FR2828708A1

FR2828708A1 - Procede ultrasonique auto etalonne de mesure in situ des proprietes acoustiques d'un fluide de forage

Info

Publication number: FR2828708A1
Application number: FR0210116A
Authority: FR
Inventors: Mandal Batakrishna
Original assignee: Halliburton Energy Services Inc
Current assignee: Halliburton Energy Services Inc
Priority date: 2001-08-09
Filing date: 2002-08-08
Publication date: 2003-02-21
Anticipated expiration: 2022-08-08
Also published as: AU2002300195B2; US6957700B2; GB2379979A; CA2397171C; GB2379979B; US20040128072A1; CA2397171A1; US20030029241A1; JP2003155886A; FR2828708B1; NO20023759D0; GB0218443D0; BR0203116A; JP3839376B2; NO20023759L; US6712138B2

Abstract

La présente invention permet de découvrir l'impédance du fluide de forage en utilisant les réflexions à partir d'un disque métallique précis et la densité du fluide de forage à partir de celle-ci. Les caractéristiques de réverbération d'une onde acoustique dépendant en partie de la forme d'onde acoustique, la première réflexion provenant du disque métallique peut être utilisée pour calibrer les mesures. Un procédé pour déterminer la propriété d'un fluide de forage est proposé qui comprend les étapes consistant à : (i) générer un signal acoustique à l'intérieur d'un fluide de forage, (ii) recevoir les réflexions du signal acoustique provenant du fluide et (iii) analyser une partie de réverbération du signal acoustique pour déterminer la propriété. L'analyse de la partie de réverbération peut comprendre les étapes consistant à obtenir un signal de réverbération théorique et à comparer le signal de réverbération mesuré avec le signal de réverbération théorique pour déterminer la propriété du fluide de forage.

Description

tableau de bord, indiquent le type de fonctionnalité activé.

" Procédé ultrasonique auto étalonné de mesure in situ des propriétés acoustiques d'un fluide de forage "

CONTEXTE DE L INVENTION

Domaine de l' invention La présente invention concerne de mar.ière générale la diagraphie et le contrôle des puits pétroliers. Plus précisément,]a présente invention concerne la détermination des propriétés acoustiques dun fluide de forage.

Description de ltart antérieur

Pour extraire le pétrole ou le gaz des formations souterraines, des trous de sondage ou des forages sont percés par rotation d'un trépan fixé à l'extrémité d'une colonne de forage. La colonne de forage comprend un tube de forage ou une colonne enroulée qui présente un trépan à son extrémité de forage en aval et un ensemble de fond (BHA) au-dessus du trépan. Le puits est foré en faisant pivoter le trépan, en faisant tourner la colonne et/ou un moteur de boue de forage disposé dans l'ensemle de fond. Un fluide de puits ou de forage, nommé communément " boue " est fourni sous pression à partir d'une source de surface dans la colonne pendant le forage du puits. Le fluide de forage fait fonctionner ie moteur de boue (lorsqu'on l'utilise) et s'évacue à l'extrémité inférieure du trépan. Le fluide remonte ensuite à la surface par un espace annulaire (annulus) entre la colonne de forage et la paroi du puits ou à l'intérieur. Le fluide retournant à la surface transporte des morceaux de roche (détritus) produits par le trépan de forage à

mesure qu'il désintogre la roche pour percer le puits.

Le puits est sous pression géostatique lorsque la pression de la colonne de fluide de forage est supérieure à la pression de la formation. Dans les puits sous pression géostatique, une partie du fluide de forage pénètre dans la formation, entraînant ainsi une perte de fluide de forage et formant une zone envahie autour du puits. Il est souhaitable de réduire la perte de fluide de forage dans la formation dans la mesure o cela rend plus difficile la mesure des propriétés d'une formation vierge qui sont requises pour déterminer la présence et la possibilité d' exploitation des hydrocarbures emprisonnés. Dans un forage sous équilibre, la pression de la colonne de fluide est inférieure à la pression de la formation ce qui provoque l'entrée du fluide de la formation dans le puits. Cette invasion peut réduire l'efficacité du

fluide de forage.

