MX2011007435A - Metodo para determinar la concentracion de una pluralidad de compuestos en un fluido de perforacion. - Google Patents
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Abstract
La invención se refiere a un método que incluye extraer una fracción gaseosa de cada compuesto, midiendo una información que representa la fracción gaseosa de cada compuesto y calcular para cada compuesto de un primer grupo de compuestos la concentración del primer compuesto en el fluido de perforación basado en la información medida para la fracción gaseosa del primer compuesto y basado en un primer factor de corrección (?1). El método también incluye calcular para cada segundo compuesto de un segundo grupo de compuestos la concentración del segundo compuesto en el fluido de perforación basado en la información medida para la fracción gaseosa del segundo compuesto y basado en un segundo factor de corrección (pi) obtenido de una ecuación de cálculo que se refiere al segundo factor de corrección (?i) a una pluralidad de parámetros independientes del segundo compuesto determinado de los primeros factores de corrección y a una característica termodinámica (Fi) del segundo compuesto.
Description
MÉTODO PARA DETERMINAR LA CONCENTRACIÓN DE UNA PLURALIDAD DE
COMPUESTOS EN UN FLUIDO DE PERFORACIÓN
La presente invención se refiere a un método para determinar el contenido de una pluralidad de compuestos contenidos en un fluido de perforación, del tipo que comprende :
- extraer del fluido de perforación una fracción de gas de cada compuesto;
- medir una pieza de información que representa la fracción de gas de cada compuesto;
obtener para cada primer compuesto un primer grupo de compuestos, un primer factor de corrección que se refiere a la información medida para la fracción de gas del primer compuesto bajo las primeras condiciones de extracción dadas al contenido de dicho primer compuesto en el fluido de perforación .
Durante la perforación de un pozo de petróleo o gas, se conoce como llevar a cabo un análisis de compuestos de gas contenidos en el fluido de perforación que emergen del pozo, este fluido siendo comúnmente designado como "lodo de perforación" .
Este análisis da la posibilidad de reconstruir la sucesión geológica de las formaciones cruzadas durante la
perforación y está implicada en la determinación de las posibilidades de explotar depósitos de fluido encontrados.
Este análisis llevado a cabo continuamente comprende dos fases principales. Una primera fase consiste demostrar continuamente el lodo de perforación en circulación y luego de ponerlos en una caja de extracción en donde cierto número de compuestos portados por el lodo (por ejemplo compuestos de hidrocarburo, dióxido de carbono, sulfuro de hidrógeno, helio y nitrógeno) se extraen del lodo como un gas.
Una segunda fase consiste de transportar los gases extraídos hacia un analizador en donde estos gases se describen y en ciertos casos se cuantifican.
Pare extraer los gases del lodo, un desgasificador con agitación mecánica del tipo descrito en FR 2 799 790 se usa frecuentemente.
Los gases extraídos del lodo, mezclados con un gas de vehículo introducido en el desgasificador se transportan por succión a través de un conducto de extracción de gas hacia arriba de un analizador gue permite la cuantificación de los gases extraídos.
Con dicho dispositivo es posible extraer significativa y específicamente los gases muy volátiles presentes en el lodo, por ejemplo, hidrocarburos C1-C5, notablemente cuando se usan con un dispositivo para calentar
el lodo de perforación, colocado corriente arriba del desgasificador o en el último.
Sin embargo, la extracción en el desgasificador de los compuestos contenidos en el lodo no es total y la eficiencia de extracción definida como la cantidad de un compuesto extraído denominado como la cantidad total de este mismo compuesto inicialmente contenido en el lodo, depende de la naturaleza del compuesto. Por lo tanto se conoce bien la corrección empírica de la medición llevada a cabo en la fracción de gas extraída para cada compuesto con un factor de corrección dependiendo del compuesto con el fin de proveer un estimado del contenido real del compuesto en el lodo de perforación.
Es notable el caso en lodos basado en aceites o productos sintéticos, en el cual los hidrocarburos son relativamente solubles.
Sin embargo, los coeficientes empíricos usados no dan la satisfacción total y limitan la precisión de la medición .
Con el fin de mejorar esta precisión, la EP-A-1 710 575 describe un método del tipo mencionado antes en donde una misma muestra de calibración del líquido de perforación, que contienen diferentes compuestos que serán extraídos, se somete sucesivamente varias etapas de extracción en el
desgasificador, la cantidad de gas extraído siendo medido en cada etapa de extracción.
Sobre la base de las fracciones de gas medias en cada etapa de extracción para cada compuesto, un facto de corrección que se refiere al contenido de un compuesto dado a la fracción medida durante una primera etapa de extracción en el desgasificador puede determinarse experimentalmente para cada compuesto.
Con dicho método, la precisión de la medición puede mejorarse considerablemente. Sin embargo, con el fin de aplicarlo, es necesario tener la muestra de calibración que sobrepase por lo menos el doble en el desgasificador y analizar la composición de gas de los gases extraídos de cada compuesto que será analizado, el cual requiere tener disponible una muestra de lodo inicial que contiene una cantidad grande de compuestos, la intención siendo evaluar la eficiencia de extracción los mismos. Consecuentemente, los resultados en ciertos casos pueden no ser muy precisos, notablemente para compuestos pesados que son difíciles de extraer del lodo de perforación.
Un objetivo de la invención por lo tanto es mejorar además y en una manera simple, la precisión de la determinación el contenido de una pluralidad de compuestos contenidos en un fluido de perforación.
Con este fin, el objetivo de la invención es un método del tipo mencionado antes, caracterizado porque el método comprende el siguiente paso:
calcular, por lo menos para cada segundo compuesto de un segundo grupo de compuestos, el contenido de dicho segundo compuesto en el fluido de perforación sobre la base de la información representativa medida para el segundo compuesto bajo las segundas condiciones de extracción dadas, ventajosamente idénticas con las primeras condiciones de extracción dadas y un segundo factor de corrección calculado duna ecuación de cálculo que se refiere al segundo factor de corrección a una pluralidad de parámetros independientes del segundo compuesto y de las condiciones de extracción dadas y a un factor termodinámico característico del segundo compuesto que depende de por lo menos un parámetro termodinámico representativo del segundo compuesto, los parámetros independientes siendo determinados de cada primer factor de corrección y de la ecuación de cálculo.
