EA012154B1 - Акустический анализатор флюида - Google Patents

Акустический анализатор флюида Download PDF

Info

Publication number
EA012154B1
EA012154B1 EA200800394A EA200800394A EA012154B1 EA 012154 B1 EA012154 B1 EA 012154B1 EA 200800394 A EA200800394 A EA 200800394A EA 200800394 A EA200800394 A EA 200800394A EA 012154 B1 EA012154 B1 EA 012154B1
Authority
EA
Eurasian Patent Office
Prior art keywords
fluid
signal
density
determining
sound
Prior art date
Application number
EA200800394A
Other languages
English (en)
Other versions
EA200800394A1 (ru
Inventor
Рокко Дифоджио
Вэйминь Яо
Original Assignee
Бейкер Хьюз Инкорпорейтед
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Бейкер Хьюз Инкорпорейтед filed Critical Бейкер Хьюз Инкорпорейтед
Publication of EA200800394A1 publication Critical patent/EA200800394A1/ru
Publication of EA012154B1 publication Critical patent/EA012154B1/ru

Links

Classifications

    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01N—INVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
    • G01N29/00—Investigating or analysing materials by the use of ultrasonic, sonic or infrasonic waves; Visualisation of the interior of objects by transmitting ultrasonic or sonic waves through the object
    • G01N29/02—Analysing fluids
    • G01N29/024—Analysing fluids by measuring propagation velocity or propagation time of acoustic waves
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B49/00—Testing the nature of borehole walls; Formation testing; Methods or apparatus for obtaining samples of soil or well fluids, specially adapted to earth drilling or wells
    • E21B49/08—Obtaining fluid samples or testing fluids, in boreholes or wells
    • E21B49/10—Obtaining fluid samples or testing fluids, in boreholes or wells using side-wall fluid samplers or testers
    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01N—INVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
    • G01N29/00—Investigating or analysing materials by the use of ultrasonic, sonic or infrasonic waves; Visualisation of the interior of objects by transmitting ultrasonic or sonic waves through the object
    • G01N29/02—Analysing fluids
    • G01N29/032—Analysing fluids by measuring attenuation of acoustic waves
    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01N—INVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
    • G01N29/00—Investigating or analysing materials by the use of ultrasonic, sonic or infrasonic waves; Visualisation of the interior of objects by transmitting ultrasonic or sonic waves through the object
    • G01N29/22—Details, e.g. general constructional or apparatus details
    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01N—INVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
    • G01N29/00—Investigating or analysing materials by the use of ultrasonic, sonic or infrasonic waves; Visualisation of the interior of objects by transmitting ultrasonic or sonic waves through the object
    • G01N29/22—Details, e.g. general constructional or apparatus details
    • G01N29/222—Constructional or flow details for analysing fluids
    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01N—INVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
    • G01N2291/00—Indexing codes associated with group G01N29/00
    • G01N2291/02—Indexing codes associated with the analysed material
    • G01N2291/024—Mixtures
    • G01N2291/02433—Gases in liquids, e.g. bubbles, foams
    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01N—INVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
    • G01N2291/00—Indexing codes associated with group G01N29/00
    • G01N2291/02—Indexing codes associated with the analysed material
    • G01N2291/028—Material parameters
    • G01N2291/02881—Temperature

Landscapes

  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Pathology (AREA)
  • Health & Medical Sciences (AREA)
  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Analytical Chemistry (AREA)
  • Biochemistry (AREA)
  • General Health & Medical Sciences (AREA)
  • General Physics & Mathematics (AREA)
  • Immunology (AREA)
  • Acoustics & Sound (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Geology (AREA)
  • Mining & Mineral Resources (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • Fluid Mechanics (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Geochemistry & Mineralogy (AREA)
  • Investigating Or Analyzing Materials By The Use Of Ultrasonic Waves (AREA)
  • Sampling And Sample Adjustment (AREA)
  • Investigating Or Analyzing Materials Using Thermal Means (AREA)

Abstract

В изобретении описан способ определения свойства пластового флюида на основе измерений скорости звука во флюиде, измерения плотности флюида или того и другого вместе. Свойства флюида включают сжимаемость, теплопроводность и отношение газ/нефть. Коэффициент сжимаемости флюида равен обратной величине от произведения квадрата скорости звука на плотность флюида. Плотность и скорость звука могут быть измерены акустическим методом. Способ также включает порядок обработки данных, в том числе применение методов Савицкого-Голея и переменного порога.

