BRPI1005568A2

BRPI1005568A2 - controle de fluido em ferramentas de amostragem de fluido de reservatàrio

Info

Publication number: BRPI1005568A2
Application number: BRPI1005568-1A
Authority: BR
Inventors: Zuilekom Anthony Herman Van; Michael T Pelletier; Li Gao
Original assignee: Halliburton Energy Serv Inc
Priority date: 2010-07-23
Filing date: 2010-12-16
Publication date: 2013-04-02
Also published as: US20120018152A1; US20140096957A1; US9587489B2; US8672026B2; MX2011004746A

Abstract

CONTROLE DE FLUIDO EM FERRAMENTAS DE AMOSTRAGEM DE FLUIDO DE RESERVATàRIO. A presente invenção refere-se a um sistema de bombeamento compreendendo: uma sonda para succionar um fluido de um reservatório de fluido; uma bomba em comunicação fluídica com a dita sonda; um sensor para detectar mudanças de fase no dito sistema de bombeamento, o dito sensor em comunicação fluídica com a dita sonda ou bomba, o dito sensor gerando um sinal de sensor; uma saída de fluido do dito sistema de bombeamento, a dita saída de fluido estando em comunicação fluídica com a dita bomba; e uma válvula de retenção de força variável localizada entre a dita sonda e a dita saída de fluido.

Description

Relatório Descritivo da Patente de Invenção para "CONTROLE DE FLUIDO EM FERRAMENTAS DE AMOSTRAGEM DE FLUIDO DE RE- SERVATÓRIO".

Antecedentes da Invenção 1. Campo da Invenção

A presente invenção refere-se a uma maneira geral à tecnologia de reservatório de petróleo e gás, e mais particularmente a aparelho e méto- dos para controlar a fase de fluido em amostragem e em outras operações de bombeamento. 2. Antecedentes da Invenção

Durante perfuração, bombeamento e operações similares em re- servatórios, tais como reservatórios de petróleo e gás, freqüentemente é útil testar ou amostrar o fluido de reservatório. Em tal teste ou amostragem, mui- tos problemas podem surgir. É importante que o fluido testado ou a amostra coletada seja representativo do fluido de reservatório. Adicionalmente, infor- mação com referência a muitas propriedades do fluido deve ser obtida, e determinação de uma propriedade pode interferir com determinação de uma outra propriedade. Os vários fatores de importância em teste e amostragem são freqüentemente correlacionados de tal maneira que aperfeiçoamento de um fator degrada um outro. Por exemplo, operações tais como perfuração e bombeamento freqüentemente necessitam ser suspensas durante o teste e/ou as propriedades necessitam ser determinadas o mais próximo possível do tempo real. Entretanto, poços freqüentemente são profundos, o que au- menta o tempo e dificuldade de executar testes e coletar amostras. Para amostragem e teste durante perfuração, a operação de perfuração tem que parar por um curto tempo de maneira que amostragem e teste possam ser executados. É altamente desejável reduzir tal paralisação. Estes fatores fre- 1 quentemente resultam em maximizar a velocidade de bombeamento para economizar tempo e custos relacionados. Entretanto, quanto maior a veloci- dade de bombeamento tanto mais provável que a fase do fluido mude em algum ponto ao longo do caminho de bombeamento. A figura 3 mostra um diagrama de fases pressão-temperatura (P-T) bem conhecido. Pi indica pressão da formação e P2 indica pressão dentro da bomba. Assumindo a mudança em temperatura de fluido como sendo desprezível, Pi e P2 estão em uma linha isotérmica, indicada pela seta conectando Pi e P2. P2 tem que ser menor que Pi para o fluido fluir. Na região 77, o fluido é um líquido, en- quanto que na região 78, pelo menos parte do líquido mudou para um gás. Para manter fase única, P2 tem que ser maior que a linha de ponto de orva- Iho 79. Entretanto, se atenção for dada somente para manter velocidade de bombeamento eficiente, vapor pode formar-se no sistema, em cujo caso o teste ou amostragem não é representativo do fluido de reservatório. Em par- ticular, bolhas começam a formar-se em uma temperatura-pressão dada pe- la linha de ponto de bolha 80. Por outro lado, diminuir a velocidade ou parar o bombeamento pode resultar em invasão de contaminação para dentro da zona de amostragem, o que reduz a precisão dos resultados e leva a tempos de teste e amostragem ainda maiores. Assim, controle de fluido durante per- furação, bombeamento e outras operações de reservatório pode ser difícil.

As figuras 1 e 2 ilustram a dificuldade de controlar fluido em uma ferramenta de amostragem de fluido de fundo de poço de estado da técnica. A figura 1 mostra uma exibição de um computador de controle de fluido, tal como mostrado em 284 na figura 5. Iniciando da esquerda para a direita, a primeira trilha 12 mostra a "pressão da formação" (FPRE) na curva 15, a qual é a pressão à medida que o fluido entra na ferramenta. O texto, tal co- mo 14, na trilha um mostra o valor da pressão da formação em KPa (psi (li- bras por polegada quadrada)). A segunda trilha 16 grava desempenho de bomba, enquanto que a terceira trilha 18 exibe eficiência (não mostrada na figura) e hora do dia. A quarta trilha 20 dá taxa de bombeamento em cc/s (centímetros cúbicos por segundo), e densidade bruta está mostrada na quinta trilha 23 (densidade de fluido) na curva 22. A sexta trilha 26 é uma exibição de caixas volumétricas onde os sombreados indicam uma faixa de densidade de fluido em variações de 0,1 g/cc de 0,3 a 1,3 g/cc com o volume em porcentagem da esquerda para a direita. Esta tela particular 10 mostra uma mudança de fase típica que ocorre na bomba à medida que a pressão vai abaixo do ponto de bolha do petróleo. A representação gráfica de FPRE 14 mostra FPRE indo em etapas de 1957 em 15:33 para uma pressão me- nor, mas variando de 8.963,18 a 10.342,13 KPa (1.300 a 1.500 psi) de 15:37 a 15:49. À medida que o fluido se limpa do filtrado incluindo contaminação com petróleo da formação, a densidade torna-se mais variável; e a caixa de exibição da trilha 26 mostra algum gás de pequeno volume e uma mudança em três diferentes densidades de fluido expelido pela bomba, cujas densida- des de fluido podem ser vistas pelos sombreados diferentes. Na exibição real, estas densidades estão mostradas em cor, mas por causa de desenhos de patente ainda não permitirem cor, as diferentes densidades estão desig- nadas por meio de sombreamento diferente. A fase única está indicada pelo sombreado em 33. O sombreado em 28 indica uma densidade de múltiplas fases, o sombreado em 31 indica uma outra, e o sombreado em 32 indica uma terceira densidade de múltiplas fases. Em uma alta velocidade de bom- ba de 12 ccps, a pressão da formação é baixa, por exemplo, tal como em 14, e a densidade varia rapidamente entre diferentes densidades de múltiplas fases. Quando a taxa é reduzida, a densidade vai de volta para uma fase única à medida que a pressão FPRE aumenta para 14.492,78 KPa (2.102 psi). A figura 2 mostra um gráfico de ponto de bolha 50 de pressão versus volume fracionário pré-teste das amostras de fluido no exemplo da figura 1. Tal como conhecido na técnica, o gráfico de ponto de bolha é gerado no fundo de poço ao descomprimir o fluido em uma câmara de pré-teste e medir a relação de volume versus pressão. O ponto de gráfico 58 indica o ponto de bolha do fluido para ser 10.514,51 KPa (1.525 psi). Além do ponto de bolha, a curva torna-se não muito linear em 60 por causa do desenvolvimento da fase de vapor. Isto é confirmado pela figura 1, a qual mostra comportamento de múltiplas fases em 10.342,13 KPa (1.500 psi) e não em 14.478,99 KPa (2.100 psi). Assim, o sistema de técnica anterior não manteve a pressão de face de areia acima do ponto de bolha, e a amostragem não foi representati- va do reservatório. Claramente, o estado da técnica não foi capaz de contro- lar os parâmetros da ferramenta de amostragem satisfatoriamente neste ca- so.