Une partie importante de l'activité de forage actuelle inplique des forages directionnels (déviés et horizontaux) et/ou des forages plus profonds pour extraire de plus grandes quantités drhydrocartures des formations souterraines et également pour extraire des hydrocarbures non extraits auparavant. Le forage de tels puits nécessite un fluide de forage présentant des caractéristiques physiques et chimiques complexes. Le fluide de forage est composé d'une base telle que l'eau ou une substance synthétique et peut comprendre un certain nombre d'additifs selon l'application spécifique. La performance du fluide de forage constitue une partie importante du succès d'une opération de forage, en particulier lors de forages en profondeur, horizontaux ou dans des environnements hostiles (température et pression élevées). Ces environnements nécessitent d'un fluide de forage qu'il

excelle dans de nombreuses catégories de performance.

L'opérateur du forage et l'ingénieur de boue déterminent le type de fluide de forage approprié pour les opérations de forage particulières et utilisent ensuite difféents additifs pour obtenir les caractéristiques de performance de consigne, telles que la viscosité, la densité, la gélification ou les propriétés thixotropiques, la stabilité mécanique, la stabilité chimique, les caractéristiques de lutrification, la capacité de transporter les détritus vers la surface pendant le forage, la capacité de maintenir en suspension les détritus lorsque la circulation du fluide est interrompue, l'harmonie environnementale, l'effet non-corrosif sur les composants de forage, la fourniture d'une pression hydrostatique appropriée et l'impact du refroidissement et de la lubrification sur le trépan et les composants

de l'ensernble de fond.

Un forage stable est généralement le résultat d'un

équilibre chimique et/ou mécanique du fluide de forage.

Pour ce qui concerne la stabilité mécanique, la pression hydrostatique exercée par le fluide de forage dans les puits sous pression géostatique est normalernent conçue pour dépasser l es pres s ions de la formation. On le contrôle en général en contrôlant la densité du fluide à la surface Pour déterminer la densité du fluide pendant le forage, les opérateurs prennent en compte une connaissance antérieure, le comportement de la roche sous contrainte et les caractéristiques de déformations liées, l'inclinaison de la formation, la vitesse du fluide, le type de formations forées, etc. Toutefois, la densité réelle du fluide n'est pas mesurée de manière continue dans le fond et elle peut être différente de la densité estimée par l'opérateur. De plus, la den,ité du fluide au fond est dynamique, à savoir, elle change continuellement en fonction du forage rcel et des conditions du forage, y compris la température et la pression au fond. Aussi, est-il souhaitable de déterminer la densité du fluide de forage au fond pendant les opérations de forage et de modifier ensuite la composition du fluide de forage à la surface pour obtenir la densité requise et/ou les

actions correctives sur la base de telles mesures.

Comme indiqué auparavant, une fonction importante du fluide de forage est de transporter les détritus

provenant du puits à mesure que le forage progresse.

Quand le trépan a créé un détritus, celui-ci doit être retiré du-dessous du trépan. Si le détritus reste en dessous du trépan il est à nouveau perforé en morceaux : plus petits, nuisant ainsl au taux de pénétration, à la durée de vie du trépan et aux propriétés de la boue. La vitesse annulaire doit étre supérieure à la vélocité de glissement pour les détritus pour qu'ils remontent dans le puits. La taille, la forme et le poids des détritus déterminent la viscosité nécessaire pour contrôler le taux de sédimentation dans le fluide de forage. Une viscosité à faible taux de cisaillement commande la capacité de transport du fluide de forage. La densité du fluide de suspension présente un effet de flottabilité sur les détritus. Un accroissement de la densité a d'ordinaire un effet favorable sur la capacité de transport du fluide de forage. Dans les puits horizontaux, les détritus les plus lourds peuvent se déposer sur le côté inférieur du puits si les propriétés du fluide et la vitesse du fluide ne sont pas appropriées. Les détritus peuvent également s'accumuler dans les zones délavées. Déterminer la densité du fluide au fond fournit une indication sur le fait que les détritus sédimentent ou s'accumulent à un

endroit quelconque dans le puits.

