BRPI0811933B1

BRPI0811933B1 - method for characterizing a dissolved gas-liquid ratio of a fluid

Info

Publication number: BRPI0811933B1
Application number: BRPI0811933A
Authority: BR
Inventors: Difoggio Rocco
Original assignee: Baker Hughes Inc
Priority date: 2007-05-23
Filing date: 2008-05-23
Publication date: 2019-01-08
Also published as: WO2008147953A1; GB2463393A; NO342446B1; NO20093427L; GB0919617D0; GB2463393B; BRPI0811933A2

Abstract

"método para caracterizar uma propor- ção de gás-líquido dissolvido de um fluido". método para caracterizar uma propriedade desejada de um flui- do no fundo do poço. em alguns exemplos não-limitadores, o método com- preende receber um sinal de entrada representando a velocidade do som de um fluido no fundo do poço, processar o sinal de entrada utilizando uma equação de correlação expressando a propriedade desejada em termos de pelo menos a velocidade do som para produzir um sinal de saída represen- tando a propriedade desejada, e emitir o sinal de saída. em alguns exem- plos, a equação de correlação é derivada através de uma análise quimiomé- trica de um conjunto de dados de treinamento, o conjunto de dados de trei- namento compreende uma pluralidade de valores de entrada e uma plurali- dade de valores de saída derivados dos valores de entrada, entre a proprie- dade de fluido desejada e a primeira propriedade medida, e os valores de saída são calculados a partir dos valores de entrada utilizando uma série de equações de correlação. em ao menos um exemplo, a propriedade desejada é a proporção de gás-óleo. em outro exemplo, a propriedade desejada é a proporção de gás-salmoura. em um exemplo adicional, a série de equações de correlação compreende as relações de batzle e wang. em outro exem- plo, o recebimento compreende receber uma pluralidade de sinais de entra- da representando uma pluralidade de propriedades medidas de um fluido no fundo do poço e o processamento compreende processar a pluralidade de sinais de entrada utilizando a equação de correlação expressando a proprie- dade desejada em termos da pluralidade de propriedades medidas."method for characterizing a dissolved gas-liquid ratio of a fluid". method for characterizing a desired property of a downhole fluid. In some non-limiting examples, the method comprises receiving an input signal representing the sound velocity of a downhole fluid, processing the input signal using a correlation equation expressing the desired property in terms of at least the speed of sound to produce an output signal representing the desired property, and output the output signal. In some instances, the correlation equation is derived through a chemometric analysis of a training data set, the training data set comprises a plurality of input values and a plurality of input values. output values derived from the input values between the desired fluid property and the first measured property, and the output values are calculated from the input values using a series of correlation equations. In at least one example, the desired property is the gas-oil ratio. In another example, the desired property is the gas-brine ratio. In a further example, the series of correlation equations comprises the relations of batzle and wang. in another example, receiving comprises receiving a plurality of input signals representing a plurality of measured properties of a downhole fluid and processing comprises processing the plurality of input signals using the correlation equation expressing the property. - desired quality in terms of the plurality of measured properties.

Description

Relatório Descritivo da Patente de Invenção para MÉTODO PARA CARACTERIZAR UMA PROPORÇÃO DE GÁS-LÍQUIDO DISSOLVIDO DE UM FLUIDO.Descriptive Report of the Invention Patent for METHOD FOR CHARACTERIZING A PROPORTION OF GAS-LIQUID DISSOLVED FROM A FLUID.

CAMPO DA INVENÇÃO [001] A presente invenção refere-se geralmente à exploração e produção de hidrocarbonetos, e mais particularmente se refere a um método e sistema para caracterizar uma propriedade desejada de um fluido de fundo de poço.FIELD OF THE INVENTION [001] The present invention relates generally to the exploration and production of hydrocarbons, and more particularly it relates to a method and system for characterizing a desired property of a downhole fluid.

ANTECEDENTES DA INVENÇÃO [002] Esse pedido está intitulado ao benefício da data de depósito do Pedido Provisório de Patente dos Estados Unidos 60/931.381 para Estimating gas-oil ratio from other physical properties, depositado em 23 de maio de 2007. Conhecer a proporção de gás-óleo (GOR) das formações de óleo cru é de interesse considerável para aqueles envolvidos na exploração e produção de hidrocarbonetos (óleo e gás). Vários métodos para avaliar GOR de um fluido de fundo de poço com base na realização de espectroscopia de infravermelho já são bem conhecidos na técnica. GOR é caracterizada tipicamente em termos de um índice de pés cúbicos padrão de gás por barril de tanque de estocagem de óleo. Para óleos escuros, a GOR é tipicamente inferior a 2.000 pés cúbicos padrão de gás por barril de tanque de estocagem de óleo. Para óleos voláteis, a GOR está tipicamente entre 2.000 e 3.300 pés cúbicos padrão de gás por barril de tanque de estocagem de óleo. A densidade de gás e óleo e módulo, assim como a viscosidade do óleo, aumentam com o peso molecular e pressão, e diminuem com a temperatura. A viscosidade do gás tem um comportamento similar, exceto em temperaturas superiores e em pressões inferiores, onde a viscosidade aumentará ligeiramente com a temperatura crescente. Grandes quantidades de gás sofrem dissolução em óleos mais leves e diminuem substancialmente o módulo e a viscosidade.BACKGROUND OF THE INVENTION [002] This application is entitled to benefit from the filing date of United States Provisional Patent Application 60 / 931,381 for Estimating gas-oil ratio from other physical properties, filed on May 23, 2007. Know the proportion of gas-oil (GOR) of crude oil formations is of considerable interest to those involved in the exploration and production of hydrocarbons (oil and gas). Various methods for assessing GOR of a downhole fluid based on performing infrared spectroscopy are already well known in the art. Gor is typically characterized in terms of a standard cubic foot rate of gas per barrel of oil storage tank. For dark oils, GOR is typically less than 2,000 standard cubic feet of gas per barrel of oil storage tank. For volatile oils, GOR is typically between 2,000 and 3,300 standard cubic feet of gas per barrel of oil storage tank. The density of gas and oil and modulus, as well as oil viscosity, increase with molecular weight and pressure, and decrease with temperature. The viscosity of the gas behaves similarly, except at higher temperatures and lower pressures, where the viscosity will increase slightly with increasing temperature. Large amounts of gas dissolve in lighter oils and substantially decrease modulus and viscosity.

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2/24 [003] O módulo, densidade e viscosidades de salmoura aumentam com teor de sal crescente e pressão crescente. A salmoura é peculiar porque o módulo atinge um máximo em uma temperatura a partir de 40 a 80Ό. Muito menos gás pode ser absorvido pe Ias salmouras do que pelos óleos leves. Como resultado, o gás em solução em óleos pode levar o seu módulo tão abaixo daquele da salmoura que pontos claros de reflexão sísmica podem se desenvolver a partir da interface entre as rochas saturadas com óleo e saturadas com salmoura.2/24 [003] The brine modulus, density and viscosities increase with increasing salt content and increasing pressure. The brine is peculiar because the module reaches a maximum at a temperature from 40 to 80Ό. Much less gas can be absorbed by brines than by light oils. As a result, gas in solution in oils can take its modulus so far below that of brine that clear points of seismic reflection can develop from the interface between rocks saturated with oil and saturated with brine.

[004] Uma referência anterior de observação específica com relação aos fluidos de poro é Batzle e Wang, Seismic Properties of Fluids, Geophysics, v.57, n° 11, páginas 1396-1408 (Novembro de 1992) (em seguida Batzle and Wang, que é aqui incorporada mediante referência integral mente para todos os propósitos). Os ensinamentos de Batzle e Wang, referidos comumente e coletivamente como relações de Batzle e Wang, são amplamente conhecidos e utilizados por aqueles de conhecimento comum na técnica.[004] An earlier reference for specific observation regarding pore fluids is Batzle and Wang, Seismic Properties of Fluids, Geophysics, v.57, No. 11, pages 1396-1408 (November 1992) (later Batzle and Wang , which is hereby incorporated by reference in its entirety for all purposes). Batzle and Wang's teachings, commonly and collectively referred to as Batzle and Wang relationships, are widely known and used by those of ordinary skill in the art.

[005] Em termos gerais, as relações de Batzle e Wang compreendem uma série de equações de correlação, separadas para velocidade do som e para GOR em termos de outros parâmetros, mas não proveem qualquer equação para GOR em termos de velocidade de som, densidade de óleo vivo, pressão, e temperatura. Por exemplo, uma equação de correlação de Batzle e Wang se refere à densidade de óleo contendo gás (vivo) para GOR, densidade do gás, e fator de volume da formação. Outra equação de correlação de Batzle e Wang se refere ao fator de volume da formação para GOR, densidade do gás, densidade do óleo no tanque de estocagem (morto), e temperatura. A velocidade do som de óleo vivo pode ser avaliada mediante substituição da densidade de óleo morto por uma pseudodensidade com base na expansão causada pela admissão de gás na equação para velocidade de som do óleo morto. A velocidade do som do óleo[005] In general terms, the Batzle and Wang relations comprise a series of correlation equations, separated for speed of sound and for GOR in terms of other parameters, but do not provide any equation for GOR in terms of speed of sound, density of live oil, pressure, and temperature. For example, a Batzle and Wang correlation equation refers to the density of oil containing (live) gas for GOR, gas density, and volume factor of the formation. Another Batzle and Wang correlation equation refers to the formation volume factor for GOR, gas density, density of the oil in the storage tank (dead), and temperature. The speed of sound of live oil can be evaluated by replacing the density of dead oil with a pseudodensity based on the expansion caused by the admission of gas in the equation for the speed of sound of dead oil. The speed of oil sound

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3/24 vivo, em temperaturas e pressões no poço, está geral mente entre 1.100 e 1.700 metros por segundo. Ainda outra equação de correlação de Batzle e Wang se refere ao fator de volume de pseudodensidade para formação, GOR, e densidade do óleo de tanque de estoque.3/24 alive, at temperatures and pressures in the well, is generally between 1,100 and 1,700 meters per second. Yet another Batzle and Wang correlation equation refers to the pseudodensity volume factor for formation, GOR, and stock tank oil density.