Pelos motivos indicados acima, seria altamente desejável ter uma ferramenta de amostragem/teste que fornecesse controle melhorado dos parâmetros de amostragem/teste. Sumário da Invenção

A invenção resolve os problemas citados anteriormente assim como outros problemas ao utilizar uma ou mais válvulas de retenção de for- ça variável em um sistema de bombeamento. Uma ou mais válvulas de re- tenção preferivelmente são colocadas em uma localização ou localizações estratégicas em um sistema de bombeamento de formação. Preferivelmente, um ou mais sensores são colocados estrategicamente em combinação com as válvulas de retenção. Os sensores preferivelmente são sensores de den- sidade e sensores de pressão.

Em uma modalidade preferida, uma primeira válvula de retenção de força variável é localizada entre uma sonda de sucção de fluido de entra- da na face de areia e a bomba enquanto uma segunda válvula de retenção de força variável é localizada entre a bomba e a saída de sistema de bom- beamento. Preferivelmente, um primeiro sensor é localizado entre a sonda e a primeira válvula de retenção, e um segundo sensor é localizado entre a segunda válvula de retenção e a saída de fluido. Sensores de pressão prefe- rivelmente são localizados na sonda de entrada, exatamente antes da pri- meira válvula de retenção, exatamente após a segunda válvula de retenção, e na saída. A força das válvulas de retenção preferivelmente é de tal manei- ra que fluido de múltiplas fases ocorre somente no lado de sucção da bom- ba. Preferivelmente, a velocidade da bomba é aumentada até que fluido de múltiplas fases também ocorra no lado de saída da bomba. Se a velocidade de bomba for então reduzida até que o fluido de múltiplas fases desapareça exatamente no lado de saída, então velocidade máxima de bombeamento é obtida. A força das válvulas de retenção de força variável pode ser de tal maneira que o processo indicado anteriormente pode facilmente ser realiza- do na situação de fundo de poço particular. Por exemplo, se em uma zona de petróleo, mas abaixo da cobertura de gás, as mudanças de pressão por 20,68 KPa (três libras por polegada quadrada (psi)) para cada 3,05 metros (dez pés) de profundidade, calibração da válvula de retenção ajustável para 20,68 KPa (três psi) para cada 3,05 metros (dez pés) abaixo do contato gás petróleo permite a detecção fácil de fluxo de duas fases no sensor de densi- dade de saída e fácil manutenção de fluxo de fase única para o sensor de densidade no lado de sucção. Alternativamente, a força das válvulas de re- tenção pode ser controlada por um microprocessador em comunicação com os sensores.

A invenção fornece um sistema de bombeamento compreen- dendo: uma sonda para succionar um fluido de um reservatório de fluido; uma bomba em comunicação fluídica com a sonda; um sensor para detectar mudanças de fase no sistema de bombeamento, o sensor em comunicação fluídica com a sonda ou bomba, o sensor gerando um sinal de sensor; uma saída de fluido do sistema de bombeamento, a saída de fluido estando em comunicação fluídica com a bomba; e uma válvula de retenção de força va- riável localizada entre a sonda e a saída de fluido. Preferivelmente1 a válvula de retenção de força variável compreende um mecanismo de ajuste de força selecionado de um grupo consistindo em um mecanismo de ajuste hidráuli- co, um mecanismo de ajuste eletrônico e um mecanismo de ajuste mecâni- co. Preferivelmente, o sistema compreende adicionalmente um processador para receber o sinal de sensor e gerar um sinal de controle para a válvula de retenção de força variável. Preferivelmente, a válvula de retenção de força variável é selecionada de um grupo consistindo em: uma válvula de retenção de força variável localizada entre a sonda e a bomba, e uma válvula de re- tenção de força variável localizada entre a bomba e a saída de fluido. Prefe- rivelmente, a bomba é uma bomba bidirecional tendo um primeiro pistão e um segundo pistão; e a válvula de retenção de força variável compreende uma primeira válvula de retenção de força variável localizada entre o primei- ro pistão e a sonda, uma segunda válvula de retenção de força variável loca- lizada entre o primeiro pistão e a saída, uma terceira válvula de retenção de força variável localizada entre o segundo pistão e a sonda, e uma quarta válvula de retenção de força variável localizada entre o segundo pistão e a saída. Preferivelmente, o sistema compreende adicionalmente uma quinta válvula de retenção de força variável localizada entre as segunda e quarta válvulas de retenção de força variável e a saída. Preferivelmente, o sensor é localizado entre a sonda e a bomba. Preferivelmente, o sensor é localizado entre a bomba e a saída. Preferivelmente, o sensor é selecionado de um grupo consistindo em um sensor de densidade, um sensor de ponto de bo- lha, um sensor de compressibilidade, um sensor de velocidade de som, um transdutor ultrassônico, um sensor de viscosidade e um sensor de densida- de ótica.

Em um outro aspecto, a invenção fornece um sistema de bom- beamento compreendendo: uma ferramenta de fundo de poço incluindo uma sonda para succionar um fluido de um reservatório de fluido; uma bomba e um detector de fluxo de múltiplas fases alojados pelo menos parcialmente na ferramenta de fundo de poço e em comunicação fluídica com a sonda; e uma válvula de retenção de força variável em comunicação fluídica com a bomba e o detector de fluxo de múltiplas fases. Preferivelmente, o sistema compreende adicionalmente um processador para receber o sinal de sensor e gerar um sinal de controle para a válvula de retenção de força variável.

Em um aspecto adicional, a invenção fornece um método de controlar fase de fluido em um sistema de bombeamento, o método compre- endendo: operar um sistema de bombeamento para bombear fluido de uma formação em um reservatório em uma taxa de bombeamento; detectar uma mudança de fase no sistema de bombeamento; e ajustar a taxa de bombe- amento da bomba em resposta à mudança de fase detectada; em que o con- trole compreende configurar a força de uma válvula de retenção de força variável. Preferivelmente, o ajuste compreende: selecionar uma taxa de bombeamento inicial e estabelecer a força para fornecer um fluxo de múlti- plas fases dentro de uma faixa de possíveis fluxos; e reduzir a taxa de bom- beamento até que o fluxo de múltiplas fases ocorra somente dentro do sis- tema de bombeamento. Preferivelmente, o ajuste compreende: selecionar uma taxa de bombeamento inicial e configurar a força para fornecer um fluxo de múltiplas fases dentro de uma faixa de possíveis fluxos; e ajustar a força da válvula de retenção de força variável até que o fluxo de múltiplas fases ocorra somente dentro do sistema de bombeamento. Preferivelmente, o sis- tema de bombeamento tem um lado de sucção e o ajuste a força compreen- de ajustar a força de maneira que o fluxo de múltiplas fases ocorra somente no lado de sucção da bomba. Preferivelmente, a detecção compreende exe- cutar uma análise de volume total antes do ajuste. Preferivelmente, o siste- ma de bombeamento tem um lado de sucção e a detecção compreende de- tectar uma razão gás/líquido estável com condições de duas fases indicadas no lado de sucção da bomba. Preferivelmente, o sistema de bombeamento tem um lado de sucção e a força da válvula de retenção é estabelecida as- sim que a pressão de fluido estiver levemente acima do ponto de bolha no lado de sucção da bomba. Preferivelmente, a configuração é executada an- tes de iniciar o bombeamento. Preferivelmente, o sistema de bombeamento compreende uma sonda para succionar um fluido de um reservatório de flui- do; uma bomba em comunicação fluídica com a sonda; uma saída de fluido do sistema de bombeamento, a saída de fluido estando em comunicação fluídica com a bomba; a detecção compreende uma detecção com um pri- meiro sensor entre a sonda e a bomba e detecção com um segundo sensor entre a bomba e a saída de fluido; e detectar uma mudança de fase de fluido usando um método de correlação temporal ao comparar traços temporais de propriedades de fluido detectados pelo primeiro sensor e pelo segundo sen- sor, os traços deslocados no tempo para acomodar os volumes de retenção no sistema de bombeamento.