Description

Изобретение относится к скважинным операциям по оценке свойств флюида. В частности, настоящее изобретение относится к устройству и способу определения в скважине сжимаемости реликтового флюидного раствора в присутствии во флюиде газовой фазы.
Уровень техники
Оценка проб реликтового раствора (одновременного флюида), содержащегося в подземных пластах, обеспечивает метод выявления зон интереса в этих пластах с точки зрения возможного содержания углеводородов. Этот метод включает извлечение образца пластового флюида и представление его на последующий анализ в лабораторных условиях при нанесении минимального повреждения исследуемому пласту. Образец пласта представляет интерес в основном с точки зрения установления возможной продуктивности подповерхностных геологических формаций. Кроме того на поверхности производят непрерывную регистрацию контрольных и последующих операций, выполняемых в процессе опробования. Из этих данных можно получить значения давления в пласте и проницаемости, а также информацию, пригодную для определения сжимаемости флюида, плотности и вязкости, которые используют при анализе пластовых коллекторов.
В основном операция отбора проб реликтового раствора включает опускание зонда 10 в скважину 5 на каротажном кабеле 8. На противоположных наружных частях зонда 10 обычно находятся пробоотборник 14 и прижимающее средство 12. При приближении пробоотборника 14 к интересующему пласту 6 прижимающее средство 12 выдвигается к внутренней поверхности скважины 5, вдавливая тем самым пробоотборник 14 в пласт 6. При этом пробоотборник 14 протыкает стенку скважины 5, что дает возможность установить канал для перетекания реликтового раствора из пласта 6 в пробоотборник 14. Как будет описано ниже более подробно, после введения пробоотборника 14 в пласт 6 реликтовый раствор может быть перекачан в зонд 10 расположенным в нем насосным устройством.
Были созданы скважинные многоцелевые контрольные устройства с выдвигающимися пробоотборниками, вводимыми в стенку ствола скважины и отбирающими флюид из интересующего пласта, измеряющие также давление флюида в пласте. Обычно эти скважинные устройства содержат внутренний создающий разрежение поршень, которому электрически или гидравлически придается возвратнопоступательное движение, при котором реликтовый раствор перекачивается из пласта в устройство.
В основном скважинные многоцелевые устройства опробования содержат замкнутый контур системы отбора, для которой требуется, чтобы реликтовый раствор из пласта вместе с некоторым количеством посторонней фракции, такой как мелкий песок, камушки, частицы глинистой корки и т.д., попадающей в пробоотборник, всасывался в камеру относительно малого объема, из которой посторонняя фракция выбрасывается в ствол скважины при окончании отбора. Пример такого устройства можно найти в И8 4416152. Перед закрытием устройства проба может иметь возможность перетечь в специальный резервуар для пробы через отдельный, но параллельный трубопровод. В других способах предусмотрен сбор пробы через тот же замкнутый контур.
При извлечении пробы в необсаженную скважину параметры пластового флюида могут быстро измениться, поэтому очень важно транспортировать пластовый флюид как можно быстрее. Однако при этом нужно, чтобы скорость поступления флюида из пласта была регулируемой, чтобы предотвратить падение давления ниже точки разгазирования, так как измерения в разделенных флюидах не дают представительных результатов. После выделения отдельных компонентов из раствора они обычно плохо соединяются друг с другом, что приводит к непредставительности пробы, имеющей измененные свойства флюида.
В разработанных недавно устройствах анализа проб из коллекторов использован один из методов измерения давления разгазирования реликтового раствора во время отбора проб. Это может быть выполнено по известным технологиям использования светопропускания для обнаружения пузырьков в жидкости. Однако этот методов обладает некоторыми недостатками, если во флюиде присутствует корпускулярная фракция, что приводит к возможным ошибочным результатам. В других методов используется отбор известного объема пластового флюида и постепенное увеличение его объема при постоянной температуре. По измеренным изменениям объема и давления строят график зависимости давления от объема, по которому определяют значение точки разгазирования. Это значение определяют в области графика, в которой изменение давления в зависимости от объема впервые отклоняется от первоначально прямой линии.
К сожалению, средства откачки, используемые в настоящее время в описанных устройствах, имеют некоторые неотъемлемые недостатки. Например, регулирование электрических и гидравлических приводов используемых в настоящее время систем откачки не обладает достаточной точностью, что в свою очередь приводит к невозможности полного регулирования скорости насосов. Неполное регулирование скорости насоса приводит к невозможности остановить откачку прежде, чем давление реликтового раствора упадет ниже точки разгазирования, а также препятствует точному измерению точки разгазирования, так как опробование реликтового раствора при давлениях ниже точки разгазирования отрицательно сказывается на точности получаемых результатов опробования. Следовательно, существует необходимость в средствах точного анализа свойств реликтового раствора, не зависящих от состояния флюида.
- 1 012154
Краткое изложение сущности изобретения
В настоящем изобретении предложен способ определения (оценки) свойства флюида, включающий формирование внешнего акустического сигнала, измерение времени прохождения сигнала через флюид, определение плотности флюида, определение скорости звука во флюиде на основе измеренного времени прохождения и вычисление свойства флюида на основе плотности флюида и скорости звука во флюиде. Операция определения плотности флюида в соответствии с настоящим изобретением основана на измерении времени прохождения. Способ также включает помещение пробы флюида в емкость, связанную с генератором сигнала, и возбуждение генератора сигнала на создание отражений акустического сигнала во флюиде.
Операция формирования сигнала вне емкости может быть выполнена с помощью таких устройств, как пьезоэлектрическое устройство, электромагнитный акустический преобразователь, импульсный лазер или гибкий резонатор. Определенным свойством флюида могут быть сжимаемость флюида, теплопроводность и отношение газ/нефть для флюида. Коэффициент сжимаемости флюида есть величина, обратная произведению квадрата скорости звука во флюиде на плотность флюида. Предлагаемый в настоящем изобретении способ может также включать определение присутствия газа во флюиде, которое определяется на основе нахождения величины сигнала в диапазоне от не дающей отклика до дающей низкий отклик.
Способ может также включать обработку измеренного времени прохождения сигнала по методу Савцикого-Голея. Способ может также включать обработку измеренного сигнала по методу переменного порога.
Кроме того, в настоящем изобретении предлагается устройство для анализа проб, содержащее контейнер с заключенным в нем флюидом, генератор сигнала, связанный с контейнером, и приемник, связанный с контейнером. Приемник выполнен с возможностью регистрации прохождения сигнала через флюид, причем скорость звука во флюиде может быть определена путем анализа времени прохождения сигнала, и свойство флюида может быть определено на основе плотности флюида и скорости звука во флюиде. В определяемые свойства флюида могут входить сжимаемость, плотность, отношение газ/нефть, газосодержание, точка разгазирования и теплопроводность. Устройство может также содержать процессор, связанный с приемником и предназначенный для вычисления свойства флюида. Генератор сигнала может также действовать как приемник. Опробуемый флюид может быть скважинным реликтовым флюидом.
В качестве генератора сигнала устройства опробования могут выступать пьезоэлектрическое устройство, электромагнитный акустический преобразователь, импульсный лазер или гибкий резонатор.
