BRPI0721089A2

BRPI0721089A2 - Método acústico para análise de fluido.

Info

Publication number: BRPI0721089A2
Application number: BRPI0721089-2A
Authority: BR
Inventors: Rocco Difoggio; Paul A Bergren; Jun Han
Original assignee: Baker Hughes Inc
Priority date: 2006-12-14
Filing date: 2007-12-14
Publication date: 2014-02-04
Also published as: US20070129901A1; NO20092265L; WO2008076909A2; GB0910708D0; NO343972B1; WO2008077142A3; US7614302B2; GB2458588B; GB2458588A; WO2008076909A3; WO2008077142A2

Description

Relatório Descritivo da Patente de Invenção para "MÉTODO ACÚSTICO PARA ANÁLISE DE FLUIDO".

Este pedido de patente é uma continuação-em-parte do pedido de patente U.S. copendente 11/194.365, depositado em 1o de agosto de 2005, cuja descrição integral é incorporada por referência no presente relató- rio descritivo.

ANTECEDENTES DA INVENÇÃO

1. CAMPO DA INVENÇÃO

A presente invenção refere-se a operações de avaliação de es- cavação de poços. Mais especificamente, a presente invenção se refere a um aparelho e a um método para determinar a compressibilidade de fluido conato dentro de um furo de poço e a presença de uma fase gasosa nesse fluido.

2. DESCRIÇÃO DA TÉCNICA RELACIONADA

A amostragem de fluido conato contido em formações subterrâ-

neas proporciona um método de teste de zonas de formação de possível interesse, com relação ao potencial de conter hidrocarbonetos. Isso envolve a recuperação de uma amostra de quaisquer fluidos de formação presentes para análise posterior em um meio físico de laboratório, enquanto provocan- do um mínimo de dano às formações testadas. A amostra da formação é essencialmente um teste pontual da possível produtividade de formações terrestres subsuperficiais. Adicionalmente, um registro contínuo do controle e da seqüência de eventos, durante o teste, é feito na superfície. Desse regis- tro, dados valiosos da pressão e da permeabilidade da formação, bem como dados determinantes da compressibilidade, densidade e viscosidade do flui- do, podem ser obtidos para análise do reservatório da formação.

Geralmente, a amostragem de fluido conato envolve a disposi- ção de uma sonda 10 em um furo de poço 5 por meio de uma ligação elétri- ca 8. Localizados opostos à parte externa da sonda 10, estão usualmente um orifício de amostragem 14 e um meio de propensão 12. Quando o orifício de amostragem 14 está próximo a uma formação de interesse 6, o meio de propensão 12 é estendido contra a superfície interna do furo de poço 5, aco- plando, desse modo o orifício de amostragem 14 na formação 6. O acopla- mento do orifício de amostragem 14 perfura o diâmetro externo do furo de poço 5 e propicia comunicação fluida entre o fluido conato na formação 6 e o orifício de amostragem 14. Após impulsionar o orifício de amostragem 14 na formação 6, o fluido conato pode ser sifonado na sonda 10 com um meio de bombeamento disposto nele.

Os instrumentos de multiteste fundo de poço foram desenvolvi- dos com sondas de amostragem extensíveis, que acoplam a parede do furo de perfuração e retiram amostras de fluido de uma formação de interesse, bem como medem a pressão do fluido dentro da formação. Tradicionalmen- te, esses instrumentos fundo de poço compreendem um pistão de estira- mento, que é movimentado em vaivém hidráulica ou eletricamente, para drenar o fluido conato da formação para o instrumento.

Geralmente, os dispositivos de amostragem multiteste fundo de poço incorporam um circuito de fluido para o sistema de amostragem, que requer que o fluido conato extraído da formação, juntamente com qualquer matéria estranha, tal como areia fina, pedras, bolo de lama, etc., encontrada pela sonda de amostragem, seja retirado para uma câmara de volume relati- vamente pequeno, e que é descarregado no furo de perfuração, quando a ferramenta é fechada. Um exemplo desse dispositivo pode ser encontrado na patente U.S. 4.416.152. Antes do fechamento, uma amostra pode ser deixada escoar para um tanque de amostragem por um circuito separado, mas paralelo. Outros métodos proporcionam que a amostra seja coletada pelo mesmo circuito de fluido.

Quando exposto a um furo aberto, as características fluidas do fluido de formação podem variar rapidamente, desse modo, é importante que o fluido de formação seja removido o mais rapidamente possível. No entan- to, é importante que a taxa de escoamento da formação seja regulada para impedir a queda de pressão do fluido abaixo do seu "ponto de borbulho", uma vez que a medição de fluidos separados não resulte em uma amostra representativa. Após ter esses componentes eliminados da solução, eles não podem ser tipicamente recombinados, o que resulta em uma amostra não representativa tendo propriedades fluidas alteradas.

