función matemática incluye Fracción= | (mrOD) | /mi .

10. Un método de conformidad con la reivindicación 2, caracterizado porque la medición de OD incluye iluminar el fluido de perforación con luz de longitud de onda en el espectro visible seleccionada de acuerdo con el contraste de coloración entre el fluido de formación y el filtrado OBM.

11. Un método de conformidad con la reivindicación 10, caracterizado porque la longitud de onda se selecciona para ser la longitud de onda más corta que produce una OD en el rango de 0.05 hasta 2.0.

12. Un método de conformidad con la reivindicación 11, caracterizado porque la primera longitud de onda seleccionada es de aproximadamente 537 nm.

13. Un método de conformidad con la reivindicación 2, caracterizado porque la medición OD incluye iluminar el fluido de perforación con luz de longitud de onda seleccionado de acuerdo con el contraste entre la OD del condensado disuelto en el fluido de formación y la OD del filtrado OBM.

14. Un método de conformidad con la reivindicación 13, caracterizado porque el condensado incluye metano.

15. Un método de conformidad con la reivindicación 14, caracterizado porque la longitud de onda está próxima a un pico de metano.

16. Un método de conformidad con la reivindicación 15, caracterizado porque la longitud de onda está sobre un punto de inflexión de longitud de onda inferior de un pico de metano.

17. Un método de conformidad con la reivindicación 2, que comprende además la etapa de probar la dispersión, incluyendo la prueba para determinar si la OD es menor que un valor predeterminado.

18. Un método de conformidad con la reivindicación 17, caracterizado porque la prueba para dispersión incluye probar para OD<0.2.

19. Un método de conformidad con la reivindicación 17, caracterizado porque la prueba para dispersión incluye probar a una longitud de onda de 1600 nm.

20. Un método de conformidad con la reivindicación 2, que comprende además la etapa de probar un coeficiente calculado para verificar la convergencia asintomática de los valores OD.

21. Un método de conformidad con la reivindicación 20, que comprende además la etapa de probar para m2<1.

22. Un método de conformidad con la reivindicación 20, que comprende además la etapa de probar para |m2l<1.

23. Un método de conformidad con la reivindicación 2, que comprende además las etapas de: repetir las etapas a) a c) para producir una serie de valores asintomáticos; y probar la serie de valores asintomáticos para estabilidad.

24. Un método de conformidad con la reivindicación 23, que comprende además la etapa de probar para (mi-miprevJ m^O.Od.

25. Un método de conformidad con la reivindicación 23, que comprende además la etapa de probar | (m?-m1prev) I /m^O.05.

26. Un método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque la calidad del fluido de perforación es la fracción de filtrado OBM del fluido de perforación, que además comprende las etapas de: a) bombear fluido de perforación a través de un analizador; b) iluminar el fluido de perforación con luz en el espectro visible y con luz cercana a infrarroja en una longitud de onda asociada con gas; c) detectar la absorbancia óptica en el espectro visible para producir un valor de densidad óptica de espectro visible y absorbancia NIR para producir un valor de densidad óptica NIR; d) calcular GOR como la relación del valor de densidad óptica NIR al valor de densidad óptica de espectro visible; e) repetir las etapas a) a d) para producir una serie de valores GOR en intervalos de tiempo; y f) calcular la relación asintomática GOR indicativa de la fracción de filtrado OBM de fluido de perforación.

27. Un método de conformidad con la reivindicación 26, caracterizado porque el cálculo de la relación asintomática GOR incluye resolver una tercera función matemática para sus coeficientes mediante el ajuste de la serie de valores OD para la tercera función matemática, utilizando después por lo menos uno de los coeficientes en una cuarta función matemática para determinar la fracción de filtrado OBM .

28. Un método de conformidad con la reivindicación 27, caracterizado porque la tercera función matemática expresa GOR como una función del tiempo, la tercera función matemática que tiene un coeficiente constante que representa un valor asintomático desconocido, y por lo menos un término que disminuye con el tiempo.

29. Un método de conformidad con la reivindicación 28, caracterizado porque la tercera función matemática incluye GOR(t) = r1 + r2f y, en la cual n es un primer coeficiente constante que representa el valor asintomático GOR desconocido, r2 es un segundo coeficiente constante e y es un valor de declinación seleccionado.

30. U n método de conformidad con la reivindicación 29, caracterizado porque y es aproximadamente de 0.5.

31 . Un método de conformidad con la reivindicación 29, caracterizado porque y está dentro del rango de 0.2 hasta 0.8.