A invenção não somente fornece facilidade de controle das con- dições de múltiplas fases no sistema de bombeamento e facilidade de otimi- zação de velocidade de bomba, mas também fornece amostragem que é exatamente representativa de fluido de formação. Inúmeras outras vanta- gens e recursos da invenção tornar-se-ão aparentes a partir da descrição detalhada a seguir quando lida em conjunto com os desenhos. Breve Descrição dos Desenhos

A figura 1 mostra uma tela de um computador de controle de fluido exibindo a saída dos sensores em uma ferramenta de fundo de poço de técnica anterior;

a figura 2 mostra um gráfico de ponto de bolha de pressão ver- sus volume fracionário pré-teste do fluido amostrado no exemplo da figura 1;

a figura 3 mostra um diagrama de fases pressão-temperatura (P- T) bem conhecido;

a figura 4 ilustra um sistema para operações de perfuração e/ou bombeamento no qual válvulas de retenção de acordo com a invenção po- dem ser usadas;

a figura 5 é um diagrama de blocos ilustrando uma modalidade de um sistema de ferramenta de avaliação de formação de acordo com a invenção e o processo de usar o sistema; a figura 6 é um diagrama esquemático de uma modalidade pre-

ferida de um sistema de bombeamento que pode ser usado nos sistemas das figuras 4 e 5, mostrando o caminho de fluxo detalhado da entrada do fluido de formação para a saída do fluido;

a figura 7 é uma vista diagramática plana de uma válvula de re- tenção variável hidráulica de acordo com a invenção mostrando a válvula em uma posição fechada;

a figura 8 é uma vista diagramática plana de uma válvula de re- tenção variável controlada eletricamente de acordo com a invenção em uma posição aberta; e

a figura 9 é um diagrama esquemático de uma outra modalidade

preferida de uma ferramenta de avaliação de formação que pode ser utiliza- da nos sistemas das figuras 4 ou 5 e usando o sistema de bombeamento da figura 6, com a ferramenta colocada adjacente um gráfico mostrando a que- da de pressão da formação através da ferramenta para o espaço anular de poço.

Descrição Detalhada da Modalidade Preferida

A invenção diz respeito aos sistemas 100, 200 incluindo uma fer- ramenta de fundo de poço 124, 150, 204, 205 incorporando uma válvula de retenção variável 420, 424. Sistemas generalizados de acordo com a inven- ção que podem incorporar uma ferramenta de fundo de poço 124, 150, 204, 205 estão mostrados nas figuras 4 e 5 para orientar o leitor. Detalhes de uma ferramenta exemplar de acordo com a invenção estão mostrados na figura 5, e detalhes de uma outra ferramenta exemplar de acordo com a in- venção estão mostrados na figura 9, juntamente com informação de pressão para ilustrar o uso da ferramenta. Detalhes de um sistema de bombeamento exemplar 220 de acordo com a invenção tal como usado na ferramenta da figura 9 estão mostrados na figura 6, e exemplos de uma válvula de retenção 420, 424 de acordo com a invenção tal como pode ser usada em qualquer um dos sistemas estão mostrados nas figuras 7 e 8.

A figura 4 ilustra um sistema 100 para operações de perfuração ou bombeamento de acordo com a invenção. Deve ser notado que o sistema 100 também pode incluir um sistema para operações de bombeamento ou outras operações. O sistema 100 inclui uma plataforma de perfuração 102 localizada em uma superfície 104 de um poço. A plataforma de perfuração 102 fornece suporte para um aparelho de fundo de poço, incluindo uma co- luna de perfuração 108. A coluna de perfuração 108 penetra em uma mesa rotativa 110 para executar um furo de poço 112 através das formações de subsolo 114. A coluna de perfuração 108 inclui a tubulação de perfuração 118, um conjunto de ligação de coluna de perfuração a tornei ("Kelly") 116 na parte superior da tubulação de perfuração 118, e uma montagem de fun- do de poço 120 localizada na parte inferior da tubulação de perfuração 118. A montagem de fundo de poço 120 pode incluir os colares de perfuração 122, uma ferramenta de fundo de poço 124 e uma broca de perfuração 126. A ferramenta de fundo de poço 124 pode ser qualquer um dos diversos tipos diferentes de ferramentas incluindo ferramentas de medições durante a per- furação (MWD), ferramentas de perfilagem durante a perfuração (LWD), etc. Durante operações de perfuração, a coluna de perfuração 108,

incluindo o conjunto de ligação de coluna de perfuração a tornei ("Kelly") 116, a tubulação de perfuração 118 e a montagem de fundo de poço 120 podem ser giradas pela mesa rotativa 110. Além do mais ou como uma al- ternativa para tal rotação, a montagem de fundo de poço 120 também pode ser girada por um motor que fica no fundo de poço. Os colares de perfuração 122 podem ser usados para adicionar peso à broca de perfuração 126. Os colares de perfuração 122 opcionalmente também reforçam a montagem de fundo de poço 120, permitindo que a montagem de fundo de poço 120 trans- fira peso para a broca de perfuração 126. O peso fornecido pelos colares de perfuração 122 também ajuda a broca de perfuração 126 na penetração na superfície 104 e nas formações de subsolo 114. Durante operações de per- furação, uma bomba de lama 132 opcionalmente bombeia fluido de perfura- ção, por exemplo, lama de perfuração, de uma cova de lama 134 através de uma mangueira 136 para dentro da tubulação de perfuração 118 até a broca de perfuração 126. O fluido de perfuração pode fluir para fora da broca de perfuração 126 e retornar para a superfície através de uma área anular 140 entre a tubulação de perfuração 118 e as laterais do furo de poço 112. O fluido de perfuração pode então ser retornado para a cova de lama 134, por exemplo, por meio do tubo 137, e o fluido é filtrado. O fluido de perfuração resfria a broca de perfuração 126 assim como permite lubrificação da broca de perfuração 126 durante a operação de perfuração. Adicionalmente, o flui- do de perfuração remove as aparas das formações de subsolo 114 criadas pela broca de perfuração 126.

A ferramenta de fundo de poço 124 pode incluir um ou mais sensores 145, os quais monitoram diferentes parâmetros de fundo de poço e geram dados que são armazenados em uma ou mais mídias de armazena- mento dentro da ferramenta de fundo de poço 124. O tipo de ferramenta de fundo de poço 124 e o tipo dos sensores 145 na mesma podem ser depen- dentes do tipo de parâmetros de fundo de poço sendo medidos. Tais parâ- metros podem incluir a temperatura e pressão de fundo de poço, as várias características das formações de subsolo, tais como resistividade, radiação, densidade, porosidade, etc., as características do furo de poço, tais como tamanho, forma, etc., e outros parâmetros.