Dispositivos de teste de reservatório desenvolvidos recentemen- te ilustram um método de medida das pressões no ponto de borbulho do flui- do conato, quando da coleta de amostra. Isso pode ser feito por uso de téc- nicas conhecidas de transmissibilidade de luz, para detectar bolhas no líqui- do. No entanto, esse método tem algumas deficiências, quando matéria par- ticulada está presente no fluido, resultando, desse modo, em possíveis resul- tados errôneos. Outros métodos incluem a retenção de um volume conheci- do da formação e aumento gradual do seu volume, a uma temperatura cons- tante. As variações medidas em volume e pressão proporcionam uma repre- sentação gráfica de pressão versus volume, para determinar o valor do pon- to de borbulho. Esse valor é estimado dentro da região da representação gráfica, na qual a variação de pressão com o primeiro volume se desvia da linha reta inicial.

Infelizmente, os dispositivos de bombeamento atualmente em

uso com os dispositivos de amostragem descritos acima têm algumas defici- ências inerentes. Por exemplo, o controle do meio de atuação elétrico ou hidráulico dos sistemas de bombeamento atualmente em uso não é preciso, pelo fato de que resulta em uma incapacidade de controlar inteiramente a velocidade das bombas. Nem essa incapacidade de controlar inteiramente a velocidade das bombas elimina a capacidade de interromper as operações de bombeamento no caso da pressão do fluido conato cair abaixo do seu ponto de borbulho e também atrapalha a capacidade de medir precisamente o ponto de borbulho. No entanto, a amostragem do fluido conato, a pressões abaixo do seu ponto de borbulho, afeta negativamente a precisão dos resul- tados dos dados de amostragem. Portanto, existe uma necessidade para um meio de análise precisa das propriedades do fluido conato, sem afetar a condição ou estado do fluido. BREVE SUMÁRIO DA INVENÇÃO A presente invenção inclui um método de análise de dados acús-

ticos, compreendendo: indução de um sinal acústico em um fluido, em que o fluido fica em contato com uma primeira e uma segunda interfaces refletoras; registrar os dados representativos de sinais acústicos com o tempo, na me- dida que são refletidos das interfaces; determinar uma primeira derivada ni- velada com relação ao tempo da soma cumulativa dos quadrados (CSS) dos dados filtrados; e fazer a correlação cruzada das versões deslocadas no tempo da primeira derivada com ela mesma. Usando-se esse método, a dife- rença de tempo associada à correlação cruzada máxima pode ser encontra- da, que é o tempo de deslocamento acústico aproximado.

Opcionalmente, o método pode incluir ainda executar a filtragem de freqüência digital do sinal bruto e quadratura do sinal de amplitude filtra- do; isso pode criar uma curva proporcional à energia acústica a cada tempo registrado. O método pode compreender ainda a quadratura dos dados bru- tos, fazendo a soma cumulativa dos quadrados (CSS) dos dados de ampli- tude brutos, e fazendo uma segunda ou terceira derivada nivelada do CSS. Um máximo local pode ser obtido pela segunda derivada. Ocasionalmente, o valor de correlação cruzada máximo é ape-

nas ligeiramente maior do que o valor de correlação cruzada maior seguinte, e o pulso correto para uso é aquele associado ao segundo valor de correla- ção cruzada maior. Isso pode acontecer quando há um pulso acústico vizi- nho, que tem aproximadamente a mesma altura de pico que o pulso correto, mas uma diferente amplitude de pulso. Portanto, uma outra etapa de iniciar pode ser usada para selecionar o pulso correto para a estimativa inicial do tempo de chegada. O início pode incluir a comparação do valor de um pri- meiro máximo local com o valor de um segundo máximo local. Um sistema fundo de poço pode ser empregado para conduzir os métodos descritos a- cima.

BREVE DESCRIÇÃO DAS VÁRIAS VISTAS DO DESENHO

A Figura 1 retrata uma sonda de amostragem disposta em um corte de um furo de poço.

A Figura 2 ilustra uma vista em corte de um sistema de amostra-

gem.

A Figura 3 representa representações gráficas contendo dados brutos e dados processados. A Figura 4 proporciona uma representação gráfica tendo dados processados.

A Figura 5 ilustra uma ferramenta de fundo de poço, configurada para uso com uma concretização do método descrito na presente invenção.