Dans l'industrie des hydrocartures, différents dispositifs et sondes ont été utilisés pour déterminer un certain nombre de paramètres au fond pendant le forage des puits. De tels instruments sont généralement nommés outils de mesure pendant forage (MWD). La tendance générale dans la profession a été d'utiliser les outils de mesure pendant forage pour déterminer les paramètres concernant les formations, la condition physique de l'outil et du puits. Trés peu de mesures sont effectuées pour ce qui concerne le fluide de forage. La majorité des mesures concernant le fluide de forage sont effectuées à la surface en analysant des échantillons recueillls dans le fluide revenu à la surface. Les actions correctrices sont prises sur la base de telles mesures ce qui dans de nombreux cas prend un certain temps et ne représente pas les

propriétés réelles du fluide au fond.

RÉSUMÉ DE L' INVENTION

Les problèmes présentés ci-dessus sont en large part résolus par un procédé ultrasonique auto étalonné de mesure in si tu des propriétés acoustiques du fluide de forage. Dans un mode de réalisation préféré de la présente invention, un procédé destiné à déterminer une propriété d'un fluide de forage comprend les étapes consistant à: (i) générer un signal acoustique dans le fluide de forage, (ii) recevoir les réflexions du signal acoustique provenant du fluide et (iii) analyser une partie de réverbération du signal acoustique pour déterminer la propriété. L'analyse de lâ partie de réverbération peut comprendre les étapes consistant à obtenir un signal de réverbération théorique et à comparer le signal de réverbération mesuré avec le signal de réverbération théorique pour déterminer la

propriété du fluide de forage.

Dans un autre mode de réali,sation prétéré de la présente invention, un processeur adapté pour fournir des estimations en temps réel de la propriété d'un fluide de forage comprend un terminal d'entrce et une

partie de traitement.

Le terminal d'entrée recoit un signal de données correspondant à une onde acoustique réfléchie. La partie de traitement sépare le signal de données en une première partie de réilexion et une partie de résonance et effectue une convolution de la réponse de la partie de première réflexion pour obtenir une réponse de

réverbération théorique.

Dans un autre mode de réa:Lisation encore de la présente invention, un outil pour mesurer les propriétés du fluide de forage comprend un corps, une

émetteur-récepteur acoustique et un disque métallique.

Le corps recoit l'émetteur-récepteur et le disque de métal. Un fluide de forage pénètre dans l'outil grâce à une ouverture dans le corps, circule entre l'émetteur récepteur et le disque métallique o il est mesuré et sort de l'outil. La présente invention comprend ainsi, une association de fonctionnalités et d'avantages qui lui permettent de surmonter différents inconvénients des dispositifs de l'art antérieur. Les différentes caractéristiques décrites ci-dessus ainsi que d'autres fonctionnalités seront plus évidentes pour l'homme de

l'art à la lecture de la description détaillée suivante

des modes de réalisation préférés de la présente

invention et en référence aux dessins annexés.

Brève description des dessins

Pour une description plus détaillée du mode de

réalisation préréré de la présente invention, référence sera faite aux dessins annexés, sur lesquels: la figure 1A est un schéma général représentant un outi l dans un mode de réal i sat ion pré féré; la figure 2B est une vue en coupe représentant les parties composantes de la figure 1A; la figure 2 représente une forme d'onde de réflexion et de réverbération; la figure 3 est un graphique représentant une forme d'onde acoustique reque; la figure 4 est un diagramme représentant les parties composantes de la figure 3; la figure 5A est un diagramme d'un système souterrain construit selon un mode de réalisation préféré; la figure 5B est un diagranme du système au sol ci-dessus construit selon un mode de réalisation préféré i la figure 6 est un organigramme d'un mode de réalisation préféré; la figure 7A est un organigramme d'un mode de réalisation préféré; et la figure 7B est un organigramme d'un mode de réalisation préféré

DESCRIPTION DÉTAILLÉE DU MODE DE RÉALISATION PRÉFÉRÉ

La figure 1 représente une vue générale de l'outil immergé au fond du puits. Y sont représentés: l'outil 10, l'évent de fluide 20, la formation 30 et le fluide de puits 210. L'évent de fluide 20 fournit les moyens au fluide de puits 210 pour pénétrer et sortir de l'outil 10. Dans l'outil 10, le fluide de puits 210 est

mesuré pour ses propriétés acoustiques.

