BRPI0410776B1

BRPI0410776B1 - aparelho e método para determinar taxa de bombeamento para amostra de fluido de formação

Info

Publication number: BRPI0410776B1
Application number: BRPI0410776A
Authority: BR
Inventors: Houman M Shammai
Original assignee: Baker Hughes Inc
Priority date: 2003-05-21
Filing date: 2004-05-21
Publication date: 2016-01-19
Also published as: RU2005139713A; CN1823210A; US20040231408A1; US20070214877A1; EP1629177A1; EP1629177B1; US7222524B2; CN100408806C; RU2352776C2; NO20055733D0; US7665354B2; NO20055733L; WO2004104374A1; BRPI0410776A; NO335558B1

Abstract

"método e aparelho para determinação de taxa de bombeamento ótima com base em determinação de pressão de ponto de orvalho de fundo de poço". a presente invenção refere-se um espectrômetro de fundo de poço para determinação de uma pressão de ponto de orvalho para determinação de uma taxa de bombeamento ótima associada, durante uma amostragem, para se evitar a precipitação de asfaltenos em uma amostra de formação. uma amostra é capturada na pressão de formação em um volume controlado. a pressão no volume controlado é reduzida. inicialmente, a amostra de fluido de formação aparece escura e permite que mais energia de luz passe através da amostra sob teste. a amostra sob teste, contudo, permanece mais clara e permite que mais energia de luz passe através da amostra, conforme a pressão é reduzida e a amostra de fluido de formação se torna mais fina ou menos densa, sob a pressão reduzida. na pressão de ponto de orvalho, contudo, a amostra começa a escurecer e permite que menos energia de luz passe através dela, conforme os asfaltenos começam a se precipitar da amostra. assim, o ponto de orvalho é aquela pressão na qual uma energia de luz de pico passa através da amostra. a pressão de ponto de orvalho é associada a uma equação para determinação da taxa de bombeamento ótima para uma mobilidade conhecida, durante uma amostragem, para se evitar a queda de pressão até a pressão de ponto de orvalho, para se evitar a precipitação de asfalteno ou a formação de orvalho na amostra. o ponto de bolha pode ser associado a uma equação para determinação da taxa de bombeamento ótima para uma mobilidade conhecida, durante uma amostragem, para se evitar a queda de pressão até a pressão de ponto de bolha, para se evitar a formação de bolhas na amostra.

Description

Relatório Descritivo da Patente de Invenção para "APARELHO E MÉTODO PARA DETERMINAR TAXA DE BOMBEAMENTO PARA AMOSTRA DE FLUIDO DE FORMAÇÃO".

Antecedentes da Invenção Campo da Invenção [001] A presente invenção refere-se, tipicamente, a espectrome-tria em um ambiente de furo de poço de fundo de poço e, especifica-mente, ela refere-se a um aparelho robusto e a um método para determinação de uma taxa de bombea mento ótima com base em uma pressão de ponto de orvalho de fundo de poço in situ ou uma pressão de ponto de bolha conhecida ou determinada pela medição de espectros de luz para absorvância eletromagnética para uma amostra de fluido de formação enquanto se diminui a pressão na amostra sob teste.

Sumário da Técnica Relacionada [002] Os fluidos de formação do terreno presentes em um poço de produção de hidrocarboneto tipicamente compreendem uma mistura de óleo, gás e água. A pressão, a temperatura e o volume dos fluidos de formação controlam a relação de fase destes constituintes. Em uma formação de subsuperfície, altas pressões de fluido de poço frequentemente entranham gases no óleo acima da pressão de ponto de bolha. Quando a pressão é reduzida, os compostos gasosos entranhados ou dissolvidos se separam da amostra de fase líquida. A medida acurada de pressão, temperatura e composição de fluido de formação de um poço em particular afeta o interesse comercial na produção de fluidos disponível a partir do poço. Os dados também proveem uma informação referente a procedimentos para maximização da comple-tação e da produção do respectivo reservatório de hidrocarboneto. [003] Certas técnicas analisam os fluidos de poço no fundo de poço no furo de poço. A Patente U.S. N° 6.467.544 de Brown et al. descreve uma câmara de amostra que tem um pistão disposto de forma deslizante para a definição de uma cavidade de amostra em um lado do pistão e uma cavidade de amortecedor no outro lado do pistão. A Patente U.S. N° 5.361.839 de Griffith et al. (1993) mostrou um trans-dutor para a geração de uma saída representativa de características de amostra de fluido no fundo de poço de um furo de poço. A Patente U.S. N° 5.329.811 de Schultz et al. (1994) mostrou um aparelho e um método para avaliação de dados de pressão e volume para uma amostra de fluido de poço de fundo de poço. [004] Outras técnicas capturam uma amostra de fluido de poço para recuperação para a superfície. A Patente U.S. N° 4.583.595 de Czenichow et al. (1986) mostrou um mecanismo atuado por pistão para a captura de uma amostra de fluido de poço. A Patente U.S. N° 4.721.157 para Berzin (1988) mostrou uma luva de válvula de deslocamento para a captura de uma amostra de fluido de poço em uma câmara. A Patente U.S. N° 4.766.955 de Petermann (1988) mostrou um pistão encaixado em uma válvula de controle para a captura de uma amostra de fluido de poço, e a Patente U.S. N° 4.903.765 de Zun-kel (1990) mostrou um amostrador de fluido de poço com retardo de tempo. A Patente U.S. N° 5.009.100 de Gruber et al. (1991) mostrou um amostrador de cabo fino para a coleta de uma amostra de fluido de poço a partir de uma profundidade selecionada de furo de poço, a Patente U.S. N° 5.240.072 de Schultz et al. (1993) mostrou um amostrador que responde a uma pressão de espaço anular de amostra múltiplo para permitir a coleta de uma amostra de fluido de poço em intervalos de tempo e profundidade diferentes, e a Patente U.S. N° 5.322.120 de Be et al. (1994) mostrou um sistema hidráulico eletricamente atuado para coleta de amostras de fluido de poço profundas em um furo de poço. [005] As temperaturas de fundo de poço em um furo de poço profundo freqüentemente excedem a 149°C (300Τ). Quando uma amostra de fluido de formação quente a 149°C (30011) é recuperada na superfície a uma temperatura de 21 °C (70*Ρ), a diminuição resultante na temperatura faz com que a amostra de fluido de formação se contraia. Se o volume da amostra não for modificado, tal contração substancialmente reduz a pressão da amostra. Uma perda de pressão pode resultar em mudanças nos parâmetros de fluido de formação in situ, e pode permitir uma separação de fase entre líquidos e gases entranha-dos na amostra de fluido de formação. Uma separação de fase muda significativamente as características de fluido de formação, e reduz a capacidade de avaliação das propriedades reais do fluido de formação. [006] Para se vencer esta limitação, várias técnicas foram desenvolvidas para manutenção da pressão da amostra de fluido de formação. A Patente U.S. N° 5.337.822 de Massie et al. (1994) pressurizou uma amostra de fluido de formação com um pistão acionado por um gás à alta pressão. De modo similar, a Patente U.S. N° 5.662.166 para Shammai (1997) usou um gás pressurizado para carregamento de uma amostra de fluido de formação. As Patentes U.S. N° 5.303.775 (1994) e 5.337.755 (1995) para Michaels et al. mostrou uma bomba de deslocamento positivo bidirecional para aumento da pressão de amostra de fluido de formação acima do ponto de bolha, de modo que um resfriamento subseqüente não reduzisse a pressão de fluido abaixo do ponto de bolha. [007] As técnicas existentes para manutenção da pressão de formação de amostra são limitadas por muitos fatores. Molas de pré-tensão ou compressão não são adequadas, porque as forças de compressão requeridas requerem molas extremamente grandes. Os me- canismos de cisalhamento são inflexíveis e não permitem facilmente uma acumulação de amostra múltipla em locais diferentes no furo de poço. As cargas de gás podem levar a uma descompressão explosiva dos selos e a uma contaminação de amostra. Os sistemas de pressu-rização de gás requerem sistemas complicados, incluindo tanques, válvulas e reguladores, os quais são dispendiosos, ocupam espaço nos limites estreitos de um furo de poço e requerem manutenção e reparos. Bombas elétricas ou hidráulicas requerem controle de superfície e têm limitações similares. [008] Se durante um bombeamento para um tanque de amostra a pressão cair abaixo da pressão de ponto de bolha ou da pressão de ponto de orvalho, uma nucleação de bolhas de gás, uma precipitação de sólidos e uma perda de hidrocarboneto respectivamente mudam a amostra bruta líquido de fase única para um estado bifásico ou trifási-co que consiste em líquido e gás ou líquido e sólidos. As amostras de fase única as quais representam o estado nativo do fluido de formação são buscadas para análise da formação em condições de fundo de poço. Amostras bifásicas são indesejáveis, porque uma vez que a amostra de óleo bruto tenha se separado em duas fases, pode ser difícil ou impossível e levar um longo tempo (semanas), se tanto, para o retorno da amostra para seu estado líquido de fase única inicial, após um reaquecimento e/ou uma agitação da amostra para indução do retorno dela para um estado de fase única. [009] Devido à incerteza do processo de restauração, quaisquer análises em laboratório de pressão - volume - temperatura (PVT) que são realizadas no óleo bruto de fase única restaurado são de qualidade e consistência suspeitas. Assim, há uma necessidade de um processo para determinação do ponto de orvalho para uma amostra de formação, de modo que uma taxa de bombeamento ótima possa ser selecionada, durante uma amostragem, para se garantir que a pressão não cala abaixo da pressão de ponto de orvalho ou de bolha durante uma amostragem e haja um risco de estrago da amostra.

Sumário da Invenção [0010] A presente invenção se dirige aos inconvenientes da técnica relacionada descrita acima. A presente invenção evita a precipitação de sólidos e a nucleação de bolhas durante uma amostragem, desse modo se mantendo uma amostra de fase única. A presente invenção provê um método e um aparelho para a determinação de uma taxa de bombeamento ótima de modo que uma amostra não sofra uma queda de pressão durante uma aquisição de amostra que faria a pressão da amostra cair abaixo do ponto de orvalho. Um espectrômetro de fundo de poço é provido para determinação da pressão de ponto de orvalho para determinação de uma taxa de bombeamento ótima durante uma amostragem, para se evitar uma mudança de fase em uma amostra de formação. Uma amostra de hidrocarboneto (gás) é capturada na pressão de formação em um volume controlado. A pressão no volume controlado é reduzida. Inicial mente, a amostra de fluido de formação aparece escura, já que ela permite que menos energia de luz passe através de uma amostra sob teste. A amostra sob teste, contudo, se torna mais clara e permite que mais energia de luz passe através da amostra, conforme a pressão é reduzida e a amostra de fluido de formação se torna mais fina ou menos densa, conforme a pressão diminui. Na pressão de ponto de orvalho, contudo, a amostra começa a escurecer, e permite que menos luz passe através da amostra, conforme os asfalte nos começam a precipitar para fora da amostra, Assim, a pressão de ponto de orvalho é aquela pressão na qual uma energia de luz de pico passa através da amostra. A pressão de ponto de orvalho é ligada em uma equação para determinação da taxa de bombeamento ótima para uma mobilidade de fluído de formação conhecido. A taxa de bombeamento ótima durante a amostragem bombeia o fluido tão rapidamente quanto possível, enquanto evita a queda da pressão de bombea mento ou de amostra de formação até ou abaixo da pressão de ponto de orvalho, A taxa de bombeamento ótima» selecionada para ficar acima da pressão de ponto de orvalho, desse modo» evita que orvalho se forme na amostra, Um processo similar é realizado para óleos brutos para seleção de uma bomba ótima nominal para determinação da pressão de ponto de bolha e da taxa de bombeamento ótima para ficar acima da pressão de ponto de bolha e também para se evitar a precipitação de asfalteno na temperatura do reservatório. O ponto de orvalho e o ponto de bolha podem ser determinados no fundo de poço ou de outra forma conhecida.