El método de acuerdo con la invención puede comprender uno o más de los siguientes aspectos, tomados individualmente o de acuerdo con cualquier combinación técnicamente posible:
- el factor termodinámico característico (Fi) se calcula de por lo menos un parámetro termodinámico seleccionado de la temperatura de ebullición del segundo
compuesto bajo presión atmosférica, la temperatura crítica del segundo compuesto y la presión crítica del segundo compuesto;
- el factor termodinámico característico (Fi) se calcula de la temperatura del fluido de perforación bajo condiciones de extracción dadas;
- el factor termodinámico característico (Fi) se calcula por la ecuación:
en donde T es la temperatura del fluido de perforación bajo las condiciones de extracción dadas, 0b(i) es la temperatura de ebullición del segundo compuesto a presión atmosférica, 0c(i) es la temperatura crítica del segundo compuesto, Pc(i) es la presión crítica del segundo compuesto y Patm es la presión atmosférica;
- la ecuación para calcular el segundo factor de corrección (p2(i)) comprende por lo menos un término del tipo a x exp (b.Fi) en donde a y b son parámetros independientes del segundo compuesto determinado sobre la base de cada primer factor de corrección y i es el factor termodinámico característico del segundo compuesto;
- el paso de extracción se aplica en una caja que comprende medios para agitar el fluido de perforación, el segundo factor de corrección (p2(i)) siendo calculado como una función de por lo menos un parámetro seleccionado del régimen de flujo del fluido de perforación inyectado en la caja, el volumen promedio del fluido de perforación presente en la caja, el volumen de espacio superior de gas presente en la caja y el régimen de flujo total de fracción de gas extraído de la caja;
el segundo factor de corrección (p2(i)) se calcula por la siguiente ecuación:
Qg a x exp(b ' F,)
en donde Qm es el régimen de flujo de volumen de fluido de perforación inyectado en la caja, Vm es el volumen promedio de fluido de perforación presente en la caja; Vg es el volumen del espacio superior de gas presente en la caja, Qg es el régimen de flujo de volumen de fracción de gas extraída de la caja, a, b, c, d son los parámetros independientes del segundo compuesto determinado sobre la base de cada primer factor de corrección (pi(i)), y Fi es el factor termodinámico característico del segundo compuesto;
- el método comprende un paso para determinar cada primer factor de corrección (p.i(i)),
el paso de determinación comprendiendo los siguientes pasos:
- proveer la muestra de calibración de fluido de perforación que comprende por lo menos cada primer compuesto;
- por lo menos dos etapas sucesivas para extraer la misma muestra de calibración bajo las primeras condiciones de extracción dadas, cada etapa de extracción comprendiendo la extracción del fluido de perforación de una fracción de gas de cada primer compuesto y la medición de una pieza representativa de información (yn(i)) de la fracción de gas de cada primer compuesto;
- calcular para cada primer compuesto del primer factor de corrección sobre la base de las piezas representativas de información (yn(i)) medida en cada etapa de extracción;
- el número de etapas de extracción sucesivas es igual a 2:
- proveer la muestra de calibración comprende el mezclado de una cantidad dada de fluido de perforación y de una cantidad medida de cada primer compuesto liquido;
- cada compuesto del primer grupo de compuestos tiene una temperatura de ebullición a presión atmosférica por debajo de la temperatura de ebullición a presión atmosférica de cada compuesto del segundo grupo de compuestos;
- cada compuesto del primer grupo de compuestos tiene una temperatura de ebullición a presión atmosférica por arriba de la temperatura de ebullición a presión atmosférica de cada compuesto del segundo grupo de compuestos;
- el método comprende un paso para corregir el valor del primer factor de corrección (pi(i)) de por lo menos un primer compuesto, el paso de corrección comprende el cálculo para dicho primer compuesto de un primer factor de corrección corregido sobre la base de la ecuación de cálculo que conecta la pluralidad de parámetros (a, b, c, d) independientes del segundo compuesto y sobe la base del factor termodinámico (Fi) característico del primer compuesto y el cálculo del contenido del primer compuesto en el fluido de perforación sobre la base de la información medida (yi(i)) para la fracción de gas del primer compuesto y sobre la base del factor de corrección corregido;
el método comprende, por lo menos un primer compuesto del primer grupo de compuestos, el cálculo del contenido del primer compuesto en el fluido de perforación sobre la base de la información emitida (yi(i)) para la fracción de gas del primer compuesto y sobre la base del primer factor de corrección (pi(i)), y
- las primeras condiciones de extracción dadas y diferentes de las segundas condiciones de extracción dadas, la ecuación de cálculo comprendiendo por lo menos un
parámetro que representa las condiciones de extracción dadas tienen un primer valor bajo las primeras condiciones de extracción y un segundo valor diferente de manera significativa del primer valor bajo las segundas condiciones de extracción, los parámetros independientes (a, b, c, d) siendo determinados sobre la base de la ecuación de cálculo en las cuales el parámetro representativo es igual a su primer valor, el segundo factor de corrección siendo calculado sobre la base de la ecuación de cálculo en el cual el parámetro representativo es igual a su segundo valor.
La invención se entenderá mejor al leer la siguiente descripción, dada solo como un ejemplo y hecha con referencia a los dibujos anexos, en donde:
La Figura 1 es una vista en sección vertical esquemática de una instalación de perforación en la cual se aplica un primer método de determinación de acuerdo con la invención;
La Figura 2 es una vista en sección vertical esquemática análoga a la Figura 1 de un ensamble de calibración que se pretende para aplicar el método de acuerdo con la invención;
La Figura 3 es una curva que ilustra los contenidos de diferentes fracciones de gas extraídas de una muestra de calibración del fluido de perforación durante pasajes
sucesivos de la muestra en la etapa de calibración de la Figura 2 ;
La Figura 4 es una curva que ilustra diferentes factores de corrección calculados por el método de acuerdo con la invención contra el factor termodinámico característico de cada compuesto en una primera aplicación ilustrativa del método de acuerdo con la invención, y
La Figura 5 es una vista análoga a la Figura 4 que ilustra una segunda aplicación ilustrativa del método de acuerdo con la invención.