La figure 1B est une vue en coupe de l'outil représentant les composants de mesure acoustique. A l' intérieur de l'outil 10, o l' évent de fluide 20 est situé, se trouve un émetteur-récepteur 200 et un disque métallique 220. Comme on peut le voir le fluide de puits 210 pénètre dans l'outil 10, circule entre l'émetteur-récepteur acoustique 230 et le disque

métallique 220 et sort de l'outil 10.

La figure 2 représente le paraours de l'onde acoustique et les réverbérations du disque métallique pour l'onde acoustique de fond de puits. Sont représentés: l'émetteur récepteur 200, le fluide de puits 210 et le disque métallique 220. Le fluide de disque 210 et le disque 220 présente chacun leur

propres impédances indiquées Zm et Zs' respectivement.

Sont également représentés le signal acoustique 250, y compris la partie de première réflexion 260, les parties de réverbération de disque 271 à 276 et les parties d'onde transmises 280, 282, 284 et 286 au

travers du disque dans le méme fluide de puits.

Pour mesurer le coefficient de réflexion du fluide de puits, l'émetteurrécepteur acoustique 200 envoie une impulsion ultrasonique 250, avec de préférence une caractéristique de fréquence d' environ 500 KHz et passe ensuite au mode de réception. La fréquence de l'impuleion est de préférence paramétrée à la fréquence de résonance du disque attendue. La seconde impuleion 250 se déplace au travers du fluide de puits 210 et frappe le disque 220. La partie la plus importante de l'énergie de l'impuleion est réfléchie de retour vers l'émetteur-récepteur en tant qu'onde réfléchie 260 et une faible quantité du signal pénètre dans le disque en tant qu'onde 280. Lorsque le fluicle de puits 210 est de 1G l'eau, la forme d'onde réfléchie présente une amplitude d' environ 93% de l'impulelon initiale. La partie du signal qui pénètre dans le disque est réfléchie d' avant en arrière entre l' interface disque/fluide et l' interface disque/outil comme le montre la réverbératlon d'onde 271 à 276. À chaque réflexion, une partie de l'énergie est transmise par l' interface en fonction du contraste d'impéJance et est soit retournée vers l'émetteur-récepteur soit vers l'extérieur de lO l'outil. Le signal à l'intérieur du disque est rapidement dissipé de cette manière à un taux directement dépendant de l'impéJance acoustique du matériau à l'extérieur du disque selon l'équation: Rl=(Zl-Z2) / (Z,+Z2) (1) o R1 est le coefficient de réflexion e-t Z et Z2 sont

les impédances des matériaux à l' interface en question.

Dans un mode de réalisation préféré, l'épaisseur du disque métallique est établie à la moitié de la

longueur de résonance du signal de l'émetteur-

récepteur. L'émetteur-récepteur acoust:ique 200 agissant maintenant en tant que récepteur ou transducteur, voit une forme d'onde constituce d'une forte réflexion initiale suivie par un signal de réverbération se dégradant de manière exponentielle. La figure 3 représente la forme d'onde acoustique mesurce reçue à l'émetteur-récepteur 200. Si le temps t=0 est le temps de la génération de l'onde acoustique à l'émetteur acoustique, le temps Ttran représente alors le temps de transmission (le temps pour le parcours de cette onde

acoustique vers le disque jusqu'au retour à l'émetteur-

récepteur). La distance étant établie, le temps de transmission Ttran fournlt une indication de la vitesse acoustique du fluide. Comme le montre également la figure 3, on trouve le décalage de temps Tof et la fenêtre de résonance Trin dont les significations sont

expliquées ci-dessous.

La figure 4 représente les formes d'onde individuelles, à la fois la première réflexion et les réverbérations, qui s'a]outent pour fournir la forme d'onde de la figure 3. La forme d'onde recue par l'émetteurrécepteur est la somme de la forme d'onde de réflexion initiale avec chacune des formes d'onde de réverbération o chaque réverbération est retardée

d'une quantité proportionnelle à la largeur du disque.

En outre, e-n raison du fait que l'émetteur-récepteur acoustique n'est pas un transmetteur parfait, il " sonne " en quelque sorte lors de la transmission d'une onde acoustique. Cette << sonnerie " de l'émetteurrécepteur est également comprise dans la forme d'onde détectée et peut étre prise en compte par

la présente invention.