Breve Descrição das Figuras [0011] Para uma compreensão detalhada da presente invenção, uma referência deve ser feita à descrição detalhada a seguir da modalidade de exemplo» tomada em conjunto com os desenhos em anexo» nos quais elementos iguais receberam números iguais, onde: a figura 1 é uma seção de terreno esquemática que ilustra o ambiente de operação da invenção; a figura 2 é um esquema da invenção em uma montagem operativa com ferramentas de suporte cooperativa mente; a figura 3 é um esquema de uma modalidade de exemplo representativa da presente invenção; as figuras 4 a 13 ilustram uma série de curvas de determinação de ponto de orvalho demonstrando a relação entre a quantidade de luz que passa através da amostra, como mostrado no eixo y (Potência [Watts]) e a pressão na amostra em kPa (PSI) no eixo x. Conforme a pressão diminui, a wattagem ou a quantidade de luz detectada passando através da amostra aumenta até o ponto de orvalho, no qual a precipitação de asfaltenos e outros sólidos na amostra começa a bloquear a luz passando através da amostra e a potência é reduzida; a figura 14 é uma representação gráfica qualitativa do teste de pressão de formação usando-se um método da técnica anterior; a figura 15 é uma vista em elevação de um sistema de perfuração em alto-mar de acordo com uma modalidade da presente invenção; a figura 16 mostra uma porção da coluna de perfuração que incorpora a presente invenção; a figura 17 é um sistema esquemático da presente invenção; a figura 18 é uma vista em elevação de uma modalidade com cabo de acordo com a presente invenção; a figura 19 é um gráfico de pressão versus tempo e volume de bomba mostrando o comportamento da diminuição do nível da superfície de água em um poço predito usando-se parâmetros específicos para cálculo; a figura 20 é um gráfico de pressão versus tempo que mostra uma porção inicial de uma curva de acúmulo de pressão para uma formação de permeabilidade moderadamente baixa; a figura 21 é um gráfico de um método que usa suposições iterativas para a determinação da pressão de formação; a figura 22 é um gráfico de um método para se encontrar a pressão de formação usando-se dados de acúmulo de pressão incompletos; a figura 23 é um gráfico de pressão versus taxa de retirada, que ilustra uma técnica de computação usada em um método de acordo com a presente invenção para a determinação da pressão de formação; a figura 24 é uma representação gráfica que ilustra um método de acordo com a presente invenção; a figura 25 é uma ilustração de uma ferramenta de amostragem de formação com cabo empregada em um furo de poço; a figura 26 é uma ilustração de uma bomba de fluido de formação bidi-recional para bombeamento de fluido de formação para o furo de poço durante um bombeamento para liberar a amostra de filtrado e para bombeamento de fluido de formação para um tanque de amostra, após a limpeza da amostra; e a figura 27 é uma ilustração de uma ferramenta de amostragem em que uma amostra de qualidade é bombeada a partir da formação, enquanto se movem mobilidade/permeabilidade versus tempo para se garantir uma amostra de fase única com baixa contaminação por filtrado, a amostra tendo as mesmas características físicas que teria ser a amostra existisse em uma formação.

Descrição Detalhada de uma Modalidade de Exemplo [0012] Baker Atlas provê o Reservoir Characterization Instrument® (RCI®) para avaliação de amostras representativas de um reservatório de hidrocarboneto. O RCI® é usado para medição da pressão de reservatório, bem como para a coleta de amostras de um reservatório. As amostras são processadas em laboratórios de pres-são/volume/temperatura (PVT) para determinação das propriedades termodinâmicas e das relações (dados de PVT) as quais são usadas para inferência das propriedades da formação da qual uma amostra é tirada. A qualidade destes dados é diretamente dependente da qualidade da amostra coletada pelo RCI®. Algumas das amostras mais difíceis de coletar são hidrocarbonetos quase críticos, gás retrógrado e gás úmido. O ponto de orvalho da amostra de gás é um parâmetro muito importante em termos da qualidade da amostra. Se a amostra caísse abaixo do ponto de orvalho, ela soltaria quantidades substanciais de hidrocarboneto líquido no reservatório ou na ferramenta e, assim, alterariam severamente sua composição, Uma das ferramentas que é passada em conjunto com o RCI® é a Sample View®, a qual é equipada com uma fonte de infravermelho próximo e um detector. A ferramenta Sample View® é usada para o teste de amostras de fluido de formação do fluido de reservatório em condições de fundo de poço in situ. A varredura espectral da Sample View® a um comprimento de onda de 1500 nm ou outros comprimentos de onda de interesse com uma expansão de volume simultânea da amostra em uma seção isolada da ferramenta provê detalhes referentes à mudança de fase, tal como a pressão na qual a primeira gota de líquido aparece (pressão de ponto de orvalho). Um gráfico de absorvância versus pressão releva uma queda aguda na absorvância na pressão de ponto de orvalho. [0013] Esta tecnologia provida pela presente invenção melhora a capacidade de amostragem nos reservatórios de gás. Atualmente, não há tecnologias conhecidas disponíveis no mercado de serviços de campo de óleo que provejam dados de ponto de orvalho em condições in situ. Durante qualquer rotina de amostragem no reservatório, a amostra de fluido de reservatório é removida de seu ambiente natural, isto é, o reservatório, e colocada dentro de uma câmara à alta pressão localizada em uma ferramenta de amostragem de fundo de poço, tal como o RCI®. Isso ocorre pelo bombeamento de uma amostra a partir da formação pela criação de uma queda de pressão na interface de furo de poço com a formação, para a indução de fluxo na câmara de amostragem de ferramenta RCI®. Se a taxa de bombeamento for rápida demais, esta queda de pressão de bombeamento de amostragem diminui a pressão da amostra abaixo da pressão de ponto de orvalho. Uma vez que a pressão de bombeamento de amostragem caia de modo que o ponto de orvalho seja atingido, uma quantidade substancial de condensado líquido pode ser perdida da amostra de reservatório, desse modo mudando substancialmente a composição da amostra permanentemente. O presente exemplo da invenção determina o ponto de orvalho in situ, o qual é usado para a regulagem de uma taxa de bomba ótima no RCI®. Esta taxa de bombeamento ótima permite que o RCI® colete a amostra de melhor qualidade no tempo mais curto possível, sem atingir a pressão de ponto de orvalho. [0014] Uma amostragem de fase única foi introduzida na indústria de óleo para a provisão da amostra de melhor qualidade para os laboratórios de PVT. Os dados de PVT geralmente são usados para a condução da avaliação econômica do reservatório e, também, para projeto das instalações de produção. Esta tecnologia pareceu trabalhar muito bem para óleo bruto e óleo volátil, o qual existe normalmente em condições subsaturadas no reservatório. A amostragem de gás retrógrado e gás úmido, contudo, provou ser uma tarefa muito mais difícil. Para a coleta destas amostras de gás retrógrado e gás úmido em uma condição de fase única, é útil conhecer o ponto de orvalho. O conhecimento do ponto de orvalho é útil mesmo nos reservatórios em que nenhuma informação está disponível referente à composição do hidro-carboneto. A presente invenção, pela primeira vez, provê à indústria dados muito necessários de ponto de orvalho, sob condições in situ, enquanto se amostra um reservatório de gás. Pela provisão de uma pressão de ponto de orvalho de fundo de poço in situ, a taxa de bomba pode ser ajustada para se evitar a região bifásica da envoltória de fase, isto é, a região abaixo da pressão de ponto de orvalho. Portanto, uma amostra verdadeiramente virgem representativa das condições de fundo de poço pode ser coletada sob esta condição. [0015] A figura 1 representa esquematicamente uma seção transversal de terreno 10 ao longo do comprimento de uma penetração de furo de poço 11. Usualmente, o furo de poço estará pelo menos parcialmente preenchido com uma mistura de líquidos, incluindo água, fluido de perfuração e fluidos de formação que são oriundos das formações de terreno penetradas pelo furo de poço. A partir deste ponto, tais misturas de fluido são referidas como "fluidos de furo de poço". O termo "fluido de formação" a partir deste ponto se refere a um fluido de formação específico exclusivo de qualquer mistura ou contaminação substancial por fluidos não naturalmente presentes na formação específica. [0016] Está suspensa no furo de poço 11 na extremidade de fundo de um cabo 12 uma ferramenta de amostragem de fluido de formação 20. O cabo 12 freqüentemente é portado sobre uma polia 13 suportada por uma torre 14. O emprego e a recuperação do cabo são realizados por um guincho acionado portado por um processador de superfície, tal como um caminhão de serviço 15. [0017] Consonante com a presente invenção, uma modalidade de exemplo de uma ferramenta de amostragem 20 usando a presente invenção é esquematicamente ilustrada pela figura 2. Preferencialmente, tais ferramentas de amostragem são um conjunto serial de vários segmentos de ferramenta que são unidos extremidade com extremidade por luvas roscadas de uniões de compressão mútua 23. Um conjunto de segmentos de ferramenta apropriado para a presente invenção pode incluir uma unidade de potência hidráulica 21 e um extrator de fluido de formação 23. Abaixo do extrator 23, uma unidade de mo-tor/bomba de volume de deslocamento grande 24 é provida para purga da linha. Abaixo da bomba de grande volume há uma unidade de mo-tor/bomba similar 25, que tem um volume de deslocamento menor que é monitorado quantitativa e qualitativamente com um aparelho associado 300, como descrito de forma mais expansiva com respeito à figura 3. Comumente, uma ou mais seções de depósito de tanque de amostra 26 são montadas abaixo da bomba de volume pequeno. Cada seção de depósito 26 pode ter três ou mais tanques de amostra de fluido 30. [0018] O extrator de fluido de formação 22 compreende uma sonda de sucção extensível 27 que é oposta pelos pés de parede de furo 28. A sonda de sucção 27 e os pés opostos 28 são hidraulicamente extensíveis para firmemente se encaixarem nas paredes de furo de poço. Os detalhes de construção e operacionais da ferramenta de extração de fluido 22 são descritos mais expansivamente pela Patente U.S. N° 5.303.775, cujo relatório descritivo desse modo é incorporado como referência aqui em sua totalidade. [0019] Como mostrado na figura 3, o presente exemplo da invenção compreende um aparelho associado 300 com duas janelas de safira, uma fonte de infravermelho 301 preferencialmente a 1500 nm, um organizador em colunas 303, um detector 316 e uma bomba computadorizada 312 que tem um monitor de pressão. Um exemplo de uma seqüência de teste em uma condição in situ é como se segue: 1. A bomba de RCI® é iniciada para limpeza do fluido de reservatório por bombeamento do fluido de formação da formação para se remover substancialmente uma contaminação por filtrado de fluidos de formação adjacentes à parede de furo de poço. O fluido de formação é submetido a uma análise de infravermelho próximo sob a fonte 301, o detector 316 e o computador 307. Este processo continua até a saída de infravermelho próximo (NIR) ou de uma outra análise de comprimento de onda (isto é, Sample View®) indicar uma contaminação por filtrado de lama mínima, com base em regime permanente ou propriedades de NIR assimptóticas. 2. Uma porção da amostra de fluido 314 é bombeada da formação na etapa 1 e isolada por válvulas na ferramenta para um volume coletado entre as janelas 305 e a bomba 312. 3. A amostra é deixada estabilizar em repouso, sem bombeamento, por cinco minutos. 4. Para garantia da estabilização, a pressão é monitorada, para se garantir que a pressão não mude mais de 1,38 kPa(0,2 PSI)/min. 5. A absorvância ou o nível de potência através da amostra de hidrocarboneto é verificado pelo detector 316, para se garantir que a linha de base do sistema esteja estável. 6. O NIR de absorvância ou uma outra energia de compri- mento de onda ou escala de potência é zerado no detector 316 e/ou no computador 307. 7. A bomba computadorizada é ativada para expansão do volume de amostra a uma taxa de 3 a 14 cm3/min e, desse modo para reduzir a pressão na amostra no volume controlado. 8. Um gráfico de absorvância ou produção de potência (transmitância/absorvância) versus pressão é construído pelo computador ou processador 307 para determinação da pressão de ponto de orvalho ou de ponto de bolha. [0020] A presente invenção provê um método e um aparelho para a determinação de uma pressão de ponto de orvalho na qual os hidro-carbonetos líquidos se precipitam para fora de uma amostra de fluido. A pressão de ponto de orvalho é usada como um valor de referência para determinação de uma taxa de bombeamento ótima durante uma amostragem, para se evitar perda de hidrocarboneto na amostra. As equações para a determinação para uma taxa de bombeamento ótima com base em uma pressão mínima desejada (acima da pressão de ponto de orvalho ou da pressão de ponto de bolha) e uma mobilidade conhecida são descritas abaixo na seção intitulada "Determination of an Optimal Pump Rated Based on a Desired Minimum Pressure". [0021] A figura 4 é um sumário de dados de experimento de ponto de orvalho para as curvas mostradas nas FIGURAS 5 a 13. Voltando-nos agora para as FIGURAS 5 a 13, uma série de curvas de determinação de ponto de orvalho 400 é ilustrada, demonstrando a quantidade de luz que passa através da amostra no eixo y (Potência [Watts]) 410 e a pressão em kPa (PSI) no eixo x 420. Note que nas FIGURAS 5 a 13 conforme a pressão diminui, a wattagem ou a quantidade de luz detectada passando através da amostra aumenta até o ponto de orvalho, no qual a precipitação de hidrocarboneto líquido na amostra começa a bloquear a passagem de luz através da amostra e a potência é reduzida. A pressão na qual a potência começa a reduzir de novo é a pressão de ponto de orvalho 440. [0022] A presente invenção provê um espectrômetro para determinação da pressão de ponto de orvalho para determinação de uma taxa de bombeamento ótima durante uma amostragem, para se evitar a precipitação de asfaltenos em uma amostra de fluido. Uma amostra é capturada na pressão de formação em um volume controlado. A pressão no volume controlado é reduzida. Inicialmente, a amostra de fluido de formação aparece escura e permite que menos energia de luz passe através de uma amostra sob teste. A amostra sob teste, contudo, se torna mais clara e permite que mais energia de luz passe através da amostra conforme a pressão é reduzida e a amostra de fluido de formação se torna mais fina ou menos densa sob a pressão reduzida. Na pressão de ponto de orvalho, contudo, a amostra começa a escurecer e permite que menos energia de luz passe através dela, conforme um hidrocarboneto líquido começa a se precipitar da amostra. Assim, o ponto de orvalho é aquela pressão na qual a energia de luz de pico passa através da amostra. A pressão de ponto de orvalho é conectada em uma equação para determinação da taxa de bombeamento ótima para uma mobilidade conhecida, durante uma amostragem, para se evitar uma queda da pressão até a pressão de ponto de orvalho, para se evitar perda de hidrocarboneto na amostra.