DESCRIÇÃO DETALHADA DA INVENÇÃO

O método descrito na presente invenção proporciona um método de avaliar acusticamente uma amostra fluida. Os resultados de avaliação compreendem velocidade do som no fluido, densidade do fluido, condutivi- dade térmica do fluido e, da variação na velocidade do som com pressão próxima à pressão do reservatório, a equação de estado do fluido, a equa- ção de estado do fluido como descrita no pedido de patente U.S. 11/393.770, depositado em 30 de março de 2006. Com referência então à Figura 2, uma concretização de um sistema de amostragem 22 do presente dispositivo é ilustrada em uma vista parcialmente em corte. O sistema de amostragem 22 da Figura 2 compreende um reservatório 20, em cooperação com um gerador de sinal 16. A superfície externa do recipiente 20 pode ser de uma forma tubular moldada radial ou retangularmente, e pode ter algu- mas superfícies externas que são planas combinadas com outras partes que são curvilíneas. Opcionalmente, o reservatório 20 pode ser compreendido de um conduto ou tubo. O recipiente 20 pode ser qualquer recipiente adequado para conter amostra de fluido nele.

Como mostrado, o recipiente 20 deve ser capaz de reter e arma- zenar o fluido 18 dentro dos seus limites, durante análise. Embora mostrado aberto na sua parte de topo, o recipiente 20 pode ser também selado intei- ramente, encapsulando, desse modo, o fluido 18 nele. O gerador de sinal 16 pode ser preso na primeira parede ou parede externa 24 do recipiente 20 ou mantido no lugar. Como vai ser descrito abaixo no presente relatório descri- tivo, com finalidades de referência, ambas as primeira e segunda superfícies (24, 26) mostradas adjacentes ao gerador de sinal 16, são mostradas, bem como as terceira e quarta superfícies (28, 30) distantes do gerador de sinal 16.

Com relação ao gerador de sinal 16, ele pode ser compreendido de qualquer dispositivo capaz de produzir um sinal acústico, que pode ser propagado pelo fluido. Isso inclui dispositivos acústicos, tais como dispositi- vos piezelétricos, embora outros transdutores acústicos também possam ser usados para executar essa função. Por exemplo, um Transdutor Acústico Eletromagnético (EMAT) pode inserir ondas ultra-sônicas em metal por aco- plamento eletromagnético. Alternativamente, um laser pulsante que colide com um objeto pode gerar ondas acústicas, a uma freqüência que depende da freqüência de pulso do laser. Além do mais, o gerador de sinal 16 pode ser também usado como um receptor para receber e registrar as reflexões dos sinais gerados pelo gerador de sinal 16. Um ressonador mecânico flexi- onai pode ser acoplado para uso com o dispositivo descrito na presente in- venção, um exemplo de um ressonador mecânico flexionai sendo descrito em detalhes na patente U.S. N0 6.938.470, emitida em 6 de setembro de 2005 (patente '470), cuja descrição é inteiramente incorporada por referência no presente relatório descritivo.

Em uma alternativa do presente dispositivo, o sistema de amos- tragem 22 é usado com a ferramenta de fundo de poço 54 da Figura 5. Na concretização mostrada, a ferramenta de fundo de poço 54 é equipada com uma sonda 56, para perfurar a parede do furo de poço 50, para obter uma amostra de fluido conato da formação 59. O sistema de amostragem 22 po- de ser alojado dentro da ferramenta de fundo de poço 54 e em comunicação fluida com a sonda 56. Uma vez que a sonda 56 está em comunicação fluida com o sistema de amostragem 22, o fluido amostrado pela sonda 56 pode ser transferido para o sistema de amostragem 22 pela rota de comunicação, tão logo seja amostrado da formação 59. Opcionalmente, o sistema de a- mostragem 22 pode ser disposto fora da ferramenta 54, tal como na superfí- cie, e o fluido amostrado pode ser transferido para o sistema de amostragem 22 algum tempo depois que for obtido da formação 59. A combinação do sistema de amostragem 22 com a ferramenta de fundo de poço 54 propor- ciona a vantagem de amostragem "em tempo real" e reduz o risco de propi- ciar variações na pressão ou na temperatura do fluido, que poderia, por sua vez, afetar os resultados de amostragem. No entanto, o uso do sistema de amostragem 22 não é limitado ao aparelho de coleta de fluido da Figura 5, mas pode ser usado com qualquer tipo de dispositivo ou circuito, usado em coleta de fluido conato fundo de poço.

Em um exemplo não-limitante da operação do presente método descrito na presente invenção, após o fluido amostrado ser transferido para o sistema de amostragem 22, o gerador de sinal 16 pode ser ativado para geração de um sinal 17, que é emitido para o fluido amostrado. Os exemplos de um sinal 17 incluem um ou mais pulsos acústicos. Para fins de conveni- ência, o sinal gerado 17 é ilustrado como uma série de linhas curvas ema- nando do transdutor 16. Após deixar o gerador de sinal 16, o sinal 17 passa pelas primeira e segunda superfícies (24, 26) do recipiente 20, para o fluido contido 18, e para as terceira e quarta superfícies (28, 30). Uma parte do sinal gerado 17 (o sinal refletido 19) é refletida de volta para a direção do gerador de sinal 16. De modo similar, o sinal refletido 19 é ilustrado, por conveniência, como uma série de linhas curvas dirigidas no sentido do gera- dor de sinal 16. Na concretização da Figura 2, o gerador de sinal 16 pode operar como um transmissor e também com um receptor de sinal. Opcio- nalmente, um transdutor separado (não mostrado) pode ser incluído, que opera apenas como um receptor de sinal para receber os sinais refletidos 19. Na concretização da Figura 2, a segunda superfície 26 e a terceira su- perfície 28 agem como interfaces, das quais os sinais são refletidos.

