BR112016003396B1

BR112016003396B1 - apparatus for monitoring a well or reservoir, method for monitoring the fluid level in the annular region of a well, method for monitoring a well or reservoir containing a fluid, and computer-readable storage medium

Info

Publication number: BR112016003396B1
Application number: BR112016003396-5A
Authority: BR
Inventors: Christophe Allanic; Johann Frangeul; Xavier Faugeras; Emmanuel Toguem Nguete
Original assignee: Total Sa
Priority date: 2013-08-19
Filing date: 2014-08-14
Publication date: 2021-01-05
Also published as: WO2015025216A2; CA2921406A1; WO2015025216A3; CA2921406C

Abstract

MÉTODO PARA MONITORAR UM POÇO OU UM RESERVATÓRIO QUE CONTÉM UM FLUIDO E APARELHO PARA O USO DO MESMO. É proposto um método para monitorar o nível de fluido na região anular de um poço. O método compreende o processamento de dados de imagem gerados com o uso de detecção acústica distribuída em uma fibra óptica que se estende ao longo do poço para determinar pelo menos um limite de propagação de onda acústica na região anular, e a determinação de uma estimativa do nível de fluido na região anular com base no pelo menos um limite de propagação de onda acústica determinado.METHOD FOR MONITORING A WELL OR A RESERVOIR THAT CONTAINS A FLUID AND APPLIANCE FOR THE SAME USE. A method is proposed to monitor the fluid level in the annular region of a well. The method comprises the processing of image data generated with the use of distributed acoustic detection in an optical fiber that extends along the well to determine at least one limit of acoustic wave propagation in the annular region, and the determination of an estimate of the fluid level in the annular region based on at least a given acoustic wave propagation limit.

Description

[0001] A presente revelação se refere ao campo de monitoramento de um poço ou reservatório que contém um fluido.[0001] The present disclosure refers to the monitoring field of a well or reservoir that contains a fluid.

[0002] A presente revelação reivindica o benefício da prioridade do pedido provisório de patente no U.S. 61/867.335 (depositado em 19 de agosto de 2013), o conteúdo do qual é incorporado a título de referência no presente documento.[0002] The present disclosure claims the benefit of the priority of the provisional patent application in U.S. 61 / 867,335 (filed on August 19, 2013), the content of which is incorporated by reference in this document.

[0003] A tecnologia de sensor acústico distribuído (chamada de “DAS”) oferece uma maneira de se monitorar recursos de óleo e gás, conforme descrito no documento: "Distributed Acoustic Sensing - a new way of listening to your well/reservoir", K. Johannessen, B. Drakeley, M. Farhadiroushan, SPE 149602 (2012). O princípio operacional para essa tecnologia é baseado em efeitos de interferência em fibra óptica que são associados à reflectometría de domínio de tempo óptico, uma descrição dos quais pode ser encontrada em: “Interferometric Optical Time-Domain Reflectometry for Distributed Optical-fibra Sensing”, S. V. Shatalin, V. N. Treschikov e A. J. Rogers, Appl. Opt., volume 37, no 24, páginas 5.600 a 5.603 (1998). Os centros retrodispersos formam interferômetros de Fabry-Perot de baixo contraste, que são iluminados por pulsos ópticos que percorrem ao longo da fibra. Uma limitação importante de muitos sensores de perturbação baseados nessa abordagem é que os mesmos são incapazes de determinar o campo acústico completo - ou seja, a amplitude, frequência e a fase do sinal incidente.[0003] The distributed acoustic sensor technology (called “DAS”) offers a way to monitor oil and gas resources, as described in the document: "Distributed Acoustic Sensing - a new way of listening to your well / reservoir", K. Johannessen, B. Drakeley, M. Farhadiroushan, SPE 149602 (2012). The operating principle for this technology is based on optical fiber interference effects that are associated with optical time domain reflectometry, a description of which can be found at: “Interferometric Optical Time-Domain Reflectometry for Distributed Optical-fiber Sensing”, SV Shatalin, VN Treschikov and AJ Rogers, Appl. Opt., Volume 37, no 24, pages 5,600 to 5,603 (1998). The retrodispersed centers form low-contrast Fabry-Perot interferometers, which are illuminated by optical pulses that run along the fiber. An important limitation of many disturbance sensors based on this approach is that they are unable to determine the entire sound field - that is, the amplitude, frequency and phase of the incident signal.

[0004] Técnicas de medição de DAS aprimoradas - foram desenvolvidas com um objetivo de remover essa limitação para a determinação da amplitude, frequência e a distância de um evento acústico. Tais técnicas de DAS aprimoradas foram aplicadas a medições de fundo de poço de fluxo, som e vibração sísmica, conforme descrito em: ”Distributed Acoustic Sensing - A New Tool for Seismic Applications”, T. Parker, S.V. Shatalin., M. Farhadiroushan, Y. I. Kamil, A. Gillies, D. Finfer e G. Efstathopoulos, 74th EAGE Conference & Exhibition incorporating SPE EUROPEC 2012, Y002 (junho de 2012).[0004] Enhanced DAS measurement techniques - were developed with the aim of removing this limitation for determining the amplitude, frequency and distance of an acoustic event. Such improved DAS techniques were applied to downhole measurements of flow, sound and seismic vibration, as described in: ”Distributed Acoustic Sensing - A New Tool for Seismic Applications”, T. Parker, S.V. Shatalin., M. Farhadiroushan, Y. I. Kamil, A. Gillies, D. Finfer and G. Efstathopoulos, 74th EAGE Conference & Exhibition incorporating SPE EUROPEC 2012, Y002 (June 2012).

[0005] Permanece uma necessidade para novas maneiras de se explorar os dados gerados por tais técnicas de DAS aprimoradas, em particular no campo de monitoramento de um poço ou um reservatório que contém um fluido.[0005] There remains a need for new ways to explore the data generated by such improved DAS techniques, particularly in the field of monitoring a well or a reservoir containing a fluid.

[0006] É um objetivo da presente revelação em questão fornecer sistemas e métodos aprimorados para o monitoramento de um poço ou um reservatório que contém um fluido.[0006] It is an objective of the present disclosure in question to provide improved systems and methods for monitoring a well or reservoir containing a fluid.

[0007] De acordo com um aspecto da presente revelação em questão, um aparelho para monitorar um poço ou um reservatório que contém um fluido é proposto. O aparelho proposto para monitorar um poço ou um reservatório que contém um fluido compreende: uma fibra óptica que se estende ao longo do poço ou do reservatório; um gerador de pulso de luz conectado à fibra óptica e adaptado para enviar pulsos de luz através da fibra óptica; um gerador de onda acústica adaptado para gerar ondas acústicas que se propagam no fluido e exercem alterações de pressão na fibra óptica; um sensor conectado à fibra óptica e adaptado para detectar a propagação de ondas acústicas através da medição da modulação de luz retrodispersa na fibra óptica gerada pelas alterações de pressão exercidas na fibra óptica; e um módulo de processamento adaptado para determinar um limite de propagação de onda acústica no fluido com base em dados de propagação de onda acústica gerados pelo sensor.[0007] In accordance with one aspect of the present disclosure in question, an apparatus for monitoring a well or reservoir containing a fluid is proposed. The proposed apparatus for monitoring a well or reservoir containing a fluid comprises: an optical fiber that extends along the well or the reservoir; a light pulse generator connected to the optical fiber and adapted to send light pulses through the optical fiber; an acoustic wave generator adapted to generate acoustic waves that propagate in the fluid and exert pressure changes in the optical fiber; a sensor connected to the optical fiber and adapted to detect the propagation of acoustic waves by measuring the modulation of backscattered light in the optical fiber generated by the pressure changes exerted in the optical fiber; and a processing module adapted to determine an acoustic wave propagation limit in the fluid based on acoustic wave propagation data generated by the sensor.

[0008] O aparelho proposto usa, de maneira vantajosa, os dados de propagação de onda acústica gerados através de obtenção de dados de DAS para processar tais dados a fim de determinar um limite de propagação de onda acústica. O processamento pode incluir identificar perfis de propagação de onda acústica específicos, e determinar um limite de propagação de onda acústica com base em tais perfis.[0008] The proposed apparatus advantageously uses the acoustic wave propagation data generated by obtaining DAS data to process such data in order to determine an acoustic wave propagation limit. Processing may include identifying specific acoustic wave propagation profiles, and determining an acoustic wave propagation threshold based on those profiles.

[0009] Em algumas modalidades, o módulo de processamento é adicionalmente adaptado parar gerar, com base em dados de propagação de onda acústica gerados pelo sensor, os dados de imagem que representam a propagação de onda acústica ao longo de um período de tempo predeterminado, e para processar os dados de imagem com o uso de reconhecimento de padrão para determinar o limite de propagação de onda acústica.[0009] In some embodiments, the processing module is additionally adapted to generate, based on acoustic wave propagation data generated by the sensor, the image data representing the acoustic wave propagation over a predetermined period of time, and to process the image data using pattern recognition to determine the acoustic wave propagation limit.

[0010] Em algumas modalidades, o módulo de processamento é adicionalmente adaptado para determinar uma estimativa do nível de fluido na região anular com base no limite de propagação de onda acústica determinado no fluido.[0010] In some embodiments, the processing module is additionally adapted to determine an estimate of the fluid level in the annular region based on the acoustic wave propagation limit determined in the fluid.

[0011] Portanto, o esquema proposto para se determinar um limite de propagação de onda acústica com base em dados obtidos de DAS pode ser explorado, de maneira vantajosa, para se obter uma estimativa do nível de fluido na região anular de modo a monitorar o poço ou o reservatório, conforme seja o caso.[0011] Therefore, the proposed scheme for determining an acoustic wave propagation limit based on data obtained from DAS can be advantageously explored to obtain an estimate of the fluid level in the annular region in order to monitor the well or reservoir, as the case may be.

[0012] Em algumas modalidades, o módulo de processamento é adicionalmente adaptado para determinar uma pluralidade de limites de propagação de onda acústica no fluido ao longo de um período de tempo com base nos dados de propagação de onda acústica gerados pelo sensor, e monitorar dinamicamente o nível de fluido na região anular com base na pluralidade de limites de propagação de onda acústica no fluido.[0012] In some embodiments, the processing module is additionally adapted to determine a plurality of acoustic wave propagation limits in the fluid over a period of time based on the acoustic wave propagation data generated by the sensor, and to dynamically monitor the fluid level in the annular region based on the plurality of acoustic wave propagation limits in the fluid.

[0013] Em algumas modalidades, o gerador de onda acústica é incluído em uma bomba imersa no poço e as ondas acústicas geradas correspondem ao ruído gerado pela bomba durante a operação.[0013] In some modalities, the acoustic wave generator is included in a pump immersed in the well and the generated acoustic waves correspond to the noise generated by the pump during the operation.

[0014] Em algumas modalidades, o módulo de processamento é adicionalmente adaptado para monitorar o nível de fluido na região anular acima de uma bomba imersa no poço.[0014] In some modalities, the processing module is additionally adapted to monitor the fluid level in the annular region above a pump immersed in the well.

[0015] As modalidades podem incluir uma bomba do tipo bomba elétrica submersível (ESP).[0015] The modalities can include a submersible electric pump (ESP) type pump.

[0016] Em algumas modalidades, o módulo de processamento compreende uma interface para receber os dados capturados pelo sensor, um processador, e uma memória conectada de modo operacional ao processador e que armazena um programa de computador que, ao ser executado, faz com que o processador determine um limite de propagação de onda acústica no fluido com base em dados de propagação de onda acústica recebidos a partir do sensor através da interface.[0016] In some modalities, the processing module comprises an interface to receive the data captured by the sensor, a processor, and a memory operationally connected to the processor and which stores a computer program that, when executed, causes the processor determines an acoustic wave propagation limit in the fluid based on acoustic wave propagation data received from the sensor through the interface.

[0017] De acordo com outro aspecto da presente revelação em questão, um método para monitorar o nível de fluido na região anular de um poço é proposto. O método proposto compreende: processar os dados de imagem gerados com o uso de detecção acústica distribuída em uma fibra óptica que se estende ao longo do poço para determinar pelo menos um limite de propagação de onda acústica na região anular; determinar uma estimativa do nível de fluido na região anular com base no pelo menos um limite de propagação de onda acústica determinado.[0017] In accordance with another aspect of the present disclosure in question, a method for monitoring the fluid level in the annular region of a well is proposed. The proposed method comprises: processing the image data generated with the use of acoustic detection distributed in an optical fiber that extends along the well to determine at least one limit of acoustic wave propagation in the annular region; determine an estimate of the fluid level in the annular region based on at least a given acoustic wave propagation limit.

[0018] Em algumas modalidades, o processamento de dados de imagem inclui o processamento de imagem de reconhecimento de padrão para determinar o pelo menos um limite de propagação de onda acústica.[0018] In some embodiments, image data processing includes pattern recognition image processing to determine at least one acoustic wave propagation limit.

[0019] Em algumas modalidades, a detecção acústica distribuída é usada para determinar uma pluralidade de limites de propagação de onda acústica na região anular ao longo de um período de tempo, e compreende adicionalmente o monitoramento dinâmico do nível de fluido na região anular ao longo do período de tempo com base na pluralidade de limites de propagação de onda acústica determinada na região anular.[0019] In some embodiments, distributed acoustic detection is used to determine a plurality of acoustic wave propagation limits in the annular region over a period of time, and further comprises dynamic monitoring of the fluid level in the annular region over of the time period based on the plurality of acoustic wave propagation limits determined in the annular region.

[0020] De acordo com ainda outro aspecto da presente revelação em questão, um método para monitorar um poço ou um reservatório que contém um fluido, em que uma fibra óptica se estende ao longo do poço ou do reservatório, é proposto. O método compreende: enviar pulsos de luz através da fibra óptica; gerar ondas acústicas que se propagam no fluido e exercem alterações de pressão na fibra óptica; gerar dados de imagem que representam a propagação de onda acústica ao longo de um período de tempo predeterminado; e determinar um limite de propagação de onda acústica no fluido com base em um processamento dos dados de imagem gerados.[0020] In accordance with yet another aspect of the present disclosure in question, a method for monitoring a well or reservoir containing a fluid, in which an optical fiber extends along the well or the reservoir, is proposed. The method comprises: sending pulses of light through the optical fiber; generate acoustic waves that propagate in the fluid and exert pressure changes in the optical fiber; generate image data that represents the propagation of the acoustic wave over a predetermined period of time; and determining an acoustic wave propagation limit in the fluid based on a processing of the generated image data.

[0021] Em algumas modalidades, o método proposto compreende adicionalmente: determinar uma estimativa do nível de fluido na região anular com base no limite de propagação de onda acústica determinado no fluido.[0021] In some modalities, the proposed method further comprises: determining an estimate of the fluid level in the annular region based on the limit of acoustic wave propagation determined in the fluid.