A ferramenta de fundo de poço 124 inclui adicionalmente uma fonte de energia 149, tal como uma bateria ou gerador. Um gerador pode ser alimentado hidraulicamente, pela potência giratória da coluna de perfuração, ou por outro modo. A ferramenta de fundo de poço 124 inclui uma ferramen- ta de teste de formação 150, a qual pode ser alimentada pela fonte de ener- gia 149. Em uma modalidade preferida, a ferramenta de teste de formação 150 é montada em um colar de perfuração 122. A ferramenta de teste de formação 150 encaixa com a parede do furo de poço 112 e extrai uma amos- tra do fluido na formação adjacente por meio de uma linha de fluxo. Tal co- mo será descrito mais tarde com mais detalhes, a ferramenta de teste de formação 150 amostra a formação e insere uma amostra de fluido em um transportador de amostra 155, ou flui a amostra de fluido através da ferra- menta. A ferramenta 150 pode injetar o transportador 155 no fluxo de lama de retorno que flui intermediário à parede de furo de poço 112 e a coluna de perfuração 108 mostrada como os colares de perfuração 122 na figura 4. O(s) transportador(es) de amostra(s) 155 flui(em) no fluxo de lama de retor- no para a superfície e para a cova ou reservatório de lama 134. Uma unida- de de extração de transportador 160 é fornecida no reservatório 134, em uma modalidade preferida. A unidade de extração de transportador 160 re- move o(s) transportador(es) 155 da lama de perfuração. A figura 4 ilustra adicionalmente uma modalidade em um siste-

ma de cabo de perfilagem 170 que inclui um corpo de ferramenta de fundo de poço 171 acoplado a uma base 176 por meio de um cabo de perfilagem 174. O cabo de perfilagem 174 pode incluir, mas não está limitado a, um ca- bo de perfilagem tendo múltiplas linhas de potência e de comunicação, um monocabo, isto é, um cabo tendo um único condutor, e um cabo de aço sem condutores para potência ou comunicações. A base 176 é posicionada aci- ma do solo e opcionalmente inclui dispositivos de suporte, dispositivos de comunicação e dispositivos de computação. O corpo de ferramenta 171 aloja uma ferramenta de teste de formação 150 que obtém amostras da formação. Em uma modalidade, a fonte de energia 149 é posicionada no corpo de fer- ramenta 171 para fornecer energia para a ferramenta de teste de formação 150. O corpo de ferramenta 171 pode incluir adicionalmente o equipamento de teste adicional 172. Em operação, um sistema de cabo de perfilagem 170 é tipicamente enviado para o fundo de poço após a conclusão de uma parte da perfuração. Mais especificamente, a coluna de perfuração 108 cria um furo de poço 112, a coluna de perfuração é removida e o sistema de cabo de perfilagem 170 é inserido no furo de poço 112. A figura 5 é um diagrama de blocos de um aparelho 200 de a- cordo com a invenção. O aparelho 200 inclui uma ferramenta de fundo de poço 202, tal como uma ferramenta de avaliação de formação bombeada, compreendendo um dispositivo de amostragem de fluido 204, o qual por sua vez inclui um dispositivo de medição de pressão 208 (por exemplo, manôme- tro, transdutor de pressão, medidor de deformação, etc.). O aparelho tam- bém inclui uma seção de sensor 210, a qual compreende um detector de fluxo de múltiplas fases 212.

A ferramenta de fundo de poço 202 pode compreender uma ou mais sondas 238 para tocar na face de areia 253 da formação 248 e para extrair o fluido 254 da formação 248. A ferramenta também compreende pelo menos um caminho de fluido 216 que inclui um sistema de bombeamento 220 incluindo a bomba 206. Após atravessar a bomba 206, o fluido pode passar por um ou mais sensores (vide a figura 9) e então sair do sistema 220. A saída pode ser por caminho ou por uma junta de ligação de amostra- gem 214, a qual pode ser uma seção de múltiplas câmaras, com a capaci- dade para selecionar individualmente um módulo de armazenamento de flui- do 250 através do qual uma amostra de fluido pode ser impulsionada para a saída de fluido 256 da ferramenta; ou, tal como discutido detalhadamente a seguir, o fluido pode passar para fora da saída de fluido 258 para dentro do furo de poço por meio de uma válvula de retenção variável 257; ou ele pode simplesmente passar para fora do sistema para dentro do furo de poço ou para outras partes da perfuração ou do sistema de bombeamento sem atra- vessar uma válvula de retenção de saída. O dispositivo de medição de pres- são 208, a seção de sensor 210 e outros dispositivos e sensores de medição podem ser localizados no caminho de fluido 216 e usados para medir pres- são de saturação assim como outros parâmetros tal como discutido nesta descrição.

O aparelho 200 pode incluir um sistema de aquisição de dados 270 acoplado ao dispositivo de amostragem 204 e para receber os sinais 272 e os dados 274 gerados pelo dispositivo de medição de pressão 208 e pela seção de sensor 210. O sistema de aquisição de dados 270 pode incluir a memória 278 ou outra mídia legível por máquina para armazenar os dados 280, os processadores 282 e outra lógica 276. O sistema de aquisição de dados 270, e qualquer um de seus componentes, pode ser localizado na fundo de poço, talvez em um alojamento de ferramenta, ou na superfície 266. O aparelho 200 também pode incluir uma estação de trabalho de com- putador 284 compreendendo: o(s) processador(es) 286, o mostrador 288 e outros elementos de computador 283, tais como barramentos e memórias. A lógica 276 do aparelho 200 também pode incluir um sistema de controle de amostragem. Esta e outra lógica podem ser incluídas na ferramenta 204, no sistema de aquisição de dados 270, como parte de uma estação de trabalho de computador 284 em uma meio de perfilagem de superfície, ou em outra maneira adequada. A estação de trabalho de computador 284 preferivelmen- te contém uma ou mais mídias legíveis por máquina. A lógica 276 pode ser usada para obter dados de propriedade de fluido de formação, tais como pressão de saturação, como discutido com mais detalhes a seguir. Em al- gumas modalidades da invenção, o aparelho de fundo de poço 202 pode operar para executar as funções da estação de trabalho 284; e estes resul- tados podem ser transmitidos para superfície pelo transmissor 244 ou usa- dos para controlar diretamente o sistema de amostragem de fundo de poço. Tal como conhecido na técnica, a memória 278, outras mídias legíveis por máquina e mídias legíveis por máquina na estação de trabalho de computa- dor 284 preferivelmente conterão instruções executáveis para executar os métodos da invenção como descrito a seguir, e também pode ser conectada ou conectável a uma rede, tal como uma LAN ou a Internet. A seção de sensor 210 pode compreender um ou mais senso-

res, incluindo um detector de fluxo de múltiplas fases 212 que compreende um sensor de densidade, um sensor de ponto de bolha, um sensor de com- pressibilidade, um sensor de velocidade de som, um transdutor ultrassônico, um sensor de viscosidade, um sensor de índice de hidrogênio tal como um sensor de ressonância magnética e/ou um sensor ótico para detectar densi- dade ou composição ótica. Deve ser notado que um sensor de densidade é freqüentemente usado neste documento como um exemplo de um detector de fluxo de múltiplas fases 212, mas isto é por motivos de clareza e não de limitação. Isto é, os outros sensores notados anteriormente podem ser usa- dos no lugar de um sensor de densidade, ou em conjunto com ele. Em qual- quer caso, o(s) sinal(is) de medição 272 fornecido(s) pela seção de sensor 210 pode(m) ser usado(s) como ele(s) é(são), ou uniformizado(s) usando métodos analógico e/ou digital. Em algumas modalidades, este mesmo me- canismo pode ser usado com as sondas 238 do tipo de amostragem focali- zada para determinar se o anel de proteção 239 (figura 7) circundando uma entrada da sonda de amostragem interna 237 está removendo fluido sufici- ente para efetivamente proteger a sonda interna. Um transmissor de teleme- tria 244 pode ser usado para transmitir dados obtidos pelo detector de fluxo de múltiplas fases 212 e por outros sensores na seção de sensor 210 para o processador 282, no fundo de poço ou na superfície 266.