En lo siguiente, los términos de "corriente arriba" y "corriente abajo" se entienden que relativamente en dirección de circulación normal de un fluido en un conducto.
Un primer método de determinación de acuerdo con la invención se pretende que sea aplicado en una instalación de perforación 11 de un pozo para producir fluido, notablemente hidrocarburos, tal como un pozo de petróleo. Dicha instalación 11 se ilustra por las Figuras 1 y 2.
Esta instalación 11 comprende un conducto de perforación 13 colocado en una cavidad 14 perforada por una herramienta de perforación giratoria 15, una instalación de superficie 17, y un ensamble 19 para analizar los gases contenidos en el fluido de perforación.
La instalación 11 además comprende un ensamble de calibración 20 ilustrado en la Figura 2.
Con referencia a la Figura 1, el conducto de perforación 12 se coloca en la cavidad 14 perforada en el subsuelo 21 por la herramienta de perforación giratoria 15. Se extiende en una porción superior de la altura de la cavidad 14 que la delimita. La cavidad 14 además tiene una porción inferior delimitada directamente por el. subsuelo.
El conducto de perforación 13 incluye en la superficie 22 una cabeza del pozo 23 provista con un conducto 25 para la circulación del fluido.
La herramienta de perforación 15 comprende, desde la parte inferior a la superior en la Figura 1, una cabeza de perforación 27, una cadena de perforación 29 y una cabeza 31 para inyectar fluido de perforación. La herramienta de perforación 15 se impulsa en rotación por la instalación de superficie 17.
La cabeza de perforación 27 comprende medios 33 para perforar las rocas del subsuelo 21. Se monta sobre la porción inferior de la cadena de perforación 20 y se coloca en la parte inferior de la cavidad 14.
La cadena 29 comprende un grupo de tubos de perforación huecos. Estos tubos delimitan un espacio interno 35 que permite que el fluido de perforación inyectado a través de la cabeza 3 de la superficie 22 sea llevada tan lejos como la cabeza de perforación 27. Con este fin, la
cabeza de inyección 31 se atornilla en la porción superior del resorte de perforación 29.
Este fluido de perforación, designado comúnmente con el término de "lodo de perforación", es esencialmente liquido .
La instalación de superficie 17 compren de medios 41 para soportar e impulsar en rotación la herramienta de perforación 15, medios 43 para inyectar el fluido de perforación y un tamiz vibratorio 45.
Los medios de inyección 43 se conectan hidráulicamente a la cabeza de inyección 31 para introducir y circular el fluido de perforación en el espacio interno 35 de la cadena de perforación 29.
El fluido de perforación se introduce en el espacio interno 36 de la cadena de perforación 29 a través de medios de inyección 43. Este fluido fluye hacia debajo de la cabeza de perforación 27 y pasa en el conducto de perforación 13 a través de la cabeza de perforación 27. Este fluido enfria y lubrica los medios de perforación 33. El fluido colecta los desechos sólidos que resultan de la perforación y fluye hacia arriba a través del espacio anular definido entre la cadena de perforación 29 y las paredes del conducto de perforación 13 y luego se descargan a través del conducto de circulación
El espacio interno 35 se abre mirando hacia la cabeza de perforación 27 de manera que el fluido de perforación lubrica los medios de perforación 33 y fluye hacia arriba en la cavidad 14 a lo largo del conducto 13 hacia la cabeza del pozo 23, mientras descarga los desechos de perforación sólidos recopilados, en el espacio anular 45 definidos entre la cadena 29 y el conducto 13.
El fluido de perforación presente en la cavidad 14 mantiene presión hidrostática en la cavidad, que evita la ruptura de las paredes que delimitan la cavidad 14 no cubiertas por el conducto 13 y que además evita la liberación eruptiva de hidrocarburos en la cavidad 14.
El conducto de circulación 25 se conecta hidráulicamente a la cavidad 14, a través de la cabeza del pozo 23 con el fin de recopilar el fluido de perforación de la cavidad 14. Por ejemplo se forma por una linea de retorno abierta o por un conducto tubular cerrado.
En el ejemplo ilustrado en la Figura 1, el conducto 25 es un conducto tubular cerrado.
El tamiz de vibración 45 recopila el fluido cargado con residuos de perforación que fluyen fuera del conducto de circulación 25 y separa el liquido de los residuos de perforación sólidos.
el ensamble de análisis 19 comprende un dispositivo 51 para mesturar fluido de perforación en el
conducto 25, un dispositivo 53 para extraer una fracción de gas de los compuestos contenidos en el fluido de perforación, un dispositivo 55 para transportar fracciones de gas y un dispositivo de análisis 57.
El dispositivo de muestreo 51 comprende una cabeza de muestreo 61 inmersa en el conducto de circulación 25, un conducto de muestreo 63 conectada corriente arriba a la cabeza de muestreo 61, una bomba 65 conectada corriente abajo al conducto de muestreo 63 y un conducto 67 para llevar el fluido de perforación en el dispositivo de extracción 53, conectado a una salida de la bomba 65.
El dispositivo de muestreo 51 además se provee ventajosamente con un ensamble para calentar el fluido muestreo (no mostrado) . Este ensamble de calentamiento por ejemplo se coloca entre la bomba 65 y los medios de extracción 53 en el conducto de suministro 67.
La bomba 65 por ejemplo es una bomba peristáltica capaz de transportar el fluido de perforación rnuestreado por la cabeza 61 hacia los medios de extracción 53 con un régimen de flujo de volumen de fluido determinado Qm.