[0022] Em algumas modalidades, o método proposto compreende adicionalmente: determinar uma pluralidade de limites de propagação de onda acústica no fluido ao longo de um período de tempo, e monitorar dinamicamente o nível de fluido na região anular com base na pluralidade de limites de propagação de onda acústica determinada no fluido.[0022] In some embodiments, the proposed method further comprises: determining a plurality of acoustic wave propagation limits in the fluid over a period of time, and dynamically monitoring the fluid level in the annular region based on the plurality of acoustic wave propagation determined in the fluid.

[0023] Em algumas modalidades, o método proposto compreende adicionalmente: monitorar o nível de fluido na região anular acima de uma bomba imersa no poço ou no reservatório.[0023] In some modalities, the proposed method additionally comprises: monitoring the fluid level in the annular region above a pump immersed in the well or reservoir.

[0024] De acordo com outros aspectos, é revelada um meio de armazenamento legível por computador que armazena instruções executáveis por computador para o monitoramento de um poço ou um reservatório, sendo que as instruções executáveis por computador compreendem instruções para implantar qualquer um dos métodos revelados no presente documento para o monitoramento de um poço ou um reservatório.[0024] According to other aspects, a computer-readable storage medium is revealed that stores computer-executable instructions for monitoring a well or reservoir, and the computer-executable instructions comprise instructions for implementing any of the revealed methods in this document for monitoring a well or reservoir.

[0025] De acordo com ainda outros aspectos, é revelado um produto de programa de computador que compreende código de programa de computador incorporado de maneira tangível em um meio legível por computador, em que o código de programa de computador compreende instruções para, quando fornecido a um sistema de computador e executado, fazer com que o computador realize qualquer um dos métodos revelados no presente documento para o monitoramento de um poço ou um reservatório.[0025] In accordance with yet other aspects, a computer program product is disclosed which comprises computer program code tangibly incorporated in a computer-readable medium, in which the computer program code comprises instructions for, when provided to a computer system and run, have the computer perform any of the methods disclosed in this document for monitoring a well or reservoir.

[0026] De acordo com aspectos adicionais da presente revelação, é revelada um meio de armazenamento legível por computador não transitória. A meio de armazenamento legível por computador pode armazenar um programa de computador que, quando executado, faz com que um aparelho que compreende um processador conectado de modo operacional a uma memória realize qualquer um dos métodos revelados no presente documento para o monitoramento de um poço ou um reservatório.[0026] In accordance with additional aspects of the present disclosure, a non-transitory, computer-readable storage medium is disclosed. The computer-readable storage medium can store a computer program that, when executed, causes a device that comprises a processor operatively connected to a memory to perform any of the methods disclosed in this document for monitoring a well or a reservoir.

[0027] Deve ser compreendido que a presente invenção pode ser implantada e utilizada de diversas maneiras, incluindo, sem limitação, como um processo, um aparelho, um sistema, um dispositivo e como um método para aplicações agora conhecidos e desenvolvidas posteriormente.[0027] It should be understood that the present invention can be deployed and used in a variety of ways, including, without limitation, as a process, an apparatus, a system, a device and as a method for applications now known and further developed.

[0028] A presente revelação em questão será melhor compreendida e seus diversos objetivos e vantagens se tornarão mais aparentes àqueles versados na técnica com referência aos desenhos a seguir, em conjunto com o relatório descritivo em anexo.[0028] The present disclosure in question will be better understood and its various objectives and advantages will become more apparent to those versed in the technique with reference to the following drawings, together with the attached specification.

[0029] A Figura 1 ilustra um sistema de DAS exemplificador, de acordo com uma modalidade.[0029] Figure 1 illustrates an exemplifying DAS system, according to one modality.

[0030] A Figura 2 ilustra a configuração de uma definição de poço de teste usada para realizar a obtenção de dados de DTS e DAS, de acordo com uma modalidade.[0030] Figure 2 illustrates the configuration of a test well definition used to obtain DTS and DAS data, according to a modality.

[0031] A Figura 3 ilustra os dados de obtenção de DAS e DTS obtidos em uma definição de poço de teste exemplificadora.[0031] Figure 3 illustrates the DAS and DTS data obtained from an exemplary test well definition.

[0032] A Figura 4 ilustra um espectrograma de DAS exemplificador gerado com o uso de uma análise de FFT bruta do fechamento de bomba à operação de taxa 1.[0032] Figure 4 illustrates an exemplifying DAS spectrogram generated using a gross FFT analysis from pump closure to rate 1 operation.

[0033] A Figura 5 ilustra um redimensionamento do espectrograma da Figura 4 na faixa de frequência de 0 a 50 Hz.[0033] Figure 5 illustrates a resizing of the spectrogram of Figure 4 in the frequency range from 0 to 50 Hz.

[0034] A Figura 6 ilustra outro espectrograma de DAS exemplificador gerado com o uso de uma análise de FFT finamente ajustada do fechamento de bomba à operação de taxa 1.[0034] Figure 6 illustrates another exemplary DAS spectrogram generated using a finely adjusted FFT analysis from pump closure to rate 1 operation.

[0035] A Figura 7 ilustra outro espectrograma de DAS exemplificador gerado com o uso de uma análise de FFT finamente ajustada das operações de taxa 1 à taxa 2.[0035] Figure 7 illustrates another exemplifying DAS spectrogram generated using a finely adjusted FFT analysis of rate 1 to rate 2 operations.

[0036] A Figura 8 ilustra uma propagação de sinal acústico de DAS exemplificadora durante o fechamento de poço.[0036] Figure 8 illustrates an exemplary DAS acoustic signal propagation during well closure.

[0037] A Figura 9 ilustra uma propagação de sinal acústico de DAS exemplificadora durante operações de taxa 1 estáveis.[0037] Figure 9 illustrates an exemplary DAS acoustic signal propagation during stable rate 1 operations.

[0038] A Figura 10 ilustra uma propagação de sinal acústico de DAS exemplificador durante operações de taxa 2 estáveis.[0038] Figure 10 illustrates an exemplary DAS acoustic signal propagation during stable rate 2 operations.

[0039] As Figuras 11a e 11b ilustram imagens de propagação de sinal acústico de DAS exemplificadoras durante diversos estágios de operação de uma bomba em um poço em que a invenção é implantada para o monitoramento de nível de fluido na região anular, de acordo com uma modalidade.[0039] Figures 11a and 11b illustrate images of DAS acoustic signal propagation during various stages of operation of a pump in a well where the invention is implanted for the monitoring of fluid level in the annular region, according to a modality.

[0040] A Figura 12 é um gráfico exemplificador que pode ser usado para o monitoramento de nível de fluido na região anular com bomba de BHP, de acordo com uma modalidade.[0040] Figure 12 is an example graph that can be used to monitor the fluid level in the annular region with a BHP pump, according to one modality.

[0041] A Figura 13 é um exemplo de dados de imagem de DTS utilizáveis para a determinação de interface de nível de líquido de região anular, de acordo com uma modalidade.[0041] Figure 13 is an example of DTS image data usable for determining the liquid level interface of the annular region, according to a modality.

[0042] A Figura 14 ilustra um sistema de monitoramento de reservatório/poço exemplificador configurado para usar a tecnologia de sensor acústico distribuído, de acordo com uma modalidade.[0042] Figure 14 illustrates an exemplary reservoir / well monitoring system configured to use distributed acoustic sensor technology, according to one modality.

[0043] A Figura 15 ilustra uma arquitetura exemplificadora do módulo de DAS mostrado na Figura 14, de acordo com uma modalidade.[0043] Figure 15 illustrates an exemplary architecture of the DAS module shown in Figure 14, according to one modality.

[0044] A Figura 16 mostra uma arquitetura exemplificadora de um sistema de monitoramento de poço/reservatório, de acordo com uma modalidade.[0044] Figure 16 shows an exemplary architecture of a well / reservoir monitoring system, according to a modality.

[0045] As Figuras 17a, 17b, 17c e 17d ilustram imagens de obtenção de DAS exemplificadoras com análise de frequência e processamento de classificação correspondentes, de acordo com uma modalidade.[0045] Figures 17a, 17b, 17c and 17d illustrate images of obtaining exemplary DAS with corresponding frequency analysis and classification processing, according to a modality.

[0046] As Figuras 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10, 11a e 11b mostram valores de amplitude de espectro de frequência representados por diferentes tons de cinza. Assume-se que esses valores de amplitude exemplificadores são normalizados em torno de um valor zero.[0046] Figures 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10, 11a and 11b show values of frequency spectrum amplitude represented by different shades of gray. These exemplifying amplitude values are assumed to be normalized around a zero value.

[0047] Na Figura 13, valores de temperatura medidos em Celsius também são representados por diferentes tons de cinza.[0047] In Figure 13, temperature values measured in Celsius are also represented by different shades of gray.

[0048] As vantagens e outros recursos dos componentes revelados no presente documento se tornarão mais prontamente aparentes àqueles que possuem habilidade comum na técnica. A descrição detalhada a seguir de certas modalidades preferenciais, tomadas em conjunto com os desenhos, apresenta modalidades representativas da tecnologia em questão, em que números de referência identificam elementos estruturais semelhantes.[0048] The advantages and other features of the components disclosed in this document will become more readily apparent to those who have common skill in the art. The following detailed description of certain preferred modalities, taken in conjunction with the drawings, presents modalities representative of the technology in question, in which reference numbers identify similar structural elements.

[0049] Além disso, deve se tornar aparente o fato de que o ensinamento do presente documento pode ser incorporado de uma ampla variedade de formas e que qualquer estrutura e/ou função específica revelada no presente documento é meramente representativa. Em particular, um indivíduo versado na técnica compreenderá que um aspecto revelado no presento documento pode ser implantado independentemente de quaisquer outros aspectos e que vários aspectos podem ser combinados de diversas maneiras.[0049] In addition, it should become apparent that the teaching of this document can be incorporated in a wide variety of ways and that any specific structure and / or function revealed in this document is merely representative. In particular, a person skilled in the art will understand that an aspect revealed in this document can be implemented independently of any other aspects and that several aspects can be combined in different ways.

[0050] A presente revelação é descrita abaixo com referência às funções, mecanismos, ilustrações de diagramas de blocos e fluxogramas dos métodos, sistemas e do programa de computador de acordo com uma ou mais modalidades. Cada função, mecanismo, bloco das ilustrações de diagramas de blocos e fluxograma descrita pode ser implantada em hardware, software, firmware, middleware, microcódigo ou qualquer combinação dos mesmos. Se implantadas em software, as funções, os mecanismos, as ilustrações de blocos dos diagramas de blocos e/ou fluxograma podem ser implantadas por instruções de programa de computador ou código de software, que podem ser armazenados ou transmitidos por meio de um meio legível por computador, ou carregados em um computador de propósito geral, computador de propósito especial ou outro aparelho de processamento de dados programável para se produzir uma máquina, de modo que as instruções de programa de computador ou o código de software que é executado no computador ou no outro aparelho de processamento de dados programável, cria os meios para se implantar as funções descritas no presente documento.[0050] The present disclosure is described below with reference to the functions, mechanisms, illustrations of block diagrams and flowcharts of the methods, systems and the computer program according to one or more modalities. Each function, mechanism, block of the block diagram and flowchart illustrations described can be implemented in hardware, software, firmware, middleware, microcode or any combination thereof. If implanted in software, the functions, mechanisms, block illustrations of block diagrams and / or flowchart can be implanted by computer program instructions or software code, which can be stored or transmitted by means of a human-readable medium. computer, or loaded onto a general purpose computer, special purpose computer or other programmable data processing device to produce a machine, so that the computer program instructions or software code that runs on the computer or on another programmable data processing device, creates the means to implement the functions described in this document.

[0051] As modalidades de meios legíveis por computador incluem, mas não se limitam a, ambos o meio de armazenamento de computador e o meio de comunicação que inclui qualquer meio que facilita a transferência de um programa de computador de um local para outro. Conforme usado no presente documento, um “meio de armazenamento de computador” pode ser um meio físico que pode ser acessado por um computador. Exemplos de meio de armazenamento de computador incluem, mas não se limitam a, um pen drive ou outros dispositivos de memória flash (por exemplo, chaves de memória, cartões de memória, unidade de chave), CD-ROM ou outro armazenamento óptico, DVD, armazenamento de disco magnético ou outros dispositivos de armazenamento magnético, circuito integrado de memória, RAM, ROM, EEPROM, cartões inteligentes ou qualquer outra meio adequada que possa ser usada para transportar ou armazenar código de programa na forma de instruções ou estruturas de dados que possam ser lidos por um processador de computador. Além disso, várias formas de meio legível por computador podem transmitir ou transportar instruções para um computador, incluindo um roteador, gateway, servidor ou outro dispositivo de transmissão, com fio (cabo coaxial, fibra, par trançado, cabo de DSL) ou sem fio (infravermelho, rádio, celular, microondas). As instruções podem compreender código de qualquer linguagem de programação de computador, incluindo, mas sem se limitar a, linguagem de montagem, C, C++, Visual Basic, HTML, PHP, Java, Javascript, Python e bash.[0051] The modalities of computer-readable media include, but are not limited to, both the computer storage medium and the communication medium which includes any medium that facilitates the transfer of a computer program from one location to another. As used herein, a “computer storage medium” can be a physical medium that can be accessed by a computer. Examples of computer storage media include, but are not limited to, a flash drive or other flash memory devices (for example, memory keys, memory cards, key drive), CD-ROM or other optical storage, DVD , magnetic disk storage or other magnetic storage devices, memory integrated circuit, RAM, ROM, EEPROM, smart cards or any other suitable medium that can be used to transport or store program code in the form of instructions or data structures that can be read by a computer processor. In addition, various forms of computer-readable media can transmit or carry instructions to a computer, including a router, gateway, server or other transmission device, wired (coaxial cable, fiber, twisted pair, DSL cable) or wireless (infrared, radio, cell phone, microwave). The instructions can comprise code from any computer programming language, including, but not limited to, assembly language, C, C ++, Visual Basic, HTML, PHP, Java, Javascript, Python and bash.

[0052] Adicionalmente, a palavra “exemplo”, conforme usado no presente documento, significa servir como um exemplo, instância ou ilustração. Qualquer aspecto ou modelo descrito no presente documento como “exemplificador” não deve ser necessariamente interpretado como preferencial ou vantajoso em relação a outros aspectos ou modelos.[0052] Additionally, the word “example”, as used in this document, means to serve as an example, instance or illustration. Any aspect or model described in this document as an “example” should not necessarily be interpreted as preferential or advantageous over other aspects or models.

[0053] Os conceitos e recursos inventivos revelados no presente documento para o monitoramento de um poço ou reservatório são descritos doravante no contexto não limitador de modalidades em poços, incluindo poços com uma configuração complexa, tais como a configuração de poço ilustrada na Figura 2. No entanto, tal contexto específico não tem como objetivo limitar os diversos recursos descritos no presente documento, que são aplicáveis a outros tipos de poços ou reservatórios.[0053] The inventive concepts and resources disclosed in the present document for monitoring a well or reservoir are hereinafter described in the non-limiting context of well modalities, including wells with a complex configuration, such as the well configuration illustrated in Figure 2. However, this specific context is not intended to limit the various resources described in this document, which are applicable to other types of wells or reservoirs.