Determinação de uma Bomba Ótima Nominal com Base em uma Pressão Mínima Desejada [0023] A figura 15 é um aparelho de perfuração de acordo com uma modalidade da invenção. Uma sonda de perfuração típica 202 com um furo de poço 204 se estendendo a partir dali é ilustrada, como é bem compreendido por aqueles versados na técnica. A sonda de perfuração 202 tem uma coluna de trabalho 206, a qual na modalidade mostrada é uma coluna de perfuração. A coluna de perfuração 206 tem afixada a ela uma broca de perfuração 208 para perfuração do furo de poço 204. A presente invenção também é útil em outros tipos de colunas de trabalho, e é útil com um cabo (como mostrado na figura 12), uma tubulação com junta, uma tubulação flexível ou uma outra coluna de trabalho de diâmetro pequeno, tal como um tubo de fixação para manobra. A sonda de perfuração 202 é mostrada posicionada em um navio de perfuração 222 com um condutor submarino 224 que se estende a partir do navio de perfuração 222 até o fundo do mar 220. Contudo, qualquer configuração de sonda de perfuração tal como uma sonda baseada em terra pode ser adaptada para implementação da presente invenção. [0024] Se aplicável, a coluna de perfuração 206 pode ter um motor de perfuração de fundo de poço 210. É incorporada na coluna de perfuração 206 acima da broca de perfuração 208 uma unidade de teste típica, a qual pode ter pelo menos um sensor 214 para detecção de características de fundo de poço do furo de poço, da broca e do reservatório, com tais sensores sendo bem conhecidos na técnica. Uma aplicação útil do sensor 214 é para determinação de direção, azimute e orientação da coluna de perfuração 206, usando-se um acelerômetro ou um sensor similar. O BHA também compreende um aparelho de teste de formação associado 300 do presente exemplo da invenção, como mostrado na figura 3. Um sistema de telemetria 212 está localizado em um local adequado na coluna de perfuração 206, tal como acima do aparelho de teste 216. O sistema de telemetria 212 é usado para comunicação de comandos e dados entre a superfície e o aparelho de teste 216. [0025] A figura 16 é uma seção da coluna de perfuração 206. A seção de ferramenta preferencialmente está localizada em um BHA próximo da broca de perfuração (não mostrado). A ferramenta inclui uma unidade de comunicação e um suprimento de potência 320 para uma comunicação de duas vias para a superfície e suprindo potência para os componentes de fundo de poço. Na modalidade de exemplo, a ferramenta requer um sinal da superfície apenas para iniciação do teste. Um controlador de fundo de poço e um processador (não mostrados) realizam todo o controle subseqüente. O suprimento de potência pode ser um gerador acionado por um motor de lama (não mostrado) ou ele pode ser qualquer outra fonte de potência adequada. Também são incluídos estabilizadores múltiplos 308 e 310 para estabilização da seção de ferramenta da coluna de perfuração 206 e obturadores 304 e 306 para vedação de uma porção do espaço anular. Uma válvula de circulação disposta preferencialmente acima do obturador superior 304 é usada para se permitir uma circulação continuada de lama de perfuração acima dos obturadores 304 e 306, enquanto uma rotação da broca de perfuração é parada. Uma válvula de ventilação ou equaliza-ção separada (não mostrada) é usada para ventilação de fluido do volume de teste entre os obturadores 304 e 306 para o espaço anular superior. Esta ventilação reduz a pressão de volume de teste, o que é requerido para um teste de diminuição do nível da superfície de água em um poço. Também é contemplado que a pressão entre os obturadores 304 e 306 poderia ser reduzida pela retirada de fluido para o sistema ou pela ventilação de fluido para o espaço anular inferior, mas em qualquer caso algum método de aumento do volume intermediário para diminuição da pressão será requerido. [0026] Em uma modalidade da presente invenção, um elemento de vedação de calço extensível 302 para encaixe na parede de poço 17 (Fig. 14) é disposto entre os obturadores 304 e 306 no aparelho de teste 216. O elemento de vedação de calço 302 poderia ser usado sem os obturadores 304 e 306, porque um selo suficiente com a parede de poço pode ser mantido com o calço 302 sozinho. Se os obturadores 304 e 306 não forem usados, uma contraforça é requerida, de modo que o calço 302 possa manter o encaixe com vedação com a parede do furo de poço 204. O selo cria um volume de teste no selo de calço e se estendendo apenas na ferramenta até a bomba, ao invés de também usar o volume entre os elementos obturadores. O aparelho 300 também está contido na ferramenta, como mostrado na figura 16. [0027] Uma forma de se garantir que o selo seja mantido é garantir maior estabilidade da coluna de perfuração 206. Elementos de sujeição seletivamente extensíveis 312 e 314 poderíam ser incorporados na coluna de perfuração 206 para ancoragem da coluna de perfuração 206 durante o teste. Os elementos de sujeição 312 e 314 são mostrados incorporados nos estabilizadores 308 e 310 nesta modalidade. Os elementos de sujeição 312 e 314, os quais poderíam ter uma superfície de extremidade rugosa para encaixe na parede do poço, protegeríam os componentes macios, tal como o elemento de vedação de calço 302 e os obturadores 304 e 306 de danos devido a um movimento de ferramenta. Os elementos de sujeição 312 seriam especialmente desejáveis em sistemas em alto-mar, tal como um mostrado na figura 15, porque o movimento causado por caturro podem causar um desgaste prematuro de componentes de vedação. [0028] A figura 17 mostra a ferramenta da figura 16 esquematica-mente com componentes internos de fundo de poço e superfície. Os elementos de sujeição seletivamente extensíveis 312 se encaixam na parede de furo de poço 204 para ancoragem da coluna de perfuração 206. Os elementos obturadores 304 e 306 bem conhecidos na técnica se estendem para encaixe na parede de furo de poço 204. Os obturadores estendidos separam o espaço anular em três seções, um espaço anular superior 402, um espaço anular intermediário 404 e um espaço anular inferior 406. A seção anular selada (ou simplesmente a seção selada) 404 é adjacente a uma formação 218. É montado na coluna de perfuração 206 e extensível para a seção selada 404 o ele- mento de vedação de calço seletivamente extensível 302. Uma linha de fluido provendo comunicação de fluido entre um fluido de formação primitivo 408 e sensores de ferramenta, tal como o sensor de pressão 424, é mostrada se estendendo através do membro de calço 302 para a provisão de uma janela 420 no espaço anular selado 404. A configuração preferível para se garantir que um fluido primitivo seja testado ou amostrado é ter os obturadores 304 e 306 forçados de forma selante contra a parede 204, e ter uma relação selada entre a parede e o elemento extensível 302. A redução da pressão na seção selada 404 antes do encaixe do calço 302 iniciará um escoamento de fluido da formação para a seção selada 404. Com a formação fluindo quando o elemento extensível 302 se encaixa na parede, a janela 420 que se estende através do calço 302 será exposta ao fluido primitivo 408. O controle da orientação do elemento extensível 302 é altamente desejável quando da perfuração de poços com desvio ou horizontais. A orientação de exemplo é em direção à porção superior da parede de furo de poço. Um sensor 214, tal como um acelerômetro, pode ser usado para a detecção da orientação do elemento extensível 302. O elemento extensível então pode ser orientado para a direção desejada, usando-se métodos e componentes não mostrados bem conhecidos na técnica, tal como uma perfuração direcional com uma subflexão. Por exemplo, o aparelho de perfuração pode incluir uma coluna de perfuração 206 girada por um acionamento rotativo de superfície (não mostrado). Um motor de lama de fundo de poço (veja a figura 15 em 210) pode ser usado para se girar independentemente a broca de perfuração. A coluna de perfuração assim pode ser girada até o elemento extensível estar orientado para a direção desejada, como indicado pelo sensor 214. O acionamento rotativo de superfície é interrompido para se parar a rotação da coluna de perfuração 206 durante um teste, enquanto a rotação da broca de perfuração pode ser continuada usando- se o motor de lama. [0029] Um controlador de fundo de poço 418 preferencialmente controla o teste. O controlador 418 é conectado a pelo menos um dispositivo de controle de volume de sistema (bomba) 426 e um aparelho associado 300. A bomba 426 preferencialmente é um pequeno pistão acionado por uma rosca com esferas e um motor escalonado ou um outro motor de controle variável, por causa da capacidade de iterati-vamente mudar o volume do sistema. A bomba 426 também pode ser uma bomba de cavidade progressiva. Quando se usam outros tipos de bombas, um medidor de fluxo também deve ser incluído. Uma válvula 430 para controle do escoamento de fluido para a bomba 426 é disposta na linha de fluido 422 entre o sensor de pressão 424 e a bomba 426. Um volume de teste 405 é o volume abaixo do pistão de retração da bomba 426, e inclui a linha de fluido 422. O sensor de pressão é usado para a detecção da pressão no volume de teste 404. Deve ser notado aqui que o teste poderia ser igualmente valioso se realizado com o membro de calço 302 em uma posição retraída. Neste caso, o volume de teste inclui o volume do espaço anular intermediário 404. Isso permite um teste "rápido", significando que nenhum tempo para a extensão ou a retração do calço seria requerido. O sensor 424 é conectado ao controlador 418, para a provisão de dados de feedback requeridos para um sistema de controle de laço fechado. O feedback é usado para ajuste de regulagens de parâmetro, tal como um limite de pressão para mudanças subseqüentes de volume. O controlador de fundo de poço incorpora um processador (não mostrado separadamente) para redução adicional do tempo de teste, e um sistema de banco de dados e armazenamento opcional poderia ser incorporado, para se salvarem os dados para uma análise futura e para a provisão de regulagens padronizadas. [0030] Quando se calcula o diferencial entre pressão estática e pressão de surgência no fundo de poço na seção selada 404, um fluido é ventilado para o espaço anular superior 402 através de uma válvula de equalização 419. Um conduto 427 para conexão da bomba 426 à válvula de equalização 419 inclui uma válvula interna selecioná-vel 432. Se uma amostragem de fluido for desejada, o fluido pode ser desviado para reservatórios de amostra opcionais 428 pelo uso das válvulas internas 432, 433a e 433b, ao invés de uma ventilação através da válvula de equalização 419. Para uma amostragem de fluido típica, o fluido contido nos reservatórios 428 é recuperado do poço para análise. [0031] Uma modalidade de exemplo para teste de formações de mobilidade baixa (firmes) inclui pelo menos uma bomba (não mostrada separadamente) além da bomba 426 mostrada. A segunda bomba deve ter um volume interno muito menor do que o volume interno da bomba primária 426. Um volume sugerido da segunda bomba é de 1/100 do volume da bomba primária. Um conector em "T" típico tendo uma válvula de seleção controlada pelo controlador de fundo de poço 418 pode ser usado para a conexão das duas bombas à linha de fluido 422. [0032] Em uma formação firme, a bomba primária é usada para a diminuição inicial do nível da superfície de água em um poço. O controlador comuta para a segunda bomba para operações abaixo da pressão de formação. Uma vantagem da segunda bomba com um volume interno pequeno é que os tempos de acumulação são mais rápidos do que com uma bomba tendo um volume maior.