[006] Outra referência, Han e Batzle, Velocity, Density and Modulus of Hydrocarbon Fluids - Data Measurement, Society ofExploration Geophysicists Technical Program, Expanded Abstracts, 2000, páginas 1862-186, doi:10.1190/1.1815792 (em seguida, Han e Batzle, que é aqui incorporada mediante referência integralmente para todos os propósitos) elabora nas formulações de Batzle e Wang e é similarmente e amplamente conhecida na técnica.[006] Another reference, Han and Batzle, Velocity, Density and Modulus of Hydrocarbon Fluids - Data Measurement, Society ofExploration Geophysicists Technical Program, Expanded Abstracts, 2000, pages 1862-186, doi: 10.1190 / 1.1815792 (then Han and Batzle , which is incorporated herein by reference in its entirety for all purposes) elaborates in the formulations of Batzle and Wang and is similarly and widely known in the art.

[007] Embora a utilidade da abordagem de Batzle e Wang para caracterização de fluido de poro e significação sísmica das propriedades de fluido e rocha seja amplamente reconhecida, permanecem empecilhos percebidos para tal abordagem, visto que o conjunto de equações comumente atribuídas a Batzle e Wang não podem ser resolvidas algebricamente, simultaneamente para derivar valores GOR a partir da velocidade do som, densidade de óleo vivo, pressão, e temperatura devido à complexidade das mesmas. É bem conhecido por aqueles de conhecimento comum na técnica que as raízes de polinômios de quinta ordem ou superiores não podem em geral ser resolvidas em termos de funções algébricas simples. Isso apresenta certas limitações indesejáveis na utilidade prática da técnica anterior para esse propósito dessa invenção conforme exemplificado por Batzle e Wang e sua progênie. Por exemplo, Batzle e Wang expressam GOR em termos de densidade de óleo de tanque de estocagem e outros parâmetros, os quais não podem ser medidos no fundo do poço.[007] Although the utility of the Batzle and Wang approach for pore fluid characterization and seismic significance of the fluid and rock properties is widely recognized, perceived obstacles remain for such an approach, since the set of equations commonly attributed to Batzle and Wang cannot be solved algebraically, simultaneously to derive GOR values from the speed of sound, density of live oil, pressure, and temperature due to their complexity. It is well known to those of ordinary skill in the art that the roots of fifth-order or higher polynomials cannot generally be solved in terms of simple algebraic functions. This presents certain undesirable limitations on the practical utility of the prior art for the purpose of this invention as exemplified by Batzle and Wang and their progeny. For example, Batzle and Wang express Gor in terms of storage tank oil density and other parameters, which cannot be measured at rock bottom.

[008] Particularmente, até o presente não foi mostrada uma metodologia praticável para caracterizar as proporções de gás-óleo de um fluido no fundo do poço em termos de parâmetros, tal como velocidade[008] Particularly, to date, no feasible methodology has been shown to characterize the gas-oil proportions of a fluid at the bottom of the well in terms of parameters, such as speed

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4/24 do som e densidade de óleo vivo, os quais são mensuráveis no fundo do poço.4/24 of the sound and density of live oil, which are measurable at the bottom of the well.

SUMÁRIO DA INVENÇÃO [009] Em virtude do precedente, a presente invenção se refere à caracterização de propriedades de fluidos no fundo do poço. Em ao menos um exemplo da invenção a caracterização é realizada mediante ação de pegar um sinal representando uma propriedade, ou propriedades, medida dos fluidos no fundo do poço e analisar a propriedade ou propriedades desejadas e processar esse sinal utilizando uma equação de correlação expressando a propriedade desejada em termos da propriedade ou propriedades medidas, para produzir um sinal de saída representando a propriedade desejada. Em muitos exemplos, a equação de correlação é derivada através de uma análise quimiométrica de um conjunto de dados de treinamento utilizando uma série de equações de correlação de óleo bruto, algebricamente insolúveis, simultânea, e particularmente à avaliação das proporções de gás-óleo, proporções de gás-salmoura, e outras propriedades dos fluidos nas formações de hidrocarboneto não medidas tipicamente no fundo do poço. Aqueles de conhecimento comum na técnica entenderão que quimiometria é a aplicação de métodos matemáticos, estatísticos, gráficos, e/ou simbólicos aos dados químicos para maximizar a quantidade de informação que pode ser derivada a partir dos mesmos. Vide, por exemplo, M.A. Sharaf, D.L. Illman and B.R. Kowalski, Chemometrics, John Wiley & Sons, New York, 1986 (que é aqui incorporada mediante referência integralmente para todos os propósitos). Caracterização e/ou avaliação são termos genéricos que abrangem qualquer medição, cálculo, estimação, classificação, ou classificação relativa de uma propriedade. A solução quimiométrica é uma equação algébrica que aproxima a relação entre diferentes parâmetros de saída em relação a certa faixa de parâmetros de entrada análogos ao modo no qualSUMMARY OF THE INVENTION [009] In view of the foregoing, the present invention relates to the characterization of fluid properties at the bottom of the well. In at least one example of the invention the characterization is carried out by taking a signal representing a property, or properties, measure of the fluids at the bottom of the well and analyzing the desired property or properties and processing that signal using a correlation equation expressing the property desired in terms of the measured property or properties, to produce an output signal representing the desired property. In many instances, the correlation equation is derived through a chemometric analysis of a training data set using a series of algebraically insoluble, simultaneous crude oil correlation equations, and particularly the assessment of gas-oil proportions, proportions gas-brine, and other fluid properties in hydrocarbon formations not typically measured at the bottom of the well. Those of ordinary skill in the art will understand that chemometrics is the application of mathematical, statistical, graphical, and / or symbolic methods to chemical data to maximize the amount of information that can be derived from them. See, for example, M.A. Sharaf, D.L. Illman and B.R. Kowalski, Chemometrics, John Wiley & Sons, New York, 1986 (which is incorporated herein by reference in its entirety for all purposes). Characterization and / or evaluation are generic terms that cover any measurement, calculation, estimation, classification, or relative classification of a property. The chemometric solution is an algebraic equation that approximates the relationship between different output parameters in relation to a certain range of input parameters analogous to the way in which

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5/24 a expansão da série Taylor aproxima uma função arbitrária nas proximidades de um ponto de expansão. Essa abordagem provê a opção de estimar GOR de um fluido no fundo do poço mediante uso de medições não-óticas.5/24 the Taylor series expansion approaches an arbitrary function in the vicinity of an expansion point. This approach provides the option of estimating GOR for a fluid at the bottom of the well using non-optical measurements.

[0010] Em ao menos uma modalidade específica, é provido um método que compreende: receber ao menos um sinal de entrada representando a velocidade do som de um fluido no fundo do poço; processar o sinal de entrada utilizando a equação de correlação expressando a propriedade desejada em termos ao menos da velocidade do som em que um sinal de saída representando a propriedade desejada é produzido; e emitindo o sinal de saída.[0010] In at least one specific mode, a method is provided that comprises: receiving at least one input signal representing the speed of sound of a fluid at the bottom of the well; processing the input signal using the correlation equation expressing the desired property in terms of at least the speed of sound at which an output signal representing the desired property is produced; and emitting the exit signal.

[0011] Em ao menos uma modalidade, certas equações de correlação relacionadas às propriedades geofísicas de uma formação, tais como aquelas de Batzle e Wang (e outros) são primeiramente usadas para criar um conjunto de treinamento sintético. Isto é, um par de velocidade do som e de GOR é calculado a partir de um conjunto de densidade de óleo de tanque de estocagem aleatoriamente gerada, pressão, temperatura, fator de volume de formação, e valores de densidade do gás variando entre valores mínimos e máximos esperados para cada propriedade. Deve ser observado que as propriedades usadas na geração do conjunto de treinamento sintético incluem aquelas que não podem ser medidas do fundo do poço utilizando técnicas e/ou instrumentação atualmente disponíveis. Por exemplo, para se medir a densidade do óleo de tanque de estocagem seria exigida, em primeiro lugar, a separação do gás e do óleo cru e, então, medir a densidade do líquido resultante em 1 atmosfera e 15,5Ό (60°Fah renheit), o que não pode ser feito em ambiente de alta temperatura, alta pressão do fundo do poço.[0011] In at least one modality, certain correlation equations related to the geophysical properties of a formation, such as those of Batzle and Wang (and others) are first used to create a synthetic training set. That is, a pair of sound velocity and GOR is calculated from a set of randomly generated storage tank oil density, pressure, temperature, formation volume factor, and gas density values ranging from minimum values and maximum expected for each property. It should be noted that the properties used in the generation of the synthetic training set include those that cannot be measured from rock bottom using currently available techniques and / or instrumentation. For example, to measure the density of the storage tank oil it would be required, first, the separation of the gas and the crude oil, and then measure the density of the resulting liquid in 1 atmosphere and 15.5Ό (60 ° Fah renheit), which cannot be done in a high-temperature, high-pressure well-bottom environment.

[0012] Além disso, observa-se que os valores de entrada não têm que ser gerados aleatoriamente; em muitos exemplos, eles podem ser[0012] In addition, it is observed that the input values do not have to be generated randomly; in many instances, they can be

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6/24 gerados por quaisquer dos métodos padrão de projeto experimental (por exemplo, modelo fatorial, modelo Plackett-Burman, ou modelo Box-Behnken (http://www.itl.nist.gov/div898/handbook/pri/section3/pri3.htm)). O propósito de qualquer projeto é o de certificar que toda vizinhança do espaço de valor de entrada seja incluída de modo que cada combinação de valores de entrada, dentro da faixa de cada propriedade, seja representada.6/24 generated by any of the standard experimental design methods (for example, factorial model, Plackett-Burman model, or Box-Behnken model (http://www.itl.nist.gov/div898/handbook/pri/section3/ pri3.htm)). The purpose of any project is to make sure that every neighborhood of the input value space is included so that each combination of input values, within the range of each property, is represented.