В настоящем изобретении также предлагается способ определения свойства флюида, включающий формирование сигнала, прохождение сигнала через флюид, измерение времени прохождения сигнала через флюид и определение свойства флюида на основе измеренного времени прохождения сигнала. Способ определения такого свойства, как плотность флюида может также включать определение сжимаемости флюида на основе определения плотности флюида и измеренного времени прохождения сигнала. Операция формирования сигнала и прохождения сигнала через флюид при определении плотности выполняется путем помещения пробы флюида в емкость, связанную с генератором сигнала, и возбуждения генератора сигнала, создавая тем самым во флюиде акустические волны. Операция формирования сигнала выполняется с помощью таких средств, как пьезоэлектрическое устройство, электромагнитный акустический преобразователь, импульсный лазер и гибкий резонатор. Способ определения плотности флюида может также включать определение присутствия газа во флюиде. Присутствие газа определяется на основе нахождения величины сигнала в области от не дающей отклика до дающей низкий отклик. Способ определения плотности флюида может также включать измерение теплопроводности флюида и использование измеренной теплопроводности для определения плотности флюида.
На основе настоящего изобретения может быть реализован способ определения теплопроводности флюида. Способ включает формирование сигнала, прохождение сигнала через флюид, измерение времени прохождения сигнала через флюид, определение плотности флюида, определение скорости звука во флюиде на основе измеренного времени прохождения и подсчет теплопроводности флюида на основе плотности флюида и скорости звука во флюиде. В соответствии со способом определения теплопроводности флюида теплопроводность равна следующему произведению: (р)(к)(с)(Ы), где р - константа пропорциональности, значение которой лежит в диапазоне от 2,8 до 3,0, к - постоянная Больцмана, с - скорость звука во флюиде и N - число молекул в единице объема флюида. Флюид, теплопроводность которого определяется, может быть одновременным флюидом. Способ определения теплопроводности может также включать помещение флюида в емкость. Операция формирования сигнала при определении теплопроводности выполняется с помощью такого устройства, как пьезоэлектрическое устройство, электромагнитный акустический преобразователь, импульсный лазер или гибкий резонатор.
В объем настоящего изобретения также входит способ определения отношения газ/нефть для флюида, включающий формирование сигнала, прохождение сигнала через флюид, измерение времени прохождения сигнала через флюид, определение скорости звука во флюиде на основе измеренного времени прохождения и вычисление отношения газ/нефть для флюида на основе скорости звука во флюиде.
- 2 012154
Флюид, рассматриваемый в способе определения отношения газ/нефть для флюида, представляет собой скважинный реликтовый раствор. Операция формирования сигнала выполняется с помощью средства, выбираемого из группы, включающей пьезоэлектрическое устройство, электромагнитный акустический преобразователь, импульсный лазер и гибкий резонатор.
Краткое описание чертежей
Ниже изобретение более подробно рассмотрено со ссылкой на прилагаемые чертежи, на которых показано:
на фиг. 1 - изображение зонда для отбора проб, расположенного в представленной в разрезе скважине;
на фиг. 2 - устройство для анализа проб, данное в разрезе;
на фиг. 3 - графики, отображающие исходные и обработанные данные.
Подробное описание предпочтительного варианта выполнения изобретения
Представленный в заявке способ дает возможность определения сжимаемости флюида на основе измерения плотности и скорости звука во флюиде. На фиг. 2 представлен частичный вид в разрезе варианта выполнения представленного устройства (системы) 22 для анализа проб. Устройство 22 с фиг. 2 содержит емкость или контейнер 20, связанный с генератором сигнала 16. Наружная поверхность контейнера 20 может быть округлой или прямоугольной по форме окружающей трубы. В качестве варианта емкость или контейнер 20 может быть частью трубопровода или трубного соединения.
Можно видеть, что контейнер 20 должен быть выполнен с возможностью в процессе анализа принимать и удерживать внутри себя флюид 18. Хотя контейнер 20 показан открытым у своей верхней части, он может быть закрыт, тем самым герметизируя внутри себя флюид 18. Генератор 16 сигнала может быть скреплен с наружной или первой поверхностью 24 стенки контейнера 20 или установлен в скважине. С целью идентификации при дальнейшем описании обозначены как первая и вторая поверхности (24, 26) стенки, лежащей вблизи генератора 16 сигнала, так и третья и четвертая поверхности (28, 30) стенки, удаленной от генератора 16 сигнала.
Что касается генератора 16 сигнала, то он может быть частью любого устройства, способного формировать пригодный для регистрации после прохождения флюида акустический сигнал. В число таких устройств входят традиционные акустические устройства, такие как пьезоэлектрические, однако для выполнения этих же функций могут быть использованы другие акустические преобразователи. Например, электромагнитный акустический преобразователь может возбуждать ультразвуковые волны в металле за счет индуктивной связи. В качестве альтернативы импульсный лазер, направленный на объект, может создавать акустические волны с частотой, зависящей от частоты возбуждения импульсного лазера. Кроме того генератор 16 сигнала может также служить приемником, воспринимающим и регистрирующим отражения сигналов, создаваемых генератором 16 сигнала. Один из примеров гибкого механического резонатора, пригодного для использования в раскрытом в данном описании устройстве, подробно рассмотрен в патентной заявке υδ 2002/017885, имеющей серийный номер 10/144,965 и опубликованной 05.12.2002, описание которой целиком включено в данное описание в качестве ссылки.
В одном из вариантов выполнения устройство 22 для анализа проб объединено с зондом 10 и сообщается с пробоотборником 14. В этом варианте реликтовый раствор из пласта 6, собирается пробоотборником 14 и передается в контейнер 20 для дальнейшего анализа флюида. При использовании совместно с зондом 10 устройство 22 предпочтительно во время размещения и работы находится внутри зонда 10. Объединение устройства 22 с зондом 10 дает преимущество, заключающееся в проведении анализа в реальном времени и уменьшении риска возможных изменений или давления или температуры флюида, что в свою очередь влияет на результаты анализа. Однако использование устройства 22 не ограничено устройством отбора флюида, представленным на фиг. 1, и для отбора скважинного реликтового раствора может быть использовано любое подходящее устройство или любая схема отбора.
В одном из вариантов представленного в заявке способа, не служащем для ограничения объема изобретения, реликтовый раствор извлекают в пробоотборник 14 скважинного зонда 10. Затем флюид вводится в контейнер 20 для дальнейшего анализа. Затем включается генератор 16 сигнала, выдающий сигнал 17 в виде одного или более акустических импульсов. Для удобства излученный сигнал 17 представлен в виде последовательности кривых линий, исходящих от преобразователя 16. После выхода из генератора 16 сигнал 17 проходит через первую и вторую поверхности 24, 26 стенки контейнера, попадает в заключенный в контейнере флюид 18 и далее на удаленные третью и четвертую поверхности 28, 30 стенки. Часть излученного сигнала 17 (отраженный сигнал 19) отражается обратно в направлении генератора 16 сигнала. Аналогично отраженный сигнал 19 для удобства показан в виде последовательности кривых линий, направленных к генератору 16 сигнала. В варианте выполнения с фиг. 2 генератор 16 сигнала может действовать как излучатель и как приемник сигнала. В качестве варианта может быть введен отдельный преобразователь (не показан) для автономной работы в качестве приемника сигнала, получающего отраженные сигналы 19.
Если генератор сигнала представляет собой пьезоэлектрический преобразователь, то к нему может быть приложен короткий импульс напряжения, длящийся обычно 1-2 мкс. Этот импульс заставляет преобразователь колебаться на собственной резонансной частоте, лежащей обычно в диапазоне от примерно
- 3 012154 до примерно 10 МГц. Аналогично колоколу, звучащему некоторое время после удара молотка, преобразователь продолжает выдавать колебания на собственной резонансной частоте в течение примерно нескольких микросекунд. Постоянно уменьшающаяся часть этого импульса, длительностью в микросекунду, отражается туда и обратно в стенке трубы, ограниченной поверхностью 24 и поверхностью 26 и находящейся в контакте с преобразователем 16, причем при каждом отражении от поверхности 26 часть импульса передается флюиду. Прошедшая часть импульса за поверхностью 26 попадает в флюид 18, отражается от поверхности 28 и в конце концов возвращается на преобразователь 16, где регистрируется. Акустический преобразователь служит как источником, так и приемником. Высокоскоростной аналогоцифровой преобразователь (40-70 МГц) воспринимает сигнал, полученный преобразователем.