[0033] Os resultados dos dados processados podem ser enviados para a superfície, de modo a se proverem condições de fundo de poço para um operador de perfuração ou para validação dos resultados de teste. O controlador passa os dados processados para um sistema de comunicação de dados de duas vias 416 disposto no fundo de poço. O sistema de fundo de poço 416 transmite um sinal de dados para um sistema de comunicação de superfície 412. Há vários métodos e aparelhos conhecidos na técnica adequados para a transmissão de dados. Qualquer sistema adequado seria suficiente para as finalidades desta invenção. Uma vez que o sinal seja recebido na superfície, um controlador de superfície e processador 410 converte e transfere os dados para um dispositivo de saída ou armazenamento adequado 414. Como descrito anteriormente, o controlador de superfície 410 e o sistema de comunicação de superfície 412 também são usados para o envio do comando de iniciação de teste. [0034] A figura 18 é uma modalidade de cabo de acordo com a presente invenção que contém um aparelho 300. Um poço 502 é mostrado atravessando uma formação 504, contendo um reservatório que tem camadas de gás 506, óleo 508 e água 510. Uma ferramenta com cabo 512 suportada por um cabo armado 514 é disposta no poço 502 adjacente à formação 504. Estão se estendendo a partir da ferramenta 512 elementos de sujeição opcionais 312 para estabilização da ferramenta 512. Dois obturadores expansíveis 304 e 306 são dispostos na ferramenta 512 e são capazes de separarem o espaço anular do furo 502 em um espaço anular superior 402, um espaço anular intermediário selado 404 e um espaço anular inferior 406. Um membro de calço seletivamente expansível 302 é disposto na ferramenta 512. Os elementos de sujeição 312, os obturadores 304 e 306 e o elemento de vedação de calço 302 são essencialmente os mesmos que aqueles descritos nas Figuras 16 e 17, portanto, as descrições detalhadas não são repetidas aqui. [0035] A telemetria para a modalidade com cabo é uma unidade de comunicação de duas vias de fundo de poço 516 conectada a uma unidade de comunicação de duas vias de superfície 518 por um ou mais condutores 520 no cabo armado 514. A unidade de comunicação de superfície 518 é alojada em um controlador de superfície que inclui um processador 412 e um dispositivo de saída 414, como descrito na figura 17. Uma polia de cabo típica 522 é usada para se guiar o cabo armado 514 para o furo de poço 502. A ferramenta 512 inclui um processador de fundo de poço 418 para controle dos testes de formação de acordo com os métodos a serem descritos em detalhes mais tarde. [0036] A modalidade mostrada na figura 18 é desejável para a determinação de pontos de contato 538 e 540 entre o gás 506 e o óleo 508 e entre o óleo 508 e a água 510. Para ilustração desta aplicação, um gráfico 542 de pressão versus profundidade é mostrado sobreposto na formação 504. A ferramenta de fundo de poço 512 inclui uma bomba 426, uma pluralidade de sensores 424, um aparelho associado 300, válvulas associadas 430, 432 e tanques de amostra opcionais 428, como descrito acima para a modalidade mostrada na figura 17. Estes componentes são usados para a medição da pressão de formação em profundidades variadas no furo de poço 502. As pressões plo-tadas como mostrado são indicativas de peso específico de fluido ou gás, o que varia distintamente de um fluido para o próximo. Portanto, ter múltiplas medições de pressão Mi a Mn provê os dados necessários para a determinação dos pontos de contato 538 e 540. [0037] As estratégias de medição e os procedimentos de cálculo para determinação da mobilidade efetiva (k/μ) em um reservatório de acordo com a presente invenção são descritos abaixo. Os tempos de medição são razoavelmente curtos, e os cálculos são robustos para uma grande faixa de valores de mobilidade. O cálculo de diferencial entre pressão estática e pressão de surgência no fundo de poço de pressão inicial emprega uma taxa de retirada de bomba muito mais baixa, de 0,1 a 0,2 cm3/s, do que as taxas tipicamente usadas atualmente. O uso de taxas mais baixas reduz a probabilidade de danos à formação devido à migração de finos, reduz as mudanças de tempera- tura relacionadas a uma expansão de fluido, reduz a resistência ao escoamento inercial, a qual pode ser substancial em medições de permeabilidade com sonda, e permite uma rápida obtenção de um escoamento em regime permanente na sonda para todas as mobilida-des, menos as muito baixas. [0038] Um escoamento em regime permanente não é requerido para valores baixos de mobilidade (menos de 2 md/cp). Para estas medições, a compressibilidade de fluido é determinada a partir da parte inicial do diferencial entre pressão estática e pressão de surgência no fundo de poço, quando a número na sonda é maior do que a pressão de formação. Uma mobilidade efetiva e uma pressão de formação distante, p*, são determinadas a partir da porção inicial do acúmulo de pressão, por métodos apresentados aqui, desse modo se eliminando a necessidade da porção final extensa do acúmulo na qual a pressão gradualmente atinge um valor constante. [0039] Para mobilidades mais altas, em que um escoamento em regime permanente é atingido de forma razoavelmente rápida durante a diminuição do nível da superfície de água em um poço, a bomba é parada para se iniciar o acúmulo rápido de pressão. Para uma mobilidade de 10 md/cp e para as condições usadas para os cálculos de amostra descritos mais tarde aqui (incluindo uma taxa de bomba de 0,2 cm3/s), um escoamento em regime permanente ocorre em uma diminuição do nível da superfície de água em um poço em torno de 372,3 kPa (5 psi) abaixo da pressão de formação. O acúmulo seguinte (para até 0,0689 kPa (0,01 psi) da pressão de formação) requer apenas em torno de 6 segundos, a diminuição do nível da superfície de água em um poço é menor e o tempo de acúmulo é mais curto (ambos inversamente proporcionais) para mobilidades mais altas. A mobilidade pode ser calculada a partir da vazão de regime permanente e da diferença entre as pressões de formação e da diminuição do nível da superfície de água em um poço. As taxas diferentes de bomba podem ser usadas para verificação da resistência ao escoamento inercial. Modificações de instrumento podem ser requeridas para acomodação das taxas de bomba mais baixas e diferenciais de pressão menores. [0040] Com referência à figura 17, após os obturadores 304 e 306 serem regulados e o pistão de bomba estar em sua posição inicial com um curso de retirada pleno remanescente, a bomba 426 é iniciada, preferencialmente usando-se uma taxa constante (qpUmp)· A sonda e as linhas de conexão para o medidor de pressão e a bomba compreendem um "volume de sistema", Vsys, o qual é assumido como sendo preenchido com um fluido uniforme, por exemplo, lama de perfuração. Desde que a pressão na sonda seja maior do que a pressão de formação, e a face de formação na periferia do furo de poço seja selada por um bolo de lama, nenhum fluido deve fluir na sonda. Assumindo nenhum vazamento através do obturador e nenhuma diminuição de temperatura de expansão relacionada a trabalho, a pressão no "sistema", no nível de referência do medidor de pressão, é governada pela expansão de fluido, igual ao volume de retirada de válvula. Quando Ap é área de seção transversal de um pistão de bomba, x é a distância de curso do pistão, C é a compressibilidade do fluido e p é a pressão, a taxa de declínio de pressão depende da taxa de expansão volumétri-ca, como mostrado na equação (1): (D [0041] A Equação 2 mostra os aumentos de volume do sistema, conforme o pistão de bomba é retirado: (2) e a diferenciação da Eq. 2 mostra que: (3) [0042] Portanto, substituindo-se os resultados da Eq. 3 na Eq. 1 e rearranjando: (4) [0043] Para uma compressibilidade constante, a Eq. 4 pode ser integrada para se produzir a pressão na sonda como uma função de volume do sistema: (5) [0044] A pressão na sonda pode ser relacionada ao tempo pelo cálculo do volume do sistema como uma função do tempo a partir da Eq. 2. Inversamente, se a compressibilidade não for constante, seu valor médio entre quaisquer dois volumes de sistema é: (6) [0045] onde os subscritos 1 e 2 não estão restritos a serem pares consecutivos de leituras. Note que se a temperatura diminuir durante a diminuição do nível da superfície de água em um poço, a compressibilidade aparente será baixa demais. Um aumento súbito na compressibilidade pode indicar um problema de bombeamento, tal como formação de areia na evolução do gás ou um vazamento através do obturador no selo entre a face de sonda e a parede de furo de poço. O cálculo da compressibilidade sob quaisquer circunstâncias é inválido sempre que a pressão na sonda for menor do que a pressão de formação, quando o fluido pode fluir para a sonda, dando a aparência de um aumento notado na compressibilidade. Note, contudo, que a sinal de po- tência baixa de fluidos reais quase que invariavelmente aumenta ligeiramente com uma pressão decrescente. [0046] A figura 19 mostra um exemplo de diminuição do nível da superfície de água em um poço a partir de uma pressão de furo de poço hidrostática inicial de 34,474 MPa (5000 psi) para (e abaixo) de uma pressão de reservatório (p) 608 de 31,896 MPa (4626,168 psi), calculado usando-se as condições a seguir como um exemplo: Raio efetivo de sonda, η, de 1,27 cm;

Fator geométrico adimensional G0, de 4,30;

Volume inicial do sistema, V0, de 267,0 cm3;