[0054] O princípio operacional da tecnologia de detecção acústica distribuída (DAS) é ilustrado na Figura 1. A Figura 1 mostra um dispositivo de DAS (10) conectado a uma fibra óptica (11) através de uma interface óptica (13). O dispositivo de DAS (10) inclui um gerador de pulso de luz (12) conectado à fibra (11) através da interface (13) e adaptado para gerar um pulso de luz (16) (por exemplo, um pulso de laser) que percorre através da fibra óptica (11). Uma quantidade pequena da luz é naturalmente retrodispersada (15) na fibra (11) e coletada por uma unidade de sensor (14) do dispositivo de DAS (10) através da interface (13). O dispositivo de DAS (10) utiliza uma arquitetura optoeletrônica que mede a modulação da luz retrodispersa (15).[0054] The operating principle of distributed acoustic detection technology (DAS) is illustrated in Figure 1. Figure 1 shows a DAS device (10) connected to an optical fiber (11) through an optical interface (13). The DAS device (10) includes a light pulse generator (12) connected to the fiber (11) through the interface (13) and adapted to generate a light pulse (16) (for example, a laser pulse) that travels through the optical fiber (11). A small amount of the light is naturally backscattered (15) onto the fiber (11) and collected by a sensor unit (14) from the DAS device (10) via the interface (13). The DAS device (10) uses an optoelectronic architecture that measures the modulation of back-scattered light (15).

[0055] É mostrado, também, na Figura 1 um gerador de onda acústica (17) adaptado para gerar ondas acústicas (18) que se propagam em direção à fibra óptica (11) e exercem alterações de pressão e/ou deformação na fibra (11), resultando em vibrações da mesma. A unidade de sensor de DAS (14) mede essas alterações de pressão em uma taxa de até vários quilohertz, portanto, pode ser usado para medir o campo acústico gerado pelo gerador (17).[0055] Also shown in Figure 1 is an acoustic wave generator (17) adapted to generate acoustic waves (18) that propagate towards the optical fiber (11) and exert pressure and / or deformation changes in the fiber ( 11), resulting in vibrations. The DAS sensor unit (14) measures these pressure changes at a rate of up to several kilohertz, so it can be used to measure the sound field generated by the generator (17).

[0056] A disposição e o uso da chamada técnica de detecção de temperatura distribuída (DTS) se provou vantajosa para as aplicações de monitoramento de poço e reservatório. No entanto, para os casos de fluidos multifásicos, ainda existem limitações em se alcançar interpretações de temperatura quantitativas confiáveis em poços horizontais. Em tais poços, essas limitações se devem principalmente devido aos efeitos próximos de Joule Thomson para o óleo e a água, e à ausência de gradiente de temperatura. Na maior parte do tempo, uma obtenção de temperatura independente não é suficiente para se ter uma interpretação de taxa quantitativa e confiável.[0056] The arrangement and use of the so-called distributed temperature detection technique (DTS) proved to be advantageous for well and reservoir monitoring applications. However, for cases of multiphase fluids, there are still limitations in achieving reliable quantitative temperature interpretations in horizontal wells. In such wells, these limitations are mainly due to the close effects of Joule Thomson for oil and water, and the absence of a temperature gradient. Most of the time, obtaining an independent temperature is not enough to have a quantitative and reliable rate interpretation.

[0057] As obtenções adicionais, tais como a obtenção de dados de detecção acústica distribuída (DAS), podem auxiliar restringir melhor a interpretação de temperatura. A DAS pode ser usada em injetores de água para localizar de modo preciso as zonas de injeção, e dados acústicos/de ruído podem ter uma função importante na redução de incertezas na interpretação de temperatura.[0057] Additional achievements, such as obtaining data from distributed acoustic detection (DAS), may help to better restrict the interpretation of temperature. DAS can be used in water injectors to precisely locate injection zones, and acoustic / noise data can play an important role in reducing uncertainties in temperature interpretation.

[0058] A presente revelação descreve uma obtenção de dados de DAS em uma configuração de poço complexa exemplificadora ilustrada na Figura 2: um produtor horizontal de laterais múltiplas equipado com uma bomba, por exemplo, uma ESP (bomba elétrica submersível). Nesse poço exemplificador, as obtenções e interpretações de DAS, que foram inicialmente consideradas como um complemento às obtenções de DTS a fim de se alcançar uma interpretação de DTS mais confiável a partir de zonas de reservatório, podem ser realizadas de modo a se monitorar o poço de acordo com a revelação em questão.[0058] The present disclosure describes obtaining DAS data in a complex exemplary well configuration illustrated in Figure 2: a horizontal multiple-sided producer equipped with a pump, for example, an ESP (submersible electric pump). In this example well, DAS obtains and interpretations, which were initially considered as a complement to DTS obtainment in order to achieve a more reliable DTS interpretation from reservoir zones, can be performed in order to monitor the well according to the disclosure in question.

[0059] No entanto, a invenção não se limita a uma configuração de poço ou reservatório configuração específica, e pode ser implantada para o monitoramento de diversos poços ou reservatórios que contêm um fluido.[0059] However, the invention is not limited to a specific configuration of wells or reservoirs, and can be implemented for the monitoring of several wells or reservoirs that contain a fluid.

EXAMPLE WELL CONFIGURATION

[0060] A Figura 2 mostra a configuração de uma definição de poço de teste (50) na qual testes foram realizados, e fornece uma configuração de poço exemplificadora na qual a presente invenção pode ser implantada. O piloto foi realizado em um poço de árvore seca marítimo no Golfo da Guiné. O poço é feito de duas ramificações: (1) uma ramificação lateral de orifício aberto (51a) e (2) uma ramificação horizontal (51b), por exemplo, de aproximadamente 1.000 metros em comprimento e que produz um reservatório de carbonato de óleo viscoso (28°API), através de 4 zonas de reservatórios concluídas com telas de areia (52a, 52b, 52c, 52d) isolados com tubos cegos e vedadores dilatáveis (53a, 53b, 53c, 53d).[0060] Figure 2 shows the configuration of a test well definition (50) in which tests were performed, and provides an exemplary well configuration in which the present invention can be implanted. The pilot was carried out in a dry maritime tree well in the Gulf of Guinea. The well is made up of two branches: (1) an open orifice side branch (51a) and (2) a horizontal branch (51b), for example, approximately 1,000 meters in length and which produces a viscous oil carbonate reservoir (28 ° API), through 4 reservoir zones completed with sand screens (52a, 52b, 52c, 52d) insulated with blind tubes and expandable seals (53a, 53b, 53c, 53d).

[0061] O poço (50) é equipado com uma ESP (54) para assegurar uma taxa de produção de óleo média em torno de 800 bbl/d. Além disso, para se monitorar toda a ramificação principal, uma DTS (55) pode ser posicionada em um tubo traseiro anexado abaixo da ESP e se movimentando para a ponta dentro das telas de areia, junto com quatro medidores de pressão/temperatura (P/T) ópticos baseados em rede de bragg (56a, 56b, 56c, 56d) que podem ser posicionados em cada zona de tela de areia. No poço ilustrado, os dados de DTS podem ser obtidos a partir de uma fibra de múltiplos modos de extremidade dupla (não mostrada na Figura), enquanto que os dados de DAS podem ser obtidos a partir de uma ou várias unidades de DAS, por exemplo, duas unidades de DAS (tais como aquelas descritas acima em relação à Figura 1) respectivamente conectadas a duas fibras de modo único que unem os medidores de P/T ópticos. Duas fibras (por exemplo, as fibras de modo único) podem, de fato, ser usadas e respectivamente conectadas aos dispositivos de DAS (ou unidades) de modo a realizar a obtenção de dados de DAS através de dois canais de obtenção.[0061] The well (50) is equipped with an ESP (54) to ensure an average oil production rate of around 800 bbl / d. In addition, to monitor the entire main branch, a DTS (55) can be positioned in a rear tube attached below the ESP and moving to the tip within the sand screens, along with four pressure / temperature gauges (P / T) optical based on bragg net (56a, 56b, 56c, 56d) that can be positioned in each sand screen zone. In the illustrated well, DTS data can be obtained from a double-ended multi-mode fiber (not shown in the Figure), while DAS data can be obtained from one or more DAS units, for example , two DAS units (such as those described above in relation to Figure 1) respectively connected to two fibers in a unique way that join the optical P / T meters. Two fibers (for example, single-mode fibers) can, in fact, be used and respectively connected to DAS devices (or units) in order to obtain DAS data through two acquisition channels.

[0062] A(s) fibra(s) óptica(s) usada(s) para a obtenção de dados de DAS pode ser qualquer fibra óptica adequada para a obtenção de dados de DAS em vista da aplicação considerada, e a invenção não se limita a qualquer tipo específico de fibra óptica ou, de outra maneira, qualquer equipamento ou esquema específico para a obtenção de dados de DAS.[0062] The optical fiber (s) used to obtain DAS data can be any optical fiber suitable for obtaining DAS data in view of the application under consideration, and the invention does not it limits to any specific type of optical fiber or, otherwise, any specific equipment or scheme for obtaining DAS data.

HISTORY OF WELL MONITORING

[0063] O poço de teste exemplificador ilustrado na Figura 2 foi primeiramente equipado com um sistema de DTS e medidor de P/T óptico antigo no final de 2005. Uma interpretação de temperatura foi realizada em 2006 a partir de uma obtenção de DTS durante as operações de limpeza de poço em novembro de 2005, com algumas dificuldades devido à qualidade de dados ruim. A interpretação mostrou que 80% da produção era proveniente da ponta da drenagem e 20% do fundo.[0063] The exemplary test well illustrated in Figure 2 was first equipped with a DTS system and an old optical P / T meter in late 2005. A temperature interpretation was carried out in 2006 from a DTS acquisition during the well cleaning operations in November 2005, with some difficulties due to poor data quality. The interpretation showed that 80% of the production came from the tip of the drain and 20% from the bottom.

[0064] Uma segunda obtenção de DTS foi realizada em janeiro de 2008. Uma nova interpretação quantitativa concluiu resultados opostos: 20% da produção era proveniente da ponta e 80% do fundo.[0064] A second DTS was obtained in January 2008. A new quantitative interpretation concluded opposite results: 20% of the production came from the tip and 80% from the bottom.

[0065] As obtenções de dados de DTS de 2005 e 2008 foram realizadas sob demanda. Devido à ausência de monitoramento de DTS contínuo, nenhuma preferência pode ser concedida às interpretações de 2005 ou 2008, visto que o comportamento do poço pode ter sido alterado dentro desse período.[0065] Obtaining DTS data for 2005 and 2008 was carried out on demand. Due to the lack of continuous DTS monitoring, no preference can be given to the interpretations of 2005 or 2008, as the well's behavior may have changed within that period.

[0066] Em 2010, seguido de uma manutenção para substituir a ESP, o poço foi equipado com um novo sistema de obtenção de DTS e P/T óptico. Um traço de DTS por dia foi registrado e armazenado no local. As últimas interpretações de DTS mostram mais ou menos a mesma divisão de produção que em 2008.[0066] In 2010, followed by maintenance to replace ESP, the well was equipped with a new system for obtaining DTS and optical P / T. One trace of DTS per day was recorded and stored on site. The latest interpretations of DTS show more or less the same production division as in 2008.

[0067] Portanto, a fim de se obter um diagnóstico de distribuição de produção mais confiável, obtenções de DTS e DAS simultâneas foram realizadas em dezembro de 2012.[0067] Therefore, in order to obtain a more reliable production distribution diagnosis, simultaneous DTS and DAS were obtained in December 2012.

DESIGN AND REALITY OF THE STD OBTAINMENT PROGRAM AND

[0068] Em aplicações de óleo e gás, interpretações de DTS quantitativas são tipicamente realizadas para se analisar as alterações de perfil de temperatura de um poço e ligar essas alterações à produção ou injeção de fluido. Dois fenômenos principais impactam o perfil de temperatura de um poço: (1) a introdução de um fluido de uma temperatura diferente no furo de poço; e (2) a variação de temperatura devido aos efeitos de Joule-Thomson diretamente associados a deposição de pressão experimentada por fluidos conforme os mesmos passam do reservatório para o furo de poço.[0068] In oil and gas applications, quantitative DTS interpretations are typically performed to analyze changes in the temperature profile of a well and link these changes to the production or injection of fluid. Two main phenomena impact the temperature profile of a well: (1) the introduction of a fluid of a different temperature in the well bore; and (2) the temperature variation due to the Joule-Thomson effects directly associated with pressure deposition experienced by fluids as they pass from the reservoir to the well bore.

[0069] A principal dificuldade para as interpretações em poços horizontais é a ausência de gradiente geotérmico dentro do poço, levando a uma temperatura de reservatório constante ao longo do dreno. As variações de temperatura dentro do dreno durante a produção são, então, controladas principalmente pelo efeito de Joule- Thomson.[0069] The main difficulty for interpretations in horizontal wells is the absence of a geothermal gradient inside the well, leading to a constant reservoir temperature along the drain. Temperature variations inside the drain during production are then mainly controlled by the Joule-Thomson effect.

[0070] Na definição de poço de teste, uma obtenção de DTS foi projetada a fim de enfatizar esse efeito de Joule-Thomson com um período de fechamento inicial para estabelecer uma temperatura de linha de base geotérmica, seguida por duas diferentes taxas, levando a duas diferentes perturbações de temperatura. Isso foi alcançado variando-se a frequência de bomba de ESP.[0070] In the definition of a test well, a DTS acquisition was designed in order to emphasize this Joule-Thomson effect with an initial closing period to establish a geothermal baseline temperature, followed by two different rates, leading to two different temperature disturbances. This was achieved by varying the frequency of the ESP pump.

[0071] Durante a inicialização e as alterações de frequência de ESP, a amostragem de dados de alta resolução e simultânea de DTS e DAS foi projetada conforme ilustrado na Figura 3, que mostra um esquema de obtenção de DTS e DAS exemplificador com alterações de frequência de ESP. O tempo foi determinado entre alterações de taxa para permitir que o poço alcance uma produção de estado estável, dentro de limitações de tempo práticas impostas por exigências operacionais. Outro fator que precisava ser considerado era que a plataforma é, normalmente, não tripulada e a tripulação teria que retornar, por barco, para outra acomodação marítima toda noite.[0071] During the initialization and frequency changes of ESP, the simultaneous high-resolution data sampling of DTS and DAS was designed as illustrated in Figure 3, which shows a scheme of obtaining DTS and DAS example with frequency changes of ESP. The time was determined between rate changes to allow the well to achieve steady state production, within practical time constraints imposed by operational requirements. Another factor that needed to be considered was that the platform is normally unmanned and the crew would have to return, by boat, to another marine accommodation every night.