[0013] Para experimentos em laboratório, o projeto experimental é uma forma valiosa de maximizar a quantidade de informação obtida, enquanto utilizando o menor número de experimentos em laboratório, dispendiosos. Projeto aleatório geralmente é muito dispendioso para experimentos em laboratório. Contudo, para geração de dados sintéticos, o projeto aleatório não é muito dispendioso porque computadores rápidos tornam o mesmo o projeto mais fácil e mais direto de ser implementado mesmo para 10.000 amostras sintéticas.[0013] For laboratory experiments, the experimental design is a valuable way to maximize the amount of information obtained, while using the least number of expensive laboratory experiments. Random design is often very expensive for laboratory experiments. However, for synthetic data generation, random design is not very expensive because fast computers make it the easiest and most straightforward project to implement even for 10,000 synthetic samples.

[0014] De acordo ainda com um exemplo adicional da invenção, é usado um método de regressão para modelar a GOR em relação às propriedades que são geralmente mensuráveis no fundo do poço, tal como velocidade do som, temperatura, pressão, densidade do óleo vivo, e assim por diante, para criar uma equação de correlação para GOR com base nos dados que foram gerados sinteticamente a partir das equações de correlação, originais. Em vários exemplos da invenção, a regressão é realizada através de métodos estatísticos e/ou métodos de rede neural.[0014] According to a further example of the invention, a regression method is used to model the Gor in relation to properties that are generally measurable at the bottom of the well, such as speed of sound, temperature, pressure, density of live oil , and so on, to create a correlation equation for GOR based on the data that was generated synthetically from the original correlation equations. In several examples of the invention, regression is performed using statistical methods and / or neural network methods.

BREVE DESCRIÇÃO DOS DESENHOS [0015] O precedente e outras características e aspectos da presente invenção serão mais bem considerados mediante referência a uma descrição detalhada das modalidades específicas da invenção, quando lidas em conjunto com os desenhos anexos em que:BRIEF DESCRIPTION OF THE DRAWINGS [0015] The foregoing and other features and aspects of the present invention will be better considered by reference to a detailed description of the specific modalities of the invention, when read in conjunction with the accompanying drawings in which:

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7/24 [0016] A Figura 1 é um diagrama de fluxo ilustrando um método para caracterizar uma propriedade desejada de um fluido no fundo do poço mediante recebimento de um sinal representando a medição da velocidade da velocidade do som de um fluido no fundo do poço e analisando a propriedade desejada utilizando uma equação de correlação expressando a propriedade desejada em termos das propriedades medidas de acordo com uma modalidade da invenção;7/24 [0016] Figure 1 is a flow diagram illustrating a method for characterizing a desired property of a fluid at the bottom of the well by receiving a signal representing the measurement of the speed of sound of a fluid at the bottom of the well and analyzing the desired property using a correlation equation expressing the desired property in terms of the properties measured according to an embodiment of the invention;

[0017] A Figura 2 é um diagrama de fluxo ilustrando uma metodologia quimiométrica para derivar uma equação de correlação expressando uma propriedade desejada em termos de um conjunto de propriedades medidas de acordo com uma modalidade da invenção;[0017] Figure 2 is a flow diagram illustrating a chemometric methodology for deriving a correlation equation expressing a desired property in terms of a set of properties measured according to an embodiment of the invention;

[0018] A Figura 3 ilustra a geração de uma tabela de dados de saída a partir dos dados de entrada. As colunas dessa tabela, junto com várias funções das colunas dessa tabela (por exemplo, pressão elevada ao quadrado, pressão elevada ao cubo, pressão recíproca, pressão vezes temperatura, etc.), são então regredidas umas contra as outras para desenvolver um modelo/equação quimiométrico desejado.[0018] Figure 3 illustrates the generation of an output data table from the input data. The columns in that table, along with various functions of the columns in that table (for example, squared pressure, raised pressure, reciprocal pressure, pressure times temperature, etc.), are then regressed against each other to develop a model / desired chemometric equation.

[0019] As Figuras, 4 e 5, ilustram o ajuste dos modelos quimiométricos calculados a partir da velocidade do som, densidade, temperatura e pressão. Aqueles de conhecimento comum na técnica entenderão que quanto melhor se ajusta o modelo quimiométrico às equações de Batzle simultâneas a partir das quais os dados sintéticos foram derivados, mais próximos estarão os pontos para a linha de valor-igual (predição perfeita).[0019] Figures 4 and 5 illustrate the adjustment of the chemometric models calculated from the speed of sound, density, temperature and pressure. Those of ordinary skill in the art will understand that the better the chemometric model fits the simultaneous Batzle equations from which the synthetic data were derived, the closer the points are to the equal-value line (perfect prediction).

[0020] A Figura 6 retrata uma sonda de amostragem disposta em um recorte de um poço.[0020] Figure 6 depicts a sampling probe arranged in a cut-out of a well.

[0021] A Figura 7 ilustra uma vista destacada de um sistema de amostragem.[0021] Figure 7 illustrates a highlighted view of a sampling system.

[0022] A Figura 8 representa os gráficos contendo dados brutos e dados processados.[0022] Figure 8 represents the graphs containing raw data and processed data.

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DESCRIÇÃO DETALHADA DE UMA MODALIDADE ESPECÍFICA DA INVENÇÃO [0023] Na descrição que se segue, no interesse de clareza, nem todas as características das implementações efetivas são descritas. Evidentemente será considerado que no desenvolvimento de qualquer tal implementação efetiva, como em qualquer tal projeto, várias decisões e seleções de engenharia e técnicas devem ser feitas para se alcançar objetivos específicos, enquanto operando dentro das várias restrições conhecidas que podem ser apresentadas, as quais variarão de uma implementação para outra. Além disso, é necessário aderir às práticas de engenharia e de desenvolvimento apropriadas para o ambiente em questão. Será considerado que tais esforços de desenvolvimento poderiam ser complexos e demorados, porém não obstante ser um empreendimento de rotina para aqueles de conhecimento comum nos campos pertinentes.DETAILED DESCRIPTION OF A SPECIFIC MODE OF THE INVENTION [0023] In the description that follows, for the sake of clarity, not all characteristics of effective implementations are described. Evidently it will be considered that in the development of any such effective implementation, as in any such project, various engineering and technical decisions and selections must be made to achieve specific objectives, while operating within the various known restrictions that may be presented, which will vary from one implementation to another. In addition, it is necessary to adhere to engineering and development practices appropriate to the environment in question. It will be considered that such development efforts could be complex and time-consuming, but despite being a routine undertaking for those of common knowledge in the relevant fields.

[0024] Com referência à Figura 1, é mostrado um diagrama de fluxo ilustrando um método para caracterizar uma propriedade desejada de um fluido no fundo do poço de acordo com um exemplo da invenção. Conforme mostrado na Figura 1, o processo começa com a etapa 11, recebendo um sinal de entrada 13 representando a velocidade do som de um fluido no fundo do poço. Em um exemplo da invenção o sinal de entrada é processado 17 utilizando uma equação de correlação 15 expressando a propriedade desejada em termos pelo menos da velocidade do som.[0024] With reference to Figure 1, a flow diagram is shown illustrating a method for characterizing a desired property of a well bottom fluid according to an example of the invention. As shown in Figure 1, the process begins with step 11, receiving an input signal 13 representing the speed of sound of a fluid at the bottom of the well. In an example of the invention the input signal is processed 17 using a correlation equation 15 expressing the desired property in terms of at least the speed of sound.

[0025] Com referência à Figura 2, é mostrado um diagrama de fluxo ilustrando uma metodologia para derivar uma equação de correlação expressando uma propriedade desejada como uma função do conjunto de propriedade de fluido, medidas de acordo com um exemplo da invenção. Conforme mostrado na Figura 2, um processo começa com a etapa 12 de gerar conjuntos de valores de parâmetros de[0025] With reference to Figure 2, a flow diagram is shown illustrating a methodology for deriving a correlation equation expressing a desired property as a function of the fluid property set, measured according to an example of the invention. As shown in Figure 2, a process begins with step 12 of generating sets of parameter values from

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9/24 entrada.9/24 entry.

[0026] Em alguns exemplos da invenção, a etapa 12 envolve a seleção de uma primeira pluralidade de parâmetros de entrada cujos valores podem ser usados para calcular os valores de uma segunda pluralidade de parâmetros. Ao menos na tal modalidade, os parâmetros de entrada incluem temperatura (T), pressão (P), densidade do óleo de tanque de estocagem (po), e gravidade do gás (G). Adicionalmente, a etapa 12 envolve gerar uma pluralidade de combinações (possivelmente aleatórias) de valores dessas variáveis de entrada. Para cada parâmetro, o valor aleatório é tirado a partir de uma faixa predeterminada dentro da qual se pode esperar que aquele parâmetro esteja realisticamente e previsivelmente situado em um ambiente de subsuperfície efetiva. Assim, por exemplo, os valores aleatórios de temperatura podem ser temperaturas dentro da faixa de 37,8*0 (100°F) < T < 204,40 (400°F). A pressão supostamente pode variar de 0 < P < 206,8 mPa (30,000 psi).[0026] In some examples of the invention, step 12 involves selecting a first plurality of input parameters whose values can be used to calculate the values of a second plurality of parameters. At least in such a mode, the input parameters include temperature (T), pressure (P), density of the storage tank oil (po), and gas gravity (G). Additionally, step 12 involves generating a plurality of (possibly random) combinations of values for these input variables. For each parameter, the random value is taken from a predetermined range within which that parameter can be expected to be realistically and predictably located in an effective subsurface environment. Thus, for example, random temperature values can be temperatures within the range of 37.8 * 0 (100 ° F) <T <204.40 (400 ° F). The pressure is supposed to range from 0 <P <206.8 mPa (30,000 psi).