Taxa de retirada volumétrica de bomba constante qpUmp de 0,2 cm3/s; e Compressibilidade constante, C, de 1/689,5 kPa (1 x 10"5 psi"1) [0047] O cálculo assume nenhuma mudança de temperatura e nenhum vazamento na sonda. A pressão de diminuição do nível da superfície de água em um poço é mostrado como uma função de tempo ou como uma função de volume de retirada de bomba, mostrados no fundo e no topo, respectivamente, da figura 19. A porção inicial 610 da diminuição do nível da superfície de água em um poço (acima de p*) é calculada a partir da Eq. 5, usando-se o Vsys calculado a partir da Eq. 2. A continuação da diminuição do nível da superfície de água em um poço abaixo da pressão de reservatório para nenhum fluxo na sonda é mostrado como a curva de mobilidade "zero" 612. Note que a completa diminuição do nível da superfície de água em um poço de "nenhum fluxo" é ligeiramente curva, devido ao volume do sistema progressivamente crescente. [0048] Normalmente, quando a pressão cai abaixo de p* e a permeabilidade é maior do que zero, um fluido da formação começa a fluir para a sonda. Quando p = p*, a vazão é zero, mas gradualmente aumenta conforme p diminui. Na prática real, uma diferença finita pode ser requerida, antes do bolo de lama começar a atolar a porção da superfície de furo de poço abaixo do raio interno do selo de obturador de sonda. Neste caso, uma descontinuidade seria observada na curva tempo - pressão, ao invés de um desvio suave da curva de "nenhum fluxo", como mostrado na figura 19. Desde que a vazão de aumento de volume do sistema (a partir da taxa de retirada de bomba) exceda à taxa de escoamento de fluido na sonda, a pressão na sonda continuará a declinar. O fluido contido em Vsys se expande para preencher o déficit de vazão. Desde que o escoamento da formação obedeça à lei de Darcy, ele continuará a aumentar, proporcionalmente à (p* - p). Eventualmente, o escoamento da formação se torna igual à taxa de bomba, e a pressão na sonda, após isso, permanece constante. Isso é conhecido como um escoamento em regime permanente. [0049] A equação que governa o escoamento em regime permanente é: (7) [0050] Para as condições dadas na figura 19, a diferença de pressão na diminuição do nível da superfície de água em um poço em regime permanente p* - pss, é de 3,71 kPa (0,5384 psi) para k/μ = 1000 md/cp, 37,12 kPa (5,384 psi) para 10 md/cp, 371,21 kPa (5,384 psi) para 10 md/cp, etc. Para uma taxa de bomba de 0,1 cm3/s, estas diferenças de pressão seriam à metade; e elas seriam dobradas para uma taxa de bomba de 0,4 cm3/s, etc. [0051] Como será mostrado mais tarde, estas diminuição do nível da superfície de água em um poço de alta mobilidade têm acúmulos de pressão muito rápidos após a retirada de bomba - pistão ser parada. O valor de p* pode ser encontrado a partir da pressão de acúmulo estabilizada após uns poucos segundos. No caso de altas mobilidades (k/μ > 50 md/cp), a taxa de bomba pode ter de ser aumentada em sub- seqüente(s) diminuição (ões) do nível da superfície de água em um poço, para a obtenção de uma diferença de pressão de diminuição do nível da superfície de água em um poço adequada (p* - p). Para mobi-lidades mais baixas, ela deve ser reduzida para se garantir que uma resistência ao escoamento inicial (fluxo não de Darcy) não seja significativa. Um total de três taxas diferentes de bomba seria desejável nestes casos. [0052] Os cálculos de regime permanente são muito desejáveis para mobilidades mais altas, porque a compressibilidade sai do cálculo, e os cálculos de mobilidade são diretos. Contudo, as demandas de instrumento são: 1) as taxas de bomba devem ser constantes e fáceis de mudar, e 2) as diferenças de pressão (p* - pss) são pequenas. Seria desejável ter um pistão pequeno acionado por uma rosca com esferas e um motor escalonado para controle do declínio de pressão durante a abordagem para escoamento em regime permanente para baixas mobilidades. [0053] A figura 19 mostra que no período de tempo ilustrado a diminuição do nível da superfície de água em um poço para a curva de 1 md/cp 614 e mobilidades mais baixas não atingiu um regime permanente. Mais ainda, os desvios da curva de mobilidade zero para 0,1 md/cp 616 e abaixo são dificilmente observáveis. Por exemplo, em um tempo total de 10 segundos, a diferença de pressão de diminuição do nível da superfície de água em um poço para 0,01 md/cp é apenas 8,87 kPa (1,286 psi) menor do que para nenhum fluxo. Mudanças bruscas de pressão muito maiores do que isto, devido a condições não isotérmicas ou a pequenas mudanças na compressibilidade de fluido são antecipadas. Diminuição do móvel da superfície de água em um poço maiores do que de 1,379 a 2,758 MPa (200 a 400 psi) abaixo de p* não são recomendados: uma resistência ao escoamento inercial significativa (fluxo não de Darcy) é quase garantida, danos à formação devido à migração de finos são prováveis, mudanças bruscas térmicas são mais significativamente inevitáveis, uma evolução de gás é provável e as exigências de potência de bomba são aumentadas. [0054] Durante o período em que p <p, e antes do escoamento em regime permanente ser atingido, três taxas são operativas: 1) a taxa de bomba, a qual aumenta o volume do sistema com o tempo, 2) a vazão de fluido a partir da formação para a sonda, e 3) a taxa de expansão de fluido no volume do sistema, a qual é igual à diferença entre as duas primeiras taxas. Assumindo condições isotérmicas, o fluxo de Darcy na formação, nenhum dano de permeabilidade próximo da face de sonda, e viscosidade constante, curvas de diferencial entre pressão estática e pressão de surgência no fundo de poço para mobilidades de 10, 1 e 0,1 md/cp 618, 614 e 616, mostradas para a figura 19, são calculadas a partir de uma equação com base na relação destas três taxas, como discutido acima: (8) onde a vazão na sonda a partir da formação na etapa n é calculada a partir de: (9) [0055] Devido ao fato de pn ser requerida para o cálculo de qfn na Eq. 9, o que é requerido para a solução da Eq. 8, um procedimento iterativo foi usado. Para as mobilidades mais baixas, a convergência foi rápida quando se usa pn.i como a primeira suposição para p. Contudo, para a curva de 10 md/cp, muito mais iterações foram requeridas para cada etapa de tempo, e este procedimento se tornou instável para 100 md/cp e para casos de mobilidade mais alta. Etapas de tempo menores e/ou um amortecimento muito maior (ou uma técnica de sol-ver ao invés de um procedimento iterativo) são requeridos. [0056] O pistão de bomba é parado (ou desacelerado) para iniciação do acúmulo de pressão. Quando o pistão é parado, o volume do sistema permanece constante, e o fluxo para a sonda a partir da formação causa a compressão do fluido contido no volume do sistema e a conseqüente elevação de pressão. Para medições de mobilidade alta, para as quais apenas cálculos de regime permanente são realizados, uma determinação de compressibilidade de fluido não é requerida. O acúmulo é usado apenas para a determinação de p*, de modo que a bomba é completamente parada para acúmulo. Para as condições dadas para a figura 19, o tempo de acúmulo, para se atingir 0,0689 kPa(0,01 psi) de p* é em torno de 6, 0,6 e 0,06 segundos para mobilidades de 10, 100 e 1000 md/cp 618, 620 e 622, respectivamente. [0057] Para medições de baixa mobilidade, nas quais um regime permanente não foi atingido durante o diferencial entre pressão estática e pressão de surgência no fundo de poço, o acúmulo é usado para a determinação de p* e k/μ. Contudo, não é necessário medir o acúmulo inteiro. Isso leva uma extensão de tempo não razoável, porque no final da curva de acúmulo a força de acionamento para se atingir p* se aproxima de zero. [0058] A equação que governa o acúmulo de pressão, assumindo-se que temperatura, probabilidade, viscosidade e compressibilidade sejam constantes é: (10) [0059] Rearranjando e integrando obtém-se: (11) onde t0 e po são o tempo e a pressão na sonda, respectivamente, no começo do acúmulo, ou qualquer ponto arbitrário na curva de acúmulo. [0060] A figura 20 é um gráfico da porção inicial de uma curva de acúmulo 630 para uma mobilidade de 1 md/cp, a qual começa a 28,958 MPa (4200 psi) e, se rodada até a conclusão, terminaria em uma p* de 31,716 MPa (4600 psi). Isto é calculado a partir da Eq. 11 Além dos outros parâmetros mostrados nesta figura, p0 = 28,958 MPa (4200 psi). [0061] A determinação de p* a partir de uma curva de acúmulo incompleta pode ser descrita por meio de um exemplo. A Tabela 2 representa dados experimentais hipotéticos. O desafio é determinar de forma acurada o valor de p*, o qual não estaria disponível de outra forma. Para a obtenção de p* experimental mente seriam gastos pelo menos 60 s, ao invés dos 15 s mostrados. A única informação conhecida na hipótese são os valores do sistema para a figura 19 e Vsys de 269,0 cm3. A compressibilidade, C, é determinada a partir dos dados de diminuição do nível da superfície de água em um poço iniciais começando na pressão de furo de poço hidrostática, usando-se a Eq. 6.