[0072] O projeto da obtenção de teste foi dividido em 6 estágios.[0072] The test-taking project was divided into 6 stages.

[0073] Estágio 1: O poço é fechado com uma obtenção de DTS contínua a uma frequência de obtenção de 1 traço/minuto[0073] Stage 1: The well is closed with continuous DTS at a rate of 1 trace / minute

[0074] Estágio 2: Obtenções de DTS e DAS simultâneas no final do período de fechamento (3 horas) e após a inicialização da ESP (2 horas)[0074] Stage 2: Obtaining simultaneous DTS and DAS at the end of the closing period (3 hours) and after starting the ESP (2 hours)

[0075] Estágio 3: Aquisição de DTS a 1 traço/minuto para a taxa 1[0075] Stage 3: Acquisition of DTS at 1 dash / minute for rate 1

[0076] Estágio 4: Obtenções de DTS e DAS simultâneas no final da taxa 1 (3 horas) e após a alteração de frequência de ESP (2 horas)[0076] Stage 4: Obtaining simultaneous DTS and DAS at the end of rate 1 (3 hours) and after changing the ESP frequency (2 hours)

[0077] Estágio 5: Obtenção de DTS a 1 traço/minuto para a taxa 2[0077] Stage 5: Obtaining DTS at 1 dash / minute for rate 2

[0078] Estágio 6: Obtenções de DTS e DAS simultâneas uma vez que a estabilização de poço tenha ocorrido para a taxa 2[0078] Stage 6: Obtaining simultaneous DTS and DAS once well stabilization has occurred for rate 2

[0079] A obtenção foi realizada conforme planejado até o final do estágio 4, porém, cinco desligamentos de ESP não esperados ocorreram durante o estágio 5. O Estágio 6 foi, então, realizado sem um poço completamente estabilizado. A Figura 3 ilustra os 3 períodos de obtenção de DTS e DAS (períodos 2, 4 e 6 na Figura) realizados durante as alterações de frequência de ESP. As variações de pressão de fluxo do orifício de fundo são mostradas pela curva de linha pontilhada.[0079] Obtaining was carried out as planned until the end of stage 4, however, five unexpected ESP shutdowns occurred during stage 5. Stage 6 was then carried out without a fully stabilized well. Figure 3 illustrates the 3 periods for obtaining DTS and DAS (periods 2, 4 and 6 in the Figure) performed during the ESP frequency changes. Variations in flow pressure from the bottom orifice are shown by the dotted line curve.

RESULTS OF OBTAINING DAS

[0080] A Figura 3 mostra os dados de DAS obtidos no poço de teste durante os estágios 2, 4 e 6 descritos acima com duas unidades de DAS (também intercambiavelmente referidas, no presente documento, como “dispositivos de DAS”) respectivamente conectadas a duas fibras ópticas de modo único conectadas a medidores de pressão/temperatura.[0080] Figure 3 shows the DAS data obtained in the test well during stages 2, 4 and 6 described above with two DAS units (also interchangeably referred to in this document as “DAS devices”) respectively connected to two single-mode optical fibers connected to pressure / temperature meters.

[0081] As medições podem ser investigadas, ou seja, os dados obtidos (referidos, no presente documento, como o “conjunto de dados de DAS”) podem ser processados, a fim de se determinar: (1) o desempenho óptico; (2) a assinatura acústica de ESP: frequência vs. tempo - espectrogramas; (3) a propagação de onda acústica em diferentes frequências de ESP, isto é, taxas; e/ou (4) uma análise de fluxo acima e abaixo da bomba de ESP.[0081] Measurements can be investigated, that is, the data obtained (referred to in this document as the “DAS data set”) can be processed in order to determine: (1) optical performance; (2) the ESP acoustic signature: frequency vs. time - spectrograms; (3) the acoustic wave propagation at different ESP frequencies, that is, rates; and / or (4) a flow analysis above and below the ESP pump.

(1) DAS SPECTROGRAMS:

[0082] As frequências geradas em torna da bomba de ESP durante várias fases de sua operação (por exemplo, durante a inicialização, e/ou durante as alterações de taxas) podem ser determinadas através de um algoritmo de transformada de Fourier rápida (análise de FFT), para se realizar diagnósticos acústicos e vibracionais. Essa análise de frequência pode ser realizada em todo o conjunto de dados de DAS de modo a gerar dados de imagem que representam as alterações de resposta de frequência de ESP durante a operação.[0082] The frequencies generated around the ESP pump during various phases of its operation (for example, during initialization, and / or during rate changes) can be determined using a fast Fourier transform algorithm (analysis of FFT), to perform acoustic and vibrational diagnostics. This frequency analysis can be performed on the entire DAS data set in order to generate image data that represents the ESP frequency response changes during the operation.

[0083] Diferentes componentes de frequência tonal de uma resposta de frequência de ESP exemplificadora junto com harmônicos podem ser observados nas Figuras 4, 5 e na Figura 6.[0083] Different tonal frequency components of an exemplary ESP frequency response together with harmonics can be seen in Figures 4, 5 and Figure 6.

[0084] As Figuras 4, 5 e 6 mostram exemplos de espectrograma de DAS que correspondem ao período de 2 horas inicial da operação da bomba de ESP em uma primeira taxa (Taxa 1) incluindo a ligação da bomba. A Figura 4 mostra um espectrograma exemplificador para um período de tempo que inclui o tempo de inicialização de ESP, na faixa de frequência de [0 a 500 Hz], que corresponde, portanto, a uma análise de FFT bruta, enquanto que a Figura 5 é uma ampliação no gráfico mostrado na Figura 4 para a faixa de frequência de [0 a 50 Hz]. A Figura 6 mostra outro espectrograma exemplificador para um período de tempo de aproximadamente 2 horas na faixa de frequência de [0 a 100 Hz], que corresponde, portanto, a uma análise de FFT finamente ajustada,[0084] Figures 4, 5 and 6 show examples of DAS spectrogram that correspond to the initial 2 hour period of operation of the ESP pump at a first rate (Rate 1) including the pump connection. Figure 4 shows an example spectrogram for a period of time that includes the ESP initialization time, in the frequency range [0 to 500 Hz], which corresponds, therefore, to a crude FFT analysis, while Figure 5 is an enlargement in the graph shown in Figure 4 for the [0 to 50 Hz] frequency range. Figure 6 shows another example spectrogram for a time period of approximately 2 hours in the frequency range [0 to 100 Hz], which therefore corresponds to a finely adjusted FFT analysis,

[0085] Esses gráficos capturam a inicialização inicial da bomba que pode ser vista a partir dos componentes de frequência tonal que aumentam acentuadamente da assinatura acústica de ESP. Uma vez que a ESP alcança sua frequência de operação, esses componentes de frequência detectada se estabilizam e pode ser visto que a bomba de ESP exibe uma frequência de bomba fundamental de 22 Hz. Uma frequência fundamental para uma bomba centrífuga é definida como a “vibração autoexcitada” e corresponde à instabilidade de rotor. Essa “vibração autoexcitada” é mais comumente associada a mancais radiais, vedações anulares e à interação impulsor-invólucro hidráulica. No caso de bombas verticais uma “vibração autoexcitada” típica se encontra em 0,5x a velocidade de execução. A análise de DAS tem capacidade para detectar essa “vibração autoexcitada” em torno de 22 Hz juntamente com uma frequência de superfície de 46 Hz.[0085] These graphics capture the initial pump initialization that can be seen from the tonal frequency components that increase markedly from the ESP acoustic signature. Once the ESP reaches its operating frequency, these detected frequency components stabilize and it can be seen that the ESP pump exhibits a fundamental pump frequency of 22 Hz. A fundamental frequency for a centrifugal pump is defined as “vibration self-excited ”and corresponds to rotor instability. This “self-excited vibration” is most commonly associated with radial bearings, annular seals and hydraulic impeller-shell interaction. In the case of vertical pumps, a typical “self-excited vibration” is 0.5x the execution speed. DAS analysis has the capacity to detect this “self-excited vibration” at around 22 Hz together with a surface frequency of 46 Hz.

[0086] As irregularidades nas frequências de operação podem indicar defeitos ou problemas com a bomba de ESP.[0086] Irregularities in operating frequencies may indicate defects or problems with the ESP pump.

[0087] A Figura 7 mostra um espectrograma de DAS exemplificador diferente, que cobre três períodos de obtenção de dados de DAS, dentre os quais há dois períodos de operação estável da bomba de ESP em uma primeira taxa (referida como “Taxa 1”) seguidos pelo período de transição entre a Taxa 1 e uma segunda taxa (referida como “Taxa 2”). Pode ser observado que durante a transição entre as taxas a frequência de superfície aumenta de 46 a 50 Hz, mas, há também um aumento na frequência fundamental. Essa alteração na frequência fundamental entre as taxas mostra que a mesma é diretamente ligada à frequência de operação de ESP. O componente tonal não é registrado pelo registro de ESP na superfície, mas a DAS mostra que o mesmo é de amplitude relativamente alta, sugerindo que a fonte desse sinal está gerando uma grande quantidade de energia. Isso confirma que investigações são necessárias para se localizar a fonte dessa frequência fundamental e verificar se isso pode ser prejudicial para a duração do tempo de vida da bomba de ESP. (2) PROPAGAÇÃO DE ONDA ACÚSTICA EM DIFERENTES FREQUÊNCIAS DE ESP, ISTO É, TAXAS.[0087] Figure 7 shows a different exemplifier DAS spectrogram, which covers three periods for obtaining DAS data, among which there are two periods of stable operation of the ESP pump at a first rate (referred to as “Rate 1”) followed by the transition period between Fee 1 and a second fee (referred to as “Fee 2”). It can be seen that during the transition between rates the surface frequency increases from 46 to 50 Hz, but there is also an increase in the fundamental frequency. This change in the fundamental frequency between the rates shows that it is directly linked to the frequency of ESP operation. The tonal component is not registered by the ESP record on the surface, but DAS shows that it is relatively high in amplitude, suggesting that the source of this signal is generating a large amount of energy. This confirms that investigations are needed to locate the source of this fundamental frequency and to see if it could be detrimental to the life span of the ESP pump. (2) PROPAGATION OF ACOUSTIC WAVE IN DIFFERENT ESP FREQUENCIES, THAT IS, FEES.

[0088] Em uma modalidade, o conjunto de dados de DAS pode ser processado para realizar uma análise de sinal acústico a fim de detectar as direções de propagação das ondas. Essa análise pode ser realizada para vários períodos de tempo que cobrem diferentes estágios da operação do poço. Por exemplo, os seguintes períodos podem ser considerados: (a) Fechamento de poço (b) Bomba operando em uma primeira taxa (taxa 1) (c) Bomba operando em uma segunda taxa, diferente da primeira taxa (taxa 2) 2.A PROPAGAÇÃO DE ONDA ACÚSTICA DURANTE O FECHAMENTO DE POÇO[0088] In one embodiment, the DAS data set can be processed to perform an acoustic signal analysis in order to detect the wave propagation directions. This analysis can be carried out for various periods of time covering different stages of the well's operation. For example, the following periods can be considered: (a) Well closure (b) Pump operating at a first rate (rate 1) (c) Pump operating at a second rate, different from the first rate (rate 2) 2.A ACOUSTIC WAVE PROPAGATION DURING WELL CLOSING

[0089] A Figura 8 mostra duas imagens que representam, respectivamente, perfis de propagação de onda acústica ao longo de cada uma das duas fibras ópticas (fibra 1 e fibra 2) em uma profundidade de poço que abrange aproximadamente 750 metros a 1.600 metros. É mostrado no lado esquerdo da Figura 8 uma vista esquemática da arquitetura de poço, mais especificamente, do tubo 100 dentro do diâmetro 101 (ID) e do tubo fora do diâmetro 102 (OD) do mesmo. As duas faixas horizontais 103 indicam a localização da bomba (nessa modalidade, uma ESP) ao longo do tubo. A linha tracejada horizontal 104 indica a localização de um medidor de pressão/temperatura (medidor de P/T) que, conforme mostrado na Figura, está localizado abaixo da ESP.[0089] Figure 8 shows two images that represent, respectively, profiles of acoustic wave propagation along each of the two optical fibers (fiber 1 and fiber 2) in a well depth that covers approximately 750 meters at 1,600 meters. A schematic view of the well architecture is shown on the left side of Figure 8, more specifically, of the tube 100 inside the diameter 101 (ID) and the tube outside the diameter 102 (OD) of the same. The two horizontal bands 103 indicate the location of the pump (in this embodiment, an ESP) along the tube. The horizontal dashed line 104 indicates the location of a pressure / temperature meter (P / T meter) which, as shown in the Figure, is located below the ESP.

[0090] A Figura 8 mostra que nenhuma propagação de onda acústica (embora seja alguma esperada devido ao fluxo cruzado, por exemplo) ocorre ao longo da fibra durante o período de fechamento (as faixas verticais na fibra 2 são um artefato da dizimação de pixel de imagem e não os dados).[0090] Figure 8 shows that no acoustic wave propagation (although it is expected due to cross flow, for example) occurs along the fiber during the closing period (the vertical bands in fiber 2 are an artifact of pixel decimation image and not data).

2.B RATE WAVE PROPAGATION 1

[0091] A Figura 9 mostra os perfis de propagação de onda acústica detectados ao longo de cada uma das duas fibras ópticas (fibra 1 e fibra 2) a uma profundidade de poço que abrange aproximadamente 750 metros a 1.600 metros, uma vez que a bomba é ligada e opera a uma primeira taxa substancialmente estável (“taxa 1”) durante um primeiro período de tempo (“período de taxa 1”). Como na Figura 8, duas imagens que correspondem, respectivamente, a um perfil de propagação de onda acústica com base nos dados de DAS capturados em relação à fibra 1 e à fibra 2 são mostradas na Figura 9.[0091] Figure 9 shows the acoustic wave propagation profiles detected along each of the two optical fibers (fiber 1 and fiber 2) at a well depth that covers approximately 750 meters to 1,600 meters, since the pump it is linked and operates at a substantially stable first rate (“rate 1”) for a first period of time (“rate 1 period”). As in Figure 8, two images that correspond, respectively, to an acoustic wave propagation profile based on DAS data captured in relation to fiber 1 and fiber 2 are shown in Figure 9.

[0092] De acordo com uma modalidade do processo proposto, as duas imagens mostradas na Figura 9 podem ser analisadas e interpretadas como segue, em relação ao período de taxa 1 estável:[0092] According to a modality of the proposed process, the two images shown in Figure 9 can be analyzed and interpreted as follows, in relation to the stable rate 1 period:

[0093] Há ondas acústicas de propagação fortes que percorrem para cima e para baixo ao longo poço, que podem ser identificadas através do reconhecimento da presença de linhas diagonais que indicam perturbações de pressão que se movem para cima e para baixo ao longo do poço.[0093] There are strong propagating acoustic waves that travel up and down along the well, which can be identified by recognizing the presence of diagonal lines that indicate pressure disturbances that move up and down along the well.