[0027] A densidade do óleo do tanque de estoque, isto é, a densidade em temperatura ambiente e a temperatura do óleo morto após o gás arrastado ter escapado, uma faixa de 0,60 < po < 1,08 grama por centímetro cúbico é considerada como sendo uma faixa que seria considerada razoável para aqueles de conhecimento comum na técnica.[0027] The density of the oil in the stock tank, that is, the density at room temperature and the temperature of the dead oil after the entrained gas has escaped, a range of 0.60 <po <1.08 grams per cubic centimeter is considered to be a range that would be considered reasonable for those of ordinary skill in the art.

[0028] Em um exemplo, propõe-se utilizar um valor estimado G = 0,5556 para o parâmetro de gravidade do gás, que representa uma suposição razoável de que o gás é metano puro, o qual tem uma densidade de aproximadamente metade da densidade do ar. Esse valor para G é razoável porque, mediante percentagem em peso, o gás natural tem em média aproximadamente 86% de metano e mediante percentagem em mol, o gás natural tem em média aproximadamente 93% de metano (Informe do Instituto de Pesquisa de Gás n° 82/0037). Poder-se-ia, evidentemente, utilizar valores ligeiramente maiores para G[0028] In one example, it is proposed to use an estimated value G = 0.5556 for the gas gravity parameter, which represents a reasonable assumption that the gas is pure methane, which has a density of approximately half the density donate. This value for G is reasonable because, by weight percentage, natural gas averages approximately 86% methane and by percentage mol, natural gas averages approximately 93% methane (Report from the Gas Research Institute n 82/0037). We could, of course, use slightly higher values for G

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10/24 para aperfeiçoar o modelo para os gases naturais, mais pesados, que contêm mais metano, propano, butano, e assim por diante.10/24 to improve the model for heavier natural gases that contain more methane, propane, butane, and so on.

[0029] Batzle e Wang propõem uma equação para a proporção de gás-óleo de saturação Rg como uma função das quatro variáveis precedentes T, P, G, e po, como a seguir:[0029] Batzle and Wang propose an equation for the saturation gas-oil ratio Rg as a function of the previous four variables T, P, G, and po, as follows:

R_g = 0.02123(7 (R _g = 0.02123 (7 (

Pexp kPexp k

4.0724,072

ATHE

X-] 1.205X-] 1,205

0.00377 T )_ [0030] Batzle e Wang propõem adicionalmente uma equação para o fator de volume de formação Bo como uma função de T, G, po, e Rg, cada um dos quais está disponível como apresentado acima. A equação do fator de volume de formação é:0.00377 T) _ [0030] Batzle and Wang additionally propose an equation for the formation volume factor Bo as a function of T, G, po, and Rg, each of which is available as shown above. The formation volume factor equation is:

1 1 B_o= 0.972 + 0.00038B _o = 0.972 + 0.00038 2AR_g —2AR _g - + T + 17.8 + T + 17.8 IaJ IaJ

[0031] Batzle e Wang ainda propõem uma equação para a densidade de óleo vivo p' em termos de Bo, po, e Rg, onde outra vez, cada um desses valores está disponível como apresentado acima. Particularmente, // = ^(1 + 0.001¾)¹ °o [0032] Finalmente, Batzle e Wang propõem uma aproximação da velocidade do som de óleo vivo V em termos de T, P, e po, e sugere adicionalmente que substituir a densidade do óleo vivo p' pela densidade do óleo de tanque de estocagem po para a equação pela velocidade do som do óleo morto V para resultar em uma aproximação aceitável para a velocidade do som de óleo vivo V, de tal modo que:[0031] Batzle and Wang still propose an equation for the density of live oil p 'in terms of Bo, po, and Rg, where again, each of these values is available as presented above. In particular, // = ^ (1 + 0.001¾) ¹ ° o [0032] Finally, Batzle and Wang propose an approximation of the speed of sound of live oil V in terms of T, P, and po, and further suggest that replacing the density of live oil p 'by the density of storage tank oil po to the equation by the speed of sound of dead oil V to result in an acceptable approximation to the speed of sound of live oil V, such that:

[0033] Assim, para qualquer combinação aleatória determinada de variáveis T, P, G, e po, se pode gerar uma tabela tal como aquela mos[0033] Thus, for any determined random combination of variables T, P, G, and po, a table can be generated just like the one shown

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11/24 trada na Figura 3. Deve-se observar, conforme mostrado na Figura 3, que alguns dos valores de entrada são medidos (ou mensuráveis) utilizando instrumentação de fundo de poço, enquanto que outros não são medidos (ou mensuráveis) utilizando instrumentação de fundo de poço. Adicional mente, alguns dos valores de saída são medidos/mensuráveis no fundo do poço enquanto que outros não são. Medido/mensurável no fundo do poço pretende aqui se referir aos parâmetros cujos valores são comumente detectados por instrumentos de fundo de poço, ao passo que, não medido/mensurável no fundo do poço pretende se referir às propriedades que não são em m sentido prático mensuráveis utilizando instrumentos de fundo de poço. Essas designações não devem ser tomadas como absolutas, uma vez que é possível que tecnologias possam estar atualmente disponíveis ou podem ser desenvolvidas no futuro para medir propriedades designadas como não-mensuráveis. Essas designações pretendem apenas refletir considerações práticas conforme atualmente consideradas pelo inventor, e para realçar a versatilidade da invenção para considerar a inabilidade prática de medir (ou a não conveniência da medição) de certas propriedades utilizando instrumentação de fundo de poço.11/24 shown in Figure 3. It should be noted, as shown in Figure 3, that some of the input values are measured (or measurable) using downhole instrumentation, while others are not measured (or measurable) using instrumentation rock bottom. Additionally, some of the output values are measured / measurable at rock bottom while others are not. Measured / measurable at rock bottom intends here to refer to parameters whose values are commonly detected by rock bottom instruments, whereas, not measured / measurable at rock bottom is meant to refer to properties that are not in a practical sense measurable using downhole instruments. These designations should not be taken as absolute, as it is possible that technologies may be currently available or may be developed in the future to measure properties designated as non-measurable. These designations are only intended to reflect practical considerations as currently considered by the inventor, and to highlight the versatility of the invention to consider the practical inability to measure (or the non-convenience of measuring) certain properties using downhole instrumentation.

[0034] O número de linhas na tabela da Figura 3 corresponde ao número de conjuntos de (possivelmente, mas não necessariamente aleatórios) valores de entrada (o número de amostras ou casos) incluídos no conjunto de dados de treinamento. Aqueles de conhecimento comum na técnica considerarão que um número maior de amostras tenderá a aperfeiçoar a exatidão dos resultados obtidos na prática da presente invenção.[0034] The number of lines in the table in Figure 3 corresponds to the number of sets of (possibly, but not necessarily random) input values (the number of samples or cases) included in the training data set. Those of ordinary skill in the art will consider that a larger number of samples will tend to improve the accuracy of the results obtained in the practice of the present invention.

[0035] Com referência outra vez à Figura 2, após a criação do conjunto de dados de treinamento na etapa 14, uma modalidade a seguir exige a realização de uma análise quimiométrica de uma propriedade desejada (isto é, uma coluna desejada a partir da Figura 3) em relação[0035] With reference again to Figure 2, after the creation of the training data set in step 14, a modality to follow requires the performance of a chemometric analysis of a desired property (that is, a desired column from the Figure 3) in relation

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12/24 a outras propriedades representadas na Figura 3. Para se obter o benefício máximo da invenção, a propriedade desejada para a qual uma regressão é realizada preferivelmente é uma propriedade que não é facilmente mensurável no fundo de poço, enquanto que as propriedades em relação às quais a regressão é realizada são preferivelmente aquelas que são facilmente mensuráveis no fundo do poço e/ou aproximadas mediante outros meios.12/24 to other properties represented in Figure 3. To obtain the maximum benefit of the invention, the desired property for which a regression is performed is preferably a property that is not easily measurable at the bottom of the well, while the properties in relation to to which regression is performed are preferably those that are easily measurable at rock bottom and / or approximated by other means.

[0036] Realizar uma regressão como exigido na etapa 16 pode ser executado mediante qualquer de vários meios e técnicas bem conhecidos daqueles de conhecimento comum na técnica. Em uma modalidade, a regressão é realizada utilizando STATISTICA®, uma aplicação de software analítico comercialmente disponível através da StatSoft®, Inc., Tulsa, Oklahoma. STATISTICA® é um instrumento analítico amplamente conhecido e usado por aqueles de conhecimento comum na técnica, e embora seja um instrumento atualmente conhecido como sendo adequado para os propósitos da presente invenção, deve-se entender que outros instrumentos ou técnicas, atualmente conhecidos ou ainda a serem desenvolvidos, podem ser utilizados na prática da invenção com igual eficácia. Em outro exemplo da invenção a análise quimiométrica pode ser realizada por intermédio de uma análise de rede neural.[0036] Performing a regression as required in step 16 can be performed using any of several means and techniques well known to those of ordinary skill in the art. In one embodiment, regression is performed using STATISTICA®, an analytical software application commercially available from StatSoft®, Inc., Tulsa, Oklahoma. STATISTICA® is an analytical instrument widely known and used by those of ordinary skill in the art, and although it is an instrument currently known to be suitable for the purposes of the present invention, it should be understood that other instruments or techniques, currently known or developed, they can be used in the practice of the invention with equal effectiveness. In another example of the invention, the chemometric analysis can be performed by means of a neural network analysis.

