BRPI0614129B1

BRPI0614129B1 - método para estimar uma propriedade fluida

Info

Publication number: BRPI0614129B1
Application number: BRPI0614129-3A
Authority: BR
Inventors: Yao Weimin; Difoggio Rocco
Original assignee: Baker Hughes Incorporated
Priority date: 2005-08-01
Filing date: 2006-07-31
Publication date: 2018-04-03
Also published as: CN101268251A; NO20080835L; US7523640B2; EP1917417A2; NO343792B1; WO2007016464A2; WO2007016464A3; US20070022803A1; EA200800394A1; MY145219A; EP1917417B1; EP1917417A4; US20090229341A1; EA012154B1; US7921691B2; WO2007016464B1; BRPI0614129A2

Abstract

analisador acústico de fluido. a presente invenção refere-se a um método de determinação de propriedades de um fluido de formação baseado em medições da velocidade do som no fluido, uma medição da densidade do fluido, ou ambas. as propriedades incluem compressibilidade, condutividade térmica, e a relação óleo-gás. a compressibilidade de um fluido é inversamente proporcional ao produto da velocidade do som no fluido ao quadrado e a densidade do fluido. a densidade e a velocidade do som podem ser medidas acusticamente. o método ainda inclui uma maneira de processar dados incluindo a aplicação do método savitzky-golay e a utilização de uma técnica de valor de limiar variável.

Description

(54) Título: MÉTODO PARA ESTIMAR UMA PROPRIEDADE FLUIDA (73) Titular: BAKER HUGHES INCORPORATED, Sociedade Norte-Americana. Endereço: 2929 Allen Parkway, Suite 2100, Houston, TX 77019-2118, ESTADOS UNIDOS DA AMÉRICA(US) (72) Inventor: WEIMIN YAO; ROCCO DIFOGGIO

Prazo de Validade: 10 (dez) anos contados a partir de 03/04/2018, observadas as condições legais

Expedida em: 03/04/2018

Assinado digitalmente por:

Júlio César Castelo Branco Reis Moreira

Diretor de Patente

Relatório Descritivo da Patente de Invenção para MÉTODO

PARA ESTIMAR UMA PROPRIEDADE FLUIDA.

ANTECEDENTES DA INVENÇÃO

CAMPO DA INVENÇÃO

A presente invenção se refere a operações de estimativa de furo de poço. Mais especificamente, a presente invenção se refere a um aparelho e a um método para verificar a compressibilidade de fluido inato dentro de um furo de poço e à presença de uma fase gasosa nesse fluido.

DESCRIÇÃO DA TÉCNICA AFIM

A amostragem de fluido inato contido nas formações subterrâneas provê um método de testar zonas de formação de possível interesse com relação ao potencial de suporte de hidrocarboneto. Isto envolve a recuperação de uma amostra de quaisquer fluidos de formação presentes para análise posterior em um ambiente de laboratório enquanto causa um mínimo de danos às formações testadas. A amostra de formação é essencial mente um teste de particularidade da possível produtividade de formações de solo de subsuperfície. Adicionalmente, um registro contínuo do controle e da seqüência de eventos durante o teste é criado na superfície. A partir deste registro, os dados valiosos de pressão de formação e de permeabilidade, bem como dados determinativos da compressibilidade, da densidade e da viscosidade do fluido podem ser obtidos para a análise do reservatório de formação.

De maneira geral, a amostragem de fluido inato envolve a disposição de uma sonda 10 em um furo de poço 5 através de uma linha de arame

8. Uma porta de amostra 14 e um meio de pressionamento 12 são opostamente localizados na porção externa da sonda 10. Quando a porta de amostra 14 estiver próxima de uma formação de interesse 6, o meio de pressionamento 12 será estendido contra a superfície interna do furo de poços 5, engatando assim a porta de amostra 14 na formação 6. O engate da porta de amostra 14 perfura o diâmetro externo do furo de poço 5 e permite a comunicação de fluido entre o fluido inato na formação 6 e a porta de amostra 14.

Conforme será descrito em maiores detalhes abaixo, depois do pressioPetição 870170083859, de 31/10/2017, pág. 5/11 namento da porta de amostra 14 na formação 6, o fluido inato poderá ser extraído por meio de sifão na sonda 10 com um meio de bombeamento disposto na mesma.

Instrumentos de fundo de poço de múltiplos testes foram desen5 volvidos com sondas de amostragem extensíveis que são engatadas na parede do furo de sondagem e retiram amostras de fluido de uma formação de interesse, bem como medem a pressão do fluido dentro da formação. Tradicionalmente, estes instrumentos de fundo de poço compreendem um pistão de lançamento interno que é movimentado alternadamente de forma hidráu10 lica ou elétrica para arrastar o fluido inato da formação para o instrumento.