[0094] Toda a energia acústica de propagação detectada é originada a partir da localização da ESP. Isso sugere que o sinal detectado é o ruído gerado pela ESP que se propaga para cima e para baixo ao longo do poço.[0094] All the acoustic propagation energy detected is originated from the ESP location. This suggests that the signal detected is the noise generated by ESP that propagates up and down along the well.

[0095] O sinal acústico se propaga para uma distância muito maior acima da ESP do que abaixo da mesma.[0095] The acoustic signal propagates for a much greater distance above the ESP than below it.

[0096] Um limite de propagação de onda acústica 105a, 105b, localizado nas imagens da Figura 9 acima da ESP (em aproximadamente 1.120 metros), pode ser determinado onde as ondas acústicas refletem e se movem de volta para baixo em direção ao poço 107a, 107b. Pensa-se que isso corresponde a um efeito de acoplamento, isto é, uma interface de fluido dentro da região anular.[0096] An acoustic wave propagation limit 105a, 105b, located in the images in Figure 9 above the ESP (at approximately 1,120 meters), can be determined where the acoustic waves reflect and move back down towards well 107a , 107b. This is thought to correspond to a coupling effect, that is, a fluid interface within the annular region.

[0097] Um perfil de ruído de plano de fundo 106a, 106b, semelhante aqueles observados nas imagens da Figura 8 que correspondem a um caso de fechamento de poço, pode ser identificado acima do limite de propagação de onda acústica 105a, 105b.[0097] A background noise profile 106a, 106b, similar to those seen in the images of Figure 8 that correspond to a well closure case, can be identified above the acoustic wave propagation limit 105a, 105b.

[0098] Em outra modalidade, um limite de propagação de onda acústica 105a, 105b pode ser determinado como correspondendo à interface entre o perfil de propagação das ondas acústicas 107a, 170b identificado com base no reconhecimento da presença de linhas diagonais que indicam as perturbações de pressão que se movem para cima e para baixo ao longo do poço, e um perfil de ruído de fundo 106a, 106b em que tais linhas diagonais não podem ser detectadas.[0098] In another embodiment, an acoustic wave propagation limit 105a, 105b can be determined to correspond to the interface between the acoustic wave propagation profile 107a, 170b identified based on the recognition of the presence of diagonal lines that indicate the disturbances of pressure moving up and down along the well, and a background noise profile 106a, 106b in which such diagonal lines cannot be detected.

[0099] Conforme indicado acima, embora as Figuras 7 e 8 mostrem dados de imagem exemplificadores que representam as alterações de perfil de propagação de onda acústica ao longo de um período de tempo predeterminado para duas fibras (fibra 1 e fibra 2), que correspondem ao caso exemplificador e não limitador de dos canais de obtenção de DAS, a presente revelação não se limita a qualquer número específico de canais de obtenção de DAS ou qualquer esquema de obtenção de DAS específico.[0099] As indicated above, although Figures 7 and 8 show exemplifying image data representing changes in the acoustic wave propagation profile over a predetermined period of time for two fibers (fiber 1 and fiber 2), which correspond to the exemplary and non-limiting case of the DAS obtaining channels, the present disclosure is not limited to any specific number of DAS obtaining channels or any specific DAS obtaining scheme.

[0100] Algumas ondas se propagam abaixo da ESP - essa propagação provavelmente resulta do ruído da ESP ou de alguns fluidos que descendem abaixo da bomba durante o período transiente para alcançar uma taxa estável. No entanto, a primeira interpretação relacionada ao ruído de ESP é a mais provável.[0100] Some waves propagate below ESP - this propagation probably results from ESP noise or some fluids that descend below the pump during the transient period to reach a stable rate. However, the first interpretation related to ESP noise is the most likely.

[0101] A interpretação dos dados de DTS pode mostrar que, para a configuração de poço exemplificadora na qual os testes foram realizados, a maior parte do fluido é produzido a partir do fundo do poço (de 1.370 de profundidade medida em metros (mMD) a 1.470 mMD). Devido à proximidade da zona de produção à ESP, o ruído gerado pela ESP pode estar, possivelmente, ocultando o ruído devido à produção.[0101] The interpretation of DTS data can show that, for the example well configuration in which the tests were performed, most of the fluid is produced from the bottom of the well (from 1,370 meters in depth (mMD) to 1,470 mMD). Due to the proximity of the production area to ESP, the noise generated by ESP may possibly be hiding the noise due to production.

2.C RATE WAVE PROPAGATION 2

[0102] A Figura 10 mostra os perfis de propagação de onda acústica detectados ao longo de cada uma das duas fibras ópticas uma vez que a bomba é ligada e opera a uma segunda taxa substancialmente estável (“taxa 2”) durante um segundo período de tempo (“período de taxa 2”).[0102] Figure 10 shows the acoustic wave propagation profiles detected along each of the two optical fibers once the pump is turned on and operates at a substantially stable second rate (“rate 2”) during a second period of time (“rate period 2”).

[0103] O período de taxa 2 estável permite as mesmas interpretações que aquelas realizadas acima para o período de taxa 1, mas com um limite de profundidade para propagação de onda em uma profundidade de 1.150 m, um pouco mais profundo em comparação à Taxa 1.[0103] The stable rate 2 period allows the same interpretations as those performed above for rate 1 period, but with a depth limit for wave propagation at a depth of 1,150 m, slightly deeper compared to Rate 1 .

WAVE PROPAGATION FOR FLUID LEVEL MONITORING IN THE ANNULAR REGION:

[0104] Em uma modalidade do processo proposto, uma pluralidade de análises de sinal acústico é realizada em diferentes tempos a fim de se investigar possíveis alterações de acoplamento acima da ESP durante períodos transientes, por exemplo, do fechamento à taxa estável 1.[0104] In a modality of the proposed process, a plurality of acoustic signal analyzes are performed at different times in order to investigate possible coupling changes above the ESP during transient periods, for example, from closing at a stable rate 1.

[0105] O resultado de tal pluralidade de análises de sinal acústico é que as reflexões de sinal acústico podem ser detectadas e interpretadas como interfaces de fluido.[0105] The result of such a plurality of acoustic signal analyzes is that the acoustic signal reflections can be detected and interpreted as fluid interfaces.

[0106] É feita referência agora às Figuras 11a e 11b, que mostram, cada uma, 3 imagens que representam respectivos perfis de propagação de onda acústica detectados ao longo de uma fibra óptica, para os seguintes 6 períodos de tempo exemplificadores: (1) fechamento de poço; (2) transitório entre a bomba sendo ligada e a bomba operando em uma primeira taxa (“taxa 1”); (3) bomba operando a taxa 1, 2 horas, 1 minuto, 53 segundos após a bomba ser ligada; (4) bomba operando a taxa 1, 15 horas, 19 minutos, 55 segundos após a bomba ser ligada; (5) bomba operando a taxa 1, 17 horas, 21 minutos, 54 segundos após a bomba ser ligada; e (6) bomba operando a taxa 1, 20 horas, 54 minutos, 33 segundos após a bomba ser ligada.[0106] Reference is now made to Figures 11a and 11b, which each show 3 images representing respective acoustic wave propagation profiles detected over an optical fiber, for the following 6 exemplary time periods: (1) well closure; (2) transient between the pump being turned on and the pump operating at a first rate (“rate 1”); (3) pump operating at rate 1, 2 hours, 1 minute, 53 seconds after the pump is started; (4) pump operating at rate 1, 15 hours, 19 minutes, 55 seconds after the pump is started; (5) pump operating at rate 1, 17 hours, 21 minutes, 54 seconds after the pump is started; and (6) pump operating at rate 1, 20 hours, 54 minutes, 33 seconds after the pump is started.

[0107] É mostrado também nas 6 imagens das Figuras 11a e 11b um nível de profundidade de bomba de ESP determinado, assim como, exceto pelo primeiro (fechamento de poço), o nível de líquido de região anular (ou seja, um limite de propagação de onda acústica no fluido) determinado como um resultado de processamento de imagem digital da imagem.[0107] Also shown in the 6 images of Figures 11a and 11b is a determined ESP pump depth level, as well as, except for the first (well closure), the liquid level of the annular region (that is, a limit of acoustic wave propagation in the fluid) determined as a result of digital image processing of the image.

[0108] Os respectivos limites de propagação de onda acústica determinados para cada uma das 5 imagens que representam os dados de propagação de onda acústica para uma bomba de ESP que opera a uma primeira taxa, a taxa 1, em diferentes tempos após ser ligada são conforme a seguir: (2) nível de líquido aproximado = 884 m; (3) nível de líquido aproximado = 955 m; (4) nível de líquido aproximado = 1.100 m; (5) nível de líquido aproximado = 1.115 m; e (6) nível de líquido aproximado = 1.135 m. Portanto, os limites de propagação de onda acústica determinados são ligados a diferentes níveis de fluido dentro da região anular. Em outras palavras, o nível de líquido de região anular determinado evolui com o tempo. Tal análise sobre diferentes períodos de tempo permite o monitoramento dinâmico do nível de fluido na região anular com o tempo e é consistente com o histórico da pressão de orifício de fundo (BHP), conforme ilustrado na Figura 12. Na Figura 12, o nível de região anular detectado por DAS (denominado de “nível de DAS” na Figura) é plotado de maneira cruzada, contra o histórico de BHP e a frequência de registro de superfície de bomba de ESP.[0108] The respective acoustic wave propagation limits determined for each of the 5 images representing the acoustic wave propagation data for an ESP pump operating at a first rate, rate 1, at different times after being switched on are as follows: (2) approximate liquid level = 884 m; (3) approximate liquid level = 955 m; (4) approximate liquid level = 1,100 m; (5) approximate liquid level = 1,115 m; and (6) approximate liquid level = 1,135 m. Therefore, the limits of acoustic wave propagation determined are linked to different fluid levels within the annular region. In other words, the liquid level of the given annular region evolves over time. Such analysis over different time periods allows dynamic monitoring of the fluid level in the annular region over time and is consistent with the history of the bottom orifice pressure (BHP), as illustrated in Figure 12. In Figure 12, the level of annular region detected by DAS (called “DAS level” in the Figure) is cross-plotted against the BHP history and the ESP pump surface recording frequency.

[0109] Conforme ilustrado acima, o processo proposto fornece tanto o monitoramento direto quanto dinâmico de nível de fluido na região anular em um poço, por exemplo, para se monitorar que tal nível de fluido permanece acima de uma bomba de ESP. A medição dinâmica é muito importante no diagnóstico precoce de qualquer evento de travamento de gás dentro do poço. Isso pode estender a vida útil da bomba de ESP assegurando-se submergência suficiente, isto é, para otimizar a frequência de ESP para gerar uma deposição ótima.[0109] As illustrated above, the proposed process provides both direct and dynamic monitoring of fluid level in the annular region in a well, for example, to monitor that such fluid level remains above an ESP pump. Dynamic measurement is very important in the early diagnosis of any gas blocking event inside the well. This can extend the life of the ESP pump by ensuring sufficient submergence, that is, to optimize the ESP frequency to generate optimal deposition.

[0110] Uma correlação entre uma pressão de orifício de fundo e a DTS pode ser observada, conforme mostrado na Figura 13, em que a BHP é sobreposta na DTS como uma linha preta. A direção de interface de DTS é, no entanto, muito mais fraca e difícil de se detectar em tempo real, tornado a técnica de DAS proposta no presente documento mais robusta. Além disso, o fato de que a interface é observada no mesmo nível que é identificado por DAS fornece segurança de que o efeito acústico interpretado é, de fato, relacionado ao nível de líquido anular.[0110] A correlation between a bottom orifice pressure and DTS can be seen, as shown in Figure 13, where BHP is superimposed on DTS as a black line. The DTS interface direction is, however, much weaker and difficult to detect in real time, making the DAS technique proposed in this document more robust. Furthermore, the fact that the interface is observed at the same level as that identified by DAS provides certainty that the interpreted acoustic effect is, in fact, related to the level of annular liquid.

[0111] Referindo-se às figuras, a Figura 14 ilustra um sistema de monitoramento de reservatório/poço exemplificador 200 configurado para usar a tecnologia de sensor acústico distribuído de acordo com a presente revelação. O sistema de monitoramento de reservatório/poço 200 inclui um módulo de sensor acústico distribuído (DAS) 201 conectado a uma fibra óptica 202 que se estende ao longo do poço 203 (por exemplo, um poço de óleo e gás e, mais especificamente, um poço de óleo e gás de água profunda), de preferência através de um dos vedadores 207a, 207b que ligam a tubulação do poço 203 ao invólucro do mesmo. No exemplo mostrado na Figura 14, o vedador 207a pode ser designado para incluir uma passagem para a fibra óptica 202 usada para a obtenção de DAS. O módulo de DAS 201 inclui um gerador de pulso de luz (não mostrado na Figura) conectado à fibra óptica 202 e adaptado para enviar pulsos de luz através da fibra óptica 202. Nessa modalidade, uma bomba 204, de preferência uma bomba submersa elétrica (ESP), é inserida no poço 203 e contribui para a extração do óleo ou gás a partir do poço. A bomba é localizada, de preferência, em uma região do poço onde a mesma é imersa em um fluido 206 contido no poço. Nessa modalidade, o fluido 206 é um líquido composto de uma mistura de água, óleo e gás. Um gerador de onda acústica 205 pode ser inserido no poço, que pode, em algumas modalidades, ser conectado à fibra 202. O gerador de onda acústica 205 é adaptado para gerar ondas acústicas que se propagam no fluido e exercem alterações de pressão na fibra óptica. Em algumas modalidades, o sistema 200 é fornecido com uma pluralidade de geradores de onda acústicos, tais como o gerador 205, por exemplo, para ser localizado ao longo da fibra óptica 202 inserida no poço 203. Em outras modalidades, o gerador de onda acústica 205 é fornecido pela bomba 204 em si, com as ondas acústicas correspondendo ao ruído gerado pela bomba, conforme descrito acima. Em outras modalidades, um ou vários geradores de onda acústicos 205 são fornecidos sem a bomba 204 ser colocada no poço.[0111] Referring to the figures, Figure 14 illustrates an exemplary reservoir / well monitoring system 200 configured to use the distributed acoustic sensor technology in accordance with the present disclosure. The reservoir / well monitoring system 200 includes a distributed acoustic sensor (DAS) module 201 connected to an optical fiber 202 that extends along well 203 (for example, an oil and gas well and, more specifically, a deep water oil and gas well), preferably through one of the seals 207a, 207b that connect the piping of the well 203 to the casing thereof. In the example shown in Figure 14, seal 207a can be designed to include a passageway for optical fiber 202 used to obtain DAS. The DAS 201 module includes a light pulse generator (not shown in the Figure) connected to optical fiber 202 and adapted to send light pulses through optical fiber 202. In this embodiment, a pump 204, preferably an electric submerged pump ( ESP), is inserted in well 203 and contributes to the extraction of oil or gas from the well. The pump is preferably located in a region of the well where it is immersed in a fluid 206 contained in the well. In this embodiment, fluid 206 is a liquid composed of a mixture of water, oil and gas. An acoustic wave generator 205 can be inserted in the well, which can, in some modalities, be connected to fiber 202. The acoustic wave generator 205 is adapted to generate acoustic waves that propagate in the fluid and exert pressure changes in the optical fiber . In some embodiments, system 200 is provided with a plurality of acoustic wave generators, such as generator 205, for example, to be located along optical fiber 202 inserted in well 203. In other embodiments, the acoustic wave generator 205 is provided by the pump 204 itself, with the acoustic waves corresponding to the noise generated by the pump, as described above. In other embodiments, one or more acoustic wave generators 205 are provided without the pump 204 being placed in the well.