[0037] Com referência à Figura 4, é mostrado um gráfico resumindo graficamente um processo de regressão quando realizado de acordo com a modalidade atualmente revelada. Particularmente, o gráfico da Figura 4 é um exemplo no qual a gravidade API variável, dependente (efetivamente uma densidade inversa) é regredida contra a densidade de óleo vivo p', pressão P, e temperatura (T). Na Figura 4, o gráfico substancial mente linear 18 representa os valores API preditos utilizando-se as equações de Batzle e Wang, enquanto que os pontos de dados individuais 20 na Figura 4 representam valores API compu[0037] With reference to Figure 4, a graph is shown graphically summarizing a regression process when performed according to the modality currently revealed. In particular, the graph in Figure 4 is an example in which the variable, dependent API gravity (effectively an inverse density) is regressed against the density of live oil p ', pressure P, and temperature (T). In Figure 4, the substantially linear graph 18 represents the predicted API values using the Batzle and Wang equations, while the individual data points 20 in Figure 4 represent computed API values.

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13/24 tados utilizando-se o modelo de regressão gerado de acordo com a modalidade atualmente revelada.13/24 using the regression model generated according to the modality currently revealed.

[0038] Análise da regressão da Figura 3 mostra que a presente invenção obtém um coeficiente de correlação elevada R² = 0,9799 com base em um conjunto de treinamento sintético compreendendo 6,113 amostras.[0038] The regression analysis of Figure 3 shows that the present invention obtains a high correlation coefficient R ² = 0.9799 based on a synthetic training set comprising 6,113 samples.

[0039] O resultado da regressão representada na Figura 4 é expresso por intermédio da seguinte equação para o índice de gravidade de óleo do Instituto de Petróleo Americano (API):[0039] The result of the regression represented in Figure 4 is expressed using the following equation for the oil gravity index of the American Petroleum Institute (API):

141 5 yfPZ = ———-131.5141 5 yfPZ = ———- 131.5

A [0040] Como conhecido, essa fórmula resulta em valores API inferiores a dez para cada óleo pesado até aproximadamente cem para condensados leves. A gravidade API é de 10 para um líquido com a mesma densidade que a água.A [0040] As known, this formula results in API values of less than ten for each heavy oil up to approximately one hundred for light condensates. API gravity is 10 for a liquid with the same density as water.

[0041] Voltando-se para a Figura 5, é mostrado um gráfico resumindo graficamente outro processo de regressão conforme realizado de acordo com uma modalidade exemplar. Nesse caso, a variável dependente é a proporção de gás-óleo (GOR), é retornada contra a velocidade do som com 10.702 amostras. Conforme pode ser visto na Figura 5, os valores de dados gerados de acordo com a modalidade atualmente revelada se correlacionam em um grau muito elevado com os valores calculados utilizando-se as equações de Batzle e Wang (particularmente, um coeficiente de correlação R² = 0,9952 é obtido).[0041] Turning to Figure 5, a graph is shown summarizing graphically another regression process as performed according to an exemplary modality. In this case, the dependent variable is the gas-oil ratio (GOR), which is returned against the speed of sound with 10,702 samples. As can be seen in Figure 5, the data values generated according to the currently revealed modality correlate to a very high degree with the values calculated using the Batzle and Wang equations (particularly, a correlation coefficient R ² = 0.9952 is obtained).

[0042] Em uma modalidade exemplar, uma propriedade desejada de um fluido no fundo do poço é caracterizada através do uso de uma equação de correlação expressando a propriedade desejada em termos de propriedades de fluido, medidas no fundo do poço. Em tal exemplo, as propriedades medidas do fluido do fundo do poço incluem a velocidade do som medida no fundo do poço mediante geração de um sinal acústico externo, medindo-se o tempo de deslocamento do[0042] In an exemplary embodiment, a desired bottom-of-fluid property is characterized by using a correlation equation expressing the desired property in terms of bottom-of-fluid properties. In such an example, the measured properties of the bottom of the well include the speed of sound measured at the bottom of the well by generating an external acoustic signal, measuring the displacement time of the

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14/24 sinal através do fluido, e determinando-se a velocidade do som do fluido com base no tempo de deslocamento medido do sinal acústico por uma distância conhecida através do fluido. Tal método para determinar a velocidade do som de um fluido de fundo de poço é descrito em mais detalhe nos Pedidos de Patente dos Estados Unidos 11/194365 de DiFoggio e Yao e 11/638893 de DiFoggio, Bergren e Han, aqui incorporados mediante referência integralmente para todos os propósitos. As etapas desse método exemplar incluem medir um conjunto de propriedades de fluido no fundo do poço e introduzir o conjunto de propriedades medidas em uma equação de correlação expressando a propriedade desejada em termos das propriedades medidas do fluido. A equação de correlação é derivada conforme explicado aqui em vários exemplos.14/24 signal through the fluid, and determining the speed of sound of the fluid based on the measured travel time of the acoustic signal by a known distance through the fluid. Such a method for determining the speed of sound of a downhole fluid is described in more detail in United States Patent Applications 11/194365 by DiFoggio and Yao and 11/638893 by DiFoggio, Bergren and Han, incorporated herein by reference in their entirety. for all purposes. The steps of this exemplary method include measuring a set of fluid properties at the bottom of the well and introducing the set of properties measured in a correlation equation expressing the desired property in terms of the measured properties of the fluid. The correlation equation is derived as explained here in several examples.

[0043] Com referência agora às Figuras 6 e 7, uma modalidade de um sistema de amostragem 22 de um dispositivo exemplar para medir a velocidade do som de um fluido no fundo do poço é ilustrada em uma vista destacada parcial. O sistema de amostragem 22 da Figura 5 compreende um recipiente ou vasilha 20 em cooperação com um gerador de sinal 21. A superfície externa do recipiente 20 pode ter uma configuração radial ou retangular assim como o formato de um tubo. Opcionalmente a vasilha ou recipiente 20 pode ser compreendida de um conduto ou tubo.[0043] With reference now to Figures 6 and 7, a modality of a sampling system 22 of an exemplary device for measuring the speed of sound of a fluid at the bottom of the well is illustrated in a partial highlighted view. The sampling system 22 of Figure 5 comprises a container or vessel 20 in cooperation with a signal generator 21. The outer surface of the container 20 can have a radial or rectangular configuration as well as the shape of a tube. Optionally the vessel or container 20 can be comprised of a conduit or tube.

[0044] Conforme mostrado, o recipiente 20 deve ser capaz de reter e armazenar o fluido 18 dentro de seus confins durante análise. Embora seja mostrado como aberto em seu topo, o recipiente 20 também pode ser vedado desse modo encapsulando completamente o fluido 18 nesse lugar. O gerador de sinal 21 pode ser preso na parede externa ou primeira parede 24 do recipiente 20 ou mantido no lugar. Como será descrito aqui abaixo, com o propósito de referência, a primeira e a segunda parede (24, 26), mostradas adjacentes ao gerador[0044] As shown, container 20 must be able to retain and store fluid 18 within its confines during analysis. Although it is shown as open at its top, the container 20 can also be sealed in this way by completely encapsulating the fluid 18 in that place. The signal generator 21 can be attached to the outer wall or first wall 24 of the container 20 or held in place. As will be described here below, for reference purposes, the first and second walls (24, 26), shown adjacent to the generator

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15/24 de sinal 21 são mostradas assim como a terceira e a quarta parede (28, 30) distai a partir do gerador de sinal 21.15/24 of signal 21 are shown as well as the third and fourth walls (28, 30) distal from signal generator 21.

[0045] Com relação ao gerador de sinal 21, ele pode ser compreendido de qualquer dispositivo capaz de produzir um sinal acústico que pode ser registrado o qual passa através do fluido. Isso inclui dispositivos acústicos tradicionais tais como dispositivos piezoelétricos, contudo outros transdutores acústicos também podem ser usados para realizar essa função. Por exemplo, um Transdutor Acústico Eletromagnético (EMAT) pode inserir ondas ultrassônicas no metal mediante acoplamento eletromagnético. Alternativamente, um laser pulsado que atinge um objeto pode gerar ondas acústicas em uma frequência que depende da frequência de pulso do laser. Além disso, o gerador de sinal 21 também pode ser usado como um receptor para receber e gravar reflexões dos sinais gerados pelo gerador de sinal 21. Um exemplo de um ressonador mecânico de flexão útil com o dispositivo aqui revelado é descrito em detalhe na Patente dos Estados Unidos 6.938.470, cuja descrição é incorporada aqui mediante referência integralmente para todos os propósitos.[0045] With respect to the signal generator 21, it can be comprised of any device capable of producing an acoustic signal that can be registered which passes through the fluid. This includes traditional acoustic devices such as piezoelectric devices, however other acoustic transducers can also be used to perform this function. For example, an Electromagnetic Acoustic Transducer (EMAT) can insert ultrasonic waves into the metal by means of electromagnetic coupling. Alternatively, a pulsed laser that strikes an object can generate acoustic waves at a frequency that depends on the pulse frequency of the laser. In addition, signal generator 21 can also be used as a receiver to receive and record reflections of the signals generated by signal generator 21. An example of a mechanical bending resonator useful with the device disclosed herein is described in detail in the US Patent. United States 6,938,470, the description of which is incorporated herein by reference in its entirety for all purposes.

[0046] Em uma alternativa do presente dispositivo, o sistema de amostragem 22 é combinado com a sonda 10 e em comunicação de fluido com a porta de amostra 14. Nessa modalidade, o fluido conato a partir da formação 6 é coletado pela porta de amostra 14 e entrega ao recipiente 20 para análise do fluido. Quando usado em conjunto com a sonda 10, o sistema de amostragem 22 é preferivelmente alojado dentro da sonda 10 durante emprego e operação do sistema de amostragem 22. A combinação do sistema de amostragem 22 com a sonda 10 proporciona a vantagem de amostragem em tempo real e reduz o risco de permitir mudanças quer seja na pressão ou na temperatura do fluido que poderia por sua vez afetar os resultados da amostragem. Contudo, o uso do sistema de amostragem 22 não é limitado ao apare[0046] In an alternative to the present device, sampling system 22 is combined with probe 10 and in fluid communication with sample port 14. In this embodiment, the conato fluid from formation 6 is collected through the sample port 14 and delivered to container 20 for fluid analysis. When used in conjunction with probe 10, sampling system 22 is preferably housed within probe 10 during use and operation of sampling system 22. The combination of sampling system 22 with probe 10 provides the advantage of real-time sampling and reduces the risk of allowing changes in either the pressure or the temperature of the fluid which could in turn affect the sampling results. However, the use of the sampling system 22 is not limited to the

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Iho de coleta de fluido da Figura 1, mas pode ser usado com qualquer tipo de dispositivo ou circuito usado na coleta de fluido conato do fundo de poço.Fluid collection eye in Figure 1, but can be used with any type of device or circuit used to collect conato fluid from the bottom of the well.