El dispositivo de extracción 53 comprende una caja 71 en la cual el conducto de suministro 67 se abre, un agitador giratorio 73 montado en la caja 71, un conducto de descarga de lodo 74, una entrada 77 para inyectar un gas de
vehículo y una salida 79 para muestrear las fracciones de gas extraídas en la caja 71.
La caja 71 tiene un volumen interno comprendido por ejemplo entre 0.041 y 31. Define una porción inferior 81 de volumen promedio Vm, la mantiene constante, en la cual circula el fluido de perforación que se vaporiza del conducto de suministro 67 y una porción superior 83 del volumen promedio Vg mantenido constante y definiendo un espacio superior de gas por arriba del fluido de perforación.
El conducto de suministro de lodo 67 se abre en la porción inferior 81.
El agitador 73 se sumerge en el fluido de perforación presente en la porción inferior 81. Puede agitar vigorosamente el fluido de perforación con el fin de extraer los gases extraídos del mismo.
El conducto de descarga 75 se extiende entre un pasaje de sobreflujo 85 formado en la porción superior 83 de la caja 71 y un tanque de retención 87 que se pretende que reciba el fluido de perforación descargado del dispositivo de extracción 53.
El conducto de descarga 75 se flexiona ventajosamente con el fin de formar un sifón 89 que se abre mirando hacia el tanque de retención 87 por arriba del nivel de líquido contenido en este tanque 87.
Alternativamente, el fluido de perforación del conducto 75 se descarga en el conducto de circulación 25.
En este ejemplo, la entrada para inyectar un gas portador 77 se abre en el conducto de descarga 75 corriente arriba del sifón 89 en la cercanía del pasaje de sobreflujo 85.
Alternativamente, la entrada 77 se abre en la porción superior 83 de la caja 71.
La salida de muestreo 79 se abre en la porción superior 83 de la caja 71.
La salid de muestreo 79 se abre en una pared superior que delimita la porción superior 83 de la caja 71.
El fluido de perforación introducido en la caja 71 vía el conducto de suministro 67 se descarga por sobreflujo en el conducto de descarga 75 a través del pasaje de sobreflujo 85. Una porción del fluido descargado está temporalmente en el sifón 89 el cual evita que los gases entren a la porción superior 83 de la caja 71 a través del conducto de descarga 75.
La introducción de gas en la caja 71 por lo tanto se lleva a cabo exclusivamente a través de la entrada para inyectar un gas portador 77.
En el ejemplo ilustrado por la Figura 1, el gas portador introducido a través de la entrada de introducción 77 se forma por el aire circundante alrededor de la
instalación, a presión atmosférica. Alternativamente, este gas portador es otro gas tal como nitrógeno o helio.
El dispositivo de transporte 55 comprende una linea 91 para el transporte a bases extraídos hacia el dispositivo de análisis 57 y medios de succión 93 para transportar los gases extraídos de la caja 71 a través de la línea de transporte 91.
La línea de transporte 91 se extiende entre la salida de muestreo 79 y el dispositivo de análisis 57. Ventajosamente tiene una longitud comprendida entre 10 m y 500 m con el fin de alejar el dispositivo de análisis 57 de la cabeza del pozo 23 en un área no explosiva.
La línea de transporte 91 ventajosamente se hace sobre la base sea un metal o material polimérico, notablemente polietileno y/o politetrafluoroetileno (PTFE) .
El dispositivo de análisis 57 comprende un conducto de muestreo 97 interceptado en la línea de transporte 91 corriente arriba del medio de succión 93, una instrumentación 99 y una unidad de cómputo 101.
La instrumentación 99 puede detectar y cuantificar las fracciones de gas extraídas del fluido de perforación en la caja 71 que se ha transportado a través de la línea de transporte 91.
La instrumentación comprende por ejemplo aparatos de detección de infrarrojo para la cantidad de dióxido de
carbono, cromatógrafos con detectores de ionización de flama (FID) para detectar hidrocarbonos o además con detectores de conductividad térmica (CTCD) dependiendo de los gases que serán analizados.
También puede comprender un sistema de cromatografía acoplado con un espectrómetro de masas, este sistema siendo designado por el acrónimo "GC-MS". Puede comprender un aparto de análisis de isótopos como se describió en la Solicitud de P-A-l 887 343 del solicitante.
La detección y cuantificación simultánea en línea de una pluralidad de compuestos contenidos en el fluido, sin ningún muestreo manual por un operador, por lo tanto es posible dentro de intervalos de tiempo menores a minuto.
Como se observará más adelante, la unidad de cómputo 101 puede calcular el contenido de una pluralidad de compuestos que serán analizados presente en el fluido de perforación sobre la base del valor de las fracciones de gas extraídas en la caja 71, como se determina por la instrumentación 99, y sobre la base de factores de corrección p(i) específicos para cada compuesto que será analizado.
El ensamble de calibración 10 ilustrado en la Figura 2 en este ejemplo se forma por el dispositivo de muestreo 51, el dispositivo de extracción 53, el dispositivo de transporte 55 y el dispositivo de análisis 57 del ensamble de análisis 19.
Sin embargo, este ensamble de calibración 20 además comprende un tanque corriente arriba 111 pretendido para recibir una muestra de calibración del fluido de perforación con vista a tener esta muestra más veces sucesivas en el dispositivo de extracción 53 con el fin de someterla a varias etapas de extracción en el mismo.
En una alternativa, por lo menos el dispositivo de extracción del ensamble de calibración 20 es diferente del dispositivo de extracción 53 del ensamble de análisis 19.
El fluido de perforación, por ejemplo, se forma por lodo con agua o lodo con aceite. Los compuestos que serán analizados contenidos en el fluido de perforación notablemente son hidrocarburos de Ci-Cio alifáticos o aromáticos .
La aplicación de un primer método de determinación de acuerdo con la invención será descrita ahora.