[0112] O gerador de onda acústica 205 também pode ser ou incluir um alto-falante e, em particular, um alto-falante de água adaptado para a imersão em um fluido, ou um dispositivo piezoelétrico, e uma combinação desses pode ser usada em modalidades em que uma pluralidade de geradores de onda acústicos 205 é usada. Tais dispositivos também podem ser usados no topo da bomba 204 a fim de assegurar um nível de ruído que seja suficientemente alto para operar a detecção acústica distribuída, que inclui quando a bomba 204 não está em funcionamento (ou, dito de outra maneira, não está em operação). Isso pode auxiliar, por exemplo, a assegurar que a bomba seja, de fato, submergida em líquido antes de se iniciar a operação da mesma. Em tais instâncias, a bomba serve como o gerador de onda acústica e é complementada por um dispositivo gerador de onda acústica adicional.[0112] The acoustic wave generator 205 can also be or include a loudspeaker and, in particular, a water loudspeaker adapted for immersion in a fluid, or a piezoelectric device, and a combination of these can be used in embodiments in which a plurality of acoustic wave generators 205 is used. Such devices can also be used on the top of pump 204 to ensure a noise level that is high enough to operate distributed acoustic detection, which includes when pump 204 is not running (or, to put it another way, it is not in operation). This can help, for example, to ensure that the pump is, in fact, submerged in liquid before starting its operation. In such instances, the pump serves as the acoustic wave generator and is complemented by an additional acoustic wave generating device.

[0113] O módulo de DAS 201 também inclui um sensor (não mostrado na Figura) conectado à fibra óptica 202, e adaptado para detectar a propagação de ondas acústicas através da medição de modulação de luz retrodispersa na fibra óptica 202 gerada pelas alterações de pressão exercidas na mesma, conforme explicado acima. O sensor gera dados que são processados por um mecanismo de DAS (não mostrado na Figura) do módulo de DAS 201. O mecanismo de DAS compreende um módulo de processamento adaptado para determinar um limite de propagação de onda acústica no fluido com base em dados de propagação de onda acústica gerados pelo sensor. Em uma modalidade, o módulo de processamento inclui um processador, que pode ser qualquer multiprocessador, ASIC e/ou máquina de estado adequados. O módulo de processamento também pode compreender, ou pode estar em comunicação com um meio de armazenamento de computador, tal como, sem limitação, memória de dados, com capacidade para armazenar as instruções de programa de computador ou código de software que, quando executados pelo processador, fazem com que o processador execute os elementos descritos no presente documento. Os dados gerados pelo sensor podem ser armazenados em uma memória de base de dados de DAS, conectada de modo operacional ao processador, que pode ser qualquer meio de armazenamento de computador conectada ao mecanismo de DAS e operacional com um ou mais sistemas de gerenciamento de base de dados associados para facilitar o gerenciamento de dados armazenados em respectivas bases de dados e hardwares associados.[0113] The DAS 201 module also includes a sensor (not shown in the Figure) connected to optical fiber 202, and adapted to detect the propagation of acoustic waves by measuring backscattered light modulation in optical fiber 202 generated by pressure changes exercised in it, as explained above. The sensor generates data that is processed by a DAS mechanism (not shown in the Figure) of the DAS 201 module. The DAS mechanism comprises a processing module adapted to determine an acoustic wave propagation limit in the fluid based on data from acoustic wave propagation generated by the sensor. In one embodiment, the processing module includes a processor, which can be any suitable multiprocessor, ASIC and / or state machine. The processing module may also comprise, or may be in communication with, a computer storage medium, such as, without limitation, data memory, with the capacity to store computer program instructions or software code which, when executed by the processor, cause the processor to perform the elements described in this document. The data generated by the sensor can be stored in a DAS database memory, operationally connected to the processor, which can be any computer storage medium connected to the DAS engine and operational with one or more base management systems associated data to facilitate the management of data stored in the respective databases and associated hardware.

[0114] Será compreendido que o sistema de monitoramento de reservatório/poço 200 mostrado e descrito com referência à Figura 14 é fornecido apenas a título de exemplo. Diversas outras arquiteturas, ambientes operacionais e configurações são possíveis. Outras modalidades do sistema podem incluir um número menor ou maior de componentes, e podem incorporar uma parte ou toda a funcionalidade descrita em relação aos componentes de sistema mostrados na Figura 14.[0114] It will be understood that the reservoir / well monitoring system 200 shown and described with reference to Figure 14 is provided by way of example only. Several other architectures, operating environments and configurations are possible. Other modalities of the system may include a smaller or greater number of components, and may incorporate some or all of the functionality described in relation to the system components shown in Figure 14.

[0115] A Figura 15 mostra uma arquitetura exemplificadora do módulo de DAS 201. O módulo de DAS 201 é um sistema de computador que inclui uma memória de base de dados de DAS 210, uma memória de base de dados de imagem de propagação de onda acústica 211, um mecanismo de obtenção de dados de DAS 212, um mecanismo de processamento de dados de DAS 213. O módulo de DAS 201 também inclui, conforme descrito acima, um sensor 214 conectado em operação com uma fibra óptica através de uma interface 215. Na arquitetura ilustrada na Figura 15, toda a memória de base de dados de DAS 210, a memória de base de dados de imagem de propagação de onda acústica 211, o mecanismo de obtenção de dados de DAS 212, o sensor 214, a interface 215, e o mecanismo de processamento de dados de DAS 213 estão conectados de maneira operacional uns com os outros através de um mecanismo de controle 216.[0115] Figure 15 shows an exemplary architecture of the DAS 201 module. The DAS 201 module is a computer system that includes a DAS 210 database memory, a wave propagation image database memory. acoustic 211, a DAS 212 data acquisition mechanism, a DAS 213 data processing mechanism. The DAS 201 module also includes, as described above, a sensor 214 connected in operation with an optical fiber via an interface 215 In the architecture illustrated in Figure 15, the entire DAS 210 database memory, the acoustic wave propagation image database memory 211, the DAS 212 data acquisition mechanism, the sensor 214, the interface 215, and the DAS 213 data processing mechanism are operationally connected with each other through a control mechanism 216.

[0116] Em uma modalidade, o mecanismo de obtenção de dados de DAS 212 gerencia a obtenção de dados de DAS através do sensor 214, que é adaptado para detectar a propagação de ondas acústicas de acordo com a tecnologia de DAS. Conforme descrito acima, os dados de DAS obtidos podem incluir os dados de propagação de onda acústica. Os dados de DAS obtidos podem ser armazenados na memória de base de dados de DAS 210. O mecanismo de processamento de dados de DAS 213 processa os dados de DAS obtidos armazenados na memória de base de dados de DAS 210 e gera, com base nos mesmos, os dados de imagem que representam a propagação de onda acústica ao longo de um período de tempo predeterminado. O período de tempo predeterminado pode, em uma modalidade, ser escolhido conforme um valor em um intervalo de tempo que abrange de 10 segundos a 100 segundos e, de preferência, igual a 50 segundos. Os dados de imagem gerados pelo mecanismo de processamento de dados de DAS 213 irá gerar, tipicamente, os dados de imagem que incluem as imagens que representam a propagação de onda acústica correspondente a uma localização ou seção predeterminada do poço/reservatório a ser monitorado. De preferência, os dados de imagem gerados podem incluir a representação da propagação de onda acústica nas proximidades de uma fonte acústica (por exemplo, uma bomba em um poço de óleo e gás) usada para a obtenção de dados de DAS.[0116] In one embodiment, the DAS 212 data acquisition mechanism manages the DAS data acquisition through sensor 214, which is adapted to detect the propagation of acoustic waves according to DAS technology. As described above, the DAS data obtained may include the acoustic wave propagation data. The DAS data obtained can be stored in the DAS 210 database memory. The DAS 213 data processing mechanism processes the DAS data obtained stored in the DAS 210 database memory and generates, based on the same data. , the image data representing the acoustic wave propagation over a predetermined period of time. The predetermined period of time can, in one mode, be chosen according to a value in a time span that ranges from 10 seconds to 100 seconds and, preferably, equal to 50 seconds. The image data generated by the DAS 213 data processing engine will typically generate the image data that includes the images that represent the acoustic wave propagation corresponding to a predetermined location or section of the well / reservoir to be monitored. Preferably, the generated image data may include the representation of the acoustic wave propagation in the vicinity of an acoustic source (for example, a pump in an oil and gas well) used to obtain DAS data.

[0117] Em algumas modalidades que correspondem à obtenção de dados de DAS em um poço de óleo e gás em que uma bomba é imersa, os dados de imagem gerados incluem imagens que representam a propagação de onda acústica nas proximidades da bomba. Os dados de imagem gerados pelo mecanismo de processamento de dados de DAS 213 podem ser armazenados na memória de base de dados de imagem de propagação de onda acústica 211.[0117] In some modalities that correspond to obtaining DAS data in an oil and gas well in which a pump is immersed, the generated image data includes images that represent the acoustic wave propagation in the vicinity of the pump. The image data generated by the DAS 213 data processing mechanism can be stored in the acoustic wave propagation image database memory 211.

[0118] Em uma modalidade, o mecanismo de controle 216 inclui um processador, que pode ser qualquer microprocessador, ASIC, FPGA e/ou máquina de estado adequados. De acordo com diversas modalidades, um ou mais dos computadores podem ser configurados como um computador multiprocessador que tem múltiplos processadores para fornecer uma computação paralela. O mecanismo de controle 216 também pode compreender, ou pode estar em comunicação com um meio de armazenamento de computador com capacidade para armazenar as instruções de programa de computador ou o código de software que, quando executados pelo processador, fazem com que o processador execute os elementos descritos no presente documento. A memória de base de dados de DAS 210 e a memória de base de dados de imagem de propagação de onda acústica 211 podem ser qualquer meio de armazenamento de computador conectada ao mecanismo de controle 216 e operacional com um ou mais sistemas de gerenciamento de base de dados associados para facilitar o gerenciamento de dados armazenados em respectivas bases de dados e hardwares associados.[0118] In one embodiment, the control mechanism 216 includes a processor, which can be any suitable microprocessor, ASIC, FPGA and / or state machine. According to several modalities, one or more of the computers can be configured as a multiprocessor computer that has multiple processors to provide parallel computing. The control mechanism 216 may also comprise, or may be in communication with, a computer storage medium capable of storing computer program instructions or software code which, when executed by the processor, cause the processor to execute the elements described in this document. The DAS 210 database memory and the acoustic wave propagation image database memory 211 can be any computer storage medium connected to the control mechanism 216 and operational with one or more database management systems associated data to facilitate the management of data stored in the respective databases and associated hardware.

[0119] Será compreendido que o módulo de DAS 201 mostrado e descrito com referência à Figura 15 é fornecido apenas a título de exemplo. Diversas outras arquiteturas, ambientes operacionais e configurações são possíveis. Outras modalidades do sistema podem incluir um número menor ou maior de componentes, e podem incorporar uma parte ou toda a funcionalidade descrita em relação aos componentes de sistema mostrados na Figura 15. Consequentemente, embora a memória de base de dados de DAS 210, a memória de base de dados de imagem de propagação de onda acústica 211, o mecanismo de obtenção de dados de DAS 212, o mecanismo de processamento de dados de DAS 213, o sensor 214, a interface 215 e o mecanismo de controle 216 sejam ilustrados como parte do módulo de DAS 201, nenhuma restrição é colocada em relação a localização e ao controle dos componentes 210 a 216. Em particular, em outras modalidades, os componentes 210 a 216 podem fazer parte de diferentes entidades ou sistemas de computação.[0119] It will be understood that the DAS 201 module shown and described with reference to Figure 15 is provided by way of example only. Several other architectures, operating environments and configurations are possible. Other system modalities may include a smaller or larger number of components, and may incorporate some or all of the functionality described in relation to the system components shown in Figure 15. Consequently, although the DAS 210 database memory, the memory of the acoustic wave propagation image database 211, the DAS 212 data acquisition mechanism, the DAS 213 data processing mechanism, the sensor 214, the interface 215 and the control mechanism 216 are illustrated as part of the DAS 201 module, no restrictions are placed on the location and control of components 210 to 216. In particular, in other modalities, components 210 to 216 may be part of different entities or computing systems.

[0120] A Figura 16 mostra uma arquitetura exemplificadora de um sistema de monitoramento de poço/reservatório 220, de acordo com uma modalidade da presente revelação em questão. O sistema de monitoramento de poço/reservatório 220 também é o sistema de computador que inclui uma memória de base de dados de dados de imagem de DAS 221, um mecanismo de processamento de dados de imagem de DAS 222, uma memória de dados 223 e um mecanismo de controle 224. Na arquitetura ilustrada na Figura 16, todos dentre a memória de base de dados de dados de imagem de DAS 221, o mecanismo de processamento de dados de imagem de DAS 222e a memória de dados 223 são conectados de modo operacional uns com os outros através do mecanismo de controle 216. Além disso, a Figura 16 mostra um mecanismo de processamento de dados de imagem de DAS exemplificador 222 que compreende um mecanismo de reconhecimento de padrão de processamento de imagem 225, um mecanismo de determinação de limite de onda acústica 226 e um mecanismo de monitoramento de nível de fluido 227.[0120] Figure 16 shows an exemplary architecture for a 220 well / reservoir monitoring system, according to a modality of the present disclosure in question. The well / reservoir monitoring system 220 is also the computer system that includes a DAS 221 image database memory, a DAS 222 image data processing mechanism, a 223 data memory and a control mechanism 224. In the architecture illustrated in Figure 16, all of the DAS 221 image database memory, the DAS 222 image data processing mechanism and data memory 223 are operationally connected to each other with the others through the control mechanism 216. In addition, Figure 16 shows an exemplary DAS image data processing mechanism 222 comprising an image processing pattern recognition mechanism 225, a limit determination mechanism acoustic wave 226 and a fluid level monitoring mechanism 227.