De maneira geral, os dispositivos de amostragem de fundo de poço de múltiplos testes incorporam um circuito de fluido para o sistema de amostragem que exige que o fluido inato extraído da formação, juntamente com qualquer matéria estranha, tal como areia fina, pedras, e pasta de lama, etc. encontrada pela sonda de amostragem, seja arrastado para uma câmara de volume relativamente pequeno e que seja descarregado no furo de sondagem, quando a ferramenta estiver fechada. Um exemplo de tal dispositivo pode ser encontrado na Patente Norte-americana N^s 4.416.152. Antes do fechamento, uma amostra pode fluir para um tanque de amostra através de um circuito separado, mas paralelo. Outros métodos suprem a amostra a ser coletada através do mesmo circuito de fluido.

Quando exposto a um orifício aberto, as características do fluido do fluido de formação poderão mudar rapidamente, sendo, portanto, importante que o fluido de formação seja removido tão rapidamente quanto possí25 vel. Entretanto, é importante que a taxa de fluxo de formação seja regulada a fim de impedir a queda da pressão do fluido abaixo de seu ponto de bolha, uma vez que a medição dos fluidos separados não resulta em uma amostra representativa. Depois destes componentes resultarem da solução, eles não podem tipicamente ser facilmente recombinados, o que resulta em uma a30 mostra não-representativa apresentando propriedades de fluido alteradas.

Dispositivos de testes de reservatório recentemente desenvolvidos ilustram um método de medir as pressões do ponto de bolha do fluido inato no momento da coleta de amostra. Isto pode ser conseguido com o uso de técnicas conhecidas de transmissibilidade de luz para detectar bolhas no líquido. Entretanto, este método apresenta algumas desvantagens, quando da presença de matéria particulada no fluido, resultando assim em possíveis resultados errôneos. Outros métodos incluem o aprisionamento de um volume conhecido de fluido de formação e o aumento de seu volume gradualmente em uma temperatura constante. As mudanças medidas no volume e na pressão apresentam um gráfico da pressão versus o volume a fim de verificar o valor do ponto de bolha. Este valor é estimado dentro da região do gráfico onde a mudança de pressão com o volume primeiramente deriva da linha reta inicial.

Infelizmente, os dispositivos de bombeamento atualmente em uso com os dispositivos de amostragem acima descritos apresentam algumas desvantagens inerentes. Por exemplo, o controle do meio de acionamento elétrico ou hidráulico dos sistemas de bombeamento atualmente usados não é preciso, o que, por sua vez, resulta em uma inabilidade em controlar por completo a velocidade das bombas. A não-possibilidade de controlar por completo a velocidade da bomba inibe a capacidade de cessar as operações de bombeamento, caso a pressão do fluido inato caia abaixo de seu ponto de bolha, inibindo também a capacidade de medir o ponto de bolha com precisão. Uma vez que o fluido inato de amostragem em pressões abaixo de seu ponto bolha negativamente afeta a precisão da amostragem, são originados dados. Por isso, existe a necessidade de um meio para analisar com precisão as propriedades do fluido inato sem afetar a condição ou o estado do fluido.

BREVE SUMÁRIO DA INVENÇÃO

A presente invenção inclui um método de estimar a propriedade de um fluido que compreende a geração de um sinal acústico externo, a medição de um tempo de deslocamento do sinal através do fluido, a determinação da densidade de fluido, a determinação da velocidade do som no fluido com base no tempo de deslocamento medido, e o cálculo da propriedade do fluido com base na densidade do fluido e na velocidade do som do fluido. A etapa de determinar a densidade do fluido do presente método se baseia no percurso de tempo medido. O método adicionalmente inclui a colocação de uma amostra de fluido dentro do vaso em comunicação com um gerador de sinais e a ativação do gerador de sinais para criar reverberações de sinais acústicos dentro do fluido.

A etapa de gerar um sinal externo ao recipiente pode ser executada com um dispositivo, tal como um dispositivo piezo-elétrico, um transmissor acústico eletromagnético, um laser pulsado ou um ressonador flexural. A propriedade de fluido que é determinada pode incluir a compressibili10 dade do fluido, a condutividade térmica do fluido e a relação de gás-óleo do fluido. O valor da compressibilidade do fluido é o recíproco do produto da velocidade do som no fluido ao quadrado e da densidade do fluido. O método descrito aqui pode também incluir a determinação da presença do gás dentro do fluido, onde a presença do gás é detectada com base em uma re15 sistência de sinal que varia de sem resposta até uma baixa resposta.

O método pode adicionalmente compreender o processamento do tempo de deslocamento do sinal medido com o método Savitzki-Golay. O método pode também adicionalmente compreender o processamento de sinal medido com um método de limiar variável.

Também é descrito aqui um dispositivo de amostragem que compreende um vaso apresentado fluido no mesmo, um gerador de sinais em cooperação com o vaso, e um receptor em cooperação com o vaso. O receptor é capaz de registrar o percurso do sinal através do fluido, onde a velocidade do som do fluido pode ser determinada por meio da análise do tempo de deslocamento do sinal, e onde uma propriedade do fluido pode ser determinada com base na densidade do fluido e na velocidade do som no fluido. A propriedade do fluido que é determinada inclui a compressibilidade, a densidade, a relação de gás-óleo, o teor de gás, o ponto de bolha, e a condutividade térmica. O dispositivo de amostragem pode adicionalmente incluir um processador em cooperação com o receptor para calcular a propriedade do fluido. O gerador de sinais pode também atuar como um receptor. O fluido que é amostrado pode ser fluido inato de fundo do poço.