Таким образом, генератор 16 сигнала получает и регистрирует отраженный сигнал для последующего анализа. Зарегистрированный сигнал может быть или сразу обработан для получения относящихся к флюиду данных, или передан с зонда 10 на отдельное рабочее место для хранения или обработки данных, или может быть записан в зонде 10 для последующего анализа. Как известно, скорость звука (с) в жидкости определяется делением расстояния, проходимого сигналом во флюиде, на время прохождения сигнала через флюид 18. Расстояние между поверхностями 26 и 28 можно обозначить через б. Далее через переменную 21 можно обозначить разницу во времени между моментом прихода первого эхосигнала (соответствующего одному циклу прохождения от поверхности 24 до поверхности 26 и обратно до поверхности 24) и моментом прихода второго эхо-сигнала от поверхности 28 (соответствующего одному циклу прохождения от поверхности 24 через поверхность 26 до поверхности 28 и в конце концов обратно к поверхности 24). Следовательно, 21 это промежуток времени, за который звук проходит туда и обратно расстояние 2б во флюиде от поверхности 26 до поверхности 28 и обратно к поверхности 26. Поэтому скорость звука равна бЛ.
Плотность флюида можно определить акустическим методом из следующего соотношения для акустического импульса, отражающегося туда и обратно между поверхностями 24 и 26:
ру - плотность стенки преобразователя в г/см3, рт - плотность преобразователя в г/см3, су - скорость продольной звуковой волны в стенке трубы, ст - скорость продольной звуковой волны в преобразователе, р. - плотность флюида в г/см3,
С|.· - скорость звуковой волны во флюиде,
К.уу - часть энергии, отраженная на границах соприкосновения с флюидом.
К χνρ = (ρ\ν С\¥ - рг Ср )2/ ( Ρ\ν Си/ + рр Ср )2.
Подробности определения плотности флюида акустическим методом можно найти в патентной заявке И8 10/801473, поданной 16.03.2004, которая целиком включена в данную заявку посредством ссылки. Плотность флюида можно также измерить с использованием гибких механических резонаторов, как описано в патентной заявке И8 10/144965, поданной 14.03.2002 под названием Способ и устройство определения характеристик скважинного флюида с использованием гибких механических резонаторов, автора Россо Όί Роддю, которая целиком включена в данную заявку посредством ссылки, и приоритет которой заявлен по патентной заявке И8 60/291136, поданной 15.05.2001 под названием Способ и устройство определения характеристик скважинного флюида с использованием гибких механических резонаторов, автора Россо Όί Роддю. Плотность флюида можно также определить любым другим путем, таким как скважинное измерение перепада давления в продуктивной зоне, из которой извлекается флюид. Знание плотности флюида и измерение скорости звука в нем позволяет намного проще определить сжимаемость флюида, чем при используемом ранее методе определения коэффициента сжимаемости, заключающемся в отборе некоторого количества флюида, увеличении объема и измерении падения давления на единицу роста объема.
Модуль объемного сжатия В флюида равен величине, обратной коэффициенту объемного сжатия флюида, В = 1/К. Известно также, что скорость звука равна корню квадратному из модуля объемного сжатия, деленному на плотность флюида, с = (В/р)12 Замена обратной величины коэффициенту объемного сжатия на модуль объемного сжатия и выделение коэффициента объемного сжатия приводит к следующему уравнению:
К = 1/(с2р) (2)
Соответственно, определив плотность флюида, р, и скорость звука, с, приведенным способом, коэффициент объемного сжатия можно подсчитать по уравнению (2).
В одном из вариантов способа и устройства первоначальные данные по амплитуде могут быть сначала обработаны с помощью цифрового полосового фильтра, чтобы отрезать частоты, не лежащие вблизи частоты акустического источника. Например, для акустического источника с частотой 10 МГц и при частоте дискретизации по времени 40 МГц можно применить цифровой полосовой фильтр с полосой пропускания 9-11 МГц. Далее можно подсчитать квадрат амплитуды для каждого дискретного во времени замера, что соответствует энергии, полученной в тот момент. Затем можно получить накопленную
- 4 012154 сумму квадратов этих амплитуд, что соответствует накопленной сумме энергии, полученной за время до данного момента. Цифровая полосовая фильтрация и накопленная сумма квадратов уже дают сглаживание исходных данных и удаление некоторых шумов. Можно провести дальнейшее сглаживание отфильтрованных данных по накопленной сумме квадратов, а также взять первую и вторую производные от накопленной суммы квадратов, используя метод Савицкого-Голея (ΞανίΙζΚν апб Со1ау. Апа1уйса1 Сйешкйу, Уо1. 36, Νο. 8, 1и1у 1964). Полученные данные можно еще обработать, используя метод переменного порога. Сглаживание данных и использование метода Савицкого-Голея способствуют снижению шумов полезного сигнала. Использование метода переменного порога служит для отделения зарегистрированного сигнала, полученного при отражении от дальней поверхности емкости или контейнера 20, от сигналов, полученных при отражении от ближних поверхностей (между поверхностями 24 и 26) емкости или контейнера 20.
Но фиг. 3 представлены график 32, отображающий исходные данные, график 34, отображающий сглаженные данные, и график 38, отображающий переменный порог. На фиг. 3 часть исходных данных не показана (также как соответствующие данные по сглаживанию и переменному порогу), что соответствует излучению преобразователя непосредственно после получения импульса высокого напряжения. График отражает дискретизацию по времени сигнала амплитуды через определенные промежутки (цифровые данные). Чтобы избежать эффекта наложения частота дискретизации в несколько раз больше частоты акустического источника. После регистрации данных подсчитывается квадрат амплитуды для каждого канала. Амплитуда для каждого канала пропорциональна акустической интенсивности (энергии), полученной для данного временного отсчета. Далее подсчитывается накопленная сумма (интеграл) этих квадратов амплитуд.
Данные сглаживания затем обрабатываются путем вычисления первой производной по времени от накопленной суммы квадратов с использованием коэффициентов Савицкого-Голея, что дает сглаженные численные производные. Улучшение сглаживания достигается за счет использования полиномиальных коэффициентов Савицкого-Голея низкого порядка (такого как квадратичный или кубический), взятых для достаточно большого числа точек (25 каналов). Первая производная от накопленной суммы квадратов представляет собой сглаженную полученную энергию в функции от времени, которая отражает отдельные импульсы акустической энергии. Результирующие значения, полученные по методу СавицкогоГолея, представлены графиком 34 на фиг. 3, отображающим сглаженные данные.
Чтобы получить локальные максимумы и минимумы для первой производной, берется вторая производная от накопленной суммы квадратов с использованием коэффициентов Савицкого-Голея низкого порядка и большого числа точек отсчета. Локальные максимумы (пики импульсов энергии) на кривой первой производной могут быть использованы для индикации моментов времени, в которые принимающим преобразователем 16 получены отдельные отраженные импульсы. Следует отметить, что вторая производная обращается в ноль, когда первая производная достигает своего локального максимума или минимума. Пиковое значение импульса лежит между двумя каналами всякий раз, когда вторая производная изменяет свое значение во времени с положительного (в левом канале) на отрицательное (в правом канале), и первая производная превышает некоторый переменный порог, что будет далее описано более подробно. Промежуточные данные могут быть получены интерполяцией значений, лежащих между двумя каналами, в которых вторая производная обращается в ноль. В альтернативном варианте максимумы энергии могут быть отделены от минимумов энергии (каждый из них соответствует нулевым значениям второй производной от накопленной суммы квадратов) по признакам третьей производной от накопленной суммы квадратов.
Используя данные, полученные по обработанному сигналу, скорость звука во флюиде, находящемся в емкости или контейнере 20, равна удвоенной толщине стенки, деленной на время прохождения туда и обратно между пиковыми значениями импульсов отражения внутри стенок трубы. Скорость звука в стенке может изменяться с температурой или давлением флюида внутри трубы, что приводит к изменению акустического сопротивления стенки. Для подсчета плотности флюида по скорости звука и скорости затухания эхо-импульсов в стенке акустическое сопротивление должно быть известно. Можно провести непосредственное скважинное измерение скорости звука в стенке по толщине стенки и времени между пиковыми значениями отраженных импульсов в стенке. Скорость звука в стенке это один из параметров, используемых при подсчете плотности вне зависимости от того, какой флюид находится в контакте со стенкой. Другим фактором при подсчете плотности флюида является плотность стенки, но изменение плотности стенки с температурой и давлением дают намного более слабый эффект, который может быть проигнорирован или оценен с помощью таблицы.