[0121] Em uma modalidade, o mecanismo de processamento de dados de imagem de DAS 222 recupera da memória de base de dados de dados de imagem de DAS 221 os dados de imagem que representam a propagação de onda acústica ao longo de um período de tempo (doravante referida como “janela de análise de dados”) gerados com base nos dados obtidos com o uso da tecnologia de DAS. A janela de análise de dados pode ser escolhida de modo a ser igual a alguns segundos, por exemplo, 5 segundos. Tais dados de imagem podem corresponder, em uma modalidade, aos dados de imagem de DAS gerados pelo módulo de DAS exemplificador 201 mostrado na Figura 15. O mecanismo de processamento de dados de imagem de DAS 222 processa tais dados de imagem para determinar um limite de propagação de onda acústica no fluido contido no poço/reservatório monitorado. Tal processamento é gerenciado pelo mecanismo de determinação de limite de onda acústica 226, e inclui, em uma modalidade, um processamento de reconhecimento de padrão de imagem que pode ser fornecido na arquitetura exemplificadora mostrada na Figura 16 pelo mecanismo de reconhecimento de padrão de processamento de imagem 225.[0121] In one embodiment, the DAS 222 image data processing mechanism retrieves from the DAS 221 image database memory the image data that represents the acoustic wave propagation over a period of time (hereinafter referred to as “data analysis window”) generated based on the data obtained using DAS technology. The data analysis window can be chosen to be equal to a few seconds, for example, 5 seconds. Such image data may correspond, in one embodiment, to the DAS image data generated by the exemplary DAS module 201 shown in Figure 15. The DAS 222 image data processing mechanism processes such image data to determine an image limit. acoustic wave propagation in the fluid contained in the monitored well / reservoir. Such processing is managed by the acoustic wave limit determination mechanism 226, and includes, in one embodiment, image pattern recognition processing that can be provided in the example architecture shown in Figure 16 by the image processing pattern recognition mechanism. image 225.

[0122] Em uma modalidade, o mecanismo de processamento de dados de imagem de DAS 222 é configurado para usar um limite de propagação de onda acústica determinado no fluido para determinar uma estimativa do nível de fluido na região anular no poço/reservatório. Tal processamento é gerenciado pelo mecanismo de monitoramento de nível de fluido 227, e também inclui, em uma modalidade, um processamento de reconhecimento de padrão de imagem que pode ser fornecido na arquitetura exemplificadora mostrada na Figura 16 pelo mecanismo de reconhecimento de padrão de processamento de imagem 225.[0122] In one embodiment, the DAS 222 image data processing mechanism is configured to use an acoustic wave propagation limit determined in the fluid to determine an estimate of the fluid level in the annular region in the well / reservoir. Such processing is managed by the fluid level monitoring mechanism 227, and also includes, in one embodiment, image pattern recognition processing that can be provided in the example architecture shown in Figure 16 by the image processing pattern recognition mechanism. image 225.

[0123] Em outra modalidade, o mecanismo de processamento de dados de imagem de DAS 222 é configurado para determinar uma pluralidade de limites de propagação de onda acústica no fluido contido no poço/reservatório ao longo de um período de tempo, e para monitorar dinamicamente o nível de fluido na região anular com base na pluralidade de limites de propagação de onda acústica determinada no fluido contido no poço/reservatório. A determinação de cada um ou de uma pluralidade dos limites de propagação de onda acústica pode usar o processamento de reconhecimento de padrão de imagem, conforme descrito acima.[0123] In another embodiment, the DAS 222 image data processing mechanism is configured to determine a plurality of acoustic wave propagation limits in the fluid contained in the well / reservoir over a period of time, and to dynamically monitor the fluid level in the annular region based on the plurality of acoustic wave propagation limits determined in the fluid contained in the well / reservoir. The determination of each or a plurality of acoustic wave propagation limits can use image pattern recognition processing, as described above.

[0124] Os dados gerados pelo processamento realizado pelo mecanismo de processamento de dados de imagem de DAS 222 podem ser armazenados na memória de dados 223.[0124] The data generated by the processing performed by the DAS 222 image data processing mechanism can be stored in data memory 223.

[0125] Em uma modalidade, o mecanismo de controle 224 inclui um processador, que pode ser qualquer microprocessador, ASIC, FPGA e/ou máquina de estado adequados. De acordo com diversas modalidades, um ou mais dos computadores podem ser configurados como um computador multiprocessador que tem múltiplos processadores para fornecer uma computação paralela. O mecanismo de controle 224 também pode compreender, ou pode estar em comunicação com um meio de armazenamento de computador com capacidade para armazenar as instruções de programa de computador ou o código de software que, quando executados pelo processador, fazem com que o processador execute os elementos descritos no presente documento. A memória de base de dados de dados de imagem de DAS 221 e a memória de dados 223 podem ser qualquer meio de armazenamento de computador conectada ao mecanismo de controle 224 e operacional com um ou mais sistemas de gerenciamento de base de dados associados para facilitar o gerenciamento de dados armazenados em respectivas bases de dados e hardwares associados.[0125] In one embodiment, control mechanism 224 includes a processor, which can be any suitable microprocessor, ASIC, FPGA and / or state machine. According to several modalities, one or more of the computers can be configured as a multiprocessor computer that has multiple processors to provide parallel computing. Control mechanism 224 may also comprise, or may be in communication with, a computer storage medium capable of storing computer program instructions or software code which, when executed by the processor, cause the processor to execute elements described in this document. The DAS 221 image database memory and data memory 223 can be any computer storage medium connected to the control mechanism 224 and operational with one or more associated database management systems to facilitate the management of data stored in respective databases and associated hardware.

[0126] Será compreendido que o sistema de monitoramento de poço/reservatório 220 mostrado e descrito com referência à Figura 16 é fornecido apenas a título de exemplo. Diversas outras arquiteturas, ambientes operacionais e configurações são possíveis. Outras modalidades do sistema podem incluir um número menor ou maior de componentes, e podem incorporar uma parte ou toda a funcionalidade descrita em relação aos componentes de sistema mostrados na Figura 16. Consequentemente, embora a memória de base de dados de dados de imagem de DAS 221, o mecanismo de processamento de dados de imagem de DAS 222, a memória de dados 223, o mecanismo de reconhecimento de padrão de processamento de imagem 225, o mecanismo de determinação de limite de onda acústica 226, o mecanismo de monitoramento de nível de fluido 227 e o mecanismo de controle 224 sejam ilustrado como parte do sistema de monitoramento de poço/reservatório 220, nenhuma restrição é colocado em relação à localização e ao controle dos componentes 221 a 227. Em particular, em outras modalidades, os componentes 210 a 227 podem fazer parte de diferentes entidades ou sistemas de computação.[0126] It will be understood that the well / reservoir monitoring system 220 shown and described with reference to Figure 16 is provided by way of example only. Several other architectures, operating environments and configurations are possible. Other modalities of the system may include a smaller or larger number of components, and may incorporate some or all of the functionality described in relation to the system components shown in Figure 16. Consequently, although the DAS image database memory 221, the DAS 222 image data processing mechanism, data memory 223, the image processing pattern recognition mechanism 225, the acoustic wave limit determination mechanism 226, the level monitoring mechanism fluid 227 and control mechanism 224 are illustrated as part of the well / reservoir monitoring system 220, no restrictions are placed on the location and control of components 221 to 227. In particular, in other embodiments, components 210 a 227 can be part of different entities or computing systems.

[0127] As Figuras 17a, 17b, 17c e 17d mostram os dados de imagem com dados de processamento de imagem de acordo com uma modalidade exemplificadora. São mostrados no lado esquerdo das Figuras 17a, 17b, 17c e 17d os dados de imagem que representam a propagação de onda acústica ao longo de uma janela de análise de dados que abrange aproximadamente 5 segundos gerada com base nos dados obtidos com o uso da tecnologia de DAS. O eixo geométrico vertical corresponde, naquelas Figuras, à profundidade (em metros).[0127] Figures 17a, 17b, 17c and 17d show the image data with image processing data according to an exemplary embodiment. On the left side of Figures 17a, 17b, 17c and 17d are shown the image data representing the propagation of the acoustic wave along a data analysis window that covers approximately 5 seconds generated based on the data obtained using the technology of DAS. The vertical geometric axis corresponds, in those Figures, to the depth (in meters).

[0128] Para cada linha horizontal das imagens da Figuras 17a, 17b, 17c e 17d, uma análise de Fourier é realizada de modo a gerar os dados de espectro de frequência para cada obtenção de profundidade no poço/reservatório sobre a janela de tempo de análise de dados. Por exemplo, assumindo-se que os dados de domínio de tempo tenham sido amostrados com uma amostragem de frequência de 1 KHz, uma transformada de Fourier rápida de 500 pontos pode ser realizada sobre os dados de domínio de tempo de modo a gerar um espectro de frequência que abrange uma largura de banda de 0 a 500 Hz.[0128] For each horizontal line of the images in Figures 17a, 17b, 17c and 17d, a Fourier analysis is performed in order to generate the frequency spectrum data for each obtaining depth in the well / reservoir over the time window. data analysis. For example, assuming that the time domain data has been sampled with a frequency sampling of 1 KHz, a fast 500 point Fourier transform can be performed on the time domain data in order to generate a spectrum of frequency covering a bandwidth from 0 to 500 Hz.

[0129] De preferência, a janela de tempo de análise de dados será escolhida suficientemente curta de modo que os dados de imagem obtidos sejam de um tamanho tal que o tempo de processamento de dados seja mantido em um nível predeterminado. Além disso, a janela de tempo pode ser escolhida suficientemente curta de modo a se obter uma vista do tipo fotografia instantânea do nível de fluido, por exemplo, no caso em que um monitoramento dinâmico de um poço/reservatório é realizado. Ao mesmo tempo, uma quantidade de dados suficiente no domínio de tempo é necessária para uma análise de frequência significativa. A janela de tempo de análise de dados selecionada pode, portanto, ser o resultado de um consenso, dependendo do tipo de monitoramento realizado no poço/reservatório.[0129] Preferably, the data analysis time window will be chosen short enough so that the image data obtained is of such a size that the data processing time is maintained at a predetermined level. In addition, the time window can be chosen short enough to obtain a snapshot view of the fluid level, for example, in the case where dynamic monitoring of a well / reservoir is performed. At the same time, a sufficient amount of data in the time domain is required for meaningful frequency analysis. The selected data analysis time window can therefore be the result of a consensus, depending on the type of monitoring performed in the well / reservoir.

[0130] É mostrado no lado direito das Figuras 17a, 17b, 17c e 17d os dados de espectro 300a, 300b, 300c, 300d gerados a partir dos respectivos dados de tempo 301a, 301b, 301c, 301d mostrados no lado esquerdo das Figuras. Nesse exemplo, o eixo geométrico de frequência abrange uma largura de banda de 0 a 500 Hz, e as porções escuras dos espectros correspondem aos valores de frequência baixa, enquanto que as porções claras correspondem aos valores de frequência alta.[0130] On the right side of Figures 17a, 17b, 17c and 17d the spectrum data 300a, 300b, 300c, 300d generated from the respective time data 301a, 301b, 301c, 301d shown on the left side of the Figures is shown. In this example, the frequency geometric axis covers a bandwidth from 0 to 500 Hz, and the dark portions of the spectra correspond to the low frequency values, while the light portions correspond to the high frequency values.

[0131] Tomando a imagem de profundidade - frequência da Figura 17a como um exemplo, os picos de frequência baixa 303a, 303b, 303c, 303d vistos na parte inferior do lado esquerdo da imagem foram interpretados como a imagem de frequência de uma bomba 304a, 304b, 304c, 304d no poço/reservatório. Por outro lado, as áreas de profundidade 305a, 305b, 305c, 305d que podem ser interpretadas como correspondentes à propagação de onda acústica no fluido nos dados de tempo 301a, 301b, 301c, 301d mostram um perfil de frequência diferente 306a, 306b, 306c, 306d com picos na parte inferior média do espectro. As áreas de profundidade 307a, 307b, 307c, 307d que podem ser interpretadas como correspondentes ao ruído no fluido nos dados de tempo 301a, 301b, 301c, 301d mostram um perfil de frequência 308a, 308b, 308c, 308d com picos baixos disseminados em quase toda a largura de banda de espectro.[0131] Taking the depth-frequency image of Figure 17a as an example, the low frequency peaks 303a, 303b, 303c, 303d seen at the bottom of the left side of the image were interpreted as the frequency image of a 304a pump, 304b, 304c, 304d in the well / reservoir. On the other hand, depth areas 305a, 305b, 305c, 305d that can be interpreted as corresponding to the acoustic wave propagation in the fluid in time data 301a, 301b, 301c, 301d show a different frequency profile 306a, 306b, 306c , 306d with peaks in the lower middle part of the spectrum. The depth areas 307a, 307b, 307c, 307d that can be interpreted as corresponding to the noise in the fluid in the time data 301a, 301b, 301c, 301d show a frequency profile 308a, 308b, 308c, 308d with low peaks disseminated in almost the entire spectrum bandwidth.

[0132] A imagem de profundidade - frequência gerada através da análise de Fourier de cada linha dos dados de imagem de DAS é, então, processada com o uso de um algoritmo de classificação, por exemplo, um algoritmo de classificação de Kohonen ou um algoritmo de classificação de vizinho mais próximo, a fim de distinguir esses diferentes perfis de espectro de frequência uns dos outros de modo a distinguir as áreas de profundidade que correspondem ao nível de fluido das áreas que correspondem ao ruído ou a uma bomba, conforme seja o caso.[0132] The depth-frequency image generated through the Fourier analysis of each line of DAS image data is then processed using a classification algorithm, for example, a Kohonen classification algorithm or an algorithm nearest neighbor classification system in order to distinguish these different frequency spectrum profiles from each other in order to distinguish the depth areas that correspond to the fluid level from the areas that correspond to noise or to a pump, as the case may be .

[0133] O algoritmo de classificação é realizado nos dados de imagem de profundidade - frequência, com um estágio de aprendizado inicial, para o qual uma primeira imagem de profundidade - frequência é usada (por exemplo, a imagem de profundidade - frequência da Figura 17a).[0133] The classification algorithm is performed on the depth-frequency image data, with an initial learning stage, for which a first depth-frequency image is used (for example, the depth-frequency image in Figure 17a ).