O gerador de sinais do dispositivo de amostragem pode ser um dispositivo piezo-elétrico, um EMAT, um laser pulsado ou um ressonador flexural.

Adicionalmente, é incluído um método de determinar a densidade do fluido que compreende a geração de um sinal, a passagem do sinal através de um fluido, a medição do tempo de deslocamento do sinal através do fluido e a determinação da densidade do fluido com base no tempo de deslocamento do sinal medido. O método de determinar a densidade do fluido pode adicionalmente compreender a determinação da compressibilidade do fluido com base na densidade determinada do fluido e no tempo de deslocamento do sinal medido. A etapa de gerar um sinal e de passar o sinal através de um fluido, enquanto da determinação da densidade, é conseguida com a colocação de uma amostra de fluido dentro de um vaso em comunicação com um gerador de sinais e com a ativação do gerador de sinais, criando assim um sinal acústico dentro do fluido. A etapa de gerar um sinal é executada com um dispositivo, tal como um dispositivo piezo-elétrico, um EMAT, um laser pulsado e um ressonador flexural. O método de determinar a densidade de fluido pode também incluir a determinação da presença de gás dentro do fluido. A presença de gás é detectada com base em uma resistência de sinal que varia de sem resposta até uma baixa resposta. O método de determinar a densidade de fluido pode adicionalmente incluir a medição da condutividade térmica do fluido e o uso da condutividade térmica medida para determinar a densidade do fluido.

Um método de determinar a condutividade térmica de um fluido é incluído aqui. Este método compreende a geração de um sinal, a passagem do sinal através do fluido, a medição do tempo de deslocamento do sinal através do fluido, a determinação da densidade do fluido, a determinação da velocidade do som no fluido com base no tempo de deslocamento medido e o cálculo da condutividade térmica do fluido com base na densidade do fluido e na velocidade do som no fluido. A condutividade térmica do fluido, com relação ao método de determinar a condutividade térmica, é igual ao seguinte produto: (p)(k)(c)(N), onde p = uma constante de proporcionalidade

que varia de 2,8 a 3,0, k = uma constante de Boltzmann, c = a velocidade do som no fluido, e N = moléculas por volume unitário do fluido. O fluido que é analisado na determinação da condutividade térmica pode ser um fluido inato. O método de determinar a condutividade térmica pode adicionalmente compreender a disposição do fluido dentro de um vaso. A etapa de gerar um sinal para determinar a condutividade térmica é executada com um dispositivo, tal como um dispositivo piezo-elétrico, um EMAT, um laser pulsado ou um ressonadorflexural.

É adicionalmente incluído no método e no aparelho atuais um método de determinar a relação de gás-óleo de um fluido que compreende a geração de um sinal, a passagem do sinal através do fluido, a medição do tempo de deslocamento do sinal através do fluido, a determinação da velocidade do som no fluido com base no tempo de deslocamento medido e o cálculo da relação de gás-óleo do fluido com base na velocidade do som no fluido. O fluido sob consideração no método de determinar a relação de gásóleo de um fluido é um fluido inato de fundo de poço. A etapa de gerar um sinal é executada com um dispositivo selecionado da lista que consiste de um dispositivo piezo-elétrico, um EMAT, um laser pulsado e um ressonador flexural.

BREVE DESCRIÇÃO DAS DIVERSAS VISTAS DO DESENHO

A figura 1 mostra urna sonda de amostragem disposta em um recorte do furo de poço.

A figura 2 ilustra uma vista recortada de um sistema de amostragem.

A figura 3 representa um gráfico contendo dados brutos e dados processados.

DESCRIÇÃO DETALHADA DA INVENÇÃO

O método descrito aqui apresenta uma maneira de avaliar a compressibilidade de um fluido com base na densidade medida do fluido e na velocidade medida do som do fluido. Com referência agora à figura 2, uma concretização de um sistema de amostragem 22 da figura 2 compreende um vaso ou um recipiente 20 em cooperação com um gerador de sinais

16. A superfície externa do recipiente 20 pode ter uma configuração radial ou retangular, bem como a forma de uma tubulação. Opcionalmente, o vaso ou recipiente 20 pode ser compreendido de um conduto ou tubo.

Conforme mostrado, o recipiente 20 deve ser capaz de reter e armazenar o fluido 18 dentro de seus confins durante a análise. Embora mostrado como apresentando sua extremidade superior aberta, o recipiente 20 pode também ser vedado, encapsulando assim por completo o fluido 18 no mesmo. O gerador de sinais 16 pode ser conectado à parede externa ou primeira parede 24 do recipiente 20 ou mantido no lugar. Conforme será descrito aqui abaixo, são mostradas para fins de referência tanto a primeira quanto a segunda paredes (24, 26) mostradas adjacentes ao gerador de sinais 16, bem como as terceira e quarta paredes (28, 30) distais do gerador de sinais 16.