Este método comprende un paso inicial para evaluar los factores de corrección pi(i) de un primer grupo de compuestos que serán analizados, un paso para ajustar un modelo que une los coeficientes de corrección de cada compuesto de acuerdo con una de sus características termodinámicas, un paso para calcular del modelo determinado, los factores de corrección pz(i) de un segundo grupo de constituyentes que serán analizados y luego un paso de
análisis en linea del contenido de gas del fluido de perforación que circula en el conducto de circulación 25.
El primer paso para evaluar los factores de corrección ventajosamente se llevan a cabo por un método de calibración como se describe en la solicitud de patente EP-A-1 710 575 del solicitante, notablemente en el ensamble de calibración 20 descrito en la Figura 2.
Con este fin, una muestra de fluido' de perforación de calibración se introduce en el tanque corriente arriba 111. Esta muestra contiene una pluralidad de los primeros compuestos entre los que se pretende que sean analizados en el flujo de perforación que circula en el conducto de perforación 25.
En una primera aplicación alternativa del método, estos primeros compuestos son ventajosamente los más ligeros, tales como por ejemplo hidrocarburos de C1-C5 o además hidrocarburos de C1-C4.
La cabeza de muestreo 61 se sumerge en el tanque corriente arriba 111 con el fin de bombear la muestra de calibración a través de la bomba 65 y el conducto de admisión 67 tan lejos como la caja 71 a un régimen de flujo Qm.
En seguida, el agitador 73 habiendo sido activado, una fracción de gas yi(i) de cada primer compuesto que será medido contenido en la muestra de calibración se extrae y transporta vía el gas portador introducido a través de la
entrada 77 a través de la línea de transporte 91 tan lejos como la instrumentación 99. Cada fracción de gas yi(i) se cuantifica luego para cada compuesto como se ilustra por la Figura 3.
En seguida, cuando la muestra de calibración sustancialmente ha pasado totalmente a través de la caja 71 y se ha recuperado en el tanque 87, los tanques 87 y 111 se invierten de manera que la misma muestra de calibración bajo las condiciones de extracción dadas de nuevo pasan a través del dispositivo de extracción 53.
Una fracción de gas y2(i) de cada compuesto que será analizada presente en la muestra de calibración se extrae durante esta fase de extracción.
En seguida, esta operación se repite para n etapas de extracción sucesivas, con n siendo un número total de etapas de extracción de la misma muestra de calibración comprendida ventajosamente entre 2 y 10 como se ilustra en la Figura 3.
La unidad de cómputo 101 determina, para cada primer compuesto, la definición de una serie ilustrada en una escala logarítmica por una curva lineal de por lo menos dos pares de valores (n, yn) que corresponde a la etapa de extracción de los gases de la muestra y a la cantidad dada yn(i) de una fracción de gas de un compuesto durante la etapa de extracción n.
Esta serie depende de la fracción de gas yi(i) extraída durante una primera etapa de extracción y en un parámetro m(i) independiente de la etapa de extracción y característica del compuesto extraído del fluido de perforación y de las condiciones de extracción.
Ventajosamente, la serie determinada por la unidad de cómputo sustancialmente es una serie geométrica exponencial que se describe por la fórmula:
En seguida, un primer factor de corrección pi(i) se calcula para unir el contenido t0(i) del primer compuesto en el fluido de perforación a la fracción de gas y.i(i) extraída a un régimen de flujo de volumen total de gases extraídos Qg, durante un primer pasaje del fluido en el dispositivo de extracción 53 y a un régimen de flujo de volumen Qm, por la ecuación :
,( = §^( -^( (1)
*¿m
Este factor de corrección pi(i) se determina por la ecuación (2) siguiente:
00 J
1
?(0 =? ,(0 = - 7 (2)
i 1 - exp(--m(i)) 1 - A
En una alternativa, los factores de corrección pi(i) del primer grupo de los primeros compuestos se determina por otras ecuaciones, o aún empíricamente.
En seguida, se aplica el paso para calcular los factores de corrección p2(i) de un segundo grupo de compuestos que serán analizados.
En una primera modalidad alternativa de método, este segundo grupo comprende ventajosamente los compuestos más pesados, por ejemplo, hidrocarburos C5-C10 para los cuales es inferior la presión de la medición de las fracciones de gas extraídas.
Para este propósito, cada segundo factor de corrección p2(i) se calcula ventajosamente de una ecuación de cálculo que se impone sobre la base de un coeficiente <x(i) que representa la cinética de desgasificación de cada segundo compuesto en el dispositivo de extracción 53 bajo las condiciones de extracción dadas y de un coeficiente K(i) que representa el equilibrio termodinámico entre la fracción de gas y la fracción de líquido de cada segundo compuesto presente en el extractor 71 del dispositivo de extracción 53.
La ecuación para calcular cada segundo factor de corrección p2(i) además depende del régimen de flujo de volumen Qm de lodo que circula en la caja 71, en el volumen promedio Vg de la porción superior 83 que forma el espacio superior para gas, en el volumen promedio Vm de la porción
inferior 81 que contiene el fluido de circulación y en el régimen de flujo de gas total Qg muestreado a través de la salida 79 bajo las condiciones de extracción dadas.
Ventajosamente, cada segundo factor de corrección p2(i) se calcula por la ecuación:
p (|) = 1+ °!-.— ] + .¾-. J_ + J_ (3)
2 V3 a(i).K(¡) Vm oc(¡) Qe K(¡) >
De acuerdo con la invención, los coeficientes K(i) y a(i) se calculan de un factor Fi termodinámico característico específico para cada segundo compuesto que depende por lo menos de un parámetro termodinámico representativo del segundo compuesto y también se calcula de una pluralidad de parámetros a, b, c, d que son independientes del segundo compuesto y de las condiciones de extracción y que se calculan de cada primer factor de corrección pi(i) y de la ecuación de cálculo (3) como se observará más adelante.