[0134] O resultado desse estágio de aprendizado é um número predeterminado C de classes que correspondem aos perfis de espectro de frequência mais representados C dentre os perfis de espectro de frequência que podem ser observados na imagem de profundidade - frequência de aprendizado. No exemplo mostrado na Figura 17a, o número C de classes foi escolhido para ser igual a 5, de modo que o estágio de aprendizado de algoritmo de classificação tenha determinado 5 perfis de espectro de frequência aos quais os perfis de frequência encontrados nos espectros da Figura 17a mais se aproximam. Essas 5 classes são representadas na Figura por diferentes sombreamentos ou preenchimentos nas áreas estreitas 302a localizadas entre os dados de tempo 301a e os dados de frequência 300a.[0134] The result of this learning stage is a predetermined number C of classes that correspond to the most represented frequency spectrum profiles C among the frequency spectrum profiles that can be observed in the depth image - learning frequency. In the example shown in Figure 17a, the number C of classes has been chosen to be equal to 5, so that the classification algorithm learning stage has determined 5 frequency spectrum profiles to which the frequency profiles found in the spectra of Figure 17a are closer. These 5 classes are represented in the Figure by different shades or fills in the narrow areas 302a located between the time data 301a and the frequency data 300a.

[0135] O estágio de aprendizagem é realizado pelo menos uma vez, de modo que as classes C usadas para os estágios de classificação sejam definidos. Em uma modalidade, a imagem usada para a aprendizagem de classe pode ser verificada, por exemplo, por um operador, de modo a assegurar que as áreas de interesse estejam, de fato, presentes na imagem. Uma vez que as classes C são definidas, o processamento de imagem de classificação é reduzido para um estágio de classificação, e o estágio de aprendizagem não é mais necessários para se completar o processamento de classificação em uma nova imagem.[0135] The apprenticeship stage is carried out at least once, so that the C classes used for the classification stages are defined. In one mode, the image used for class learning can be verified, for example, by an operator, in order to ensure that the areas of interest are, in fact, present in the image. Once classes C are defined, the classification image processing is reduced to a classification stage, and the learning stage is no longer needed to complete the classification processing in a new image.

[0136] A Figura 17b, a Figura 17c e a Figura 17d são exemplos de imagens processadas através de apenas um estágio de classificação, com base nas 5 classes definidas pelo estágio de aprendizagem realizado na primeira imagem mostrada na Figura 17a. De preferência, os parâmetros de obtenção e processamento de todas as quatro imagens são idênticos ou substancialmente idênticos. Por exemplo, as imagens são geradas com base em uma única configuração de poço/reservatório (no exemplo mostrado nas Figuras, um poço com uma bomba de ESP), por uma janela de tempo de análise de dados predeterminada e um determinado processamento de FFT.[0136] Figure 17b, Figure 17c and Figure 17d are examples of images processed through only one classification stage, based on the 5 classes defined by the learning stage performed in the first image shown in Figure 17a. Preferably, the parameters for obtaining and processing all four images are identical or substantially identical. For example, images are generated based on a single well / reservoir configuration (in the example shown in the Figures, a well with an ESP pump), a predetermined data analysis time window and a certain FFT processing.

[0137] É mostrada na Figura 17a - Figura 17d uma indicação da classe (dentre as 5 classes predeterminadas) a qual cada espectro de frequência (que corresponde a uma linha da área de dados de tempo de cada Figura) foi associado. Por exemplo, a classe com faixa horizontal corresponde à área de profundidade 307a, 307b, 307c, 307d interpretada como representando o ruído, as duas classes com sombreamento oblíquo (orientadas para a esquerda e direita) correspondem à área de profundidade 305a, 305b, 305c, 305d interpretada como representando a propagação de onda acústica no líquido, a classe com preenchimento de pontos pequenos corresponde à área de profundidade 304a, 304b, 304c, 304d interpretada como representando a bomba.[0137] An indication of the class (among the 5 predetermined classes) to which each frequency spectrum (which corresponds to a line in the time data area of each Figure) is shown in Figure 17a - Figure 17d. For example, the class with horizontal stripe corresponds to the depth area 307a, 307b, 307c, 307d interpreted as representing noise, the two classes with oblique shading (oriented to the left and right) correspond to the depth area 305a, 305b, 305c , 305d interpreted as representing the acoustic wave propagation in the liquid, the class with small dot filling corresponds to the depth area 304a, 304b, 304c, 304d interpreted as representing the pump.

[0138] Em uma modalidade, se é mostrado que várias classes correspondem a uma única área de interesse (por exemplo, ruído, líquido sobre a bomba, bomba, líquido embaixo da bomba), as mesmas podem ser fundidas em uma classe, de modo a distinguir melhor as áreas de interesse umas das outras. Por exemplo, as duas classes com sombreamento oblíquo (orientado para a esquerda e direita) que correspondem à área de profundidade 305a, 305b, 305c, 305d interpretada como representando a propagação de onda acústica no líquido, podem ser fundidas em uma única classe, conforme ilustrado na Figura 17c. O nível de fluido na região anular pode, então, ser determinado calculando-se o intervalo de profundidade que corresponde à classe fundida, ou determinando-se a fronteira entre tal classe fundida e a classe que corresponde a uma área de ruído.[0138] In one embodiment, if it is shown that several classes correspond to a single area of interest (for example, noise, liquid over the pump, pump, liquid under the pump), they can be merged into one class, so better distinguish areas of interest from each other. For example, the two classes with oblique shading (oriented to the left and right) that correspond to the depth area 305a, 305b, 305c, 305d interpreted as representing the acoustic wave propagation in the liquid, can be merged into a single class, as illustrated in Figure 17c. The level of fluid in the annular region can then be determined by calculating the depth range that corresponds to the molten class, or by determining the boundary between that molten class and the class that corresponds to an area of noise.

[0139] Embora a invenção tenha sido descrita em relação às modalidades preferenciais, os indivíduos versados na técnica compreenderão prontamente que diversas alterações e/ou modificações podem ser realizadas à invenção sem que se afaste do espírito ou escopo da invenção. Em particular, a invenção não se limita a modalidades específicas relativas ao aparelho para monitorar um poço ou um reservatório e pode ser implantada com o uso de diversas arquiteturas ou componentes da mesma sem se afastar de seu espírito ou escopo.[0139] Although the invention has been described in relation to the preferred modalities, those skilled in the art will readily understand that various changes and / or modifications can be made to the invention without departing from the spirit or scope of the invention. In particular, the invention is not limited to specific modalities related to the apparatus for monitoring a well or a reservoir and can be implemented using different architectures or components of the same without departing from its spirit or scope.

[0140] Além disso, deve-se compreender que, embora a invenção tenha sida descrita em relação às modalidades preferenciais, a invenção pode ser usada para monitorar os dispositivos inseridos em um poço, tais como, por exemplo e descritas no presente documento, bombas, tais como bombas submersíveis elétricas (ESP), para o monitoramento de vibrações, de nível de fluido em um poço ou um reservatório (por exemplo, a quantidade em que uma bomba, ou outro líquido que puxa/eleva o dispositivo, tal como um dispositivo de elevação de gás, é submergida), de uma taxa de gás em um nível de bomba, de divisão de gás na região anular, de travamento de gás e/ou nível de temperatura de dispositivos inseridos em um poço, tais como bombas. Tal monitoramento pode ser usado para a otimização e o ajuste dinâmico ou não dinâmico de dispositivos inseridos em um poço, por exemplo e sem limitações em relação ao seu tempo de vida útil, para a maximização da deposição, a otimização de manutenção de tais dispositivos e/a maximização do nível de HSE (Hygiène Sécurité Environnement, o termo francês para segurança higiênica e questões ambientais) ao se operar tais dispositivos. Tais operações de ajuste, otimização, fechamento ou desligamento podem ser realizadas automaticamente ou manualmente de acordo com o nível de fluido de poço monitorado.[0140] Furthermore, it should be understood that, although the invention has been described in relation to the preferred modalities, the invention can be used to monitor devices inserted in a well, such as, for example and described in this document, pumps , such as electric submersible pumps (ESP), for monitoring vibration, fluid level in a well or reservoir (for example, the amount in which a pump, or other liquid that pulls / lifts the device, such as a gas lifting device, is submerged), a gas rate at a pump level, gas division in the annular region, gas locking and / or temperature level of devices inserted in a well, such as pumps. Such monitoring can be used for the optimization and the dynamic or non-dynamic adjustment of devices inserted in a well, for example and without limitations in relation to their useful life, for the maximization of deposition, the optimization of maintenance of such devices and / maximizing the level of HSE (Hygiène Sécurité Environnement, the French term for hygienic safety and environmental issues) when operating such devices. Such adjustment, optimization, closing or shutdown operations can be carried out automatically or manually according to the monitored well fluid level.

[0141] Embora essa invenção tenha sido descrita no contexto de certas modalidades preferenciais, deve-se compreender que certas vantagens, recursos e aspectos dos sistemas, dispositivos e métodos podem ser concretizadas em uma variedade de outras modalidades. Adicionalmente, é contemplado que vários aspectos e recursos descritos no presente documento possam ser praticados separadamente, combinados ou substituídos uns pelos outros, e que uma variedade de combinações e subcombinações dos recursos e aspectos pode ser realizada e ainda se encontrar dentro do escopo da invenção. Além disso, os sistemas e dispositivos descritos acima não precisam incluir todos os módulos e funções descritos nas modalidades preferenciais.[0141] Although this invention has been described in the context of certain preferred modalities, it must be understood that certain advantages, resources and aspects of the systems, devices and methods can be realized in a variety of other modalities. Additionally, it is contemplated that various aspects and features described in this document can be practiced separately, combined or replaced by each other, and that a variety of combinations and subcombination of features and aspects can be performed and still fall within the scope of the invention. In addition, the systems and devices described above do not need to include all the modules and functions described in the preferred modalities.

[0142] As informações e os sinais descritos no presente documento podem ser representados com o uso de qualquer um dentre uma variedade de diferentes tecnologias técnicas. Por exemplo, os dados, instruções, comandos, informações, sinais, bits, símbolos e circuitos integrados podem ser representados por tensões, correntes, ondas eletromagnéticas, campos ou partículas magnéticas, campos ou partículas ópticas, ou qualquer combinação dos mesmos[0142] The information and signals described in this document can be represented using any one of a variety of different technical technologies. For example, data, instructions, commands, information, signals, bits, symbols and integrated circuits can be represented by voltages, currents, electromagnetic waves, magnetic fields or particles, optical fields or particles, or any combination thereof

[0143] Dependendo da modalidade, certas ações, eventos ou funções de qualquer um dos métodos descritos no presente documento podem ser realizadas em uma sequência diferente, podem ser adicionadas, fundidas ou omitidas de modo geral (por exemplo, nem todas as ações ou eventos são necessárias para a prática do método). Além disso, em certas modalidades, as ações ou eventos podem ser realizadas simultaneamente em vez de sequencialmente.[0143] Depending on the modality, certain actions, events or functions of any of the methods described in this document can be performed in a different sequence, they can be added, merged or omitted in general (for example, not all actions or events necessary for the practice of the method). In addition, in certain modalities, actions or events can be performed simultaneously instead of sequentially.

Claims

1. Apparatus to monitor a well or a reservoir that contains a fluid characterized by the fact that it comprises: - an optical fiber that extends along the well or the reservoir; - a light pulse generator connected to the optical fiber and adapted to send light pulses through the optical fiber; - an acoustic wave generator adapted to generate acoustic waves that propagate in the fluid and exert pressure changes in the optical fiber; - a sensor connected to the optical fiber and adapted to detect the propagation of acoustic waves by measuring the modulation of backscattered light in the optical fiber generated by the pressure exerted on the optical fiber; - a processing module adapted to determine an acoustic wave propagation limit in the fluid based on acoustic wave propagation data generated by the sensor, where the processing module is additionally adapted to generate, based on wave propagation data sensor-generated acoustics, image data representing the acoustic wave propagation over a predetermined period of time, and to process the image data using pattern recognition to determine the acoustic wave propagation limit.

2. Apparatus according to claim 1, characterized by the fact that the processing module is additionally adapted to determine an estimate of the fluid level in the annular region based on the limit of acoustic wave propagation determined in the fluid.

Apparatus according to claim 2, characterized by the fact that the processing module is additionally adapted to determine a plurality of acoustic wave propagation limits in the fluid over a period of time based on propagation data. acoustic wave generated by the sensor, and dynamically monitor the fluid level in the annular region based on the plurality of acoustic wave propagation limits in the fluid.

4. Apparatus for monitoring a well, according to any one of claims 1 to 3, characterized by the fact that the acoustic wave generator is included in a pump immersed in the well and the generated acoustic waves correspond to the noise generated by the pump during the operation.

Apparatus for monitoring a well, according to any one of claims 1 to 4, characterized in that the processing module is additionally adapted to monitor the fluid level in the annular region over a pump immersed in the well.

6. Apparatus for monitoring a well, according to any of claims 4 and 5, characterized by the fact that the pump is a submersible electric pump (ESP).

Apparatus according to any one of claims 1 to 6, characterized in that the processing module comprises an interface for receiving the data captured by the sensor, a processor, and a memory operationally connected to the processor and which stores a computer program that, when executed, causes the processor to determine an acoustic wave propagation limit in the fluid based on acoustic wave propagation data received from the sensor through the interface.

8. Method for monitoring the fluid level in the annular region of a well, said method being implemented by the apparatus defined in any one of claims 1 to 7, and characterized by the fact that it comprises the steps of: - processing the image data generated with the use of acoustic detection distributed in an optical fiber that extends along the well to determine at least one limit of propagation of the acoustic wave in the annular region; - determine an estimate of the fluid level in the annular region based on at least a determined acoustic wave propagation limit, and in which image data processing includes pattern recognition image processing to determine at least one propagation limit acoustic wave.

9. Method according to claim 8, characterized by the fact that distributed acoustic detection is used to determine a plurality of acoustic wave propagation limits in the annular region over a period of time, and additionally comprises dynamic monitoring the fluid level in the annular region over the period of time based on the plurality of acoustic wave propagation limits determined in the annular region.

10. Method for monitoring a well or reservoir containing a fluid, said method being implemented by the apparatus defined in any one of claims 1 to 7 and in which an optical fiber extends over the well or reservoir and the method being characterized by understanding the steps of: - sending pulses of light through the optical fiber; - generate acoustic waves that propagate in the fluid and exert pressure changes in the optical fiber; - generate image data that represents the propagation of the acoustic wave over a predetermined period of time; and - determining an acoustic wave propagation limit in the fluid based on a processing of the generated image data in which the image data processing includes pattern recognition image processing to determine the at least one wave propagation limit. acoustics.

11. Method according to claim 10, characterized in that it further comprises: determining an estimate of the fluid level in the annular region based on the acoustic wave propagation limit determined in the fluid.

12. Method according to claim 11, characterized in that it further comprises: determining a plurality of acoustic wave propagation limits in the fluid over a period of time and dynamically monitoring the fluid level in the annular region based on plurality of acoustic wave propagation limits determined in the fluid.

13. Method according to either of claims 11 or 12, characterized in that it additionally comprises: monitoring the fluid level in the annular region over a pump immersed in the well or reservoir.

14. Computer-readable storage medium characterized by the fact that it executes computer-executable instructions to detect the activation of a virtual sensor in a scenario, and the computer-executable instructions comprise instructions for implementing any of the methods, as defined in claims 8 to 13.