Tabela 2. Dados de Acúmulo de Pressão Hipotéticos a partir de um Reservatório de Probabilidade Moderada mente Baixa. [0062] O primeiro grupo no lado direito da Eq. 11 e precedendo ao grupo logarítmico pode ser considerando como a constante de tempo, i, para o acúmulo de pressão. Assim, usando-se esta definição e rear-ranjando a Eq, 11 obtém-se: (12) [0063] Um gráfico do lado esquerdo da Eq. 12 versus (t -10) é uma linha reta com uma inclinação igual a (1/τ), e com intercepto igual a zero. A figura 21 é um gráfico de dados da Tabela 2, usando-se a Eq. 12 com várias suposições para o valor de p*. Pode se ver que apenas o valor correto, 31,716 MPa (4600 psi), produz a linha reta requerida 640, Mais ainda, para suposições que sejam mais baixas do que a p* correta, a inclinação da porção de tempo inicial de uma curva 646 é menor do que a inclinação em tempos posteriores. Inversamente, para suposições que sejam altas demais, a inclinação de tempo inicial é maior do que as inclinações de tempo final para as curvas 642 e 644. [0064] Estas observações podem ser usadas para a construção de um método rápido para encontrar a p* correta. Em primeiro lugar, cal-cula-se a inclinação média a partir de uma porção de tempo inicial arbitrária dos dados mostrados na Tabela 2. Este cálculo de inclinação começa em ti e p1f e termina em i2 e p2. Em seguida, calcula-se a inclinação de tempo final a partir de uma porção posterior da tabela. Os subscritos para começo e fim deste cálculo seriam 3 e 4, respectivamente. Em seguida, divide-se a inclinação de tempo inicial pela inclinação de tempo final para uma relação R: C») [0065] Suponha que fosse escolhido o segundo conjunto de pontos de dados a partir da Tabela 2: 2,0825 s e 29,647 MPa (4300 psi) para o começo da inclinação de tempo inicial. Suponha que fossem selecionados os dados dos conjuntos 5, 9 e 11 como o final da inclinação de tempo inicial, e o começo e o fim da inclinação de tempo final, respectivamente, com subscritos correspondentes 2, 3 e 4. Se nós agora supomos que p* seja 32,405 MPa (4800 psi), então,seriam inseridos estes números na Eq. 13, o valor calculado de R é 1,5270. Devido ao fato de isto ser maior do que 1, a suposição foi alta demais. Os resultados desta e de outras suposições para p enquanto se usam os mesmos dados acima são mostrados como uma curva 650 na figura 22. O valor correto de p*, 31,716 MPa (4600 psi), ocorre em R = 1. Estes cálculos podem ser facilmente incorporados em uma rotina de sol-ver, a qual converge rapidamente para a p* correta sem gráficos. A mobilidade, tendo-se encontrado a p* correta, é calculada a partir de um rearranjo da Eq. 11, usando-se a compressibilidade obtida a partir da diminuição hidrostática inicial do nível da superfície de água em um poço. [0066] Em geral, para dados reais, a porção muito inicial dos dados de acúmulo deve ser evitada para os cálculos de p*, então, k/μ. Esta porção mais rápida do acúmulo, com diferenças de pressão altas, tem a maior distorção térmica devido a um aquecimento compressivo, e tem a mais alta probabilidade de fluxo não de Darcy. Após p* ter sido determinada, como descrito acima, o conjunto inteiro de dados deve ser plotado pela figura 20. Sempre que a porção inicial do gráfico exibir uma inclinação crescente com um tempo crescente, seguida por uma curva progressivamente mais linear, isso pode ser uma forte indicação de fluxo não de Darcy nas diferenças de pressão mais altas. [0067] Um outro método de acordo com a presente invenção pode ser descrito com referência à figura23. A figura23 mostra uma relação entre a pressão de ferramenta 602 e a vazão de formação qfn 604 juntamente com o efeito de taxas abaixo e acima de certos limites. A Lei de Darcy ensina que a pressão é diretamente proporcional à vazão de fluido na formação. Assim, a plotagem da pressão contra uma taxa de retirada de pistão da diminuição do nível da superfície de água em um poço formará uma linha reta, quando a pressão na ferramenta for constante, enquanto o pistão estiver se movendo a uma dada taxa. Da mesma forma, o gráfico de vazões e pressões estabilizadas formará uma linha reta, tipicamente com uma inclinação negativa (m) 606, entre um limite de taxa inferior e um superior. A inclinação é usada para a determinação da mobilidade (k/μ) de fluido na formação. A equação 8 pode ser rearranjada para a vazão de formação: (14) [0068] A equação 14 é válida para condições não de regime permanente, bem como para condições de regime permanente. A vazão de formação qfn pode ser calculada usando-se a Eq. 14 para condições não de regime permanente, quando C for conhecida de forma razoavelmente acurada para a determinação de pontos ao longo do gráfico da figura 23. [0069] As condições de regime permanente simplificarão a Eq. 14, porque (pn-i - pn) = 0. Sob condições de regime permanente, os parâmetros de ferramenta conhecidos e os valores medidos podem ser usados para a determinação de pontos ao longo da região de linha reta da figura 23. Nesta região, a taxa de bomba qpUmp pode ser substituída, então, usando-se qpUmp na equação 9 obtém-se: (15) [0070] Na Eq. 15, m = (p* - pSs)/qPump· As unidades para k/μ são md/cp, pn e p* são em kPa (psi), η é em cm, qfn é em cm3/s, Vpump e V0 são em cm3, C é em 1/ 6,89 kPa (psi1) e t é em s. Cada pressão na linha reta é uma pressão em regime permanente na dada vazão (ou taxa de retirada). [0071] Na prática, um desvio de uma linha reta próximo de uma vazão de formação (filtrado) pode ser um indicador de vazamento de lama de perfuração para a ferramenta (vazão aproximadamente zero). O desvio a altas vazões, tipicamente é um efeito não de Darcy. Contudo, a pressão de formação pode ser determinada pela extensão da linha reta para um intercepto com taxa de retirada zero. A pressão de formação calculada p* deve equivaler a uma pressão de formação medida em uma margem desprezível de erro. [0072] A finalidade de um teste de pressão é para determinar a pressão no reservatório e determinar a mobilidade de fluido naquele reservatório. Um procedimento de ajuste da taxa de retirada de pistão até a leitura de pressão ser constante (inclinação zero) provê a informação para determinação da pressão e da mobilidade independentemente de um acúmulo de pressão "estável" usando-se um volume constante. [0073] Algumas vantagens deste procedimento são garantia de qualidade através de uma autovalidação de um teste em que uma pressão de acúmulo estável é observada, e a garantia de qualidade através de uma comparação de mobilidade diferencial entre pressão estática e pressão de surgência no fundo de poço com mobilidade de acúmulo. Também, quando a porção de acúmulo de um teste não está disponível (nos casos de selo de sonda perdido ou tempo de acúmulo excessivo), p* provê a pressão de formação. [0074] A figura 24 é um gráfico de exemplo de pressão de ferramenta versus tempo, usando-se um outro método de acordo com a presente invenção. O gráfico ilustra um método que envolve mudança da taxa de retirada de pistão com base na inclinação da curva de pressão - tempo. Os dados de sensor adquiridos em qualquer ponto podem ser usados com a Eq. 14 para o desenvolvimento de um gráfico como na figura 23 ou usados em rotinas automatizadas de solver controladas por um computador. Os pontos de dados que definem pressões de regime permanente em várias vazões podem ser usados para validação de testes. [0075] O procedimento começa pelo uso de uma ferramenta de MWD como descrito na figura 17 ou uma ferramenta com cabo como descrito na figura 22. Uma sonda de ferramenta 420 é inicialmente selada contra o furo de poço e o volume de teste 405 contém essencialmente apenas fluido de perfuração na pressão hidrostática do espaço anular. A fase I 702 do teste é iniciada por um comando transmitido a partir da superfície. Um controlador de fundo de poço 418 preferencialmente controla as ações subseqüentes. Usando-se o controlador para controle de uma bomba de diminuição do nível da superfície de água em um poço 426 que inclui um pistão de diminuição do nível da superfície de água em um poço, a pressão no volume de teste é diminuída a uma taxa constante pela regulagem da taxa de retirada do pistão de diminuição do nível da superfície de água em um poço para uma taxa predeterminada. Os sensores 424 são usados para a medição de pelo menos a pressão do fluido na ferramenta em intervalos de tempo predeterminados. Os intervalos de tempo predeterminados são ajustados para se garantir que pelo menos duas medições podem ser feitas durante cada fase do procedimento. As vantagens adicionais são obtidas pela medição do volume do sistema, da temperatura e/ou da taxa de mudança de volume do sistema com sensores adequados. A compressibilidade do fluido na ferramenta é determinada durante a Fase 1 usando-se os cálculos discutidos acima. [0076] A Fase II do teste 704 começa com a pressão da ferramen- ta caindo abaixo da pressão de formação p*. A inclinação da curva de pressão muda devido ao fluido de formação começar a entrar no volume de teste. A mudança de informação é determinada pelo uso de um processador de fundo de poço para o cálculo de uma inclinação das medições feitas em dois intervalos de tempo na Fase. Se a taxa de retirada for mantida constante, a pressão de ferramenta tendería a estabilizar a uma pressão abaixo de p*. [0077] A taxa de retirada é aumentada em um tempo predeterminado 706 para se começar a Fase 3 do teste. A taxa de retirada aumentada reduz a pressão na ferramenta. Conforme a pressão diminui, a vazão de fluido de formação para a ferramenta aumenta. A pressão de ferramenta tendería a estabilizar a uma pressão de ferramenta mais baixa do que a pressão experimentada durante a Fase II, devido ao fato de a taxa de retirada ser maior na Fase III do que na Fase II. A taxa de retirada é diminuída de novo em um tempo 708 começando a Fase IV do teste, quando medições de intervalo indicam que uma pressão na ferramenta está se aproximando da estabilização. [0078] A taxa de retirada então pode ser desacelerada ou parada, de modo que a pressão na ferramenta comece a se acumular. A inclinação de curva muda de sinal quando a pressão começa a aumentar, e a mudança inicia a Fase V 710, onde a taxa de retirada então é aumentada para a estabilização da pressão. A pressão estabilizada é indicada quando as medições de pressão produzem uma inclinação zero. A taxa de pistão de diferencial entre pressão estática e pressão de surgência no fundo de poço então é diminuída para a Fase VI 712, para se permitir um acúmulo até a pressão novamente se estabilizar. Quando a pressão está estabilizada, o pistão de diferencial entre pressão estática e pressão de surgência no fundo de poço é parado na Fase VII 714, e a pressão na ferramenta é deixada se acumular até a pressão de ferramenta estabilizar na pressão de formação pf. O teste então está completado e o controlador equaliza o volume de teste 716 para a pressão hidrostática do espaço anular. A ferramenta então pode ser retraída e movida para um novo local ou removida do furo de poço. [0079] As pressões estabilizadas determinadas durante a Fase V 710 e a Fase VI 712 juntamente com as taxas de pistão correspondentes, são usadas pelo processador de fundo de poço para a determinação de uma curva como na figura 10. O processador calcula a pressão de formação p* a partir dos pontos de dados medidos. O valor calculado p* então é comparado com a pressão de formação medida pf obtida pela ferramenta durante a Fase VII 714 do teste. A comparação serve para validação da pressão de formação medida pf, desse modo se eliminando a necessidade de realização de um teste de validação em separado. [0080] Outras modalidades usando um ou mais dos elementos de método discutidos acima também são consideradas no escopo desta invenção. Ainda com referência à figura 11, uma outra modalidade inclui da Fase I a Fase IV e, então, a Fase VII. Este método é desejável com formações moderadamente permeáveis, quando for desejado medir a pressão de formação. Tipicamente, haveria uma ligeira variação no perfil para a Fase IV nesta modalidade. A Fase VII seria iniciada quando as medições mostrassem uma inclinação substancialmente nula na curva de pressão 709. O procedimento de equalização 716 também seria necessário, antes do movimento da ferramenta. [0081] Uma outra modalidade da presente invenção inclui a Fase I 702, a Fase II 704, a Fase VI 712, a Fase VII 714 e o procedimento de equalização 716. Este método é usado em formações de permeabilidade muito baixa ou quando o selo de sonda é perdido. A Fase II não seria um desvio tão distinto quanto mostrado, de modo que a porção de linha reta 703 da Fase I parecería se estender bem abaixo da pres- são de formação pf. [0082] A figura 25 é uma ilustração de uma ferramenta de amostragem de formação com cabo empregada em um furo de poço com obturadores. Voltando-se, agora, para a figura 25, é mostrada uma outra modalidade da presente invenção alojada em um instrumento de teste de formação. A figura 25 é uma ilustração de um instrumento de teste de formação tirada da Patente U.S. N° 5.303.775 de Michaels et ai., a qual é incorporada aqui como referência em sua totalidade. A patente ‘775 de Michaels ensina um método e um aparelho que são providos para uso em relação a um instrumento de teste de formação de fundo de poço para a aquisição de uma amostra intacta de fase de um fluido conato para envio através de um tanque de contenção de amostra com pressão para uma instalação de laboratório. Um ou mais tanques de amostra de fluido contidos no instrumento têm a pressão equilibrada com respeito ao furo de poço em um nível de formação e são preenchidos com uma amostra de fluido conato, de maneira tal que durante o enchimento dos tanques de amostra a pressão do fluido conato seja mantida na faixa predeterminada acima do ponto de bolha da amostra de fluido. O tanque de amostra incorpora um pistão de flutuação livre interno o qual separa o tanque de amostra em uma câmara contendo amostra e uma câmara de equilíbrio de pressão com a câmara de equilíbrio de pressão estando em comunicação com a pressão de furo de poço. O tanque de amostra é provido com uma válvula de corte que permite que a pressão da amostra de fluido seja mantida após o instrumento de teste de formação ter sido recuperado do furo de poço para transporte para uma instalação de laboratório. Para compensação da diminuição de pressão quando do resfriamento do tanque de amostra e do seu conteúdo, o mecanismo de bomba de pistão do instrumento tem a capacidade de aumentar a pressão da amostra suficientemente acima do ponto de bolha da amostra, de mo- do que qualquer redução de pressão que ocorra quando do resfriamento não diminua a pressão da amostra de fluido abaixo de seu ponto de bolha. [0083] A figura 25 é uma ilustração pictórica que inclui um diagrama de blocos esquemático o qual ilustra o instrumento de teste de formação conectado de acordo com a presente invenção sendo posicionado no nível de formação em um furo de poço, com sua sonda de amostra estando em comunicação com a formação para fins de condução de testes e aquisição de uma ou mais amostras conatas. Como mostrado na figura 25, uma seção de furo de poço 10 penetra em uma porção das formações de terreno 11, mostrada em corte vertical. É disposto no furo de poço 10 por meio de um cabo ou de uma linha de fio 25 um instrumento de amostragem e medição 13. O instrumento de amostragem e medição 13 é compreendido por um sistema de potência hidráulica 14, uma seção de armazenamento de amostra de fluido 15 e uma seção de mecanismo de amostragem 16. A seção de mecanismo de amostragem 16 inclui um membro de calço de encaixe em poço seletivamente extensível 17, um membro de sonda de amostragem de admissão de fluido seletivamente extensível 18 e um membro de bombeamento bidirecional 19. O membro de bombeamento 19 também poderia estar localizado acima do membro de sonda de amostragem 18, se desejado. [0084] Em operação, o instrumento de amostragem e medição 13 é posicionado no furo de poço 10 pelo enrolamento ou desenrolamen-to do cabo 12 a partir do guindaste 19, em torno do qual o cabo 12 é passado. A informação de profundidade do indicador de profundidade 20 é acoplada ao processador de sinal 21 e ao gravador 22, quando o instrumento 13 for disposto adjacente a uma formação do terreno de interesse. Os sinais elétricos de controle dos circuitos de controle 23 incluindo um processador (não mostrado) são transmitidos através de condutores elétricos contidos no cabo 12 para o instrumento 13. [0085] Estes sinais elétricos de controle ativam uma bomba hidráulica operacional no sistema de potência hidráulica 14 mostrado, a qual provê potência hidráulica para a operação do instrumento e a qual provê potência hidráulica fazendo com que o membro de calço de encaixe em poço 17 e o membro de admissão de fluido 18 se movam lateralmente a partir do instrumento 13 para encaixe com a formação do terreno 11 e o membro de bombeamento bidirecional 19. O membro de admissão de fluido ou a sonda de amostragem 18 então pode ser colocado em comunicação de fluido com a formação do terreno 11 por meio de sinais elétricos controlados dos circuitos de controle 23 seletivamente ativando válvulas solenóides no instrumento 13 para retirada de uma amostra de quaisquer fluidos conatos produzíveis contidos na formação do terreno de interesse. O aparelho 300 está contido na ferramenta. [0086] A figura 26 é uma ilustração de uma bomba de fluido de formação bidirecional para bombeamento de fluido de formação para o furo de poço durante um bombeamento para liberar a amostra de filtrado e bombeamento do fluido de formação para um tanque de amostra após a limpeza da amostra. A figura 26 mostra uma porção de um instrumento de multiteste de formação de fundo de poço, o qual é construído de acordo com a presente invenção, e a qual ilustra es-quematicamente uma bomba de pistão e um par de tanques de amostra no instrumento. As