График 34, представляющий сглаженные данные, включает отраженные сигналы, полученные как из сигналов, отраженных внутри стенки (между первой и второй поверхностями 24 и 26), так и из отражений от дальней поверхности (третья поверхность 28 стенки). Эти отраженные сигналы соответствуют кривым 36 на графике 34, отражающем сглаженные данные. Акустический сигнал, отражающийся в ближней стенке, через некоторое время затухает, что можно видеть по уменьшению максимумов кривой 36 на графике 34 с фиг. 3, отображающем сглаженные данные. Однако амплитуда сигнала, отраженного от дальней стенки (третьей поверхности 28) будет превосходить амплитуду последнего наблюдаемого
- 5 012154 отражения внутри стенки. Основываясь на этом, можно использовать метод переменного порога для определения времени (номера канала), когда отраженный от дальней стенки импульс достигнет своего пикового значения энергии. По существу, порог поддерживается более низким, чем высота последнего пика отражения внутри стенки. Первое пиковое значение, превышающее предыдущую амплитуду принимается за отражение от дальней стенки.
В одном из вариантов выполнения настоящего способа функция, представляющая переменный порог обнаружения пикового значения импульса, получается двумя путями. По первому пути значение порога для каждого из каналов представляет собой наибольшее значение энергии (первая производная от накопленной суммы квадратов), взятое по предыдущим М каналам, где М есть число каналов между пиковыми значениями импульсов энергии, отраженных внутри стенки. Первый путь формирования переменного порога приводит к ступенчатой функции (не показана), имеющей горизонтальные участки, соединенные участками подъемов и спадов, не являющимися строго вертикальными. Показанное графическое представление второго пути включает ряд ступеней 40, имеющих горизонтальный участок 42 и вертикальную часть 44. Вертикальные части получаются, в основном, отвесными (то есть тангенс угла наклона для них равен бесконечности), в то время как горизонтальные участки, в основном, имеют постоянное значение за исключением своих продолжений вправо или влево. Это достигается продолжением каждого горизонтального участка 42 влево к последнему каналу с более высоким значением всякий раз, когда такой участок лежит слева.
Аналогично, если более высокий участок лежит справа от прилегающего более низкого участка, более низкий участок продолжается вправо до первого канала с более высоким участком. При использовании второго пути получается переменный порог ступенчатого вида, чьи вертикальные части в основном имеют тангенс угла наклона, равный бесконечности. Так как пиковые значения импульсов отражения внутри стенки со временем становятся меньше, первый импульс, пиковое значение которого превышает предыдущий пик, должен представлять сигнал, отраженный от дальней стенки (третья поверхность 28 стенки). Соответственно, скорость звука во флюиде равна удвоенной величине промежутка, заполненного флюидом, деленной на время прохождения в обеих направлениях между первым отражением внутри стенки и отражением от дальней стенки. Одно из многочисленных преимуществ, даваемых возможностью различать сигналы, представляющие отражения от ближней поверхности, и сигналы, представляющие отражения от дальней стенки, заключается в том, что генератор 16 сигнала можно разместить в пределах емкости или контейнера 20, на его окружности, или даже в теле контейнера 20 (то есть между первой и второй поверхностями 24 и 26 стенки или между третьей и четвертой поверхностями 28 и 30 стенки).
Дополнительным преимуществом использования предлагаемых устройства и способа является возможность проведения анализа, когда анализируемый флюид содержит газ или находится вблизи своей точки разгазирования. Газы намного сильнее поглощают звук, чем жидкости. Наличие любой отдельной газовой фазы значительно ослабляет акустические сигналы. Следовательно, если отраженный сигнал 19 не обнаружен или очень слаб, это может указывать на то, что исследуемый флюид 18 содержит некоторую отдельную газовую фазу (пузырьки) или состоит преимущественно из газовой фазы. Следует отметить, что для акустического сигнала в соответствии с классическим уравнением ослабления звука, полученным Стоксом и Кирхгофом, ослабление возрастает как квадрат частоты. Растворенный в жидкости газ не вызывает такого же сильного ослабления звуковой энергии, какое имеет место при наличии газовых пузырьков или в чистом газе. Однако чем больше газа растворено в жидкости, тем больше ее сжимаемость. Следовательно, для жидкостей на нефтяной основе скорость звука может быть использована для определения соотношения газ/нефть для сырой нефти, которое всегда выражается в стандартных кубических футах газа на баррель сырой нефти, приведенный к нормальным условиям. Например, Тегга Ви11осй в работе 1999 Майега Тйекщ, М1сЫдаи Тес1то1ощса1 Ишуегайу подсчитал, что при давлении 6000 фунт/кв. дюйм (422 кг/см2) и температуре 85°С скорость звука в сырой нефти подает почти линейно от приблизительно 1370 м/с для отношения газ/нефть, равного 80, до приблизительно 915 м/с для отношения газ/нефть, равного 1300. Соответственно, для определения наличия газовых пузырьков в образце флюида акустический сигнал, посылаемый в флюид, должен по частоте превышать 100 кГц, чтобы быть ослабленным ниже приборного порога обнаружения на длине пути в несколько миллиметров флюида, находящегося между поверхностями 26 и 28 стенки. Для сохранения малой длины акустической волны по сравнению с коротким расстоянием между поверхностями 24 и 25 частота акустического сигнала должна в основном лежать в диапазоне от примерно 5 МГц до примерно 10 МГц.
Определение точки разгазирования может включать работу устройства 22 для анализа проб, в соответствии с приведенным выше, если одновременно снижать давление флюида 18. Если предположить, что отраженные сигналы 19 измеряются в момент начала определения точки разгазирования, то соответствующее давление точки разгазирования могло бы определиться в момент времени, когда отраженные сигналы перестают регистрироваться, несмотря на то, что сигналы 17 продолжают поступать. Для электрически не проводящих флюидов скорость звука могла бы использоваться для определения теплопроводности флюидов по уравнению Бриджмана, согласно которому теплопроводность пропорциональна скорости звука, умноженной на постоянную Больцмана (1,38х10-23 Дж/°К) и умноженной на число моле
- 6 012154 кул в единице объема. Значение константы пропорциональности лежит в диапазоне от примерно 2,8 до примерно 3,0. Знание теплопроводности флюидов может быть полезно при определении температурных градиентов в нижних горизонтах геотермальных коллекторов, определении тепловых потерь при тепловом ускорении процесса добычи и определении тепловых потерь за счет подземных вод (811акаи1а МоНап1у. 1. РЬук. Ό Арр1. Рйук. 30 № 24, 21 декабря 1997).
Следует отметить, что в сочетании с методами обработки данных, описанными в данной заявке, могут быть использованы и другие методы. Например, как только с использованием метода переменного порога определится приблизительное время прихода отраженного от дальней стенки импульса, могла бы быть выполнена дополнительная операция альтернативного определения скорости звука с использованием традиционного метода взаимной корреляции.
Из представленного раскрытия изобретения следует возможность его реализации, как оно ниже заявлено, с достижением поставленных целей и упомянутых, а также других, преимуществ. Хотя в описании приведен предпочтительный вариант выполнения изобретения, существуют многочисленные изменения в деталях выполнения операций, приводящие к достижению необходимых результатов. Например, операция формирования сигнала 17 не ограничивается применением одного генератора 16 сигнала, встроенного в устройство или расположенного вблизи устройства 22 опробования, но может включать генерацию сигналов от удаленных источников. Такими удаленными источниками могут быть взрывные, сейсмические, пневматические или любые другие известные генерирующие сигнал источники. Эти и другие аналогичные модификации будут легко возникать у специалистов в данной области техники, и предполагается, что они соответствуют смыслу настоящего изобретения, раскрытому в данной заявке, и подпадают под рамки изобретения, приведенные в прилагаемой формуле изобретения.