32. Un método de conformidad con la reivindicación 27, caracterizado porque la cuarta función matemática incluye Fracción = (r1-OD)/r1 , en la cual n es el valor asintomático determinado mediante la solución de los coeficientes, y GOR es un valor GOR derivado a partir de la serie de valores GOR .

33. Un método de conformidad con la reivindicación 1 , caracterizado porque la calidad del fluido de perforación es la GOR del fluido de formación , que comprende además las etapas de: a) bombear el fluido de perforación a través de un analizador; b) iluminar el fluido de perforación con luz en el espectro visible y con luz cercana a infrarrojo en una longitud de onda asociada con gas; c) detectar la absorbancia óptica en el espectro visible para producir un valor de densidad óptica de espectro visible y absorbancia N I R para producir un valor de densidad óptica N I R ; d) calcular la GOR como la relación del valor de densidad óptica N I R para el valor de densidad óptica de espectro visible; e) repetir las etapas a) a d) para producir una serie de valores GOR en intervalos de tiempo ; y f) calcular un valor asintomático GOR a partir de la serie de valores GOR .

34. U n método de conformidad con la reivindicación 33, caracterizado porque el cálculo del valor asintomático GOR incluye resolver una tercera función matemática para un coeficiente mediante el ajuste de la serie de valores GOR para la tercera función matemática.

35. U n método de conformidad con la reivindicación 34, caracterizado porque la tercera función matemática expresa la GOR como una función del tiempo, la función que tiene un coeficiente que representa un valor asintomático GOR desconocido , y por lo menos un término que disminuye con el tiempo.

36. U n método de conformidad con la reivindicación 35, caracterizado porque la función matemática incluye GOR(t) = r1 + r2f y, en la cual n es el valor asintomático desconocido, r2 es una constante, e y es un valor de declinación seleccionado.

37. Un método de conformidad con la reivindicación 36, caracterizado porque y es de aproximadamente 5/12.

38. Un método de conformidad con la reivindicación 36, caracterizado porque y está dentro del rango de 0.2 hasta 0.8.

39. Un método de conformidad con la reivindicación 1 , caracterizado porque la calidad del fluido de perforación es la densidad óptica del fluido de formación , que comprende además las etapas de: a) bombear fluido de perforación a través de un analizador; b) medir la densidad óptica del fluido de perforación para producir una serie de valores de densidad óptica en intervalos de tiempo; y c) calcular un valor asintomático OD indicativo de la densidad óptica del fluido de formación a partir de la serie de valores de densidad óptica.

40. Un método de conformidad con la reivindicación 39, caracterizado porque el cálculo de la relación asintomática OD incluye resolver la primera función matemática para un coeficiente mediante el ajuste de la serie de valores OD para la primera función matemática.

41 . U n método de conformidad con la reivindicación 40 , caracterizado porque la primera función matemática expresa la OD como una función del tiempo, la primera función matemática que tiene un coeficiente constante que representa un valor asintomático desconocido, y por lo menos un término que disminuye con el tiempo.

42. U n método de conformidad con la reivindicación 41 , caracterizado porque la primera función matemática incluye OD(t) = m1 + m f x, en la cual m^ es un pri mer coeficiente constante que representa el valor asintomático OD desconocido, m2 es un segundo coeficiente constante, y x es un valor de declinación seleccionado.

43. Un método de conformidad con la reivindicación 42 , caracterizado porque x es aproximadamente de 5/12.

44. U n método de conformidad con la reivindicación 42 , caracterizado porque x está dentro del rango 0.2 hasta 0.8.

45. U n método de conformidad con la reivindicación 1 , caracterizado porque la etapa de utilizar los valores de parámetro para identificar una curva asintomática incluye el ajuste de curvas.

46. U n método de conformidad con la reivindicación 45, caracterizado porque la etapa de utilización de los valores de parámetro para identificar una curva asintomática incluye el ajuste de curvas sobre un eje de tiempo.

47. U n método de conformidad con la reivindicación 45, caracterizado porque la etapa de utilización de los valores de parámetro para identificar una curva asintomática incluye el ajuste de curvas sobre un eje de volumen , por lo que los errores debido a la velocidad de bomba variable se reducen .

48. Un método de conformidad con la reivindicación 1 , caracterizado porque la calidad del fluido de perforación es uno de un grupo de cualidades que constan de la fracción de filtrado OBM del fluido de perforación , la GOR del fluido de formación y la densidad óptica del fluido de formación .