Ventajosamente, dicho o cada parámetro termodinámico representativo se selecciona de la temperatura de ebullición 0b(i) a presión atmosférica del segundo compuesto I, de su temperatura crítica 0c(i) y su presión crítica Pa(i). Dicho factor termodinámico característico ventajosamente se selecciona como se propone por Hoffman (Hoffman y otros, "Constantes de Equilibrio para un Sistema
Condensado de Gas" Trans. AIME (1953) 198, 1-10) o en una forma mejorada por Standing (Standing, "Un Conjunto de Ecuaciones para Relaciones de Equilibrio de Cómputo de un Sistema de Petróleo Crudo/Gas Natural a Presiones por debajo de 70.3 kg/cm2" SPE 7903 1979).
El factor termodinámico característico Fi se calcula además de acuerdo con la temperatura T del fluido de perforación en la caja 71 bajo las condiciones de extracción dadas .
Ventajosamente, el parámetro Fi se obtiene de una ecuación que une todos los parámetros mencionados antes tales como las siguientes ecuaciones:
Los coeficientes K(i) y a(i) se dan por las siguiente ecuaciones:
K(i) = xQxp(b-Fi) (5)
a(J) = c x &xp(d¦ F¡) (6)
Por lo tanto, la ecuación (3) anterior puede ser reescrita para cada segundo compuesto en la siguiente forma:
^2 fi ¦ a - c x exp[(b + d)-F,] Vm c x txV{d- F <¾ a ? ß??(? · ^)
en donde cada segundo factor de corrección P2(i) depende de la pluralidad de parámetros a, b, c, d, un sistema de ecuaciones se diseña aplicando la ecuación de cálculo (7) por arriba de cada primer factor de corrección pi(i) dependiendo del parámetro termodinámico Fi de cada primer compuesto, de acuerdo con el sistema:
n (i)— 1 + ^'" - i- ^'" - i- 1 (K)
V a- c x eKp[(b + d)-F,] Vm c x exp(¿ - i< ) Qg a x8tfP>Ft)
Este sistema se resuelve por un método de optimización por ejemplo usando la técnica de mínimos cuadrados para obtener los parámetros a, b, c, y de, independientemente de cada segundo compuesto.
Con referencia a la Figura 5, una vez que los parámetros a, b, c, d se obtienen de cada primer factor de pi(i) representado en símbolos sólidos en la Figura 5, cada segundo factor de corrección P2(i) refiriéndose a cada segundo compuesto, representado por símbolos huecos en la Figura 5, se calcula usando la ecuación (7) y calculando para cada segundo compuesto el coeficiente Fi por la ecuación (4).
Con el método de acuerdo con la invención por lo tanto es posible obtener todos los factores de corrección de
los compuestos que serán analizados por un cálculo sencillo basado en un número no muy grande de factores de corrección determinados experimental o empíricamente.
Esto incrementa considerablemente la precisión de la medición, notablemente para compuestos relativamente pesados que están presentes en una pequeña cantidad de n la muestra de calibración y que son difíciles de extraer del fluido de perforación.
En una alternativa, todos los factores de corrección para cada compuesto que será analizado, incluyendo el primer compuesto, se recalcula de la ecuación de 'calculo (7) .
El paso de análisis se aplica entonces durante la peroración. Con el fin de llevar a cabo la perforación, la herramienta de perforación 15 se impulsa en rotación por la instalación de superficie 41. El fluido de perforación se introduce en el espacio interno 35 del forro de perforación 29 a través del medio de inyección 43. Este fluido fluye hacia debajo de la cabeza de perforación 27. Este fluido enfría y lubrica los medios de perforación 33. El fluido recolecta desechos sólidos que resultan de la perforación y los mueve hacia arriba a través del espacio anular definido entre el resorte de perforación 29 y las paredes del conducto de perforación 13 y luego los descarga a través del conducto de circulación 25.
En este paso, la cabeza de muestreo 61 se coloca en el conducto de circulación 25, corriente abajo del tamiz vibratorio 45. La bomba 65 luego se acciona con el fin de recolectar fluido de perforación en el conducto 25 con el régimen de flujo de volumen dado Qm es introducido en la caja 71 a través del conducto de admisión 67. El fluido de perforación contiene los componentes que serán analizados.
El agitador 73 se acciona agitando el fluido de perforación presente en la porción inferior 81 y para extraer una fracción de gas yi(i) de cada compuesto i presente en el fluido de perforación. Esta fracción de gas yi(i) se transporta tan lejos como la instrumentación 99 a través de la linea de transporte 91 con el fin de determinar su valor.
Durante la extracción, la temperatura del fluido de perforación en la caja 71, la presión P del espacio superior de gas localizado arriba del fluido presente en la caja 71, el régimen de flujo Qm del fluido de perforación admitido en la caja 71 y el régimen eflujo de gas muestreado Qg, la naturaleza de la agitación asi como el régimen de agitación son sustancialmente idénticos comparado con los mismos parámetros usados durante el paso de calibración.
En seguida, la unidad de computo 101 infiere sobe el valor del contenido de cada compuesto I en el fluido de perforación por la ecuación (1), en donde los factores de
corrección p(i) de por lo menos un segundo grupo de compuestos se calculan con la ecuación (7) anterior.
En una aplicación alternativa del método, ilustrada en la Figura 6, una pluralidad de los primeros factores de corrección pi(i), ilustrada en sistemas sólidos en la figura se determina experimental o empíricamente.
Sin embargo, por lo menos un primer factor de corrección 201 determinados experimentalmente o empíricamente no se toma en cuenta para llevar a cabo la determinación de los parámetros a, b, c, d.
Este factor de corrección 201 se excluyó y reemplazó con un factor de corrección 203 calculados con la ecuación ( 7 ) .
El método de acuerdo con la invención permite la corrección de mediciones experimentales dudosas o erróneas por ejemplo, debido a contaminantes presentes en la muestra de calibración.
En una alternativa, los segundos compuestos son idénticos con los primeros compuestos, todos los factores de corrección pi(i) siendo reemplazados con factores de corrección corregidos.