Com relação ao gerador de sinais 16, pode ser compreendido de qualquer dispositivo capaz de produzir um sina! acústico gravável que passa através do fluido. Isto inclui dispositivos acústicos tradicionais, tais como dispositivos piezos-elétricos; contudo, outros transdutores acústicos podem também ser usados para conseguir esta função. Por exemplo, um Transdutor Acústico Eletromagnético (EMAT) pode inserir ondas ultra-sônicas no metal pelo acoplamento eletromagnético. Alternativamente, um laser pulsado que atinge um objeto pode gerar ondas acústicas em uma freqüência que depende da freqüência de pulso de laser. Além disso, o gerador de sinais 16 pode também ser usado como um receptor para receber e registrar reflexões dos sinais gerados pelo gerador de sinais 16. Um exemplo de um ressonador mecânico flexural útil com o dispositivo descrito aqui é descrito em detalhes na Publicação de Patente N- US 2002/017885 que apresenta o número de série 10/144.965, publicada em 5 de dezembro de 2002, a descrição da qual é aqui incorporada para referência em sua totalidade.

Em uma alternativa do presente dispositivo, o sistema de amostragem 22 é combinado com a sonda 10 e está em comunicação de fluido com a porta de amostragem 14. Nesta concretização, o fluido inato da formação 6 é coletado pela porta de amostra 14 e dispensado no recipiente 20 para análise do fluido. Quando usado em conjunção com a sonda 10, o sistema de amostragem 22 é preferivelmente alojado dentro da sonda 10 durante o desenvolvimento e a operação do sistema de amostragem 22. A combinação do sistema de amostragem 22 com a sonda 10 tem a vantagem de amostrar em tempo real e reduz o risco de permitir mudanças na pressão ou na temperatura do fluido, o que, por sua vez, poderia afetar os resultados da amostragem. Entretanto, o uso do sistema de amostragem 22 não é limitado ao aparelho de coleta de fluido da figura 1, mas pode ser usado com qualquer tipo de dispositivo ou circuito usado na coleta do fluido inato de fundo de poço.

Em um exemplo não-limitativo de operação da presente invenção descrito aqui, o fluido inato é arrastado para a porta de amostra 14 de uma sonda de fundo de poço 10. O fluido é então introduzido no recipiente 20 para análise subseqüente. O gerador de sinais 6 é então ativado de modo que seja gerado um sinal 17, tal como um ou mais pulsos acústicos. Para fins de conveniência, o sinal gerado 17 é ilustrado como uma série de linhas curvadas que emanam do transdutor 16. Depois de deixar o gerador de sinais 16, o sinal 17 passa através das primeira e segunda paredes (24, 26) do recipiente 20 para o fluido contido 18, e então para as terceira e quarta paredes distais (28, 30). Uma porção do sinal gerado 17 (o sinal refletido 19) reflete novamente na direção do gerador de sinais 16. Similarmente, o sinal refletido 19 é ilustrado para conveniência como uma série de linhas curvas arrastada para o gerador de sinais 16. Na concretização da figura 2, o gerador de sinais 16 pode operar como um transmissor e também como um receptor de sinal. Opcionalmente, um transdutor separado (não mostrado) pode ser incluído, o qual opera unicamente como um receptor de sinal para receber os sinais refletidos 19.

Quando o gerador de sinais for um transdutor piezo-elétrico, um pico de tensão curto poderá ser aplicado ao transdutor, o qual tipicamente dura cerca de 1 - 2 milissegundos. Este pico faz com que o transdutor ressone em sua freqüência ressonante, que é tipicamente de cerca de 5 MHz a cerca de MHz. Análogo a uma campainha que toca por um momento depois de ter sido atingida por um martelo, o transdutor soa, principalmente em sua freqüência de ressonância, por cerca de um microssegundo. Uma porção ainda menor deste pulso longo de microssegundo salta para trás e para frente entre a parede do tubo que é ligada pela superfície 24 e pela superfície 26 (que está em contato com o transdutor 16) por causa de uma porção do pulso ser transmitida para o fluido em cada salto para fora da superfície 26. A porção transmitida do pulso ultrapassa a superfície 26, entra no fluido 18, é refletida da superfície 28 e retorna eventualmente para ser detectada pelo transdutor 16. O transdutor acústico serve tanto como fonte quanto como receptor. Um conversor do analógico para o digital de alta velocidade (40 70 MHz) monitora o sinal recebido pelo transdutor.