Quando o gerador de sinal compreende um transdutor piezelétri- co, uma ponta de voltagem curta pode ser aplicada ao transdutor, que dura, tipicamente, cerca de 1 a 2 milissegundos. Essa ponta provoca ressonância no transdutor, para ressonar na sua freqüência ressonante, que é, tipica- mente, de cerca de 5 MHz a cerca de 10 MHz. Análogo a um sino que toca por um momento, após ter sido batido por um martelo, o transdutor, basica- mente na sua freqüência ressonante, por cerca de um microssegundo. Uma parte sempre decrescente desse pulso longo em microssegundos bate para frente e para trás, entre a parede do tubo, que é ligada pelas superfícies 24 e 26 (que fica em contato com o transdutor 16), porque uma parte do pulso é transmitida para o fluido 18, após cada liberação de batida da superfície 26. A parte transmitida do pulso passa além da superfície 26, entra no fluido 18, reflete da superfície 28, e, eventualmente, retorna para ser detectada pelo transdutor 16. O transdutor acústico serve tanto como fonte quanto como receptor. Um conversor de analógico para digital de alta velocidade (40 - 70 MHz) pode ser usado para monitorar o sinal recebido pelo transdutor.

Como mostrado, o gerador de sinal 16 recebe e registra o sinal refletido para análise subsequente. O sinal registrado pode ser imediatamen- te processado para determinar os dados do fluido, transmitidos da ferramen- ta de fundo de poço 54 a um local separado, para armazenamento ou pro- cessamento de dados, ou pode ser registrado dentro da ferramenta de fundo de poço 54 para posterior análise.

Como é conhecido, a velocidade do som,c, em um fluido é de- terminada por divisão do tempo de deslocamento do sinal pelo fluido 18 pela distância que o sinal percorreu pelo fluido. Isso pode ser feito por designa- ção da letra "d" como a distância entre as superfícies 26 e 28. Além do mais, a variável 2t pode ser designada como a diferença de tempo entre o tempo de chegada do primeiro eco (correspondente a um deslocamento em círculo indo da superfície 24 para a 26 e de volta para 24) e o tempo de chegada do eco fora da superfície 28 (correspondente a um deslocamento em círculo da 24, depois da 26, para a 28, e, eventualmente, de volta para 24). Portanto, 2t é o período de tempo que levou para que o som se deslocasse a uma dis- tância de deslocamento em círculo (2d) dentro do fluido 18, da superfície 26 para a superfície 28 e de volta para a superfície 26. A velocidade do som é, portanto, 2d/2t.

A densidade do fluido pode ser determinada acusticamente da

seguinte relação para um pulso acústico batendo para frente e para trás en- tre a superfície 24 e a superfície 26:

Pf=Pw(CW/Cf)[1 +>/(/?wf)]/[(1·-V(rwf)]; (1)

na qual:

pw = densidade da parede do transdutor em g/cm3,

Pt = densidade do transdutor em g/cm3, Cw = velocidade do som longitudinal na parede do tubo, Cr = velocidade do som longitudinal no transdutor, Pf = densidade do fluido em g/cm3, cF = velocidade do som no fluido,

Rwf = fração de energia refletida por toda a interface com o flui-

do, e

Rwf = (pwCw - PfCf)2 / (pwCw - PfCf)2.

Os detalhes da densidade do fluido determinada acusticamente podem ser encontrados na patente U.S. pendente 7.024.917, emitida em 11 de abril de 2006 (patente '917), cuja integridade é incorporada por referência no presente relatório descritivo. A densidade do fluido também pode ser me- dida por uso de ressonadores mecânicos flexionais, como descrito na paten- te '470. A densidade do fluido também pode ser determinada por qualquer outro meio, tal como por medida do gradiente de pressão do poro pela zona da qual o fluido está sendo extraído. Conhecendo-se a densidade do fluido e medindo-se a velocidade do som nele, propicia-se a determinação da com- pressibilidade do fluido, que é muito mais simples do que o método atual de determinação da compressibilidade fundo de poço por retenção de um volu- me de fluido, expansão do volume, e medida da queda de pressão por au- mento de volume.