A figura 6 é um diagrama esquemático de um sistema de bom- beamento 220 em uma ferramenta de amostragem de fluido de fundo de poço 124, 150, 204, 205, mostrando o caminho de fluxo da entrada do fluido de formação na sonda 238 para a expulsão do fluido em 356. A almofada 238 é selada contra a parede de furo de poço permitindo que fluido de for- mação seja extraído da formação e arrastado para dentro da linha de fluxo 330. O fluido é arrastado para dentro da linha de fluxo da ferramenta usando o módulo de bomba 206 consistindo em uma carcaça de bomba 317 for- mando os cilindros de bomba 342 e 344, os pistões de bomba 318 e 319 e uma fonte de potência hidráulica 316. Os pistões 318 e 319 funcionam em ciclos para cima e para baixo usando fluxo hidráulico proveniente da fonte hidráulica 316 permitindo que fluido e gás sejam arrastados para dentro e para fora do cilindro de bomba 342 por meio de linha de fluxo 333 e para dentro e para fora do cilindro de bomba 344 fluindo através da linha de fluxo 334. A válvula de retenção 222 permite que fluido flua da linha de fluxo 330 para a linha de fluxo 333 quando o pistão 318 desloca-se para cima, e válvu- Ia de retenção 226 permite que fluido flua da linha de fluxo 333 para a linha de fluxo 340 quando o pistão 318 desloca-se para baixo. A válvula de reten- ção 224 permite que fluido flua da linha de fluxo 330 para a linha de fluxo 334 quando o pistão 319 desloca-se para baixo, e a válvula de retenção 228 permite que fluido flua da linha de fluxo 334 para a linha de fluxo 340 quando o pistão 319 desloca-se para cima.

À medida que fluido é arrastado para dentro da linha de fluxo 330, ele passa através do sensor ID de fluido 212. O sensor ID de fluido 212 pode ser muitos sensores discutidos detalhadamente acima, e mede fluido antes de ele entrar no módulo de bomba 206. Este sensor 212, de uma ma- neira geral, está na pressão de fluxo medida pelo manômetro 312 e está de- signado como sonda Ρ. A pressão exatamente antes de ele entrar no siste- ma de bombeamento 220, designada como entrada P é medida pelo medi- dor 313. Qualquer queda de pressão devido ao atrito, densidade, viscosida- de ou obstruções é medida pela diferença em pressão do medidor 312 para o medidor de entrada P 313, cuja queda em pressão pode ser usada tanto para entender o coeficiente de atrito fluido assim como para assegurar en- tendimento da condição do fluido à medida que ele entra no módulo de bomba 206. O sensor ID de fluido 348 também pode ser muitos sensores discutidos anteriormente, e mede o fluido após ele deixar o módulo de bom- ba 206. A pressão à medida que ele deixa o sistema de bombeamento 220 é medida pelo manômetro 315 e está designada como P Hyd (hidrostática). A válvula de retenção 350 controla o fluxo de saída de fluido do sistema 220.

As figuras 7 e 8 são vistas planas esquemáticas das válvulas de retenção de força variável exemplares 420 e 424 de acordo com a invenção. A figura 7 é uma vista diagramática plana de uma válvula de retenção variá- vel hidráulica 420 de acordo com a invenção mostrando a válvula em uma posição fechada, e a figura 8 é uma vista diagramática plana de uma válvula de retenção variável controlada eletricamente 424 de acordo com a invenção em uma posição aberta. Cada uma das válvulas de retenção variável 420 e 424 inclui uma carcaça de válvula 405 tendo uma porta de entrada 440, uma porta de saída 442 e uma sede de válvula 408. Cada válvula de retenção 420 e 424 também inclui um elemento de esfera de válvula 407, uma mola 410 e um suporte de mola 436. A válvula 420 inclui um cilindro hidráulico 430 no qual o suporte de válvula 436 desliza, uma câmara hidráulica 434 e uma linha de fluido hidráulico 444. A linha de fluido hidráulico 444 por sua vez é conectada à fonte hidráulica 446, a qual por sua vez é conectada ele- tronicamente, de modo sem fio ou por meio de um fio, ao sistema de contro- le de válvula e aquisição de dados 270 ou ao computador 284, ou a ambos por meio da linha 448 e aparelho eletrônico associado. O suporte de cilindro hidráulico 432 suporta o cilindro hidráulico 430 e o fixa à carcaça de válvula 405, mas não bloqueia a porta 442. A válvula eletrônica 424 inclui um acio- nador de êmbolo eletromagnético 450, um êmbolo eletromagnético 454 e um cabo elétrico 458 que é conectado eletronicamente, de modo sem fio ou por meio de um fio, ao sistema de controle de válvula e aquisição de dados 270 ou ao computador 284. O suporte de motor 452 suporta o acionador 450 sem bloquear a porta 442. Em cada válvula 420 e 424, o elemento esfera 407 é acionado para baixo para assentar contra a sede de válvula 408 para fechar a válvula e é liberado para cima para abrir a válvula. A mola 410 é acionada para baixo ou liberada para cima para mudar a força que a mola exerce contra a esfera 407. Em qualquer posição definida particular, a mola tem uma força definida que ela exerce sobre a esfera 407; portanto, existe uma pressão de fluido definida na qual ela se deslocará para cima para abrir a válvula. Embora uma válvula de retenção do tipo esfera esteja mostrada nas figuras 7 e 8, válvulas tipo diafragma ou qualquer outro tipo de válvula pode ser usado. Embora a força variável seja hidráulica na válvula da figura 7 e elétrica na figura 8, força mecânica ou qualquer outro tipo de força variá- vel pode ser usado.

Como deseja-se manter a pressão da formação para assegurar pressão de fase única na formação 248 e medir comportamento de múltiplas fases no sistema de bombeamento 220, ajusta-se por meio de molas sele- cionadas ou de outras medidas mecânicas ou hidráulicas a pressão de aber- tura de algumas ou de todas as válvulas de retenção 222, 224, 226, 229 e 350. À medida que se aumenta a pressão exigida para abrir as válvulas de retenção 222 e 224, diminui-se então a pressão nas linhas de fluxo 333 e 334 e no cilindro de bomba 342 e 344 à medida que fluido é arrastado para dentro dos cilindros. Monitora-se o fluido usando o ID de fluido 348 e monito- ra-se para comportamento de múltiplas fases à medida que se aumenta a taxa de bombeamento do fluido da formação 348 através da entrada 237 até que encontra-se o primeiro sinal de uma mudança de fase. Uma queda de pressão conhecida é produzida através das válvulas de retenção 222 e 224, cuja queda de pressão pode ser calculada ao aplicar parâmetros de projeto mecânico ou medidos usando a entrada P no medidor 313 e a saída P no medidor 314. Esta queda de pressão conhecida pode ser usada para asse- gurar que fase única é mantida na face de areia 253, já que a pressão onde comportamento de múltiplas fases ocorre é a pressão nas válvulas de reten- ção 222 e 224. As válvulas 222 e 224 podem ser ajustadas para produzir comportamento de múltiplas fases dentro do sistema de bombeamento 220 enquanto mantendo uma pressão muito maior da formação na face de areia 253 e assegurando a margem de segurança exigida.