Conforme mostrado, o gerador de sinais 16 recebe e registra o sinal refletido para análise subseqüente. O sinal registrado pode ser ou imediatamente processado para determinar os dados do fluido, transmitidos da sonda 10 para um local para armazenamento ou processamento de dados, ou pode ser registrado dentro da sonda 10 para análise posterior. Como é conhecido, a velocidade do som (c) do líquido é determinada pela divisão do tempo de deslocamento do sinal através do fluido 18 pela distância que o sinal percorreu através do fluido. Isto pode ser conseguido com o desenho da letra ^lld como a distância entre as superfícies 26 e 28. Além disso, a variável 2t pode ser projetada como a diferença de tempo entre o tempo de chegada do primeiro eco (correspondendo a uma viagem completa da superfície 24 ou 26 e de volta novamente para a 24) e o tempo de chegada do eco fora da superfície 28 (correspondendo a uma viagem completa de 24, além de 26, para 28, e, eventualmente, de volta para 24). Por isso, 2t é a quantidade de tempo que leva o som para percorrer uma distância de viagem completa 2d dentro do fluido da superfície 26 para a superfície 28 e de volta para a superfície 26. A velocidade do som é, portanto, d/t.

A densidade do fluido pode ser determinada acusticamente a partir da seguinte relação para um pulso acústico que salta para trás e para frente entre a superfície 24 e a superfície 26:

Pf = Pw (cw/Cf)[1 = Sqrt (Rwf)] / [(1 -Sqrt(RwF)]

η.

(1) onde:

pw = densidade da parede do transdutor em g/cc, p_T - densidade do transdutor em g/cc,

Cw = velocidade do som longitudinal da parede do tubo c_T = velocidade do som longitudinal do transdutor, p_F = densidade do fluido em g/cc,

Cf = velocidade do som do fluido,

Rwf = fração da energia refletida em toda a interface/interface do fluido, e

Rwf = (Pw c_w - Pf c_f)² / (p_w c_w + p_F c_F)².

Os detalhes da determinação acústica da densidade do fluido podem ser encontrados no Pedido de Patente pendente N° de série 10.801.473, depositado em 16 de março de 2004, a totalidade do qual é aqui incorporada para referência. A densidade do fluido poderia também ser medida com o uso de ressonadores mecânicos flexurais, conforme descrito no Pedido de Patente Norte-americano N^e de série 10/144.965, depositado em 14 de maio de 2002, intitulado Method and Apparatus for Downhole Fluid Characterization Using Flexural Mechanical Resonators, de Rocco DiFoggio. A densidade do fluido poderia também ser determinada por qualquer outro meio, tal como por meio da medição do gradiente da pressão do poro através da zona a partir da qual o fluido está sendo extraído. Com o conhecimento da densidade do fluido e a medição da velocidade de seu som podese determinar a compressibilidade do fluido, que é muito mais simples do que o método atual de determinar a compressibilidade de fundo de poço por meio do aprisionamento de um volume do fluido, da expansão do volume, e da medição da queda na pressão por aumento de volume.

O módulo de massa B de um fluido é igual ao recíproco da compressibilidade do fluido, B = 1/K. Também é conhecido que a velocidade do som é igual à raiz quadrada do módulo de massa do fluido dividida pela densidade do fluido, c = (B/p)¹⁷². A substituição do recíproco de compressibilidade para o módulo de massa e a compressibilidade isolante produz a seguin-

te equação:

K=1/(c²p) (2)

Conseqüentemente, tendo determinado a densidade do fluido p e a velocidade do som do fluido c, conforme descrito aqui, a compressibilidade do fluido pode ser então calculada usando a equação (2).

Em uma concretização do método e do aparelho aqui descritos, os dados brutos da amplitude podem ser primeiramente processados por meio da aplicação de um filtro de passagem de faixa digital para rejeitar quaisquer freqüências que não estejam próximas da freqüência de fonte acústica. Por exemplo, para uma fonte acústica de 10 MHz e uma freqüência de amostragem de 40 MHz, poderia ser aplicado um filtro de passagem de faixa digital de 9 - 11 MHz. Depois, pode-se computar o quadrado da amplitude em cada tempo de amostragem, o que corresponde à energia recebida nesse tempo. Depois, pode-se gerar uma soma cumulativa de quadrados (CSS) destas amplitudes, que é a soma cumulativa de energia recebida até esse momento. A filtragem de passagem de faixa digital e a soma cumulativa de quadrados já aperfeiçoaram os dados brutos e removeram algum ruído. Pode-se adicionalmente aperfeiçoar a soma cumulativa filtrada dos dados dos quadrados e também se obter os primeiro e segundo derivativos da CSS usando o método Savitzky-Golay (Savitzky and Golay, Analytical Chemistry, Vol. 36, N- 8, de julho de 1964). Os dados resultantes podem ser adicionalmente processados com o uso de um método de limiar variável. O aperfeiçoamento dos dados e a utilização do método Savitzky-Golay ajudam a reduzir o ruído do sinal desejado. O método de limiar variável serve para distinguir sinais registrados que emanam da parede distante do vaso ou recipiente 20 provenientes dos sinais recebidos que emanam de dentro da parede próxima (entre as superfícies 24 e 26) do vaso ou recipiente 20.