figuras 25 e 26 são retiradas da ‘775 de Micha-els et ai. e são descritas ali em detalhes. [0087] Como ilustrado na vista em corte parcial e esquemática da figura 26, o instrumento de amostragem e medição 13 da figura 12 é mostrado incorporando ali um mecanismo de bomba de pistão bidirecional mostrado geralmente em 24, o qual é ilustrado esquematica-mente na figura 26. No corpo de instrumento 13 também é provido pe- Io menos um e, preferencialmente, um par de tanques de amostra, os quais são mostrados geralmente em 26 e 28 e os quais podem ser de construção idêntica, se desejado. O mecanismo de bomba de pistão 24 define um par de câmaras de bombeamento opostas 62 e 64, as quais são dispostas em comunicação de fluido com os respectivos tanques de amostra através de condutos de suprimento 34 e 36. A descarga das respectivas câmaras de bomba para o conduto de suprimento de um tanque de amostra selecionado 26 ou 28 é controlada por válvulas de três vias eletricamente energizadas 27 e 29 ou por qualquer outro arranjo de válvula de controle adequado permitindo um enchimento seletivo de tanques de amostra. As respectivas câmaras de bombeamento também são mostradas tendo a capacidade de comunicação de fluido com a formação de subsuperfície de interesse através de passagens de suprimento de câmara de bomba 38 e 40 as quais são definidas pela sonda de amostra 18 da figura 25 e as quais são controladas pelo movimento de válvula apropriado. As passagens de suprimento 38 e 40 podem ser providas com válvulas de retenção 39 e 41 para se permitir uma sobrepressão do fluido sendo bombeado a partir das câmaras 62 e 64, se desejado. Um LMP 47 acompanha a posição e a velocidade dos pistões 58 e 60 a partir dos quais o volume de bombeamento, ao longo do tempo, para um tamanho de cilindro de pistão conhecido pode ser determinado. [0088] O presente exemplo da invenção roda uma FRA no final de cada curso de pistão de bombeamento no lado de sucção da bomba, enquanto a formação está se acumulando para determinação de mobilidade, compressibilidade e coeficiente de correlação. A presente invenção provê um gráfico de mobilidade versus tempo como um artigo enviável para um cliente de amostragem como uma indicação da confiança da integridade da amostra. A FRA plota pressão versus vazão de formação. Quanto mais próximo o gráfico é de uma linha reta, mais alto o coeficiente de correlação. Um coeficiente de correlação acima de 0,8 indica que a taxa de bombeamento está bem combinada com a capacidade da formação de produzir fluido de formação. [0089] O gráfico de pressão como uma função de tempo produz a pressão de formação P* como resultado de resolução da equação P(t) = P* - [inverso da mobilidade] x [vazão de formação]. A inclinação deste gráfico é negativa e o intercepto y é P* com P no eixo vertical. O inverso do gráfico é a mobilidade. O grau até o qual o gráfico combina com uma linha reta é o coeficiente de correlação. Quando o coeficiente de correlação cai abaixo de 0,8, um problema é indicado. A presente invenção dará uma indicação de seta para cima para o operador para aumentar a velocidade da bomba, quando a formação for capaz de enviar um fluido de formação de fase único a uma velocidade de bombeamento mais rápida, e uma seta para baixo para diminuição da velocidade de bomba, quando a velocidade de bombeamento exceder à capacidade da formação de enviar um fluido de formação de fase única na velocidade de bombeamento existente. [0090] Os volumes de bomba das câmaras 62 e 64 são conhecidos, e a posição e a taxa de movimento para os pistões 58 e 60 são conhecidos a partir do LMP 47, de modo que a FRA é realizada na bomba bidirecional no final de cada curso de bomba. Como a taxa de diferencial entre pressão estática e pressão de surgência no fundo de poço e os volumes de bomba são conhecidos pela posição do pistão e a taxa de mudança de posição e as dimensões da câmara 62 e 64, o volume de diminuição do nível da superfície de água em um poço também é conhecido ou pode ser calculado. [0091] Psaturação - P* = (1/mobilidade)(taxa de formação). [0092] Psaturação - P* representa a janela de tolerância da amostra, antes de se tornar bifásica. Usando-se uma FRA, a mobilidade de fluido de formação é determinada, de modo que a vazão de formação se- ja calculada e uma taxa de bombeamento apropriada qdci na equação 16 seja calculada para combinar com a vazão de formação, como discutido abaixo. O controlador na ferramenta ajusta a taxa de bombeamento automaticamente pelo envio de sinais de feedback para o movimento de válvula de controlador hidráulico na bomba, ou envia um sinal para o operador para ajuste da taxa de bomba para a obtenção da taxa de bombeamento ótima para combinar com a mobilidade da formação. [0093] Durante um bombeamento, quando o pistão de bomba bidi-recional 58, 60 atinge o final de um curso de bombeamento, uma FRA é aplicada ao lado de sucção da bomba. Antes do pistão de bomba 58, 60 se mover, a FRA usa um acúmulo de formação no final de cada curso de bomba para determinação de compressibilidade,mobilidade e de um coeficiente de correlação para o fluido de formação sendo bombeado. Assim, uma FRA durante um bombeamento provido pela presente invenção permite obter um volume de diferencial entre pressão estática e pressão de surgência no fundo de poço correto e uma taxa de diferencial entre pressão estática e pressão de surgência no fundo de poço durante uma amostragem de fase única usando-se dados de LMP e dimensões de bomba. Os dados de FRA para mobilidade, compressibilidade e os gradientes de pressão de gráficos de FRA validam os dados de amostragem e os dados de teste de pressão. Assim, uma FRA enquanto se bombeia assegura que uma taxa de diferencial entre pressão estática e pressão de surgência no fundo de poço apropriada seja usada para a realização de um teste de pressão acurado e para a obtenção de uma amostra de fase única representativa da formação. [0094] De acordo com uma modalidade de exemplo atual, a presente invenção provê um aparelho e um método para a monitoração do bombeamento de fluidos de formação a partir de uma formação portando hidrocarboneto e a provisão de um controle de qualidade para o bombeamento através do uso de técnicas de FRA descritas acima aplicadas a cada curso de bomba. Uma FRA é aplicada ao lado de sucção da bomba, enquanto se monitora o acúmulo de formação usando-se a FRA para o cálculo de mobilidade, compressibilidade, coeficiente de correlação e P* versus tempo de acordo com a presente invenção. A presente modalidade é um método que analisa dados de medição de ferramenta de aparelho de teste de formação com cabo quanto à pressão de formação e à mobilidade de fluido de formação pela aplicação das técnicas de FRA descritas acima ao final de cada curso de bomba da bomba bidirecional mostrada na figura 26. As ferramentas de teste de formação tipicamente realizam um bombeamento para fora ou um bombeamento através do fluido de formação a partir da formação para o furo de poço, de modo a se limpar o filtrado de lama, antes da retirada de amostras de fluido de formação. O bombeamento pode durar horas em uma tentativa de obtenção de um fluido de formação sem filtrado (limpeza). Mais ainda, a manutenção da velocidade de bombeamento da maneira mais eficiente sem se encontrarem problemas tais como entupimento de ferramenta, vazamento de obturador, formação de areia ou falha de formação é uma questão crítica. A presente invenção aplica uma FRA aos dados de bombeamento usando-se o volume conhecido de bomba da câmara de bombeamento bidirecional 62 ou 64. Em uma modalidade de exemplo, o processador provido na ferramenta de fundo de poço informa ao operador quanto às velocidades desejadas de bombeamento se é para aumentar ou diminuir a velocidade de bombeamento pela exibição de uma seta para cima ou para baixo para o operador na superfície e pára ou automaticamente ajusta a velocidade de bombeamento. [0095] O coeficiente de correlação de FRA para uma série de cursos de bomba contínua será relativamente alto, isto é, acima de 0,8 a 0,9 quando as atividades de bombeamento são livres de problemas, mas o coeficiente de correlação de FRA se deteriorará e se tornará baixo de novo, quando problemas forem encontrados no processo de bombeamento. A compressibilidade de FRA é usada como um indicador para uma mudança de tipo de fluido durante o bombeamento. Com uma monitoração contínua da compressibilidade de fluido de formação, uma mudança no tipo de fluido sendo bombeado da formação é rapidamente detectada. Assim, quando houver uma diferença significativa entre a compressibilidade de filtrado de lama e a compressibilidade de fluido de formação, é relativamente fácil monitorar a limpeza da formação quanto a mudanças de compressibilidade de um valor indicativo de filtrado de lama para um valor indicativo de fluido de formação. As medições de monitoração de densidade ótica espectral de infravermelho próximo são combinadas com a compressibilidade de FRA para determinação da limpeza da amostra de formação. [0096] A presente invenção utiliza uma FRA em um volume de bomba conhecido para as câmaras de bomba bidirecional 62 e 64 ou uma câmara de bomba de direção única. A técnica de FRA pode ser aplicada a um curso de bomba único ou a vários cursos de bomba em conjunto e a mobilidade, a compressibilidade e o coeficiente de correlação serão calculados para o curso ou os cursos. Usando a mobilidade de formação determinada por FRA, a presente invenção calcula a velocidade de bombeamento ótima para manutenção da pressão de escoamento acima da pressão de saturação, e notifica o engenheiro de ferramentas se uma mudança nos parâmetros de bombeamento for necessária para se atingir a pressão ótima ou automaticamente ajusta a velocidade de bombeamento para se atingir a pressão ótima, quando a pressão de velocidade de bombeamento for combinada com a capacidade da formação de produzir. A presente invenção continuamente monitora a mobilidade de FRA, a compressibilidade e o coeficiente de correlação durante o processo de bombeamento, para observação de mudanças significativas na mobilidade de FRA, na compressibilidade e no coeficiente de correlação, para determinação da capacidade da formação de produzir ou detectar problemas durante um bombeamento. [0097] A técnica de FRA permite o cálculo da taxa de formação para análise. A equação (16) a seguir é a base para a análise: P(t) = p* - (μ / (kGorO) (Csys Vsys (dp(t)/dt) + qdd). (16) [0098] O termo inteiro Csys Vsys (dp(t)/dt) + qdci no segundo parên-tesis no lado direito da equação é a taxa de formação que é calculada pela correção da taxa de pistão (qdci) para efeitos de armazenamento de ferramenta, Csys é a compressibilidade do fluido na linha de fluxo de ferramenta e Vsys é o volume da linha de fluxo. G0 é o fator geométrico e η é o raio da sonda. [0099] O potenciômetro de indicador de posição de pistão de bombeamento de LMP 47 é mostrado na figura 26. O LMP é útil no acompanhamento da posição de pistão e da taxa de movimento de pistão e uma curva para deslocamento de volume linear do pistão de bombeamento ou do pistão de câmara de amostra para determinação do volume de bombeamento. O volume de diferencial entre pressão estática e pressão de surgência no fundo de poço (DDV) e o volume de bombeamento (PVT) são calculados a partir desta curva, usando-se a área de seção transversal de pistão de bombeamento em cm; a curva de volume de bomba (PTV-BB) é em cm3. A FRA é aplicável ao bombeamento com uma bomba de volume pequeno de 56 cm3, quando o volume de bomba é reportado na curva de volume de bombeamento (PTV). [00100] As mudanças de mobilidade e compressibilidade para cada curso de bomba são muito próximas. A mobilidade aumenta apenas ligeiramente. A FRA para três cursos de bombeamento como combi- nados gera uma média de fato de tipos por três cursos de bombea-mento para compressibilidade e mobilidade. O exemplo acima indica que a FRA pode ser aplicada com sucesso a dados de bombeamento quando a bomba de 56 cm3 (BB) de Reservoir Characterization Ins-trument (RCI) for usada e as curvas de volume de bombeamento (PTV) são criadas. A FRA é aplicada a cada curso ou pode ser aplicada a vários cursos em conjunto, de modo a se poupar tempo computacional. [00101] A pressão de saturação do fluido de formação ou da mistura de fluido de formação e filtrado pode ser estimada através de testes de expansão de fundo de poço, ou ela pode ser estimada a partir de dados de banco de dados conhecidos de valores correlacionados. Uma vez que a mobilidade da formação seja obtida a partir da FRA, a taxa de bombeamento máxima que ainda pode manter uma pressão de escoamento acima da pressão de saturação é calculada usando-se a FRA. Também, qualquer mudança significativa, por exemplo, de meia ordem ou de uma ordem de magnitude na compressibilidade de FRA implica uma mudança no tipo de fluido escoando para a ferramenta, o que será um indicador para limpeza da formação. [00102] A presente invenção seleciona uma porção de cursos de bomba de diminuição do nível da superfície de água em um poço total e constrói dados de FRA com base na taxa calculada de diminuição do nível da superfície de água em um poço. Com os dados de bombeamento, um intervalo de análise é selecionado com base no número de cursos de bomba, ao invés de na taxa de diminuição do nível da superfície de água em um poço. A presente invenção usa um número variável de cursos por todo o bombeamento, escolhendo cursos de bomba pequenos no começo, por exemplo, dois ou três cursos de bomba e progressivamente aumentando os cursos de bomba até cursos máximos fixados selecionáveis, por exemplo, 10 cursos, ou, no presente exemplo, aproximadamente 500 cm3 de fluido bombeado. [00103] Voltando-nos, agora, para a figura 27, uma ilustração de uma ferramenta de amostragem é apresentada. A presente invenção permite uma FRA durante um bombeamento de uma amostra de uma formação. A FRA permite o cálculo de compressibilidade, probabilidade e mobilidade versus tempo. A monitoração da probabilidade versus tempo permite uma estimativa ou uma determinação do grau de contaminação por filtrado na amostra. Como a compressibilidade do fluido de formação é maior do que a compressibilidade de filtrado, assim, a compressibilidade declina de forma permanente e se nivela de forma assimptótica para um valor de regime permanente conforme a amostra de formação é limpa e fica livre de filtrado durante um bombeamento da amostra de fluido de formação da formação. [00104] Como mostrado na figura 27, a bomba 2018 bombeia o fluido de formação da formação 2010. O fluido de formação da formação 2010 é dirigido para a saída de furo de poço 2012 durante uma limpeza de amostra ou para um tanque de amostra de fase única 2020 e capturado como uma amostra 2021, uma vez que seja determinado que a amostra de formação está limpa. A presente invenção permite a monitoração da compressibilidade, da probabilidade e da mobilidade versus tempo em tempo real, para permitir um controle de qualidade da amostra, de modo que a amostra permaneça no mesmo estado em que ela existia na formação. [00105] O lado de sucção 2014 da bomba 2018 cai abaixo da pressão de formação para permitir o fluxo de fluido de formação da formação para a bomba 2018. A quantidade de queda de pressão abaixo da pressão de formação no lado de sucção da bomba é regulada pela presente invenção. A quantidade de queda de pressão é regulada de modo que a pressão da amostra não vá abaixo da pressão de ponto de bolha ou do ponto de orvalho. A quantidade de queda de pressão no lado de sucção também é regulada de modo que a pressão não caia abaixo da pressão na qual asfaltenos não se precipitam da amostra, desse modo se garantindo que a amostra fique na forma líquida na qual ela existia na formação. Assim, uma primeira queda de pressão é regulada de modo que a queda de pressão durante um bombeamento não vá abaixo da pressão de ponto de bolha e bolhas de gás sejam formadas. Uma segunda queda de pressão é regulada de modo que a queda de pressão durante um bombeamento não vá abaixo da pressão na qual sólidos tais como asfaltenos se precipitam do fluido de formação. Assim, a provisão das primeira e segunda quedas de pressão assegura o envio de uma amostra de fluido de formação sem uma mudança de estado de gás ou sólido adicional. Os valores da primeira e segunda quedas de pressão são determinados pela pressão de ponto de bolha e pelas pressões de precipitação de sólidos providas por modelagem ou por uma análise prévia de dados para a formação. A monitoração da limpeza do filtrado de amostra assegura que a amostra de fluido de formação não contenha um filtrado ou contenha uma quantidade mínima de filtrado, de modo que a composição da amostra de fluido de formação seja representativa da composição do fluido de formação, conforme ele existe na formação. [00106] Em uma outra modalidade, o método da presente invenção é implementado como um conjunto de instruções executáveis em computador em um meio que pode ser lido em computador, que compreende uma ROM, uma RAM, um CD ROM, uma Flash ou qualquer outro meio que pode ser lido em computador, conhecido agora ou desconhecido que, quando executado, fizesse com que um computador implementasse o método da presente invenção. [00107] Embora a exposição precedente seja dirigida a modalidades de exemplo da invenção, várias modificações serão evidentes para aqueles versados na técnica. Pretende-se que todas as variações no escopo das reivindicações em apenso sejam englobadas pela exposição precedente. Os exemplos dos recursos mais importantes da invenção foram resumidos de forma bastante ampla, de modo que a descrição detalhada da mesma que se segue possa ser mais bem compreendida, e de modo que as contribuições para a técnica possam ser apreciadas. Obviamente, há recursos adicionais da invenção que serão descritos aqui adiante e os quais formarão o assunto das reivindicações em apenso a este.