La figure 5 représente un dispositif construit selon un mode de réalisation prétéré. La figure 5A représente un émetteur-récepteur acoustique 200, un convertisseur analogique-numérique 500, un processeur 510 pour enregistrer le temps du départ et le gain, un circuit de compression de forme d'onde 520, un multiplexeur 530. En variante, le circuit de compression de forme d'onde 520 peut faire partie du processeur. Sont également représentés un transmetteur de fond de puits 540 relié au multiplexcur 530 et un cable de télémétrie 545. En se reportant maintenant à la figure 5B, on trouve à la surface un récepteur de haut de puits 550, un démultiplexeur 560, une ligne de transmission 564 transportant les informations de l'outil au processeur 590 pour les données de diagraphie 595, une ligne de transmission 570 transportant les informations de gain et le temps de départ vers le processeur de haut de puits 590 et un circuit de décompression de formc d'onde 580 Relié au circuit de décompression 580, se trouve le processeur 590. Le processeur 590 génère des donnces appropriées

pour la diagraphie 595.

En se référant maintenant à la fois aux figures 5A et 5B, l'émetteurrécepteur acoustique 200 recueille les données de la réflexion et de la réverbération du disque. Cette forme d'onde acoustique est numérisce par le convertisseur analogique-numérique 500 et envoyé au processeur 510 qui détecte la première réflexion provenant du signal nunZérisé. Le processeur 510 calcule alors le temps de départ approprié et le temps de transit En raison du fait que l'ensemble des donnces de forme d'onde peut étre plus grand que la capacité de transmission de la largeur de bande de la ligne 545, une compression numérique 520 est de préférence effectuée. Les compressions appropriées sont les techniques de " l'ondelette " et de l'ADPCM (la modulation par impulsion et codage différentiel adaptatif), qui fonctionnent bien pour des données variant réqulièrement. La forme d'onde comprimée provenant du cTrcuit de compression numérique 520 est ensuite multiplexée 530 avec les autres informations de l'outil. La transmission du fond de puits 540 envoie ces données multiplexces vers la surface. L'envoi des données à la surface permet un traitement par des machines plus rapides et plus élaborces. Ces données multiplexées sont reaues par le récepteur 550 de haut de puits et sont séparées en composants par le dénultiplexeur 560. Le circuit de décompression de forme d'onde 580 fournit une forme d'onde reconstituée au processeur 590 qui recoit également les informations sur le temps de départ. A la détermination du coefficient de réflexion du fluide de puits, le processeur 590 le combine avec les informations de position et crée un dossier de

diagraphie 595.

La figure 6 représente un procédé général pour la présente invention Dans le bloc 600, une forme d'onde

observée est fournie en haut de puits pour traitement.

Dans certains modes de réalisation, il peut être souhaitable d'empiler les formes d'onde (bloc 610). Le temps de transit de la forme d'onde (Ttrar,) est obtenu au bloc 620 de même que les fenétres de temps Toff et TWin. La définition du temps de transit a été expliquce ci-dessus en référence à la figure 3 et peut être facilement mesuré par une première partie de détecteur de réflexion du processeur 510. Toff et Twin sont ensuite sélectionnées pour obtenir la fenêtre de temps TWin qui

contient les informations fiables de réverbération.

Toff' mesuré à partir du temps de réception pour la réflexion initiale est une fenêtre de temps qui inclut la réflexion initiale. En tant que telle sa durée dépend de la durse de l'impulsion acoustique transmise par l'émetteur-récepteur acoustique 200 et de la nature du f]uide de forage. Toff tient compte de préférence également de l'erreur introduite par les inconvénients réels de l'émetteur-récepteur acoustique (la " sonnerie >> de l'émetteur-récepteur) et de ce fait Toff peut être légèrement plus long que s'il était choisi théoriquement. Quoiqu'il en soit, Toff est d' environ 15 microsecondes. TWin est uxtaposé avec TGff et est. une fenêtre de temps intéressante parce que Twir contient des informations de réverbération contaminées par la première réflexion. La durée de T;in doit néanmoins être brève de manière à ce que 2.e bruit et la réverbération survenant dans l'outil 10 ne rendent pas peu fiable les

formes d'onde de réverbération du disque reques.