Claims (20)

1. Способ определения свойства флюида, включающий формирование акустического сигнала, отражающегося по меньшей мере от двух поверхностей, регистрацию сигналов, отражающихся по меньшей мере от двух поверхностей, возведение в квадрат амплитуды зарегистрированных сигналов, получение накопленной суммы квадратов этих амплитуд, определение скорости звука во флюиде на основе накопленной суммы квадратов и вычисление свойства флюида на основе скорости звука во флюиде.
2. Способ по п.1, в котором операция определения плотности флюида основана на измеренном времени прохождения.
3. Способ по п.1, в котором размещают флюид между поверхностями, находящимися вблизи генератора сигнала, и возбуждают генератор сигнала, создавая тем самым отражения акустического сигнала, проходящие через флюид.
4. Способ по п.1, в котором формирование сигнала осуществляют с использованием средства, выбираемого из группы, включающей пьезоэлектрическое устройство, электромагнитный акустический преобразователь, импульсный лазер и гибкий резонатор.
5. Способ по п.1, в котором свойство флюида выбирают из группы, включающей сжимаемость флюида, теплопроводность флюида и отношение газ/нефть для флюида.
6. Способ по п.5, в котором коэффициент сжимаемости флюида есть величина, обратная произведению квадрата скорости звука во флюиде на плотность флюида.
7. Способ по п.1, включающий определение присутствия газа во флюиде.
8. Способ по п.7, в котором присутствие газа во флюиде определяют на основе величины сигнала, лежащей в области от не дающей отклика до дающей низкий отклик.
9. Способ по п.1, включающий также обработку зарегистрированных сигналов с использованием метода Савицкого-Голея.
10. Способ по п.9, включающий обработку измеренного сигнала с использованием метода переменного порога.
11. Способ по п.1, включающий определение плотности флюида.
12. Способ по п.11, включающий определение свойства флюида на основе плотности флюида.
13. Устройство для анализа проб, содержащее две поверхности, заключающие между собой флюид, генератор сигнала, расположенный вблизи от одной из поверхностей, приемник, расположенный вблизи другой поверхности и способный регистрировать сигналы, отражающиеся от поверхностей со скоростью звука во флюиде, и процессор, выполненный с возможностью возведения в квадрат амплитуды зарегистрированных сигналов и вычисления накопленной суммы квадратов амплитуд сигнала.
14. Устройство по п.13, в котором свойство флюида выбирают из группы, включающей сжимаемость, плотность, отношение газ/нефть, содержание газа, точку разгазирования и теплопроводность.
15. Устройство по п.13, содержащее процессор, соединенный с указанным приемником для вычис
- 7 012154 ления свойства флюида.
16. Устройство по п.13, в котором указанный генератор сигнала действует также как приемник.
17. Устройство по п.13, в котором флюид представляет собой реликтовый раствор.
18. Устройство по п.13, в котором генератор сигнала выбирают из группы, состоящей из пьезоэлектрического устройства, электромагнитного акустического преобразователя, импульсного лазера и гибкого резонатора.
19. Устройство по п.13, выполненное с возможностью определения свойства флюида на основе плотности флюида.
20. Устройство по п.13, в котором процессор выполнен с возможностью вычисления второй производной от накопленной суммы квадратов с использованием метода Савицкого-Голея.
EA200800394A 2005-08-01 2006-07-31 Акустический анализатор флюида EA012154B1 (ru)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US11/194,365 US7523640B2 (en) 2005-08-01 2005-08-01 Acoustic fluid analyzer
PCT/US2006/029690 WO2007016464A2 (en) 2005-08-01 2006-07-31 Acoustic fluid analyzer