Com referência agora à figura 3, é ilustrado um gráfico apresentando um traçado de dados brutos 32, um traçado de dados de aperfeiçoamento 34 e um traçado de limiar variável 38. Na figura 3, a porção dos dados brutos foi expressa (bem como os dados aperfeiçoados e de limiar correspondentes), a qual corresponde ao soar do transdutor imediatamente após

Ύ⁴)

ele ter recebido um pico de alta tensão. Este gráfico mostra a amostragem da amplitude do sinal nos intervalos discretos (dados digitais). Para impedir um sinal falso, a taxa de amostragem é diversas vezes a freqüência de fonte acústica. Depois do registro dos dados, é computado o quadrado da amplitude para cada canal. A amplitude para cada canal é proporcional à intensidade acústica (energia) que foi recebida nesse tempo do canal. Em seguida, a soma cumulativa (a integral) destas amplitudes elevadas ao quadrado é calculada.

O aperfeiçoamento de dados é adicionalmente conseguido pela computação do primeiro derivativo com relação ao tempo da soma cumulativa dos quadrados usando os coeficientes Savitzky-Golay (SG), o que ajuda a criar derivativos numéricos aperfeiçoados. O aperfeiçoamento intensificado é conseguido com o uso dos coeficientes Savitzky-Golay de polinômios de ordem inferior (tal como quadrado ou cubo) sobre um número razoavelmente grande de pontos (25 canais). O primeiro derivativo da soma cumulativa de quadrados é a energia aperfeiçoada recebida versus o tempo, o que mostra pulsos de energia acústica distintos. Os valores resultantes produzidos pelo método Savtisky-Golay são mostrados traçados no gráfico de dados aperfeiçoados 34 da figura 3.

A fim de determinar locais os máximo e mínimo do primeiro derivativo, o segundo derivativo é tirado da soma cumulativa de quadrados usando os coeficientes Savitzky-Golar (SG) de uma ordem inferior e um grande número de pontos. O local máximo (picos de energia de pulso) da primeira curva derivativa pode ser usado para indicar o momento no qual uma reflexão de pulso específica é recebida pelo transdutor de recepção 16. Deve ser indicado que o segundo derivativo irá cruzar zero, quando o primeiro derivativo alcançar ou seu máximo ou mínimo local. Um pico de pulso ocorre entre dois canais toda vez que o segundo derivativo muda de positivo (no canal esquerdo) para negativo (no canal direito) com um maior tempo e o primeiro derivativo excede um certo limiar variável, que é descrito em detalhes mais tarde. A resolução do tempo de subcanal pode ser alcançada pela interpolação, de modo a estimar a localização entre dois canais, onde o se-

gundo derivativo cruza zero. Alternativamente, o máximo de energia pode ser distinguido do mínimo de energia (ambos os quais correspondem a zeros do segundo derivativo da CSS) com base no sinal do terceiro derivativo da

CSS.

Com o uso dos dados obtidos do sinal processador, a velocidade do som do fluído dentro do vaso ou recipiente 20 é duas vezes a espessura da parede dividida pelo tempo (viagem completa) entre os picos de pulso de reverberação dentro da parede do tubo. A velocidade do som da parede pode mudar com a temperatura ou com a pressão do fluido dentro do tubo, fazendo assim com que a impedância acústica da parede mude. A impedância acústica da parede tem que ser conhecida para computar a densidade de fluido da velocidade do som no fluido e da taxa de queda das reverberações de eco de pulso dentro da parede. A medição de fundo de poço direta da velocidade de som da parede pode ser formada a partir da espessura da parede e do tempo entre as reverberações de pico de pulso dentro da parede. A velocidade da parede é um parâmetro usado para calcular a densidade do fluido qualquer que seja em contato com a parede. Outro fator no cálculo da densidade de fluido é a densidade da parede, mas mudanças na densidade da parede com a temperatura e a pressão são um efeito muito menor que pode ser geralmente ignorado ou estimado a partir de uma tabela.

O gráfico de dados aperfeiçoados 34 compreende sinais refletidos tanto das reverberações de sinal dentro da parede próxima (entre as primeira e segunda paredes 24 e 26) quanto de uma reflexão da parede distante (terceira parede 28). Estes sinais refletidos são ilustrados como curvas 36 no gráfico de dados aperfeiçoados 34. O sinal acústico que reverbera dentro da parede próxima caia com o tempo, isto podendo ser visto no máximo local decrescente das curvas 36 do gráfico de dados aperfeiçoados 34 da figura 3. Entretanto, a amplitude do sinal refletido da parede distante (terceira parede 28) irá exceder a amplitude da última reverberação dentro da parede observável. Com base nisto, o método de limiar variável pode ser usado para determinar o tempo (número de canal) no qual o pulso de reflexão da parede distante atinge sua energia de pico. Conceituadamente, o limiar continua sendo abaixado para a altura do último pico de reverberação dentro da parede. O primeiro pico de pulso cuja amplitude aumenta a partir de seu predecessor é tirado como a reflexão da parede distante.