Quoiqu'il en soit, afin qu'un train d'onde fiable contenant suffisamment de donnces soit obtenu, Twin

comprend de préfére-nce au moins quatre réverbérations.

Aussi, Twin est d' environ 12,8 microsecondes.

Le calibrage de itoutil peut être obtenu comme suit. Premièrement, la forme d'onde de réflexion définie par Toff est transformée en domaine de fréquence

en utilisant la Transformoe de Eournier Discrète TFD.

En revenant à la figure 6, une modélisation appropriée appliquée au premier signal de réLlexion 260, tel qu'il est défini par Toff donne une prévision théorique de ce à quoi la forme d'onde de réverbération contenue dans Tin devrait ressembler. Pour y parvenir, au bloc 630, le premier signal de réflexion est transformé par la Première Transformée de Fournier (PTF) en un équivalent de domaine de fréquence. Cela i-ournit S() . Dans la mesure o la modélisation est effectuée dans le domaine de fréquence, les erreurs de phase et d' amplitude sont éliminées. L'élimination de l'erreur simplifie le traitement mathématique (et un traitement plus rapide est donc obtenu). En variante, au lieu dc transformer chaque première réflexion individuellement, pour augmenter la précision, les premières réflexions provenant de plusieurs déclenchements peuvent en premier être moyennées et le résultat transformé au bloc 630 par un traitement PTF en un domaine de fréquence pour obtenir S(). Une première moyenne de réflexion fiable peut étre obtenue par une élimination des premières réflexions qui ont des amplitudes au-dessus ou en dessous d'un écart prédéterminé d'une moyenne de

déplacement des premières réflexions précédentes.

Au bloc 640, une prévision théorique des ondes de réflexion est obtenue en multipliant (convolution dans le domaine de temps) le premier signal de réflexion du 2Q domaine de fréquence S() avec une équation de réponse théorique du domaine de fréquence R() pour obtenir une version du domaine de fréquence X() du signal de réverbération x(t). En partant d'un disque métallique plat, la réponse théorique du domaine de fréquence peut être modélisée par l'équation suivante: 43-

R: S 5

(Z Z -i ' Z2a+:Zs Zs-Zm e-,2; s Z,+Zs s (4) O R() = le coefficient de réflexion pour la fréquence angulaire Zm, Zs' = impéJances pour la boue et le disque métallique, respectivement Vs = la vitesse du son dans le disque métallique

CT = 1' épaisseur du disque métallique.

L'équation précédente part de l'hypothèse que l'émetteur-récepteur génère des ondes ayant une 1G incidence normale (perpendiculaire) sur le disque. Vs' Zs et CT peuvent étre mesurés très précisément comme

propriétés physiques de base du disque métallique.

Au bloc 640, le signal de domaine de fréquence X() est transféré en retour dans le domaine de temps en utilisant une Première Transformée de Fourrier Inversée (PTFI). En tant que tel. le bloc 640 fournit la réponse de réverbération théorique x(t) pour la/les forme(s) d'onde de réflexion initiale(s) théorique(s) dans le domaine de temps. Cette réponse de réverbération théorique est étalement une fonction de l'impédance du fluide de forage Zm. Une fois les résultats convertis dans le domaine de temps, une relation est établie entre la réponse théorique et la réponse recueO Ensuite, un procédé est utilisé pour déterminer les propriétés du fluide de forage au bloc 650. Les deux modes de réalisation pour faire la relation entre les réponses théorique et mesurée au hloc 640 consistent en 1) un procédé d'agustement de courbe et 2) un procédé d' inversion de forme d'onde non-linéaire. Les deux procédés calculent la réponse de

forme dronde théorique sur la hase de l'équation 4.

Toutefois, le procédé d'ajustement de courbe utilise moins d'étapes de modélisation théorique que le procédé

d' inversion.