[0047] Em um exemplo não limitador de operação do presente método aqui revelado, fluido conato é retirado para dentro da porta de amostra 14 de uma sonda de fundo de poço 10. O fluido é então introduzido no recipiente 20 para análise subsequente. O gerador de sinal 21 é então ativado de modo que um sinal 31, tal como um ou mais pulsos acústicos, é gerado. Com a finalidade de conveniência, o sinal gerado 31 é ilustrado como uma série de linhas curvas saindo a partir do transdutor 21. Após sair do gerador de sinal 21, o sinal 31 passa através da primeira e segunda parede (24, 26) do recipiente 20, para dentro de um fluido contido 18, e sobre a terceira e quarta parede distai (28, 30). Uma porção do sinal gerado 31 (o sinal refletido 33) reflete de volta para a direção do gerador de sinal 21. Similarmente, o sinal refletido 33 é ilustrado para conveniência como uma série de linhas curvas direcionadas para o gerador de sinal 21. Na modalidade da Figura 2, o gerador de sinal 21 pode operar como um transmissor e também como um receptor de sinal. Opcionalmente um transdutor separado (não mostrado) poderia ser incluído o qual opera apenas como um receptor de sinal para receber os sinais refletidos 33.[0047] In a non-limiting example of operation of the present method disclosed herein, conate fluid is withdrawn into sample port 14 of a downhole probe 10. The fluid is then introduced into vessel 20 for subsequent analysis. The signal generator 21 is then activated so that a signal 31, such as one or more acoustic pulses, is generated. For convenience, the generated signal 31 is illustrated as a series of curved lines exiting from transducer 21. After exiting signal generator 21, signal 31 passes through the first and second wall (24, 26) of the container 20, into a fluid contained 18, and over the third and fourth distal wall (28, 30). A portion of the generated signal 31 (reflected signal 33) reflects back to the direction of signal generator 21. Similarly, reflected signal 33 is illustrated for convenience as a series of curved lines directed towards signal generator 21. In the mode of Figure 2, the signal generator 21 can operate as a transmitter and also as a signal receiver. Optionally a separate transducer (not shown) could be included which operates only as a signal receiver for receiving the reflected signals 33.

[0048] Quando o gerador de sinal é um transdutor piezoelétrico, um pico de voltagem curto pode ser aplicado ao transdutor que dura aproximadamente de 1 a 2 microssegundos. Esse pico faz com que o transdutor ressone em sua frequência ressonante, que é tipicamente de aproximadamente 5 MHz a aproximadamente 10 MHz. Análogo a uma campainha que toca por um momento após ter sido atingida por um percussor, o transdutor ressona, principal mente em sua frequência ressonante, por aproximadamente um microssegundo. Uma porção sempre decrescente desse pulso de um microssegundo de duração[0048] When the signal generator is a piezoelectric transducer, a short voltage spike can be applied to the transducer that lasts approximately 1 to 2 microseconds. This peak causes the transducer to resonate at its resonant frequency, which is typically approximately 5 MHz to approximately 10 MHz. Analogous to a bell that rings for a moment after being struck by a percussion, the transducer resonates, mainly in its resonant frequency, for approximately one microsecond. An ever decreasing portion of that microsecond pulse in duration

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17/24 salta para frente e para trás entre a parede do tubo que é limitada pela superfície 24 e superfície 26, (a qual está em contato com o transdutor 21) porque uma porção do pulso é transmitida para dentro do fluido a partir de cada salto a partir da superfície 26. A porção transmitida do pulso passa além da superfície 26, entra no fluido 18, reflete a partir da superfície 28, e eventualmente retorna para ser detectada pelo transdutor 21. O transdutor acústico serve tanto como fonte como receptor. Um conversor analógico/digital de alta velocidade (40-70 MHz) monitora o sinal recebido pelo transdutor.17/24 bounces back and forth between the tube wall which is bounded by surface 24 and surface 26, (which is in contact with transducer 21) because a portion of the pulse is transmitted into the fluid from each jump from surface 26. The transmitted portion of the pulse passes beyond surface 26, enters fluid 18, reflects from surface 28, and eventually returns to be detected by transducer 21. The acoustic transducer serves both as a source and as a receiver. A high speed analog / digital converter (40-70 MHz) monitors the signal received by the transducer.

[0049] Conforme mostrado, o gerador de sinal 21 recebe e registra o sinal refletido para análise subsequente. O sinal registrado pode ser imediatamente processado para determinar os dados de fluido, transmitido a partir da sonda 10 para um local separado para armazenamento ou processamento de dados, ou pode se registrado dentro da sonda 10 para análise posterior. Como conhecido, a velocidade do som (c) do líquido é determinada mediante divisão do tempo de deslocamento do sinal através do fluido 18 pela distância que o sinal percorreu através do fluido. Isto pode ser realizado mediante designação da letra d como a distância entre a superfície 26 e 28. Além disso, a variável 2t pode ser designada como a diferença temporal entre o tempo de chegada do primeiro eco (correspondendo a uma viagem de ida e volta a partir da superfície 24 para superfície 26 e de volta outra vez para a superfície 24) e o tempo de chegada do eco a partir da superfície 28 (correspondendo a uma viagem de ida e volta a partir de 24, passando por 26, para 28, e eventualmente, de volta para 24). Portanto, 2t é a quantidade de tempo que levou para o som se deslocar por uma distância de ida e volta 2d, dentro do fluido a partir da superfície 26 até a superfície 28 de volta para a superfície 26. A velocidade do som, portanto, é d/t.[0049] As shown, signal generator 21 receives and records the reflected signal for subsequent analysis. The recorded signal can be immediately processed to determine the fluid data, transmitted from probe 10 to a separate location for data storage or processing, or can be recorded within probe 10 for further analysis. As known, the speed of sound (c) of the liquid is determined by dividing the time the signal travels through the fluid 18 by the distance the signal has traveled through the fluid. This can be done by designating the letter d as the distance between surface 26 and 28. In addition, variable 2t can be designated as the time difference between the arrival time of the first echo (corresponding to a round trip) from surface 24 to surface 26 and back again to surface 24) and the time of arrival of the echo from surface 28 (corresponding to a round trip from 24, passing through 26 to 28, and eventually, back to 24). Therefore, 2t is the amount of time it took for the sound to travel a 2d round-trip distance, within the fluid from surface 26 to surface 28 back to surface 26. The speed of sound, therefore, is d / t.

[0050] No método exemplar para medir a velocidade do som de[0050] In the exemplary method for measuring the speed of sound of

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18/24 um fluido no fundo do poço utilizando o dispositivo descrito acima, os dados brutos de amplitude a partir do gerador de sinal 21 podem ser primeiramente processados mediante aplicação de um filtro passafaixa digital para rejeitar quaisquer frequências que não estejam próximas da frequência de fonte acústica. Por exemplo, para uma fonte acústica de 10 MHz e uma frequência de amostragem de 40 MHz, poder-se-ia empregar um filtro passa-faixa digital de 9-11 MHz. A seguir, se pode computar o quadrado da amplitude em cada tempo de amostragem, que corresponde à energia recebida naquele momento. Então, se pode gerar uma soma acumulativa de quadrados (CSS) dessas amplitudes, que é a soma acumulativa da energia recebida até aquele momento. A filtração de passa-faixa digital e a soma acumulativa dos quadrados já tendo suavizado os dados brutos e removido algum ruído. Pode-se suavizar adicionalmente a soma acumulativa filtrada de dados elevados ao quadrado e também pegar a primeira e a segunda derivada dos CSS utilizando o método de Savitzky-Golay (Savitzky and Golay, Analytical Chemistry, Vol. 36, N°8, julho de 1964). Os dados resultantes podem ser processados adicional mente mediante uso de um método de limite variável. A suavização dos dados e a utilização do método de Savitzky-Golay ajudam a reduzir o ruído a partir do sinal desejado. O método de limite variável serve para distinguir sinais registrados saindo da parede distante da vasilha ou recipiente 20 a partir dos sinais recebidos que saem de dentro da parede próxima (entre as superfícies 24 e 26) da vasilha ou recipiente 20.18/24 a fluid at the bottom of the well using the device described above, the raw amplitude data from the signal generator 21 can first be processed by applying a digital pass-band filter to reject any frequencies that are not close to the source frequency acoustics. For example, for a 10 MHz acoustic source and a sampling frequency of 40 MHz, a 9-11 MHz digital bandpass filter could be used. Next, the amplitude square can be computed at each time sampling, which corresponds to the energy received at that time. Then, a cumulative sum of squares (CSS) of these amplitudes can be generated, which is the cumulative sum of the energy received up to that moment. The digital bandpass filtration and the cumulative sum of the squares have already smoothed out the raw data and removed some noise. You can further smooth out the filtered cumulative sum of squared data and also take the first and second derivatives of CSS using the Savitzky-Golay method (Savitzky and Golay, Analytical Chemistry, Vol. 36, No. 8, July 1964). The resulting data can be further processed using a variable limit method. Smoothing the data and using the Savitzky-Golay method help to reduce noise from the desired signal. The variable limit method serves to distinguish recorded signals exiting the distant wall of the vessel or container 20 from the received signals that exit from within the nearby wall (between surfaces 24 and 26) of the vessel or container 20.