Publications (2)

Publication Number Publication Date
EA200800394A1 EA200800394A1 (ru) 2008-08-29
EA012154B1 true EA012154B1 (ru) 2009-08-28

Family

ID=37692821

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
EA200800394A EA012154B1 (ru) 2005-08-01 2006-07-31 Акустический анализатор флюида

Country Status (8)

Country Link
US (2) US7523640B2 (ru)
EP (1) EP1917417B1 (ru)
CN (1) CN101268251A (ru)
BR (1) BRPI0614129B1 (ru)
EA (1) EA012154B1 (ru)
MY (1) MY145219A (ru)
NO (1) NO343792B1 (ru)
WO (1) WO2007016464A2 (ru)

Families Citing this family (46)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US20080047337A1 (en) * 2006-08-23 2008-02-28 Baker Hughes Incorporated Early Kick Detection in an Oil and Gas Well
US8794062B2 (en) * 2005-08-01 2014-08-05 Baker Hughes Incorporated Early kick detection in an oil and gas well
US9109433B2 (en) 2005-08-01 2015-08-18 Baker Hughes Incorporated Early kick detection in an oil and gas well
US7523640B2 (en) * 2005-08-01 2009-04-28 Baker Hughes Incorporated Acoustic fluid analyzer
US7614302B2 (en) * 2005-08-01 2009-11-10 Baker Hughes Incorporated Acoustic fluid analysis method
US8037747B2 (en) * 2006-03-30 2011-10-18 Baker Hughes Incorporated Downhole fluid characterization based on changes in acoustic properties
NO327568B1 (no) * 2006-04-26 2009-08-17 Det Norske Veritas As Akustisk fremgangsmate og anordning for deteksjon eller karakterisering av et medium inneholdt i en struktur, saerlig en gass, et kondensat eller et hydrat i en rorledning for transport av hydrokarboner
US7703328B2 (en) * 2006-05-18 2010-04-27 Baker Hughes Incorporated Pressure sensor utilizing a low thermal expansion material
US20080242997A1 (en) * 2007-03-26 2008-10-02 Luna Innovations Incorporated Method and apparatus for classifying gaseous and non-gaseous objects
US8612154B2 (en) * 2007-10-23 2013-12-17 Schlumberger Technology Corporation Measurement of sound speed of downhole fluid by helmholtz resonator
DE102007056543A1 (de) * 2007-11-23 2009-05-28 Robert Bosch Gmbh Verfahren zur Untersuchung von Phasenzuständen
US8032311B2 (en) 2008-05-22 2011-10-04 Baker Hughes Incorporated Estimating gas-oil ratio from other physical properties
US8434356B2 (en) 2009-08-18 2013-05-07 Schlumberger Technology Corporation Fluid density from downhole optical measurements
US7913556B2 (en) * 2008-06-11 2011-03-29 Schlumberger Technology Corporation Methods and apparatus to determine the compressibility of a fluid
US9631480B2 (en) 2009-05-11 2017-04-25 Halliburton Energy Services, Inc. Acoustic velocity measurements using tilted transducers
WO2010132039A1 (en) * 2009-05-11 2010-11-18 Paul Cooper Acoustic velocity measurements using tilted transducers
US8250902B2 (en) * 2009-05-27 2012-08-28 Caterpillar Inc. System and method for measuring aeration of a liquid
US20100315900A1 (en) * 2009-06-12 2010-12-16 Baker Hughes Incorporated Method and apparatus for high resolution sound speed measurements
GB2472081B (en) 2009-07-24 2014-03-05 Bios Developments Ltd A method for determining speed of a signal species in a medium and associated apparatus
CN102597741B (zh) * 2009-08-03 2014-04-09 乌尔蒂莫测量有限责任公司 用于测量船中易流动性材料的物理性质的方法和装置
JP2013543977A (ja) * 2010-11-11 2013-12-09 エスエスアイ・テクノロジーズ・インコーポレーテッド ディーゼル排気物流体の質及び／又は深さを決定するシステムと方法
FR2973390B1 (fr) 2011-04-01 2015-01-02 Seb Sa Article culinaire anti-rayures et procede de fabrication d'un tel article
US8824240B2 (en) 2011-09-07 2014-09-02 Weatherford/Lamb, Inc. Apparatus and method for measuring the acoustic impedance of wellbore fluids
US8773948B2 (en) 2011-09-27 2014-07-08 Schlumberger Technology Corporation Methods and apparatus to determine slowness of drilling fluid in an annulus
US9366133B2 (en) 2012-02-21 2016-06-14 Baker Hughes Incorporated Acoustic standoff and mud velocity using a stepped transmitter
CA2890568A1 (en) * 2012-12-28 2014-07-03 Halliburton Energy Services, Inc. Method and apparatus for the downhole in-situ determination of the speed of sound in a formation fluid
US9279317B2 (en) 2013-03-14 2016-03-08 Baker Hughes Incorporated Passive acoustic resonator for fiber optic cable tubing
WO2015020647A1 (en) 2013-08-07 2015-02-12 Halliburton Energy Services, Inc. High-speed, wireless data communication through a column of wellbore fluid
US9594057B2 (en) * 2014-01-21 2017-03-14 Baker Hughes Incorporated Reflection-only sensor for fluid acoustic impedance, sound speed, and density
US10107784B2 (en) 2014-12-29 2018-10-23 Concentric Meter Corporation Electromagnetic transducer
US10126266B2 (en) 2014-12-29 2018-11-13 Concentric Meter Corporation Fluid parameter sensor and meter
US9752911B2 (en) 2014-12-29 2017-09-05 Concentric Meter Corporation Fluid parameter sensor and meter
US10400593B2 (en) 2015-02-13 2019-09-03 Halliburton Energy Services, Inc. Real-time ultrasound techniques to determine particle size distribution
US10316648B2 (en) 2015-05-06 2019-06-11 Baker Hughes Incorporated Method of estimating multi-phase fluid properties in a wellbore utilizing acoustic resonance
WO2016191028A1 (en) * 2015-05-22 2016-12-01 Halliburton Energy Services, Inc. Measuring frequency-dependent acoustic attenuation
DE102015110726A1 (de) * 2015-07-03 2017-01-05 Miele & Cie. Kg Verfahren zum Betreiben eines Kochsystems
US10101255B2 (en) 2015-09-11 2018-10-16 Schlumberger Technology Corporation Apparatus and methods for analysis of reservoir fluids
WO2017062848A1 (en) 2015-10-07 2017-04-13 Cummins Inc. Systems and methods for estimating fuel type and fuel properties using sonic speed
CN112147229A (zh) * 2015-10-12 2020-12-29 拉伯赛特股份有限公司 用于标记和声学表征容器的系统和方法
CN105548373B (zh) * 2015-12-15 2018-03-27 华南理工大学 一种准单次正交互补Golay(A,B)码超声相控阵编码激励方法
US10564256B2 (en) * 2016-04-01 2020-02-18 Rockwell Collins, Inc. Beam sharpening radar system and method
AU2017327711B2 (en) * 2016-08-18 2020-10-22 Seismos, Inc. Method for evaluating and monitoring formation fracture treatment using fluid pressure waves
WO2018044288A1 (en) * 2016-08-31 2018-03-08 Halliburton Energy Services, Inc. Determining fluid density in a pressure pump using bulk modulus measurements
CN107255672B (zh) * 2017-07-31 2020-07-17 中国石油大学(华东) 基于超声波测量原油压缩系数实验系统及方法
CN109463821A (zh) * 2017-09-07 2019-03-15 南宁市富久信息技术有限公司 一种基于手势识别的安全指导作业手套
EP3822613B1 (en) * 2019-11-13 2023-09-06 ABB Schweiz AG Measurement system for determining liquid properties in a vessel

Citations (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US5635626A (en) * 1994-12-02 1997-06-03 British Gas Plc Measurement of a gas characteristic
US5741962A (en) * 1996-04-05 1998-04-21 Halliburton Energy Services, Inc. Apparatus and method for analyzing a retrieving formation fluid utilizing acoustic measurements
US6634214B1 (en) * 1998-01-16 2003-10-21 Bg Intellectual Property Limited Method and apparatus for measuring the relative density of a gas