49. Un método de conformidad con la reivindicación 1 , caracterizado porque el parámetro es la densidad óptica del fluido de perforación .

50. Un método de conformidad con la reivindicación 49, que incluye además la etapa de sustraer, a partir de una primera señal asociada con una medición de densidad óptica en una primera longitud de onda, una segunda señal asociada con una medición de densidad óptica en una segunda longitud de onda , la segunda longitud de onda más grande que la primera longitud de onda, para producir una señal de diferencia para uso como la función de los valores de parámetro , por lo que se reduce un efecto indeseable de la dispersión independiente de longitud de onda.

51 . Un método de conformidad con la reivindicación 50, caracterizado porque el ajuste de curvas es retardado hasta que la señal de diferencia se incrementa con el tiempo, por lo que se reduce un efecto indeseable de la dispersión dependiente de longitud de onda.

52. Un método para validar la iniciación de la captura de muestra del fluido de perforación , utilizando una herramienta de perforación que tiene una bomba, una l ínea de flujo, un analizador óptico y medios para capturar una muestra, el método comprende las etapas de: a) bombear el fluido de perforación a través del analizador; b) medir la OD del fluido de perforación para producir una serie de valores OD en intervalos; c) probar la dispersión; y d) iniciar la captura de muestra si la dispersión es menor que un valor predeterminado.

53. U n método de conformidad con la reivindicación 52 , caracterizado porque el valor predeterminado es 0.2.

54. U n método de conformidad con la reivindicación 52 , caracterizado porque la medición de OD del fluido de perforación incluye iluminar el fluido de perforación a una longitud de onda de aproximadamente 1600 nm .

55. Un método para validar la iniciación de la captura de muestra del fluido de perforación, utilizando una herramienta de perforación que tiene una bomba, una línea de flujo, un analizador óptico y medios para capturar una muestra, el método comprende las etapas de: a) bombear fluido de perforación a través del analizador; b) medir la OD de fluido de perforación para producir una serie de valores de densidad óptica en intervalos; c) calcular un valor asíntomático indicativo de la densidad óptica del fluido de formación a partir de la serie de valores de densidad óptica; d) repetir las etapas a) a c) para producir una serie de valores asintomáticos; y e) iniciar la captura de muestras si los valores asintomáticos están cambiando en forma monotónica a menos de una velocidad predeterminada.

56. Un método para pronosticar la reacción de filtrado OBM del fluido de perforación después de un segundo período predefinido de bombeo, utilizando una herramienta de perforación que tiene una bomba, una línea de flujo y un analizador óptico, el método que comprende las etapas de: a) bombear fluido de perforación a través del analizador; b) iluminar el fluido de perforación con luz en el espectro visible y con luz cercana a infrarroja (NIR) a una longitud de onda asociada con gas; c) detectar la absorbancia óptica en el espectro visible para producir un valor de densidad óptica de espectro visible y absorbancia NIR para producir el valor de densidad óptica NIR; d) calcular la GOR como la relación del valor de densidad óptica NIR al valor de densidad óptica de espectro visible; e) repetir las etapas a) a d) durante un primer período de bombeo para producir una serie de valores GOR en intervalos de tiempo; y f) calcular un valor asintomático GOR indicativo de la fracción de filtrado OBM pronosticada, incluyendo la resolución de una tercera función matemática para los coeficientes mediante el ajuste de la serie de valores GOR para la primera función matemática, utilizando después por lo menos uno de los coeficientes en una quinta función matemática para determinar la fracción de filtrado OBM pronosticada.

57. Un método de conformidad con la reivindicación 56, caracterizado porque la resolución de una tercera función matemática para coeficientes incluye ajustar la serie de valores de relación para una tercera función matemática de la forma GOR(t) = r1 + r2f y, en la cual n es el valor asintomático desconocido, r es una constante e y es un valor de declinación seleccionado, para resolver r1 y r2; y en donde la utilización de por lo menos uno de los coeficientes en una quinta función matemática incluye resolver la ecuación FRACTION = [r2TPm_y]/r1, en donde TPm es el segundo período de bombeo predeterminado.