O módulo aparente B de um fluido é igual ao inverso da com-

pressibilidade do fluido B = 1/K. É também conhecido que a velocidade do som é igual à raiz quadrada do módulo aparente do fluido dividido pela den- sidade do fluido, c = (B/p)1/2. Substituindo-se o inverso da compressibilidade para o módulo aparente e isolando-se a compressibilidade, produz-se a se- guinte equação:

K = 1/(c2p) (2)

Consequentemente, tendo-se determinado a densidade do flui- do, p, e a velocidade do som no fluido, c, como descrito no presente relatório descritivo, a compressibilidade do fluido pode ser então calculada por uso da equação (2).

Em uma concretização do método e do aparelho descritos no presente relatório descritivo, os dados brutos de amplitude podem ser filtra- dos digitalmente por freqüência. Um exemplo de freqüência filtrada digital- mente compreende a aplicação de um filtro de faixa de passagem digital pa- ra rejeitar quaisquer freqüências que não estão próximas à freqüência de fonte acústica. Por exemplo, para uma fonte acústica de 10 MHz e uma fre- quência de amostragem, os dados brutos podem ser processados por um filtro de faixa de passagem digital de 9 - 11 MHz. A seguir, o quadrado da amplitude em cada tempo de amostragem pode ser computado. Esse valor ao quadrado corresponde à energia recebida naquele tempo.

Uma soma cumulativa de valores ao quadrado (CSS) pode ser então gerada. Os CSS representam a soma cumulativa da energia recebida até aquele tempo. A filtração da faixa de passagem digital e a soma cumula- tiva dos quadrados já nivelaram os dados brutos e removeram algum ruído. No entanto, outro nivelamento de dados pode ser conduzido da soma cumu- lativa já filtrada dos dados dos quadrados. O nivelamento adicional pode compreender tomar as primeira e segunda derivadas numéricas dos CSS. Um método derivativo inclui o uso do método Savitzky-Golay (Savitzky e Go- lay, Analytical Chemistry, vol. 36, n° 8, julho de 1964), que é baseado no a- juste de um polinômio à curva e computação das derivadas desse polinômio.

Considerando-se que a soma cumulativa dos quadrados é equi- valente à integração e à média de ruído (nivelamento); uma representação gráfica de pulsos de energia é recuperada por diferenciação dessa integral. Um benefício de integração seguido por diferenciação é a retenção do nive- lamento dos efeitos de integração e da diferenciação numérica nivelada (tal como aquela obtida por uso de um polinômio de ajuste nas técnicas de Sa- vitzky-Golay). Isto é, a primeira derivada nivelada do CSS produz uma série de picos nivelados representando pulsos (pacotes) de energia acústica (tais como os picos apresentados a seguir da Figura 4 - 35, 36, 37, 39, 40, 41 ou 65, 67, 69, etc.). Uma vez que o tempo de deslocamento aproximado foi de- terminado, foco é dado a um pulso de energia (tal como 39 ou 72), que ocor- re após a reflexão do pulso de energia inicial (tal como 35 ou 65) pela quan- tidade estimada de tempo de deslocamento, uma medida aperfeiçoada do tempo de deslocamento pode ser determinada feita por uso da diferença de tempo entre os pináculos desses picos (tais como os pináculos dos picos 35 versus 39 ou do 65 versus 72), em vez de simplesmente usar a diferença de tempo estimada do máximo da correlação cruzada.

Com referência agora à Figura 3, ilustra-se uma representação gráfica na qual as técnicas de nivelamento descritas acima são aplicadas aos dados acústicos brutos registrados. O gráfico compreende um gráfico de dados de amplitude brutos 32 e um gráfico de dados de energia nivelados correspondentes 34. Os dados brutos representam os dados acústicos rece- bidos pelo transdutor 16 no teste representado na Figura 2. A parte dos da- dos brutos que corresponde ao soar do transdutor, imediatamente após re- ceber uma ponta de alta voltagem foi redigida (bem como os seus dados nivelados e de umbral correspondentes). Esse gráfico mostra a amostragem da amplitude de sinal a intervalos distintos (dados digitais). Para evitar serri- Ihas, a taxa de amostragem é muitas vezes a freqüência da fonte acústica. Após registro dos dados, o quadrado da amplitude para cada canal é compu- tado. A amplitude para cada canal é proporcional à intensidade (energia) acústica, que foi recebida nesse momento no canal. A seguir, a soma cumu- lativa (a "integral") dessas amplitudes ao quadrado é calculada.

Como mencionado acima, o nivelamento dos dados é feito ainda por computação da primeira derivada com relação ao tempo da soma cumu- lativa dos quadrados; e, opcionalmente, o método de Savitzky-Golay pode ser implementado considerando uma derivada numérica nivelada. Uma ate- nuação de freqüência ainda mais alta pode ser feita por uso dos coeficientes de Savitzky-Golay de polinômios de menor ordem (tais como quadrado ou cubo) por um número razoavelmente grande de pontos (25 canais). A primei- ra derivada da soma cumulativa de quadrados é a energia nivelada recebida versus o tempo, que mostra distintos pulsos de energia acústica. Os valores resultantes produzidos pelo método de Savitzky-Golay são mostrados repre- sentados graficamente na representação gráfica dos dados de energia nive- lados 34 da Figura 3.