La figure 7A représente le procédé d'ajustement de courbe par laqueile une équation de mesure est déterminée" A titre initial, pour ce qui concerne une fenêtre de réverbération d'intérêt, T:ir, la fonction logarithmique de la somme de l'amplitude de forme d'onde de réverbération (Sw) varie linéairement avec une impéJance de fluide de puits. A savoir, une relation linéaire entre l'impéJance du fluide de puits et S peut être exprimée en tant que: Zm = A +B ln(Sw) (6) o Sw est la somme des amplitudes de forme d'onde de réverbération et présente la forme: Sw- 71| (7) le x(t) minuscule étant l'amplitude à un point donné quelconque dans la forme d'onde de réverbération

contenue dans Ttwin.

Pour le procédé d'agustement de courbe, le bloc 640 comprend les blocs 700-760. Au bloc 700 une

impédance de fluide théorique initiale Zn est choisie.

Au bloc 710, la réponse théorique R() est calaulée en fonction de l'équation 4. Au bloc 720, la première réflexion subit une convolution avec la réponse théorique obtenue au bloc 710. Au bloc 730/ la Première Transformée de Fourier Inverse PTFI) est réalisée pour

obtenir une forme d'onde de réverbération théorique.

i8 Ensuite, les amplitudes additionnces de la forme d'onde de réverbération théorique Sv, sont déterminées au bloc 740. La réponse théorique R () e-t la somme d' amplitude de forme d'onde de réverbération Sw sont stockées au bloc 750. Au bloc 760, la décision est prise de la nécessité ou non de donnces supplémentaires. Si des donnces supplémentaires sont nécessa'res, une autre impéJance de fluide théorique Zr peut être choisie au bloc 700. Pour déterminer les coefficients dans cette relation linéaire, les étapes 700-760 sont répétées au moins deux fois pour différentes impédances de fluide présumées Zrn A chaque fois' la somme résultante Sw est calculée. À partir de ces points multiples (Sw, Zm) les coefficients A et B peuvent étre déterminés en utilisant la courbe des moindres carrés s'inscrivant dans le bloc 770. Avec la relation, l'impédance mesurée Zm peut étre détermince à part:ir du Sw observé en

utilisant l'équation 7 au bloc 780.

Enfin, au bloc 650 (Figure 6), Sw est substitué dans l' équation 6 ei l' impéJance de fluide de puits Zm est déterminée. La vitesse acoustique du fluide peut également être calculée au bloc 650. La séparation entre l'émetteur-récepteur et le disque étant connue, la vitesse est calculable à partir du temps de transit mesuré Ttran. À partir de l'impéJance (p) et de la vitesse (v), la densité du fluide (Zm) peut être

calculée grâce à la relation: Zm = pv.

Comme indiqué ci-dessus, dans un second monde de réalisation, l'inversion de forme d'onde non-linéaire peut être utilisée au bloc 640 pour déterminer la

relation entre la réverbération théorique et mesurée.

Si le procédé d' inversion de forme d'onde est plus lent que le procédé d'ajustement de courbe décrit ci-dessus, il produit des résultats plus précis dans la mesure o il correspond la totalité de la fenêtre de formed'onde de réverbération en utilisant à la fois l' amplitude et la phase. Il en résulte que de nombreuses propriétés acoustiques du fluide, y compris la densité et l'affaiblissement, peuvent étre calaulées simultanément. Un procédé prétéré utiliser la méthode Levenherg-Marquardt. Voir en général W. Press et al., La méthode Leventerg-Marquardt, page 542 (Numerical Recipes en C, 1988), incorporé ici à titre de référence. Dans le mode de réalisation en inversion de forme d'onde non linéaire, représenté sur la figure 7B, les propriétés du fluide telles que la vitesse, la densité et i'affaiblissement sont estimées initialement a-u bloc 800. Au bloc 810, la réponse théorique R() est calaulée en fonction de l'équation 4. Au bloc 820, la première réflexion est soumise à une convolution avec la réponse théorique obtenue au b]oc 710. Au bloc 830, la Première Transformée de Fourrier Rapide (PTFR) est réalisée pour obtenir une forme d'onde de réverbération estimée. Au bloc 840, l'erreur entre les formes d'onde estimées et mesurées est déterminée. L'erreur est

calculée en fonction de l'équation 8.