58. Un aparato de perforación, que comprende: una herramienta de perforación que incluye una línea de flujo con una celda óptica, una bomba acoplada a la línea de flujo para bombear el fluido de perforación a través de la celda y un analizador acoplado ópticamente a la celda y configurado para producir valores OD; y medios de control, acoplados a la herramienta de perforación, que incluyen medios para aceptar valores OD a partir de la herramienta de perforación y calcular a partir de los valores OD un valor asintomático.

59. U n aparato de perforación de conformidad con la reivindicación 58, caracterizado porque el valor asintomático es un valor asintomático OD indicativo de la fracción de filtrado OBM.

60. Un aparato de perforación de conformidad con la reivindicación 58, caracterizado porque el valor asintomático es una relación asintomática GOR indicativa de la fracción de filtrado OBM .

61 . Un aparato de perforación de conformidad con la reivindicación 58 , caracterizado porque el valor asintomático es un valor asintomático indicativo de la GOR corregida para la fracción de filtrado OBM .

62. Un aparato de perforación de conformidad con la reivindicación 58, caracterizado porque el valor asintomático es un valor asintomático OD i ndicativo de la OD corregida para la fracción de filtrado OBM .

63. Un aparato de perforación de conformidad con la reivindicación 58, caracterizado porque los medios de control incluyen además medios para probar los valores OD para validar la medición mediante confirmación de ausencia de la dispersión .

64. Un aparato de perforación de conformidad con la reivindicación 58, ca racterizado porque los medios de control incluyen además medios para probar los valores OD para validar la medición mediante la confirmación de convergencia asintomática.

65. Un aparato de perforación de conformidad con la reivindicación 58, caracterizado porque los medios de control incluyen además medios para probar los valores OD para validar la medición mediante la confirmación de la asíntota estable.

66. Un aparato de perforación de conformidad con la reivindicación 58, caracterizado porque el valor asintomático es un valor asintomático OD indicativo de la fracción de filtrado OBM asociado con el tiempo de bombeo adicional seleccionado.

67. Un medio utilizable por computadora que tiene un código de programa legible por computadora en el mismo, el medio adaptado para uso con el aparato de perforación, el código de programa que incluye el código estructurado para a) aceptar una serie de valores de parámetro de fluido de perforación indicativos de la contaminación por filtrado OBM; b) calcular a partir de los valores de parámetro un valor asintomático; y c) calcular a partir del valor asintomático una calidad de un fluido de perforación.

68. Un medio utilizable por computadora de conformidad con la reivindicación 67, caracterizado porque la calidad es la fracción de filtrado OBM del fluido de perforación.

69. Un medio utilizable por computadora de conformidad con la reivindicación 67, caracterizado porque la calidad es la GOR del fluido de formación.

70. Un medio utílizable por computadora de conformidad con la reivindicación 67, caracterizado porque la cualidad es la OD del fluido de formación.

71 . Un medio utilizable por computadora que tiene un código de programa legible por computadora en el mismo, el medio adaptado para uso con el aparato de perforación, el código de programa que incluye el código estructurado para a) aceptar una serie de valores OD y un tiempo de bombeo adicional seleccionado; b) calcular a parti r de los valores OD y el tiempo de bombeo adicional seleccionado un valor asintomático; y c) calcular a partir del valor asintomático una fracción de filtrado OBM asociada con el tiempo de bombeo adicional seleccionado. RESU MEN DE LA I NVENCIÓN Se proporciona un método y aparato para determinar una calidad de fluido de fondo de perforación . Se toma una serie de mediciones de por lo menos un parámetro de fluido de perforación que es indicativo de la contaminación de filtrado de lodo de perforación en base a petróleo. Mediante ajuste de curvas, la serie de valores de parámetro medidos se usan para crear una curva asintomática indicativa de la calidad del fluido de fondo de perforación. Una modalidad determina la fracción de filtrado de lodo de perforación en base a petróleo en una muestra de fluido de perforación . Otra se utiliza cuando existe poca o ninguna diferencia entre la coloración de fluido y la coloración del filtrado de lodo de perforación en base a petróleo. Otra determina la relación de gas-petróleo del fluido de formación corregida para la contaminación del filtrado de lodo de perforación en base a petróleo. Otra determina la densidad óptica del fluido de formación corregida para la contaminación de filtrado de lodo de perforación en base a petróleo. Otra determina las condiciones que invalidarían las mediciones de densidad óptica y la captura de muestra prematura. Otra pronostica la reducción de la fracción de filtrado para un tiempo de bombeo prolongado. Otra inicia la captura de m uestra cuando la fracción de contaminación calculada exhibe convergencia asintomática estable.