A Figura 4 inclui os dados nivelados da Figura 3, que incluem ainda os dados gravados em um período de tempo maior do que aquele da Figura 3. Como discutido anteriormente com referência à Figura 2, o sinal acústico produzido pelo transdutor 16 produz reverberações, que se refletem da segunda superfície 26 e também da terceira superfície 28. Os picos dos dados nivelados das Figuras 3 e 4 representam essas reverberações. A pri- meira série de picos 64 representa as reverberações da segunda superfície 26, em que a segunda série de picos 70 representa as reverberações da terceira superfície 28. A diferença de tempo, entre o pináculo (ou máximo local 68) do primeiro pico 65 da primeira série e o pináculo (máximo local 71) do primeiro pico 72 da segunda série 70, representa o tempo de desloca- mento do sinal acústico da segunda superfície 26 para a terceira superfície 28 e de volta. Como mencionado acima, esse tempo de deslocamento é u- sado no cálculo da velocidade de som no fluido.

A presença de sinais não gerados pelo transdutor 16 pode resul- tar em um pico de sinal, tais como os picos de ruído (81, 83), sendo errone- amente selecionados como o sinal de retorno. Desse modo, um método de- ve ser empregado para garantir uma identificação adequada dos sinais de retorno. Um método de correlação cruzada pode ser usado para identificar adequadamente o conjunto de picos 72 representando as reverberações da terceira superfície 28. Um exemplo de correlação cruzada compreende um algoritmo matemático que deixa passar o primeiro conjunto de picos ao lon- go da abscissa próxima à região na qual o segundo conjunto de picos é es- perado. Os respectivos valores das ordenadas são então multiplicados nes- se ponto; os valores dos picos primários são depois movimentados ao longo da abscissa por alguma quantidade finita a um ponto adjacente, e novamen- te multiplicados. Os picos primários são movimentados ao longo nesses va- lores finitos por um intervalo de conjunto, e o ponto, no qual estão os valores das ordenadas a um máximo, identifica o segundo conjunto de picos. Desse modo, em uma concretização aqui descrita, a correlação cruzada é executa- da nos dados derivados primários nivelados. O processo de correlação cruzada pode incluir uma etapa adi-

cional opcional de introdução, na qual os valores das amplitudes dos picos adjacentes são comparados para garantir que um pico selecionado seja o primeiro pico de uma série de sinais, que consiste, usualmente, em um tri- pleto de reverberações (tais como 35, 36 e 37 ou 39, 40 e 41). Nesse pro- cesso, a amplitude (ou valor da ordenada) de um pico é comparada com a amplitude seguinte do pico adjacente seguinte na direção no sentido da ori- gem (isto é, à esquerda do pico sob consideração). Se o valor da ordenada do pico esquerdo exceder 70% do pico sob consideração, o pico esquerdo é então selecionado como o primeiro pico de sinal e o processo é continuado. O processo é terminado quando o valor da ordenada do pico esquerdo é inferior a 70% do pico sob consideração. Para obter um tempo de deslocamento mais preciso, o pináculo

de cada pulso pode ser usado como o tempo de chegada desse pulso. No pináculo, a inclinação do pulso de energia (a segunda derivada do CSS) fica igual a zero. O sinal acústico com o tempo é coletado nos intervalos de tem- po espaçados uniformemente. Para aperfeiçoar a resolução da velocidade do som, a interpolação entre os intervalos de tempo é conduzida. Foco é então dado ao par de etapas de tempo vizinhas (localizadas em qualquer lado do pináculo do pico, tais como as etapas de tempo 78 e 79), para as quais a segunda derivada do CSS tem sinais opostos. O tempo no qual a segunda derivada cruza zero é estimado por interpolação entre essas etapas de tempo (78, 79). O sinal da terceira derivada do CSS é um modo de de- terminar se um ponto, no qual a segunda derivada de CSS fica igual a zero, representa o pináculo de um pico (uma curvatura negativa descendente) ou o ponto mais baixo de um vale (uma curvatura positiva ascendente). A inter- polação aperfeiçoa a resolução da velocidade do som por aproximadamente um fator de dez, comparado com o simples arredondamento para a etapa de tempo mais próxima.