En una alternativa, el coeficiente Fi es igual a la temperatura de ebullición 0b(i) a presión atmosférica del compuesto.
p d) ~ ? + 1 + Q,„ i , Q„, i
^ V e - c x exp[(& + «/) · /? ] Vm c x exp(,d - F,) QR ax expib - F,)
En una modalidad alternativa, es posible mejorar la determinación de los factores de corrección únicamente usando dos etapas sucesivas para extraer la muestra de calibración. En este caso, los coeficientes de corrección pi(i) obtenidos con la ecuación (2) son en verdad muy sensibles a errores de medición, el coeficiente de disminución exponencial a m(i) de la ecuación (2) no se obtienen vía una regresión lineal pero se calculan directamente por una linea recta que pasa a través de dos puntos. El cálculo de los parámetros a, b, c y d resolviendo el sistema de ecuaciones (8) y el cálculo de coeficientes de corrección optimizados 203 para cada primer compuesto, como se describió antes, permite que se reduzcan estos errores de medición introduciendo un sistema sobredimensionado de ecuaciones.
Con el método de acuerdo con la invención además es posible mejorar la aplicación del método de calibración descrito en la Solicitud de Patente EP-A-1 710 575 del Solicitante. Además de aplicar este método, una muestra de lodo que contiene hidrocarbonos en una cantidad suficiente tiene que estar disponible. Esta muestra de lodo generalmente se toma durante la perforación después de tener formaciones cruzadas que contienen hidrocarbonos. Esto
dificulta la obtención de coeficientes de corrección Pi(i) durante la perforación. Algunas veces es imposible obtener todos los coeficientes pi(i) por falta de formaciones cruzadas que contienen una cantidad suficiente de hidrocarbonos . El método de acuerdo con la presente invención permite la determinación de estos coeficientes de mezclas artificiales de lodo e hidrocarbonos que forman una muestra de calibración.
Estas mezclas se forman por ejemplo emulsificando en la superficie, compuestos de hidrocarbono pesados líquidos bajo condiciones atmosféricas (por ejemplo hidrocarbonos de C5-C8 tales como pentano a octano) en una cantidad suficiente para proveer cantidades de gas extraídas que pueden medirse con buena precisión. Estos compuestos se usan como los primeros compuestos que permiten la determinación de los parámetros a, b, c y d.
Los coeficientes de corrección para los segundos compuestos ya sea muy ligeros y difíciles de mezclar con el lodo debido a su estado gaseosos (r ejemplo hidrocarbonos de C1-C4 tales como de metano a butano) , o difíciles de manejar debido a su toxicidad (compuestos aromáticos) se determinan ventajosamente aplicando el método descrito antes.
Otra ventaja provista por el método de acuerdo con la invención, se permite el cálculo de los coeficientes de corrección que serán aplicados para cada primero o segundo
compuesto en el caso cuando las segundas ' condiciones de extracción en el paso de análisis difieren sustancialmente de las primeras condiciones de extracción durante el paso de calibración. En este caso, por lo menos uno de la temperatura T, del régimen de flujo de fluido introducido Qm, del régimen de flujo de gas extraído Qg, del volumen de fluido Vm y del volumen del espacio superior para gas Vg, es significativamente diferente, por ejemplo, por lo menos por 5%, bajo las primeras condiciones de extracción y bajo las segundas condiciones de extracción.
Con este fin, los parámetros a, b, c y d independiente de cada compuesto y condiciones de extracción se determinan en el paso para ajustar el modelo como se describió antes, usando el sistema de ecuaciones (8) en las cuales los parámetros representativos de las condiciones de extracción, T, Qm, Qg, Vm y Vg de cada ecuación de cálculo son aquellos que prevalecen bajo las primeras condiciones de extracción.
En seguida, una vez que se han determinado los coeficiente a, b, c, d, los coeficientes de corrección p(i) para cada compuesto se relacionan con ecuaciones (4) y (7) de los nuevos valores de los parámetros representativos de las condiciones de extracción T, Qm, Qg, Vm y Vg bajo las segundas condiciones de extracción.
La unidad de cómputo 101 puede tomar en cuenta además cualquier cambio en estos parámetros representativos de condiciones de extracción durante el paso de análisis ajustando en tiempo real los coeficientes de corrección para cada compuesto medido de los nuevos valores de T, Qm, Qg, Vm y
Claims (15)
1.- Un método para determinar el contenido (t0(i)) de una pluralidad de compuestos contenidos en un fluido de perforación, del tipo que comprende los siguientes pasos: - extraer una fracción de gas de cada compuesto del fluido de perforación; - medir información representativa (yi(i)) de la fracción de gas de cada compuesto; - obtener para cada primer compuesto de un primer grupo de compuestos, un primer factor de corrección (pi(i)) que vincula la información medida (yi(i)) para la fracción de gas del primer compuesto bajo las primeras condiciones de extracción dadas al contenido del primer compuesto en el fluido de perforación, caracterizado por el método que comprende los siguientes pasos: - calcular por lo menos cada segundo compuesto de un segundo grupo de compuestos, el contenido del segundo compuesto en el fluido de perforación sobre la base de la información representativa medida para el segundo compuesto bajo las segundas condiciones de extracción dadas, venta osamente idénticas con las primeras condiciones de extracción dadas y u segundo factor de corrección (p2(i)) calculado de una ecuación de cálculo que se refiere al segundo factor de corrección (p2(i)) a una pluralidad de parámetros (a, b, c, d) independiente del segundo compuesto y de las condiciones de extracción dadas y a un factor termodinámico característico del segundo compuesto (Fi) que depende por lo menos de un parámetro termodinámico que representa el segundo compuesto, los parámetros independientes (a, b, c, ) siendo determinados de cada primer factor de corrección (pi(i)) y de la ecuación de cálculo.
2. - El método de acuerdo con la reivindicación 1, caracterizado porque el factor termodinámico característico (Fi) se calcula por lo menos de un parámetro termodinámico seleccionado de la temperatura de ebullición del segundo compuesto a presión atmosférica, la temperatura crítica del segundo compuesto y la presión crítica del segundo compuesto.