Em uma concretização do presente método, a função de limiar de detecção de pico de pulso variável é gerada com o uso de duas passagens. Na primeira passagem, o valor de limiar para cada canal é o valor de energia mais elevado (primeiro derivativo de CSS) que ocorreu nos canais M anteriores, onde M é o número de canais entre os picos de pulsos de energia que reverberam dentro da parede. Esta primeira passagem para criar um limiar variável gera uma função semelhante a uma escada (não mostrada) apresentando degraus horizontais ligados por elevações e quedas que não são perfeitamente verticais. Uma representação gráfica da segunda passagem é mostrada compreendendo uma série de degraus 40 apresentando degraus horizontais 42 e seções verticais 44. As seções verticais 44 são ajustadas para serem substancialmente verticais (isto é, apresentam uma inclinação infinita) enquanto mantêm os degraus horizontais 42 substancialmente iguais, exceto para a extensão dos mesmos para a esquerda ou direita. Isto é conseguido com a extensão de cada degrau horizontal 42 à esquerda do último canal de um degrau mais elevado toda vez que um degrau mais alto 42 permanece à sua esquerda.

Similarmente, quando um degrau mais elevado 48 ficar à direita de um degrau inferior adjacente 46, o degrau inferior 46 será estendido para a direita para o primeiro canal do degrau mais alto 48. O término da segunda passagem gera um limiar variável que parece uma escada, cujas seções verticais apresentam uma inclinação substancialmente infinita. Uma vez que os picos dos pulsos de reverberação dentro da parede diminuem com o tempo, o primeiro pulso, cujo pico aumenta acima de seu pico predecessor, tem que ser o sinal que é refletido da parede distante (terceira parede 28). Conseqüentemente, a velocidade do som no fluido é duas vezes a distância da lacuna enchida de fluido dividida pelo tempo de viagem completa entre a primeira reverberação dentro da parede e a reflexão da parede distante. Uma das muitas vantagens da capacidade de distinguir entre os sinais que representam reverberações da parede próxima e sinais que representam reflexões da parede distante é a de que o gerador de sinais 16 pode ser posicionado dentro dos confins do vaso ou recipiente 20, em sua circunferência externa, ou mesmo dentro do corpo do recipiente 20 (isto é, entre as primeira e segunda paredes 24 e 26 ou entre as terceira e quarta paredes 28 e 30).

Uma vantagem adicional em usar os dispositivo e método descritos aqui é a capacidade de determinar se o flui analisado contém gás ou está em seu ponto de bolhas. Os gases atenuam sempre o som muito mais do que os líquidos. A presença de qualquer fase gasosa atenua grandemente os sinais acústicos. Desse modo, se o sinal refletido 19 for não-existente ou muito fraco, esta condição poderá indicar que o fluido amostrado 18 contém uma certa fase gasosa separada (bolhas) ou consiste principalmente em uma fase gasosa. Deve ser mostrado que, com relação aos sinais acústicos, a atenuação aumenta como o quadrado da freqüência, de acordo com a equação de atenuação acústica clássica derivada por Stokes e Kirchhoff. O gás dissolvido em um líquido não terá a mesma atenuação elevada de energia acústica que as bolhas isentas de gás ou com 100% de gás. Entretanto, quanto mais gás dissolvido em um líquido, maior a compressibilidade. Portanto, para fluidos de petróleo, a velocidade do som poderia ser usada para estimar uma relação de gás-óleo (GRO) do óleo bruto, que é sempre representada em Pés Cúbicos Padrões de Gás por Barril de Tanque de Estoque de Óleo Cru. Por exemplo, Terra Bullock (1999 Masters Thesis, Michigan Technological University) calculou que, em 41,4 Mpa (6000 psi) e 85 C, a velocidade do som de um óleo bruto vivo específico cai muito linearmente de aproximadamente 1370 m/seg (para GOR = 80) a aproximadamente 915 m/seg (para GOR = 1300). Conseqüentemente, para determinar a presença de bolhas de gás dentro de uma amostra de fluido, sinais acústicos gerados no fluido devem exceder 100 kHz de modo a serem atenuados abaixo do nível de detecção do instrumento dentro do comprimento do percurso de alguns milímetros de fluido entre 26 e 28. Para manter o comprimento de onda acústico pequeno comparado à curta distância entre 24 e 26, a freTV qüência acústica deve estar substancialmente na faixa de cerca de 5 MHz a cerca de 10 MHz.

A determinação do ponto de bolha do fluido amostrado poderia envolver a operação do sistema de amostragem 22, conforme descrito acima, enquanto ao mesmo tempo reduz a pressão do fluido 18. Assumindo-se que os sinais refletidos 19 são medidos no início do teste de ponto de bolha, a pressão do ponto de bolha correspondente poderia ser determinada no momento em que os sinais refletidos 19 não mais forem mensuráveis apesar da geração de sinais 17. Para fluidos eletricamente isolantes, a velocidade do som poderia também ser usada para estimar a condutividade térmica do fluido com o uso da equação de Bridgman's, que afirma que a condutividade térmica é proporcional à velocidade do som vezes a constante de Boltzman's (1.38E10-23 Joule/grau Kevin) vezes o número de moléculas por volume unitário. A constante de proporcionalidade pode variar de cerca de 2,8 a cerca de 3,0. O conhecimento da condutividade térmica de um fluido pode ser útil para estimar os gradientes de temperatura da subsuperfície em um reservatório geotérmico, avaliando perdas de calor durante o processo de uma maior recuperação de óleo termicamente induzida, e para determinar perdas de calor do fluido subterrâneo. Sitakanta Mohanty, J. Phys.D Appl. Phys. 30 N- 24 (21 de dezembro de 1997).