Para determinar os máximo e mínimo locais da primeira deriva- da, a segunda derivada é tirada da soma cumulativa dos quadrados usando os coeficientes de Savitzky-Golay de uma ordem baixa e em um grande nú- mero de pontos. Um máximo local (pico de energia de pulso) da primeira curva derivada pode ser usado para obter um valor mais preciso do tempo no qual uma reflexão de pulso particular é recebida pelo transdutor 16. De- ve-se salientar que a segunda derivada cruza o zero, quando a primeira de- rivada atinge os seus máximos ou mínimos locais. Um pico de pulso ocorre entre os dois canais (78, 79), quando a segunda derivada muda de positiva (no canal esquerdo 78) para negativa (no canal direito 79) com um maior tempo. A resolução de tempo subcanal pode ser obtida por interpolação de modo a estimar a localização entre os dois canais, quando a segunda deri- vada cruza o zero. Alternativamente, os máximos de energia podem ser dis- tinguidos dos mínimos de energia (ambos correspondendo a zeros da se- gunda derivada do CSS), com base no sinal da terceira derivada do CSS. Usando-se os dados obtidos do sinal processado, a velocidade

do som do fluido dentro do recipiente 20 é duas vezes a espessura da pare- de dividida pelo tempo (deslocamento em círculo) entre os picos dos pulsos de reverberação dentro da parede do tubo. A velocidade do som na parede pode variar com a temperatura ou com a pressão do fluido dentro do tubo, provocando, desse modo, a variação da impedância acústica da parede. A impedância acústica da parede deve ser conhecida para computar a densi- dade do fluido da velocidade do som no fluido e na taxa de decaimento das reverberações de eco nos pulsos dentro da parede. A medida direta fundo de poço da velocidade do som na parede pode ser feita da espessura da parede e no tempo entre as reverberações dos picos de pulso dentro da pa- rede. A velocidade na parede é um parâmetro usado para calcular a densi- dade de qualquer fluido que esteja em contato com a parede. Outro fator no cálculo da densidade do fluido é a densidade da parede, mas variações na densidade da parede com a temperatura e a pressão são um efeito muito menor, que pode ser usualmente ignorado ou estimado de uma tabela.

O gráfico de dados nivelados 34 compreende ambos os sinais refletidos das reverberações de sinais dentro da parede próxima 25 (entre as primeira e segunda superfícies 24 e 26), bem como uma reflexão da parede distante 29 (terceira superfície 28). Os sinais refletidos da parede próxima são ilustrados como curvas (35, 36, 37) no gráfico de dados nivelados 34. Os sinais refletidos na parede distante são também ilustrados como curvas (39, 40, 41) no gráfico de dados nivelados 34. O sinal acústico reverberando dentro da parede próxima decai com o tempo, isso pode ser notado nos má- ximos locais decrescentes das curvas (35, 36, 37) do gráfico dos dados nive- lados 34 da Figura 3. De modo similar, a amplitude do sinal refletido da pa- rede distante 29 (terceira superfície 28) também decai, como ilustrado pela amplitude decrescente das curvas (39, 40, 41) representando a reflexão da parede distante 29.

A ferramenta de fundo de poço 54 pode ser parte de um sistema de medida fundo de poço, em que o sistema amostra fluido fundo de poço, conduz os testes acústicos no fluido para obter dados brutos, e processa os dados. O processamento de dados pode incluir o nivelamento e a considera- ção das derivadas descritas abaixo. O sistema de medida também pode in- cluir um analisador, que é configurado para conduzir todas ou uma parte das etapas de processamento de dados descritas acima. O analisador pode compreender um sistema de tratamento de informações 84. Nele, o sistema de tratamento de informações 84 pode ser incluído dentro da ferramenta de fundo de poço 54 ou na superfície. Quando na superfície, o sistema de tra- tamento de informações 84 pode, como representado pela seta de cabeça dupla, estar em comunicação constante com a ferramenta de fundo de poço 54, para receber dados, ou pode ser posteriormente conectado para comu- nicação de dados subsequente. O sistema de tratamento de informações 84 pode incluir um processador, uma memória acessível pelo processador, uma área de armazenamento não-volátil acessível pelo processador, e uma lógi- ca para execução de cada uma das etapas descritas acima.

A presente invenção descrita no presente relatório descritivo é, portanto, bem adaptada para conduzir os objetos e atingir as finalidades e vantagens mencionadas, bem como outras inerentes a ela. Ainda que uma concretização atualmente preferida da invenção tenha sido apresentada pa- ra fins descritivos, existem várias vantagens nos detalhes dos procedimentos para executar os resultados desejados. Por exemplo, a produção do sinal gerado 17 não é limitada a um gerador de sinal 16, disposto dentro ou adja- cente ao sistema de amostragem 22, mas pode incluir geradores de sinais de fontes remotas. As fontes remotas de sinais podem ser de fonte balística, de geofones, pistolas de ar ou qualquer outra fonte geradora de sinal conhe- cida. Adicionalmente, os dados brutos nivelados e processados de acordo com os métodos descritos no presente relatório descritivo não são limitados ao sistema de amostragem da Figura 2, mas podem ser de qualquer tipo de dados brutos representando um sinal registrado. Essas e outras modifica- ções similares vão ser facilmente sugeridas por aqueles versados na técni- ca, e são intencionadas para ser abrangidas dentro do espírito da presente invenção descrita no presente relatório descritivo e no escopo das reivindi- cações em anexo.