3. - El método de acuerdo con la reivindicación 1 ó 2, caracterizado porque el factor termodinámico característico (Fi) se calcula de la temperatura del fluido de perforación bajo condiciones de extracción dadas.
4. - El método de acuerdo con la reivindicación 2 ó 3, caracterizado porque el factor termodinámico característico (Fi) se calcula por la ecuación: en donde T es la temperatura del flujo de perforación bajo las condiciones de extracción dadas, 0b(i) es la temperatura de ebullición del segundo compuesto a presión atmosférica, Gc(i) es la temperatura critica del segundo compuesto, Pc(i) es la presión crítica del segundo compuesto y Patm es la presión atmosférica.
5. - El método de acuerdo con cualquiera de las reivindicaciones anteriores, caracterizado porque la ecuación para calcular el segundo factor de corrección (p2(i)) comprende por lo menos un término del tipo de a x exp(b.Fi), en donde a y b son parámetros independientes del segundo compuesto determinado sobre la base de cada primer factor de corrección y Fi es el factor termodinámico característico del segundo compuesto.
6. - El método de acuerdo con cualquiera de las reivindicaciones precedentes, caracterizado porque el paso de extracción se aplica en una caja (71) que comprende medios (73) para agitar el fluido de peroración, el segundo factor de corrección (p2(i)) siendo calculado como una función de por lo menos un parámetro seleccionado del régimen de flujo del fluido de perforación inyectado en la caja, en el volumen promedio de fluido de perforación presente en la caja (71), el volumen de espacio superior para gas presente en la caja (71) y el régimen de flujo total de la fracción de gas extraída de la caja (71) .
7.- El método de acuerdo con la reivindicación 6, tomada como una combinación con la reivindicación 5, caracterizado porque el segundo factor de corrección (p2(i)) se calcula por la siguiente ecuación de cálculo: ^2 W Vg e - c x exp[(¿> + </)¦/?·] Vm c expid - F Qg a x exp(b - F,) en donde Qm es el régimen de flujo de volumen de fluido de perforación inyectado en la caja, Vm es el volumen promedio de fluido de perforación presente en la caja, Vg es el volumen del espacio superior de gas presente en la caja, Qg es el régimen de flujo de volumen de fracción de gas extraída de la caja, a, b, c, d son parámetros independientes del segundo compuesto determinado sobre la base de cada primer factor de corrección (pi(i)) y Fi es el factor termodinámico característico del segundo compuesto.
8.- El método de acuerdo con cualquiera de las reivindicaciones anteriores, caracterizado porque comprende un paso para determinar cada primer factor de corrección el paso de determinación comprende las siguientes fases : - proveer una muestra de calibración de fluido de perforación que contiene por lo menos cada primer compuesto; - por lo menos dos etapas sucesivas para extraer la misma muestra de calibración bajo las primeras condiciones de extracción dadas, cada etapa de extracción que comprende la extracción fuera de fluido de perforación de una fracción de gas de cada primer compuesto y la medición de una pieza representativa de información (yn(i)) de la fracción de gas de cada primer compuesto; - calcular, para cada primer compuesto, el primer factor de corrección sobe la base de piezas representativas de información (yn(i)) medida en cada etapa de extracción.
9. - El método de acuerdo con la reivindicación 8, caracterizado porque el número de etapas de extracción sucesivo es igual a 2.
10. - El método de acuerdo con la reivindicación 8 ó 9, caracterizado porque la provisión de la muestra de calibración comprende mezclar una cantidad dada de fluido de perforación y de una cantidad medida de cada primer compuesto liquido .
11. - El método de acuerdo con cualquiera de las reivindicaciones precedentes, caracterizado porque cada compuesto del primer grupo de compuestos tiene una temperatura de ebullición a presión atmosférica por debajo de la temperatura de ebullición la presión atmosférica de cada compuesto del segundo grupo de compuestos.
12. - El método de acuerdo con cualquiera de las reivindicaciones anteriores, caracterizado porque cada compuesto del primer grupo de compuestos tiene una temperatura de ebullición a presión atmosférica por arriba de la temperatura de ebullición a presión atmosférica de cada compuesto del segundo grupo de compuestos .
13. - El método de acuerdo con cualquiera de las reivindicaciones anteriores, caracterizado porque comprende un paso para corregir el valor del primer factor de corrección (pi(ii)) de por lo menos un primer compuesto, el paso de corrección comprendiendo el cálculo del primer compuesto de un primer factor de corrección corregido sobre la base de la ecuación de cálculo que vincula la pluralidad de parámetros (a, b, c, d) independiente del segundo compuesto y sobre la base del factor termodinámico (Fi) característico del primer compuesto y el cálculo del contenido del primer compuesto en el fluido de perforación sobre la base de la información medida (yi( )) para la fracción de gas del primer compuesto y sobre la base del factor de corrección corregido.
14. - El método de acuerdo con cualquiera de las reivindicaciones anteriores, caracterizado porque comprende, por lo menos un primer compuesto del primer grupo de compuestos, el cálculo del contenido del primer compuesto en el fluido de perforación sobre la base de información medida (yi(i)) para la fracción de gas del primer compuesto y sobre la base del primer factor de corrección (pi(i)).
15.- El método de acuerdo con cualquiera de las reivindicaciones anteriores, caracterizado porque las primeras condiciones de extracción dadas son diferentes de las segundas condiciones de extracción dadas, la ecuación de cálculo comprendiendo por lo menos un parámetro representativo de las condiciones de extracción dadas que tienen un primer valor bajo las primeras condiciones de extracción y un segundo valor significativamente diferente del primer valor bajo las segundas condiciones de extracción, los parámetros independientes (a, b, c, d) siendo determinados sobre la base de la ecuación de cálculo en las cuales el parámetro es igual a su primer valor, el segundo factor de corrección siendo calculado sobre la base de la ecuación de cálculo en la cual el parámetro representativo es igual a su segundo valor.
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