[0051] Com referência agora à Figura 8, é ilustrado um gráfico tendo um gráfico de dados brutos 32, um gráfico de dados suavizados 34, e um gráfico de limite variável 38. Na Figura 8, a porção dos dados brutos foi preparada (assim como os dados suavizados e de limite correspondentes) que corresponde ao toque do transdutor imediatamente após ele receber um pico de alta voltagem. Esse gráfico mostra a[0051] With reference now to Figure 8, a graph is illustrated having a raw data graph 32, a smoothed data graph 34, and a variable limit graph 38. In Figure 8, the raw data portion has been prepared (so as the corresponding smoothed and threshold data) that corresponds to the touch of the transducer immediately after it receives a high voltage spike. This graph shows the

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19/24 amostragem da amplitude de sinal em intervalos discretos (dados digitais). Para evitar serrilhado, a taxa de amostragem é várias vezes a frequência da fonte acústica. Após registrar os dados, o quadrado da amplitude para cada canal é computado. A amplitude para cada canal é proporcional à intensidade acústica (energia) que foi recebida no tempo daquele canal. A seguir, a soma acumulativa (a integral) dessas amplitudes elevadas ao quadrado é calculada.19/24 sampling signal amplitude at discrete intervals (digital data). To avoid aliasing, the sample rate is several times the frequency of the acoustic source. After recording the data, the amplitude square for each channel is computed. The amplitude for each channel is proportional to the acoustic intensity (energy) that was received at the time of that channel. Next, the cumulative sum (the integral) of these squared amplitudes is calculated.

[0052] A suavização dos dados é realizada adicionalmente mediante computação da primeira derivada com relação ao tempo da soma acumulativa de quadrados utilizando os coeficientes de Savitzky-Golay (SG), que ajuda a criar derivadas numéricas suavizadas. Suavização aperfeiçoada é realizada mediante uso dos coeficientes de SavitzkyGolay de polinômios de ordem inferior (tal como quadrado ou cubo) em relação a um número razoavelmente grande de pontos (25 canais). A primeira derivada da soma acumulativa de quadrados e a energia suavizada recebida versus tempo, que mostra pulsos de energia acústica, distintos. Os valores resultantes produzidos pelo método de Savitzky-Golay são mostrados traçados no gráfico de dados suavizados 34 da Figura 8.[0052] Data smoothing is performed additionally by computing the first derivative with respect to the cumulative sum of squares time using the Savitzky-Golay (SG) coefficients, which helps to create smoothed numeric derivatives. Improved smoothing is performed using the SavitzkyGolay coefficients of lower order polynomials (such as square or cube) in relation to a reasonably large number of points (25 channels). The first derivative of the cumulative sum of squares and the smoothed energy received versus time, which shows distinct pulses of acoustic energy. The resulting values produced by the Savitzky-Golay method are shown plotted on the smoothed data graph 34 in Figure 8.

[0053] Para determinar os máximos e mínimos locais da primeira derivada, a segunda derivada é tirada da soma acumulativa de quadrados utilizando coeficientes de Savitzky-Golay (SG) de uma ordem inferior e um número grande de pontos. As máximas locais (picos de energia de pulso) da curva da primeira derivada podem ser utilizadas para indicar o tempo no qual uma reflexão de pulso específica é recebida pelo transdutor de recebimento 21. Deve ser assinalado que a segunda derivada cruza zero quando a primeira derivada atinge as suas máximas ou mínimas locais. Um pico de pulso ocorre entre dois canais sempre que a segunda derivada mudar de positiva (no canal esquerdo) para negativa (no canal direito) com tempo crescente e a pri[0053] To determine the local maximums and minimums of the first derivative, the second derivative is taken from the cumulative sum of squares using Savitzky-Golay (SG) coefficients of a lower order and a large number of points. The local maximums (pulse energy peaks) of the first derivative curve can be used to indicate the time at which a specific pulse reflection is received by the receiving transducer 21. It should be noted that the second derivative crosses zero when the first derivative reaches its local highs or lows. A pulse peak occurs between two channels whenever the second derivative changes from positive (in the left channel) to negative (in the right channel) with increasing time and the first

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20/24 meira derivada exceder algum limite de variável, o que é descrito em detalhe posteriormente. Resolução de tempo de subcanal pode ser obtida mediante interpolação de modo a se avaliar a localização entre dois canais onde a segunda derivada cruza zero. Alternativamente, as máximas de energia podem ser distintas dos mínimos de energia (ambos os quais correspondem a zeros da segunda derivada da CSS) com base no sinal da terceira derivada da CSS.20/24 derivative way exceeds some variable limit, which is described in detail later. Subchannel time resolution can be obtained by interpolation in order to assess the location between two channels where the second derivative crosses zero. Alternatively, the energy maximums can be distinguished from the energy minimums (both of which correspond to zeros of the second derivative of the CSS) based on the signal of the third derivative of the CSS.

[0054] Utilizando-se os dados obtidos a partir do sinal processado, a velocidade de som do fluido dentro do vaso ou recipiente 20 é duas vezes a espessura da parede dividida pelo tempo (de ida e volta) entre picos de pulso de reverberação dentro da parede do tubo. A velocidade de som da parede pode mudar com a temperatura ou com a pressão do fluido dentro do tubo desse modo fazendo com que mude a impedância acústica da parede. A impedância acústica da parede deve ser conhecida para se computar a densidade de fluido a partir da velocidade de som do fluido e a taxa de decaimento das reverberações de eco de pulso dentro da parede. Medição direta de fundo de poço da velocidade de som da parede pode ser feita 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 de qualquer que seja o fluido que esteja em contato com a parede. Outro fator no cálculo da densidade de fluido é a densidade da parede, mas as mudanças na densidade da parede com temperatura e pressão são um efeito muito menor que normalmente pode ser ignorado ou avaliado a partir de uma tabela.[0054] Using the data obtained from the processed signal, the sound velocity of the fluid inside the vessel or container 20 is twice the wall thickness divided by the time (back and forth) between peak reverberation peaks within the tube wall. The sound speed of the wall can change with the temperature or pressure of the fluid inside the tube thereby causing the acoustic impedance of the wall to change. The acoustic impedance of the wall must be known to compute the fluid density from the fluid's sound velocity and the decay rate of the pulse echo reverberations within the wall. Direct downhole measurement of the sound velocity of the wall can be made from the thickness of the wall and the time between peak pulse reverberations within the wall. The speed of the wall is a parameter used to calculate the density of whatever fluid is in contact with the wall. Another factor in calculating fluid density is wall density, but changes in wall density with temperature and pressure are a much smaller effect that can usually be ignored or assessed from a table.

[0055] O gráfico de dados suavizados 34 compreende sinais refletidos a partir de reverberações de sinal dentro da parede próxima (entre a primeira e a segunda parede 24 e 26) assim como uma reflexão a partir da parede distante (terceira parede 28). Esses sinais refletidos são ilustrados como curvas 36 no gráfico de dados suavizados 34. O[0055] The smoothed data graph 34 comprises signals reflected from signal reverberations within the nearby wall (between the first and second walls 24 and 26) as well as a reflection from the distant wall (third wall 28). These reflected signals are illustrated as curves 36 in the smoothed data graph 34. The

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21/24 sinal acústico reverberando dentro da parede próxima deteriora com o passar do tempo, isso pode ser visto nas máximas locais decrescentes das curvas 36 do gráfico de dados suavizados 34 da Figura 3. Contudo, a amplitude do sinal refletido a partir da parede distante (terceira parede 28) excederá a amplitude da última reverberação observável dentro da parede. Com base nisso, o método de limite variável pode ser usado para determinar o tempo (número de canal) no qual o pulso de reflexão de parede distante atinge a sua energia máxima. Conceitualmente, o limite continua sendo reduzido até 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 de parede distante.21/24 acoustic signal reverberating inside the nearby wall deteriorates over time, this can be seen in the decreasing local maximum of the curves 36 of the smoothed data graph 34 of Figure 3. However, the amplitude of the signal reflected from the distant wall (third wall 28) will exceed the amplitude of the last observable reverberation within the wall. Based on this, the variable limit method can be used to determine the time (channel number) in which the distant wall reflection pulse reaches its maximum energy. Conceptually, the limit continues to be reduced until the height of the last reverberation peak within the wall. The first pulse peak whose amplitude increases from its predecessor is taken as the reflection of the distant wall.

[0056] Em uma modalidade do presente método, a função de limite de detecção de pico de pulso variável é gerada utilizando duas passagens. Na primeira passagem, o valor limite para cada canal é o maior valor de energia (primeira derivada de CSS) que ocorreu em M canais anteriores, onde M é o número de canais entre picos de pulsos de energia reverberando dentro da parede. Essa primeira passagem para criar um limite variável gera uma função semelhante à escadaria (não mostrada) tendo degraus horizontais unidos por subidas e descidas que não são perfeitamente verticais. Uma representação gráfica da segunda passagem é mostrada compreendendo uma série de degraus 40 tendo degraus horizontais 42 e seções verticais 44. As seções verticais 44 são ajustadas para serem substancial mente verticais (isto é, têm uma inclinação infinita), enquanto mantendo os degraus horizontais 42 substancial mente idênticos exceto pelo fato de estender os mesmos para a esquerda ou para a direita. Isso é realizado mediante ação de estender cada degrau horizontal 42 para a esquerda até o último canal de um degrau superior sempre que um degrau superior 42 estiver situado para a sua esquerda.[0056] In one embodiment of the present method, the variable pulse peak detection limit function is generated using two passes. In the first pass, the limit value for each channel is the highest energy value (first derivative of CSS) that occurred in previous M channels, where M is the number of channels between peaks of energy pulses reverberating within the wall. This first step to create a variable boundary generates a function similar to the staircase (not shown) with horizontal steps joined by ascents and descents that are not perfectly vertical. A graphical representation of the second passage is shown comprising a series of steps 40 having horizontal steps 42 and vertical sections 44. The vertical sections 44 are adjusted to be substantially vertical (i.e., have an infinite slope), while maintaining the horizontal steps 42 substantially identical except for extending them to the left or right. This is accomplished through the action of extending each horizontal step 42 to the left until the last channel of an upper step whenever an upper step 42 is located to its left.