Esta invenção utiliza várias combinações das válvulas de reten- ção de sucção 222, 224, 226 e 228 no sistema de bombeamento 220, me- lhor mostrado na figura 6, para produzir um método para detecção de fase na saída da bomba. Para escoar fluido do reservatório, a bomba 206 na fer- ramenta de teste de formação deve reduzir a pressão local de tal maneira que ela fique abaixo da pressão de reservatório, de maneira que fluidos po- dem fluir da formação 248 em maior pressão para dentro da ferramenta 204 em uma menor pressão. Durante uma operação de teste de bombeamento para fora típica, após a ferramenta de teste de formação 204 estar posicio- nada contra o furo de poço 112, existe um conjunto de quedas de pressão previsíveis no fluido fluindo ao longo da linha de fluxo antes de o fluido ser comprimido para a pressão que é igual ou acima da pressão hidrostática do fluido de perfuração no furo de poço e forçado para dentro do furo de poço. Algumas dessas quedas de pressão são dependentes de taxa, outras são uma combinação de hidráulicos estáticos, e também outras são por causa dos mecanismos do sistema de bombeamento. As quedas de pressão de- pendentes de taxa podem ser parcialmente por causa de variações na per- meabilidade da formação, permeabilidade relativa entre fluidos da formação e filtrado de lama, a lama, furo de poço, interface de ferramenta, os efeitos de viscosidade de fluxo dentro da tubulação da ferramenta, assim como o estado de fase do fluido amostrado, isto é, água, petróleo, gás, mistura, e- mulsões, etc. Quedas de pressão estática podem ser por causa de mudan- ças na densidade da coluna de fluido, sua composição e sua altura. Em um estado de fluxo estável, uma montagem de válvula de retenção 221 dentro da ferramenta age como um elemento final que controla a pressão na linha de fluxo. Para fornecer vedação positiva, a válvula de retenção de entrada preferivelmente usa uma mola 410 (figuras 8 e 9) para fornecer pressão po- sitiva. Como uma conseqüência desta montagem de válvula de retenção, queda de pressão adicional através da válvula é exigida antes de fluido po- der entrar nas cavidades de sucção 342, 344 da bomba. Neste arranjo, o volume com a pressão mais baixa é a parte 330, 333, 334 da linha de fluxo no lado de sucção da bomba. Pressão neste volume pode ser regulada ao mudar a força aplicada ao elemento de vedação e pela taxa na qual o pistão de bomba é retirado, o anterior sendo um componente estático e o último um componente dinâmico, respectivamente.

Se o fluido no lado de sucção 335 da bomba estiver abaixo da pressão de saturação do fluido de formação, bolhas de gás se formarão e começarão a separar-se do fluido. A bomba continua bombeando até rever- são de pistão no final de seu curso, em cujo momento os fluidos separados (gás e líquido) começam a sair da bomba. Estes fluidos permanecerão sepa- rados mesmo que termodinamicamente o estado preferido seja uma fase única, por causa do fato de que a separação das fases durante os eventos de sucção gera uma barreira de concentração que deve ser superada antes de os fluidos de duas fases poderem retornar para fase única. O processo das fases de fluido separadas retornando para fase única acontecerá por meio de mistura de difusão e ação de massa. Entretanto, tais processos o- correm em escalas de tempo que são maiores que o tempo de ciclo da bom- ba. Portanto, antes de eles poderem retornar para fase única, as fases sepa- radas podem ser detectadas por um sensor 348, o qual é um sensor de den- sidade ou outros tipos de sensores de propriedade de fluido que medem vá- rias propriedades de fluido tais como viscosidade, velocidade de som, densi- dade ótica, índice refrativo (RI), concentração, etc. O sensor 212 é colocado na linha de sucção 330 para a bomba entre a formação e as válvulas de re- tenção. Usando os sensores 212 e 348, uma mudança de fase de fluido po- de ser facilmente detectada usando um método de correlação temporal ao comparar traços temporais de propriedades de fluido deslocados no tempo para acomodar os volumes de retenção no sistema de linha de fluxo de flui- do. Usando esta informação, o sistema total puxa para baixo a pressão que pode ser manipulada ao mudar a taxa de bombeamento. As taxas podem ser diminuídas no caso de fase única e aumentadas em fase única até que a condição de múltiplas fases seja detectada pelo sensor de densidade de sa- ída 348. Entretanto, sob condições normais da formação, esta taxa é muito rápida para capturar amostras, uma vez que o fluido estaria deslocando-se como fluido de fase única inteiramente para dentro da ferramenta e Iampe- jamento para múltiplas fases estaria ocorrendo nas válvulas de retenção de entrada 222 e 224. Uma vez que limpeza geral inicial seja realizada, a taxa deve ser reduzida até que o sensor de densidade de lado hidrostático (saí- da) 348 detecte fase única. Um mínimo de dois cursos completos de bomba será suficiente para limpar qualquer saturação residual do corpo da bomba e linhas de fluxo. Amostragem pode então prosseguir. No caso onde um sensor de densidade 212 é colocado entre a

formação 248 e o lado de sucção 335 da bomba, a detecção de fluxo de múltiplas fases após limpeza geral inicial indica que a taxa de bombeamento deve ser diminuída. Entretanto isto deve esperar por uma análise de volume total, tal como um "Gráfico de Caixas Multicoloridas" (MCBP) como mostrado na figura 1, o qual é usado para interpretar saturações mudando no fluido saindo do sensor de densidade da bomba. Uma razão gás petróleo estável com condições de duas fases indicadas no fluxo de lado de sucção 335 indi- ca que a taxa de bombeamento deve ser reduzida. Uma mudança na razão TMCBP a montante deve ser permitida para estabilização antes de tentar uma outra interpretação, preferivelmente após dois a quatro cursos da bom- ba, ou reduzir de novo a taxa de bombeamento. A taxa de fluxo ideal nestes sistemas é alcançada ao manter a pressão de fluido de tal maneira que ela fique levemente acima do ponto de bolha no volume de sucção 335 da bom- ba.

Um recurso da invenção é que a operação de válvula de reten- ção é controlada por uma mola que tem sua força ajustada por meio de um mecanismo mecânico, elétrico, pneumático ou outro. A mola e a força de operação na válvula de retenção de entrada podem ser assim ajustadas pa- ra qualquer uma das diversas pressões de fracionamento para satisfazer um desejo do usuário e a necessidade de qualquer situação particular. Por e- xemplo, em uma zona de petróleo, mas abaixo da cobertura de gás por 3,05 metros (dez pés), a pressão de saturação do fluido é somente alguns KPa (psi) maior que a pressão de cobertura de gás. Esta situação torna a obten- ção de uma amostra de fase única difícil. Uma calibração da válvula de re- tenção ajustável para 20,68 KPa (três psi) para cada 3,05 metros (dez pés) abaixo do contato gás petróleo permite a detecção de fluxo de duas fases no sensor de densidade de saída e manutenção de fluxo de fase única no sen- sor de densidade 212 no lado de sucção. Este método de operação alcança o objetivo do usuário de nenhum fluxo de duas fases no reservatório, man- tendo também taxa de bombeamento ideal enquanto amostrando a fase úni- ca dentro câmara de amostras. Um outro exemplo onde o método mencionado anteriormente