Claims

1. Aparelho para estimar pelo menos um valor de referência de pressão para estabelecer uma taxa de bombeamento para uma amostra de fluido de formação, que compreende: um conduto de fluido que recebe uma amostra de fluido (314) a partir da formação; uma bomba (312, 426) para bombeamento da amostra de fluido através do conduto de fluido; caracterizado por: um sensor de pressão (424) para medição da pressão na amostra de fluido no conduto de fluido; um analisador ótico (306, 307) para medição da amostra de fluido para determinação do pelo menos um valor de pressão de referência em que uma potência de pico ocorre associada à energia eletromagnética passando através da amostra de fluido.

2. Aparelho, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que ainda compreende: um controlador (307) configurado para determinar uma taxa de bombeamento para a bomba baseada nas medições do analisador ótico.

3. Aparelho, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que: o pelo menos um valor de pressão de referência é uma pressão de ponto de orvalho para a amostra.

4. Aparelho, de acordo com a reivindicação 3, caracterizado pelo fato de que ainda compreende: um controlador (307) programado para determinar uma taxa de bombeamento ótima com base na pressão de ponto de orvalho.

5. Aparelho, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que: o pelo menos um valor de pressão de referência é uma pressão de ponto de bolha para a amostra.

6. Aparelho, de acordo com a reivindicação 3, caracterizado pelo fato de que ainda compreende: um controlador (307) programado para determinar uma taxa de bombeamento ótima, com base na pressão de ponto de bolha.

7. Aparelho, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que: o pelo menos um valor de pressão de referência é uma pressão de precipitação de asfalteno para a amostra.

8. Aparelho, de acordo com a reivindicação 7, caracterizado pelo fato de que ainda compreende: um controlador (307) programada para determinar uma taxa de bombeamento ótima com base na pressão de precipitação de asfalteno.

9. Aparelho, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que ainda compreende:Um volume expansível ssoci-ado com o conduto de fluido para redução da pressãoi na amostra de fluido no conduto de fluido.

10. Aparelho, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que o analisador ótico determina a pelo menos uma pressãod e referência.

11. Método para determinação de uma taxa de bombeamento ótima para uma amostra de fluido de formação, que compreende: o bombeamento da amostra de fluido (314) por meio de um conduto de fluido; caracterizado por medição da pressão na amostra de fluido no conduto de fluido; e medição da amostra de fluido para determinar o valor da pressão em que uma potência de pico ocorre associada com a energia eletromagnética que passa através da amostra de fluido.

12. Método, de acordo com a reivindicação 11, caracterizado pelo fato de que ainda compreende: a determinação de uma taxa de bombeamento ótima, com base na pressão na potência de pico.

13. Método, de acordo com a reivindicação 11, caracterizado pelo fato de que ainda compreende: a determinação de uma pressão de ponto de orvalho para a amostra.

14. Método, de acordo com a reivindicação 13, caracterizado pelo fato de que ainda compreende: a determinação de uma taxa de bombeamento ótima com base na pressão de ponto de orvalho.

15. Método, de acordo com a reivindicação 11, caracterizado pelo fato de que ainda compreende: a determinação de uma pressão de ponto de bolha para a amostra.

16. Método, de acordo com a reivindicação 15, caracterizado pelo fato de que ainda compreende: a determinação de uma taxa de bombeamento ótima com base na pressão de ponto de bolha.

17. Método, de acordo com a reivindicação 11, caracterizado pelo fato de que ainda compreende: a determinação de uma pressão de precipitação de asfalte-no para a amostra.

18. Método, de acordo com a reivindicação 17, caracterizado pelo fato de que ainda compreende: a determinação de uma taxa de bombeamento ótima com base na pressão de precipitação de asfalteno.