Deve ser notado que outros métodos de processamento de dados poderíam ser usados em conjunção com os métodos descritos aqui. Por exemplo, uma etapa adicional de alternativamente determinar a velocidade do som pela técnica de correlação cruzada tradicional poderia ser criada, uma vez que o tempo aproximado de chegada da reflexão da parede distante tenha sido determinado pela técnica de limiar variável.

A presente invenção descrita aqui é, portanto, bem-adaptada para executar os objetivos e conseguir as finalidades e vantagens mencionadas, bem como outras inerentes aqui. Enquanto uma concretização atualmente preferida da invenção foi fornecida para fins de descrição, inúmeras mudanças existem nos detalhes de procedimentos para se conseguir os resultados desejados. Por exemplo, a produção do sinal gerado 17 não é limi17 tada a um gerador de sinais 16 disposto dentro ou adjacente ao sistema de amostragem 22, mas poderia incluir geradores de sinais de fontes remotas. As fontes de sinal remotas poderiam ser balísticas, geofones, pistolas, ou qualquer outra fonte de geração de sinal conhecida. Estas e outras modifica5 ções similares serão prontamente sugeridas àqueles versados na técnica, e se destinam a serem abrangidas no espírito da presente invenção descrita aqui e no escopo das reivindicações anexas.

Claims

REIVINDICAÇÕES

1. Método para estimar uma propriedade fluida que compreende: gerar um sinal acústico (17) que propaga uma distância através de um fluido (18) e reflete pelo menos duas superfícies que são uma distân5 cia conhecida distante para criar pelo menos dois sinais acústicos refletidos (19), sendo as duas superfícies substancialmente paralelas; gravar os sinais acústicos refletidos (19); calcular a soma cumulativa das amplitudes quadradas (CSS) dos sinais acústicos refletidos (19);

10 caracterizado por calcular a segunda derivada das amplitudes de CSS usando os coeficientes de Savitzky-Golay; identificar picos de pulso a partir dos pontos no tempo em que as segundas derivadas do CSS mudam de sinal, em que os picos de pulso representam os pontos no tempo em que os sinais acústi15 cos refletidos (19) foram gravados; e determinar a velocidade do som no fluido (18) com base nas diferenças de tempo entre os picos de pulso e as diferenças de distância conhecidas.
2. Método de estimar uma propriedade de fluido de acordo com 20 a reivindicação 1, caracterizado por compreender ainda a determinação da densidade do fluido (18) com base na velocidade do som no fluido (18).
3. Método de estimar uma propriedade de fluido de acordo com a reivindicação 1, caracterizado por compreender ainda o fluido (18) de posicionamento entre as superfícies próximas a um gerador de sinal (16) e a

25 ativação do gerador de sinal (16), criando assim reverberações de sinal acústico através do fluido (18).
4. Método de estimar uma propriedade de fluido de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que a etapa de geração de um sinal (17) é realizada com um dispositivo que compreende um dispositivo

30 piezoelétrico.
5. Método de estimar uma propriedade de fluido de acordo com a reivindicação 1, caracterizado por compreender ainda a determinação da

Petição 870170083859, de 31/10/2017, pág. 6/11 relação de gasóleo com base na velocidade do som no fluido (18).
6. Método de estimar uma propriedade de fluido de acordo com a reivindicação 2, caracterizado por compreender ainda a estimativa de um valor de compressibilidade de fluido, em que o valor da compressibilidade do

5 fluido (18) é o recíproco do produto da velocidade do som no fluido (18) ao quadrado e da densidade do fluido (18).
7. Método de estimar uma propriedade de fluido de acordo com a reivindicação 1, caracterizado por compreender ainda a determinação da presença de gás dentro do fluido (18).

10
8. Método de estimar uma propriedade de fluido de acordo com a reivindicação 7, caracterizado pelo fato de que a presença de gás é detectada com base em uma intensidade de sinal que varia de nenhuma resposta a uma resposta baixa.
9. Método de estimar uma propriedade de fluido de acordo com

15 a reivindicação 1, caracterizado por compreender ainda processar o sinal medido com um método de limiar variável.
10. Método de estimar uma propriedade de fluido de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que o sinal refletido gravado é medido em pontos de dados discretos para formar dados brutos, o método

20 compreendendo ainda obter o quadrado do valor de cada ponto de dados discretos.
11. Método de estimar uma propriedade de fluido de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que os coeficientes SavitzkyGolay se estendem até a terceira ordem.

Petição 870170083859, de 31/10/2017, pág. 7/11

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