pode ser utilizado é no teste de uma zona de gás de retrocesso. Neste caso, a taxa de fluxo deve ser otimizada para alcançar a taxa de fluxo efetiva mais alta sem quebra de uma segunda fase, referida como uma fase condensada de retrocesso na formação, como ilustrado na figura 1. Um mecanismo de força ajustável na válvula de retenção de sucção pode permitir a seleção do incremento de queda de pressão de zero a qualquer valor de pressão dese- jado. O acionamento da válvula de retenção pode ser controlado de maneira que a diferença entre a pressão da formação e a pressão de bomba é prima- riamente uma função da taxa de bombeamento. Em uma outra abordagem mais mecânica, a carga de mola na válvula de retenção pode ser variada mecanicamente para ajustar a pressão de abertura exigida similar a um re- gulador de pressão ou regulador de pressão de retorno. A figura 9 é um diagrama esquemático de uma variação da mo- dalidade preferida de uma ferramenta de avaliação de formação 304 que pode ser utilizada nos sistemas da figura 4 ou 5 e usando o sistema de bombeamento da figura 6, com a ferramenta 304 colocada adjacente a um gráfico mostrando a queda de pressão da formação em 292 através da fer- ramenta para o espaço anular de poço em 295. A parte inferior da figura 9 mostra uma possível configuração para uma modalidade preferida. O gráfico acima da ferramenta mostra esquematicamente possíveis incrementos de pressão ao longo da coluna de ferramenta. Antes de entrar na sonda, por causa da sucção na sonda 238, pressão nas proximidades da sonda cai da pressão da formação Pformação ao longo de uma das linhas 291-292, depen- dendo da pressão de arraste para baixo na sonda. A linha 292 representa o caso onde a queda de pressão na sonda está exatamente acima da pressão de saturação Psat· Se 292 cair até abaixo da Psat, gás irromperá na sonda quando entrando na ferramenta. Isto é indesejável na maioria dos casos. As três linhas pontilhadas, tal como 293, ilustram diferentes níveis de pressão que podem ser selecionados por ajuste da força das válvulas de retenção de força variável. À medida que o fluido atravessa os sensores 212 e 208, a pressão eleva-se ao longo das linhas, tais como 293 e 297, como determi- nado pela fórmula bem conhecida P = pgh, onde ρ é a densidade de fluido, g é a constante gravitacional e h é a altura da coluna de fluido. A bomba auxi- liar 240 pode ser usada para eliminar contaminação ou outros propósitos. A seção sombreada 290 na figura 9 indica parte da linha de fluxo dentro da ferramenta de teste na qual condições de duas fases são permitidas e os limites de pressão nesta seção mostram a faixa disponível para ajuste de pressão de válvula de retenção. Para bombeamento ideal, algumas vezes é desejável manter fluido de fase única dentro da bomba 206. A linha 296 re- presenta um caso onde pressão dentro da bomba 220 tenha sesustentado abaixo da pressão de saturação Psat· Isto resultará em gás irrompendo na bomba e resultará em eficiência de bombeamento reduzida. Após atravessar as válvulas de retenção de saída 226, 228, a pressão é elevada pela pres- são da bomba 206. Esta pressão pode ser estabelecida entre a faixa indica- da por 294 pela válvula de retenção variável de saída 350, e aumenta ao longo de uma linha, tal como 297, como determinado pela mesma fórmula bem conhecida P = pgh. Quando uma amostra de fluido é desejada, o fluido passa pelo sensor 348 e entra nos módulos de armazenamento 250. A linha 298 representa a pressão exigida na bomba 206 para superar a pressão hi- drostática Phidro e o aumento de pressão da bomba 206 para a câmara da amostra 250 representada pela linha 295. Se o fluido for para contornar a câmara e para ser empurrado para dentro do furo de poço, 250 será fechada e o fluido fluirá através da válvula de retenção 350 e sairá pela saída 356. A linha 294 representa o aumento em pressão por causa da válvula de reten- ção de saída 257. A linha 299 representa a pressão dentro da bomba 206, a qual deve superar a pressão hidrostática Hhidro, o incremento de pressão na coluna de ferramenta representada pela linha 297 e a pressão de válvula de retenção de saída 294 combinados. Como conhecido na técnica, existe outro controle de fluxo por meio de válvula no sistema 304 direcionando o fluido para módulos de armazenamento selecionados ou outra saída, mas este não está mostrado para clareza. Por meio de ajuste da pressão das válvulas de retenção e do ajuste de taxa de fluxo até que comportamento de fase es- teja iminente na interface entre o furo de poço e a ferramenta de teste, e as- sim o comportamento de duas fases desaparece na região da linha 297, taxa de fluxo máxima pode ser obtida. O sistema de fluido de duas fases induzido tem limites impostos pela compressibilidade crescente da fase gasosa no fluido de duas fases. Os limites afetam tanto eficiência de bomba quanto ta- xa de bombeamento. Retornos de diminuição em taxa de bombeamento e eficiência de bombeamento indicam que existe um ajuste ideal para taxa máxima para um fluxo de fase única antes das válvulas de retenção de en- trada 222 e 224 e taxa de bombeamento máxima.

Variações da saída de sinal, tais como um sensor de densidade 212, 344 que desloca-se para longe de sua média histórica por mais de um desvio-padrão ou por algum número de desvios-padrão, podem indicar uma mudança de um sistema de fase única para um sistema de múltiplas fases, ou de um sistema de múltiplas fases para um sistema de fase única, particu- Iarmente se a saída desloca-se em uma direção esperada, tal como uma direção indicando uma transição de fase de líquido para gás, ou de um gás de retrocesso para um líquido. Um algoritmo de controle pode ser assim u- sado para programar o processador 282, 286 para detectar fluxo de múlti- pias fases. A taxa de fluxo de fluido volumétrica do fluido 254 que entra nas sondas 238, tal como comandada pela bomba 206, pode ser reduzida a par- tir de algum nível inicial alto para manter uma taxa de fluxo substancialmente máxima na qual fluxo de fase única pode ocorrer.

A bomba 206 pode ser operada pelo processador de maneira que no início de cada curso de bomba a taxa de fluxo é elevada até que flu- xo de duas fases seja detectado pelo sensor de densidade, por exemplo, ao detectar a presença de grandes variações na saída a partir de uma média histórica, onde a importância da quantidade de variação é determinada pelo desvio-padrão da saída a partir da média. Nesse ponto, a taxa de bombea- mento pode ser diminuída até que a indicação de fluxo de duas fases mude para uma indicação de fluxo de fase única. Este processo pode ser repetido para mudanças na direção de bomba, se a bomba está empurrando ou pu- xando. A bomba 206 pode compreender uma bomba unidirecional ou uma bomba bidirecional. Se a taxa de bombeamento for ajustada no começo do curso, o volume sob teste é minimizado, fornecendo uma medição mais sen- sível. Deste modo, a tendência em pressões de início e comportamentos de desaparecimento delimitam a pressão de saturação real, o que pode ser re- presentado graficamente como uma tendência baseada em volume para predizer a pressão de saturação de reservatório final. Tanto pressão quanto densidade podem ser medidas à medida que o curso continua. Quando uma alta taxa de bombeamento inicial é usada, pode ocorrer fluxo de múltiplas fases na amostra; mas à medida que a taxa de fluxo volumétrica é reduzida, fluxo de fase única é alcançado, e amostragem mais eficiente ocorre. Isto pode operar para diminuir contaminação na amostra, por causa de uma pressão de amostragem média que é maior que a fornecida por outras abor- dagens.