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22/24 [0057] Similarmente, quando um degrau superior está situado à direita de um degrau inferior adjacente, o degrau inferior é estendido para a direita até o primeiro canal do degrau mais alto. Conclusão da segunda passagem gera um limite variável que parece uma escadaria cujas seções verticais têm uma inclinação substancialmente infinita. Como os picos dos pulsos de reverberação de parede interior diminuem com o tempo, o primeiro pulso cujo pico aumenta em relação ao seu pico predecessor deve ser o sinal que é refletido a partir da parede distante (terceira parede 28). Consequentemente, a velocidade do som do fluido é o dobro da distância de folga preenchida com fluido dividida pelo tempo de ida e volta entre a primeira reverberação dentro de parede e a reflexão de parede distante. Uma das muitas vantagens da capacidade de distinguir entre sinais representando reverberações de parede próxima e sinais que representam reflexões de parede distante é que o gerador de sinal 21 pode ser posicionado nos confins do vaso ou recipiente 20, em sua circunferência externa, ou até mesmo dentro do corpo do recipiente 20 (isto é, entre a primeira e a segunda parede 24 e 26 ou entre a terceira e quarta parede 28 e 30).22/24 [0057] Similarly, when an upper step is located to the right of an adjacent lower step, the lower step is extended to the right up to the first channel of the highest step. Completion of the second passage generates a variable boundary that looks like a staircase whose vertical sections have a substantially infinite slope. As the peaks of the inner wall reverberation pulses decrease over time, the first pulse whose peak increases in relation to its predecessor peak must be the signal that is reflected from the distant wall (third wall 28). Consequently, the speed of sound of the fluid is twice the gap distance filled with fluid divided by the round trip time between the first reverberation within the wall and the reflection of the distant wall. One of the many advantages of the ability to distinguish between signals representing near-wall reverberations and signals representing distant wall reflections is that signal generator 21 can be positioned at the ends of the vessel or container 20, on its outer circumference, or even within of the container body 20 (i.e., between the first and second walls 24 and 26 or between the third and fourth walls 28 and 30).

[0058] A exatidão do método revelado depende da exatidão da medição do conjunto de propriedades medidas. É desejável que as propriedades medidas consistam em propriedades para as quais medições altamente exatas estejam disponíveis no fundo do furo para reduzir a propagação de incerteza na caracterização da propriedade desejada. Por exemplo, a velocidade do som do óleo vivo, em temperaturas e pressões do poço, está geralmente entre 1.100 e 1.700 m/segundo. Portanto, é desejável ter uma resolução de medição de velocidade do som de aproximadamente 1 metro por segundo, que é inferior a 0,1% do valor típico da velocidade do som, para minimizar a incerteza na caracterização da propriedade de fluido desejada.[0058] The accuracy of the revealed method depends on the measurement accuracy of the set of measured properties. It is desirable that the measured properties consist of properties for which highly accurate measurements are available at the bottom of the hole to reduce the spread of uncertainty in the characterization of the desired property. For example, the sound velocity of live oil, at well temperatures and pressures, is generally between 1,100 and 1,700 m / second. Therefore, it is desirable to have a sound velocity measurement resolution of approximately 1 meter per second, which is less than 0.1% of the typical sound velocity value, to minimize the uncertainty in characterizing the desired fluid property.

[0059] Deve-se entender que a metodologia de acordo com as[0059] It should be understood that the methodology according to the

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23/24 modalidades presentemente reveladas da invenção é facilmente praticada utilizando os sistemas de computador do estado da técnica, atuais, incluindo, como exemplo, mas não como limitação, uma classe de computadores pessoais ou PC baseados em Windows®, tal como estão amplamente disponíveis a partir de qualquer número de fontes comerciais. Tal computador preferivelmente incluiria, sem limitação, um processador ou processadores capazes de executar uma ou mais aplicações adequadas para realizar as computações matemáticas aqui descritas, um dispositivo de armazenamento de dados em massa acessível pelo processador(es) para armazenar dados de entrada e dados calculados de acordo com a presente invenção, e uma interface de usuário para permitir controle de usuário e operação do sistema global para obter os resultados aqui descritos. A seleção de software e hardware de sistema de computador específico não se acredita ser de relevância específica para o entendimento e prática da invenção, desde que esteja de acordo com os critérios gerais que se acabou de declarar. Aqueles de conhecimento comum na técnica estarão, sem dúvida, cientes de vários sistemas de computador, software de aplicação associado, e/ou combinações dos mesmos adequados para os propósitos de prática da invenção conforme aqui revelado.23/24 presently disclosed embodiments of the invention are easily practiced using state-of-the-art computer systems, including, but not limited to, a class of Windows®-based personal computers or PCs, as they are widely available from any number of commercial sources. Such a computer would preferably include, without limitation, a processor or processors capable of running one or more applications suitable for performing the mathematical computations described herein, a mass data storage device accessible by the processor (s) to store input data and calculated data according to the present invention, and a user interface to allow user control and operation of the global system to obtain the results described herein. The selection of specific computer system software and hardware is not believed to be of specific relevance to the understanding and practice of the invention, as long as it complies with the general criteria just stated. Those of ordinary skill in the art will undoubtedly be aware of various computer systems, associated application software, and / or combinations thereof suitable for the purposes of practicing the invention as disclosed herein.

[0060] A partir da descrição detalhada precedente, deve ser evidente que um sistema e método para caracterizar formações de hidrocarboneto de subsuperfície utilizando abordagem quimiométrica, permitindo que o técnico derive informação útil para dados praticamente disponíveis, desse modo simplificando um processo de outro modo altamente complexo, enquanto obtendo os resultados adequadamente exatos.[0060] From the previous detailed description, it should be evident that a system and method for characterizing subsurface hydrocarbon formations using a chemometric approach, allowing the technician to derive useful information for practically available data, thereby simplifying an otherwise highly process complex, obtaining the appropriately accurate results.

[0061] Embora modalidades específicas da invenção sejam descritas aqui, deve-se entender que isso foi feito apenas com o propósito de ilustrar várias características e aspectos da invenção, e não preten[0061] Although specific modalities of the invention are described here, it should be understood that this was done only for the purpose of illustrating various characteristics and aspects of the invention, and is not intended

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24/24 de ser limitador com relação ao escopo da invenção, conforme definido nas concretizações. Considera-se e deve ser entendido que várias substituições, alterações, e/ou modificações, incluindo tais variantes de implementação e opções conforme podem ter sido especificamente aqui assinaladas, ou sugeridas, podem ser feitas na modalidade revelada da invenção sem se afastar do espírito ou escopo da invenção.24/24 to be limiting with respect to the scope of the invention, as defined in the embodiments. It is considered and should be understood that various substitutions, changes, and / or modifications, including such implementation variants and options as may have been specifically noted or suggested herein, can be made in the revealed form of the invention without departing from the spirit or scope of the invention.

Claims

1. Method for characterizing a proportion of gas-liquid dissolved from a fluid at the bottom of the well comprising a correlation equation expressing the desired property in terms of at least the speed of sound, in which the correlation equation was derived chemiometrically from a set of training data prepared by generating a plurality of output values from a plurality of input values for a set of multiple existing correlation equations, simultaneous, the method characterized by comprising:

receiving at least one input signal representing the speed of sound of a fluid at the bottom of the well;

processing the input signal using the correlation equation expressing the desired property in terms of at least the speed of sound at which an output signal representing the desired property is produced; and output signal.

2. Method according to claim 1, characterized by the fact that the proportion of dissolved gas-liquid is the proportion of gas-oil.

3. Method, according to claim 1, characterized by the fact that the proportion of dissolved gas-liquid is the proportion of gas-salt Moorish.

4. Method, according to claim 1, characterized by the fact that the set of multiple existing correlation equations, simultaneous comprises the relations of Batzle and Wang.

5. Method, according to claim 1, characterized by the fact that the input values comprise randomly generated values corresponding to a plurality of fluid properties, each within its expected range.

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6. Method, according to claim 1, characterized by the fact that the correlation equation was derived chemiometrically using a regression.

7. Method, according to claim 1, characterized by the fact that the correlation equation was derived chemiometrically using a neural network analysis.

8. Method according to claim 5, characterized by the fact that the input values comprise:

values for parameters which are measured at rock bottom and values for parameters which are not measured at rock bottom.

9. Method, according to claim 5, characterized by the fact that the output value comprises:

10. Method, according to claim 1, characterized by the fact that the correlation equation expressing the proportion of dissolved gas-liquid in terms of the speed of sound has a correlation coefficient of at least 0.9.

11. Method, according to claim 1, characterized by the fact that:

receiving comprises receiving a plurality of input signals representing a plurality of measured properties of a fluid at the bottom of the well, where at least one measured property is the speed of sound; and processing comprises processing the plurality of input signals using the correlation equation expressing the proportion of dissolved gas-liquid in terms of the plurality of measured properties in which an output signal representing the property

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3/3 desired age is produced.

12. Method according to claim 11, characterized by the fact that the dissolved gas-liquid ratio is the gas-oil ratio.

13. Method according to claim 11, characterized by the fact that the proportion of dissolved gas-liquid is the proportion of gas-salt Moorish.

14. Method, according to claim 11, characterized by the fact that the set of multiple existing correlation equations, simultaneous comprises the relations of Batzle and Wang.

15. Method, according to claim 11, characterized by the fact that the training data set comprises randomly generated values corresponding to a plurality of fluid properties.

16. Method, according to claim 11, characterized by the fact that the correlation equation was derived chemiometrically using a regression.

17. Method, according to claim 11, characterized by the fact that the correlation equation was derived chemiometrically using a neural network analysis.