Claims

1. Método de processamento de dados, compreendendo: receber dados acústicos, uma parte dos quais representa rever- berações acústicas de uma superfície, os dados tendo uma amplitude de sinal; calcular a soma cumulativa de quadrados dos dados acústicos; computar a primeira derivada com relação ao tempo da soma cumulativa dos quadrados, para, desse modo, nivelar os dados acústicos, os dados acústicos nivelados tendo picos; e identificar a parte dos dados representando reverberações acús- ticas de uma superfície por correlação cruzada dos dados nivelados.

2. Método de acordo com a reivindicação 1, compreendendo a- inda tirar a segunda derivada dos dados nivelados.

3. Método de acordo com a reivindicação 2, em que o valor da segunda derivada denota um pico de dados.

4. Método de acordo com a reivindicação 1, em que a etapa de correlação cruzada compreende iniciar.

5. Método de acordo com a reivindicação 4, em que a etapa de iniciar compreende comparar um primeiro máximo local a um segundo má- ximo local.

6. Método de acordo com a reivindicação 5, compreendendo a- inda determinar se o valor do segundo máximo local é pelo menos 70% do primeiro máximo local.

7. Método de acordo com a reivindicação 1, em que os dados representam um sinal acústico refletindo das duas interfaces.

8. Método de acordo com a reivindicação 7, em que o fluido co- nato é disposto entre duas interfaces.

9. Método de acordo com a reivindicação 8, em que o tempo de deslocamento do sinal acústico, entre as duas interfaces, representa a velo- cidade do som no fluido conato.

10. Método de análise de dados acústicos, compreendendo: induzir um sinal acústico em um fluido entre uma primeira e uma segunda interfaces refletoras; gravar os dados tendo uma parte dos mesmos representativa dos sinais acústicos refletidos das interfaces; calcular a soma cumulativa dos quadrados dos dados acústicos; computar a primeira derivada com relação ao tempo da soma cumulativa dos quadrados, para, desse modo, nivelar os dados acústicos, os dados acústicos nivelados tendo picos; e identificar a parte dos dados representando reverberações acús- ticas de uma superfície por correlação cruzada dos dados nivelados.

11. Método de acordo com a reivindicação 10, compreendendo ainda tirar a segunda derivada dos dados nivelados, e obter um valor para um máximo local, com base na segunda derivada.

12. Método de acordo com a reivindicação 10, compreendendo ainda iniciar para identificar a reflexão da segunda interface.

13. Método de acordo com a reivindicação 12, compreendendo ainda comparar o valor de um primeiro máximo local com o valor de um se- gundo máximo local.

14. Método de acordo com a reivindicação 13, compreendendo ainda identificar o primeiro máximo local, como a segunda reflexão de inter- face, com base na razão do primeiro máximo local e do segundo máximo local.

15. Método de acordo com a reivindicação 14, em que a razão é cerca de 70%.

16. Método de acordo com a reivindicação 10, em que o fluido é fluido conato, obtido de dentro de uma formação subterrânea, e o tempo de deslocamento entre as primeira e segunda interfaces refletoras representa a velocidade do som no fluido.

17. Sistema de medida fundo de poço, compreendendo: um transmissor; um receptor; e um analisador, configurado para receber dados representando sinais acústicos recebidos, que foram dirigidos por uma primeira interface para o fluido conato adjacente à primeira interface, refletida de uma segunda interface adjacente ao fluido conato, oposta à primeira interface, e gravados em um lado da primeira interface oposta ao fluido conato, o analisador confi- gurado ainda para calcular a soma cumulativa dos quadrados dos dados acústicos, computar a primeira derivada com relação ao tempo da soma cu- mulativa dos quadrados, para, desse modo, nivelar os dados acústicos, os dados acústicos nivelados tendo picos, e identificar a parte dos dados repre- sentando reverberações acústicas de uma superfície por correlação cruzada dos dados nivelados.

18. Sistema de acordo com a reivindicação 17, compreendendo ainda um sistema de tratamento de informações.

19. Sistema de acordo com a reivindicação 17, em que o recep- tor e o transmissor estão no mesmo transdutor.

20. Sistema de acordo com a reivindicação 17, compreendendo ainda um recipiente contendo fluido.

21. Sistema de acordo com a reivindicação 20, em que o recipi- ente compreende duas interfaces refletoras.

22. Sistema de acordo com a reivindicação 20, em que o trans- missor e o receptor são parte de um único transdutor.

23. Sistema de acordo com a reivindicação 22, em que o trans- dutor é disposto no recipiente.

24. Sistema de acordo com a reivindicação 17, compreendendo ainda uma sonda de amostragem de fluido conato, configurada para retirar fluido conato de uma formação subterrânea.