Foi descrito um sistema inédito para controlar fluxo de fluido em um sistema de bombeamento de reservatório que permite melhor controle da fase do fluido, particularmente dentro da bomba, assim como muitas outras vantagens. Deve ser entendido que as formulações e métodos específicos descritos neste documento são exemplares e não devem ser interpretados para limitar a invenção, o que será descrito nas reivindicações a seguir. Adi- cionalmente, é evidente que os versados na técnica podem agora fazer inú- meros usos e modificações das modalidades específicas descritas sem di- vergir dos conceitos inventivos. Como um exemplo, o sistema 202 pode con- ter alarmes, mostradores, controle de fluxo por meio de válvulas, e outros recursos que não estão mostrados a fim de não complicar indevidamente os desenhos e descrição. Qualquer uma das partes de qualquer uma das mo- dalidades pode ser combinada com qualquer uma das partes de qualquer uma das outras modalidades. Estruturas e processos equivalentes podem ser substitutos para as várias estruturas e processos descritos; os subpro- cessos do método inventivo, em alguns casos, podem ser executados em uma ordem diferente; ou uma variedade de materiais diferentes e elementos pode ser usada. Consequentemente, a invenção é para ser interpretada co- mo incluindo todos os recursos inéditos e combinações inéditas de recursos presentes e/ou possuídos pelo aparelho e métodos de controle de fase de fluido descritos.

Claims

1. Sistema de bombeamento, compreendendo: uma sonda para succionar um fluido de um reservatório de flui- do; uma bomba em comunicação fluídica com a dita sonda; um sensor para detectar mudanças de fase no dito sistema de bombeamento, o dito sensor em comunicação fluídica com a dita sonda ou bomba, o dito sensor gerando um sinal de sensor; uma saída de fluido do dito sistema de bombeamento, a dita sa- ida de fluido estando em comunicação fluídica com a dita bomba; e uma válvula de retenção de força variável localizada entre a dita sonda e a dita saída de fluido.

2. Sistema de bombeamento de acordo com a reivindicação 1, em que a dita válvula de retenção de força variável compreende mecanismo de ajuste de força selecionado de um grupo consistindo em um mecanismo de ajuste hidráulico, um mecanismo de ajuste eletrônico e um mecanismo de ajuste mecânico.

3. Sistema de bombeamento de acordo com a reivindicação 1, compreendendo adicionalmente um processador para receber o dito sinal de sensor e gerar um sinal de controle para a dita válvula de retenção de força variável.

4. Sistema de bombeamento de acordo com a reivindicação 1, em que a dita válvula de retenção de força variável é selecionada de um grupo consistindo em: uma válvula de retenção de força variável localizada entre a dita sonda e a dita bomba, e uma válvula de retenção de força variá- vel localizada entre a dita bomba e a dita saída de fluido.

5. Sistema de bombeamento de acordo com a reivindicação 1, em que: a dita bomba é uma bomba bidirecional tendo um primeiro pistão e um segundo pistão; e a dita válvula de retenção de força variável compreende uma primeira válvula de retenção de força variável localizada entre o dito primeiro pistão e a dita sonda, uma segunda válvula de retenção de força variável localizada entre o dito primeiro pistão e a dita saída, uma terceira válvula de retenção de força variável localizada entre o dito segundo pistão e a dita sonda, e uma quarta válvula de retenção de força variável localizada entre o dito segundo pistão e a dita saída.

6. Sistema de bombeamento de acordo com a reivindicação 5, compreendendo adicionalmente uma quinta válvula de retenção de força variável localizada entre segunda e quarta válvulas de retenção de força va- riável e a dita saída.

7. Sistema de bombeamento de acordo com a reivindicação 1, em que o dito sensor é localizado entre a dita sonda e a dita bomba.

8. Sistema de bombeamento de acordo com a reivindicação 1, em que o dito sensor é localizado entre a dita bomba e a dita saída.

9. Sistema de bombeamento de acordo com a reivindicação 1, em que o dito sensor é selecionado do grupo consistindo em um sensor de densidade, um sensor de ponto de bolha, um sensor de compressibilidade, um sensor de velocidade de som, um transdutor ultrassônico, um sensor de viscosidade, um sensor de índice de hidrogênio tal como sensor de resso- nância magnética, e um sensor ótico para detectar densidade ou composi- ção ótica.

10. Sistema de bombeamento compreendendo: uma ferramenta de fundo de poço incluindo uma sonda para succionar um fluido de um reservatório de fluido; uma bomba e um detector de fluxo de múltiplas fases alojados pelo menos parcialmente na dita ferramenta de fundo de poço e em comuni- cação fluídica com a dita sonda; e uma válvula de retenção de força variável em comunicação fluí- dica com a dita bomba e o dito detector de fluxo de múltiplas fases.

11. Sistema de bombeamento de acordo com a reivindicação 10, compreendendo adicionalmente um processador para receber o dito sinal de sensor e gerar um sinal de controle para a dita válvula de retenção de força variável.

12. Método de controlar fase de fluido em um sistema de bom- beamento, o dito método compreendendo: operar um sistema de bombeamento para bombear fluido de uma formação em um reservatório em uma taxa de bombeamento; detectar uma mudança de fase no dito sistema de bombeamen- to; e ajustar a dita taxa de bombeamento da dita bomba em resposta à dita mudança de fase detectada; em que o dito controle compreende configurar a força de uma válvula de retenção de força variável.

13. Método de acordo com a reivindicação 12, em que o dito a- juste compreende: selecionar uma taxa de bombeamento inicial e estabelecer a dita força para fornecer um fluxo de múltiplas fases dentro de uma faixa de pos- síveis fluxos; e reduzir a dita taxa de bombeamento até que o dito fluxo de múl- tiplas fases ocorra somente dentro do dito sistema de bombeamento.

14. Método de acordo com a reivindicação 12, em que o dito a- juste compreende: selecionar uma taxa de bombeamento inicial e estabelecer a dita força para fornecer um fluxo de múltiplas fases dentro de uma faixa de pos- síveis fluxos; e ajustar a força da dita válvula de retenção de força variável até que o dito fluxo de múltiplas fases ocorra somente dentro do dito sistema de bombeamento.

15. Método de acordo com a reivindicação 14, em que o dito sis- tema de bombeamento tem um lado de sucção e o dito ajuste da dita força compreende ajustar a dita força de maneira que o dito fluxo de múltiplas fa- ses ocorra somente no dito lado de sucção da dita bomba.

16. Método de acordo com a reivindicação 12, em que a dita de- tecção compreende executar uma análise de volume total antes do dito ajus- te.

17. Método de acordo com a reivindicação 12, em que o dito sis- tema de bombeamento tem um lado de sucção e a dita detecção compreen- de detectar uma razão gás/líquido estável com condições de duas fases in- dicadas no lado de sucção da dita bomba.

18. Método de acordo com a reivindicação 12, em que o dito sis- tema de bombeamento tem um lado de sucção e a dita força da dita válvula de retenção é estabelecida assim que a pressão de fluido estiver levemente acima do ponto de bolha no dito lado de sucção da dita bomba.

19. Método de acordo com a reivindicação 12, em que a dita configuração é executada antes de iniciar o dito bombeamento.

20. Método de acordo com a reivindicação 12, em que: o dito sistema de bombeamento compreende uma sonda para succionar um fluido de um reservatório de fluido; uma bomba em comunica- ção fluídica com a dita sonda; uma saída de fluido do dito sistema de bom- beamento, a dita saída de fluido estando em comunicação fluídica com a dita bomba; a dita detecção compreende detecção com um primeiro sensor entre a dita sonda e a dita bomba e detecção com um segundo sensor entre a dita bomba e a dita saída de fluido; e detectar uma mudança de fase de fluido usando um método de correlação temporal ao comparar traços temporais de propriedades de fluido detectadas pelo dito primeiro sensor e pelo dito segundo sensor, os ditos traços deslocados no tempo para acomodar os volumes de retenção no dito sistema de bombeamento.