Family Cites Families (47)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4416152A (en) * 1981-10-09 1983-11-22 Dresser Industries, Inc. Formation fluid testing and sampling apparatus
US4571693A (en) * 1983-03-09 1986-02-18 Nl Industries, Inc. Acoustic device for measuring fluid properties
FR2556845B1 (fr) * 1983-12-16 1986-04-11 Cgr Ultrasonic Procede de caracterisation par ondes acoustiques de la structure d'un milieu et dispositif mettant en oeuvre ce procede
US4769793A (en) * 1985-07-24 1988-09-06 Ultrasonic Arrays, Inc. Dual reference surface transducer
US4938066A (en) * 1988-01-29 1990-07-03 Xecutek Corporation Ultrasonic apparatus for measuring the speed of sound in a gaseous medium
DE69635391T2 (de) * 1995-12-29 2006-08-03 Basil Ian Shine Verfahren zur Untersuchung einer Zellprobe
NL1003595C2 (nl) * 1996-04-10 1997-10-14 Tno Werkwijze en inrichting voor het karakteriseren van suspensies.
JPH10170485A (ja) * 1996-10-08 1998-06-26 Toyota Motor Corp 超音波式ガソリン特性判別方法および装置
US6393895B1 (en) * 1997-10-08 2002-05-28 Symyx Technologies, Inc. Method and apparatus for characterizing materials by using a mechanical resonator
US6494079B1 (en) * 2001-03-07 2002-12-17 Symyx Technologies, Inc. Method and apparatus for characterizing materials by using a mechanical resonator
US6116080A (en) * 1998-04-17 2000-09-12 Lorex Industries, Inc. Apparatus and methods for performing acoustical measurements
GB9823675D0 (en) * 1998-10-30 1998-12-23 Schlumberger Ltd Flowmeter
AU3482300A (en) * 1999-02-04 2000-08-25 Bechtel Bwxt Idaho, Llc Ultrasonic fluid quality sensor system
US6688176B2 (en) * 2000-01-13 2004-02-10 Halliburton Energy Services, Inc. Single tube densitometer
US6853920B2 (en) * 2000-03-10 2005-02-08 Smiths Detection-Pasadena, Inc. Control for an industrial process using one or more multidimensional variables
US6672163B2 (en) * 2000-03-14 2004-01-06 Halliburton Energy Services, Inc. Acoustic sensor for fluid characterization
US6626026B2 (en) * 2000-04-07 2003-09-30 Interuniversitair Microelektronica Centrum (Imec) Acoustic wave based sensor
US6651513B2 (en) * 2000-04-27 2003-11-25 Endress + Hauser Flowtec Ag Vibration meter and method of measuring a viscosity of a fluid
US6587798B2 (en) * 2000-12-04 2003-07-01 Weatherford/Lamb, Inc. Method and system for determining the speed of sound in a fluid within a conduit
GB0031564D0 (en) * 2000-12-22 2001-02-07 Borealis Tech Oy Viscosity measurement
RU2232384C2 (ru) * 2001-01-23 2004-07-10 Яхно Татьяна Анатольевна Способ исследования многокомпонентной жидкости
JP2002243536A (ja) * 2001-02-19 2002-08-28 Ngk Spark Plug Co Ltd 超音波伝播時間測定方法及びガス濃度センサ
JP4188087B2 (ja) * 2001-03-23 2008-11-26 シュルンベルジェ ホールディングス リミテッド 流体特性センサー
AUPR458201A0 (en) * 2001-04-23 2001-05-24 Commonwealth Scientific And Industrial Research Organisation Fluid properties evaluation
US7317989B2 (en) * 2001-05-15 2008-01-08 Baker Hughes Incorporated Method and apparatus for chemometric estimations of fluid density, viscosity, dielectric constant, and resistivity from mechanical resonator data
EP1397661B1 (en) * 2001-05-15 2008-09-10 Baker Hughes Incorporated Method and apparatus for downhole fluid characterization using flxural mechanical resonators
EP1405051A1 (en) * 2001-07-05 2004-04-07 David James Method and apparatus for measuring the elasticity of fluids
US6789426B2 (en) * 2001-07-31 2004-09-14 Board Of Trustees Of The Leland Stanford Junior University Microfluidic channels with integrated ultrasonic transducers for temperature measurement and method
US6712138B2 (en) * 2001-08-09 2004-03-30 Halliburton Energy Services, Inc. Self-calibrated ultrasonic method of in-situ measurement of borehole fluid acoustic properties
US7059172B2 (en) * 2001-11-07 2006-06-13 Weatherford/Lamb, Inc. Phase flow measurement in pipes using a density meter
US7354141B2 (en) * 2001-12-04 2008-04-08 Labcyte Inc. Acoustic assessment of characteristics of a fluid relevant to acoustic ejection
US20030101819A1 (en) * 2001-12-04 2003-06-05 Mutz Mitchell W. Acoustic assessment of fluids in a plurality of reservoirs
WO2003062135A1 (en) * 2002-01-24 2003-07-31 Cantion A/S A sensor
US6763698B2 (en) * 2002-03-15 2004-07-20 Battelle Memorial Institute Self calibrating system and technique for ultrasonic determination of fluid properties
EP1347293A1 (en) * 2002-03-18 2003-09-24 Ultrasonic Scientific Limited Acoustical cell for material analysis
US6640625B1 (en) * 2002-05-08 2003-11-04 Anthony R. H. Goodwin Method and apparatus for measuring fluid density downhole
US6892812B2 (en) * 2002-05-21 2005-05-17 Noble Drilling Services Inc. Automated method and system for determining the state of well operations and performing process evaluation
US7155967B2 (en) * 2002-07-09 2007-01-02 Schlumberger Technology Corporation Formation testing apparatus and method
US6820702B2 (en) * 2002-08-27 2004-11-23 Noble Drilling Services Inc. Automated method and system for recognizing well control events
US7096719B2 (en) * 2003-01-13 2006-08-29 Cidra Corporation Apparatus for measuring parameters of a flowing multiphase mixture
US7039530B2 (en) * 2003-12-29 2006-05-02 Ashcroft Inc. Fluid measurement
US7024917B2 (en) * 2004-03-16 2006-04-11 Baker Hughes Incorporated Method and apparatus for an acoustic pulse decay density determination
US20050268703A1 (en) * 2004-03-31 2005-12-08 Theodor Funck Sample receptacle for ultrasonic measurements
US7377169B2 (en) * 2004-04-09 2008-05-27 Shell Oil Company Apparatus and methods for acoustically determining fluid properties while sampling
IL161937A (en) * 2004-05-11 2008-08-07 Nexense Ltd Sensor system for high-precision measurements of temperature, composition and/or pressure of a fluid
US7523640B2 (en) * 2005-08-01 2009-04-28 Baker Hughes Incorporated Acoustic fluid analyzer
US7614302B2 (en) * 2005-08-01 2009-11-10 Baker Hughes Incorporated Acoustic fluid analysis method

Patent Citations (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US5635626A (en) * 1994-12-02 1997-06-03 British Gas Plc Measurement of a gas characteristic
US5741962A (en) * 1996-04-05 1998-04-21 Halliburton Energy Services, Inc. Apparatus and method for analyzing a retrieving formation fluid utilizing acoustic measurements
US6634214B1 (en) * 1998-01-16 2003-10-21 Bg Intellectual Property Limited Method and apparatus for measuring the relative density of a gas

Also Published As

Publication number Publication date
EP1917417A2 (en) 2008-05-07
BRPI0614129B1 (pt) 2018-04-03
EP1917417B1 (en) 2017-04-19
US7921691B2 (en) 2011-04-12
NO343792B1 (no) 2019-06-11
WO2007016464B1 (en) 2007-11-08
WO2007016464A3 (en) 2007-09-27
US20090229341A1 (en) 2009-09-17
EP1917417A4 (en) 2015-04-08
WO2007016464A2 (en) 2007-02-08
CN101268251A (zh) 2008-09-17
EA200800394A1 (ru) 2008-08-29
BRPI0614129A2 (pt) 2011-03-09
NO20080835L (no) 2008-04-28
US7523640B2 (en) 2009-04-28
MY145219A (en) 2012-01-13
US20070022803A1 (en) 2007-02-01

Similar Documents

Publication Publication Date Title
EA012154B1 (ru) Акустический анализатор флюида
US7614302B2 (en) Acoustic fluid analysis method
EP2404033B1 (en) Early kick detection in an oil and gas well
US9109433B2 (en) Early kick detection in an oil and gas well
US6189383B1 (en) Method and apparatus for acoustic logging of fluid density and wet cement plugs in boreholes
US4928269A (en) Determining impedance of material behind a casing in a borehole
JP5096571B2 (ja) チューブ波を用いたダウンホール流体の音速測定
EA013728B1 (ru) Способ внутрискважинной оценки акустических свойств флюида и устройство для его осуществления
EA005450B1 (ru) Использование скоростей кусочков породы для прогнозирования в реальном времени порового давления и градиента давления гидравлического разрыва пласта
WO2008147953A1 (en) Estimating gas-oil ratio from other physical properties
US20100101787A1 (en) Using An Acoustic Ping and Sonic Velocity to Control an Artificial Lift Device
WO2013126388A1 (en) Early kick detection in an oil and gas well
US8032311B2 (en) Estimating gas-oil ratio from other physical properties
AU2012397797A1 (en) Method and apparatus for the downhole in-situ determination of the speed of sound in a formation fluid
US11726225B2 (en) Detection and evaluation of ultrasonic subsurface backscatter
RU2182318C2 (ru) Споcоб измерения скорости распространения акустических ультразвуковых волн в кусках горной породы
EA005657B1 (ru) Использование обломков выбуренной породы для прогнозирования затухания в реальном времени
GB1599067A (en) Ultrasonic testing
RU2728121C1 (ru) Способ определения характеристик фильтрационного потока в околоскважинной зоне пласта

Legal Events

Date Code Title Description
MM4A Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s)

Designated state(s): AM AZ BY KZ KG MD TJ TM

MM4A Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s)

Designated state(s): RU