Erreur=Éobservé-tLéorique)2| (8) Au bloc 850, l'erreur calaulée au bloc 840 est comparée avec la tolérance prédéterminée. Si l'erreur calculée est supérieure à ia tolérance prédéterminée, une autre estimation est réalisoe au bloc 800 en utilisant la méthode Levenberg-Masquardt. Ce cycle est répété jusqu'à ce que l'erreur calculée soit inférieure à la tolérance prédéterminée. Lorsque l'erreur calculée est inférieure à la tolérance prédéterminée, la vitesse, la densité et l'affaiblissement du fluide estimés sont acceptés en tant que propriétés mesurées

au bloc 860.

Si des modes de réalisation préférés de la présente invention ont été montrés et décrits, des modifications de ceux-ci peuvent être effectuées par l'homme de ltart sans pour autant sortir de l' esprit et des enseignements de la présente invention. Les modes de réalisation décrits ici le sont à titre d'exemple et non limitatifs. Par exemple, si la présente invention a été décrite pour être utilisée pendant le forage d'un puits, elle peut également être utilisée pendant la réalisation et la production De nombreuses variantes et modifications du système et de l'appareil sont possibles dans le domaine de la présente invention. De même, le domaine de protection n'est pas limité aux modes de réalisation décrits ici, mais n'est limité que

par les revendications annexées, dont la portée inclut

tous les équivalents de l'objet des revendications.

Claims

REVENDICATION5

__ 1 Procédé destiné à déterminer la propriété d'un fluide de forage comprenant les étapes consistant à: générer un signal acoustique à l'intérieur du fluide de forage; réfléchir le signal acoustique à partir d'une objet connu, dans lequel l'objet connu convertit le signal acoustique en signal de réverbération; recevoir un signal acoustique de retour provenant du fluide, le signal de retour présentant une partie de réflexion reque et une partie de réverbération reque; et analyser la part i e de réve rbérat ion reçue pour déterminer la propriété du fluide de forage, l'analyse comprenant les étapes consistant à: obtenir une partie de réverbération théorique; et établir une relation entre la partie de réverbérat ion reçue et l a part ie de réverbérat ion théorique pour déterminer la proprlété du fluide de forage.
2. Procédé selon la revendication 1, dans lequel

la propriété du fluide est la densité du fluide.
3. Procédé selon la revendication 1, dans lequel

la propriété du fluide est l'impédance du fluide.
4. Procédé selon la revendication 1, dans lequel l'obtention d'une partie de réverbération théoriques comprend l'étape consistant à: effectuer une convolution de la partie de réflexion reçue avec une fonction de transfert de

réverbération théorique.
5. Procédé selon la revendication 4, dans le quel la fonction de transfert de réverbération théorique a une représentation du domaine de fréquence R() de:

4ZZRZ-Z;

s s (4.t s OU Zm est l'impéJance du rluide de forage, Zs est l'impédance de l'objet connu, Vs est la vitesse du son dans l'objec connu et CT est l'épaisseur de liobjet connu.
6. Procédé selon la revendication 4, dans lequel la mise en relation comprend les étapes consistant à: calculer une somme des amplitudes de la partie de réverbération théorique; associer la somme des amplitudes avec une impéJance utilisée pour déterminer la fonction de transfert théorique; répéter les dites opératiors d'obtention, calcul et association pour une impédance dlfférente; ajuster une courbe aux sommes des amplitudes stockée; calouler une somme des amplitudes de la partie de réverbération reque; et déterminer une valeur de courbe correspondant à la somme des amplitudes de la partie de réverbération reque.
7. Procédé selon la revendication 4, dans lequel la mise en relation comprend les étapes consistant à: déterminer une différence entre la partie de réverbération reque et la partie de réverbération théorique; comparer la différence à une tolérance d'erreur; et si la différence est supérieure à la tolérance d'erreur, ajuster la fonction de transfert de réverbération théorique; et répéter lesdites opérations d'obtention, de détermination, et de comparaison jusqu'à ce que la

différence soit inférieure à la tolérance d'erreur.
8. Procédé selon la revendication 1, comprenant en outre l'étape consistant à: déterminer une vitesse acoustique à partir du

temps de délai entre la dite génération et réception.
9. Procédé selon la revendication 1, dans lequel l'objet connu est un objet métallique de dimensions

prédéterminées à un emplacement prédéterminé.
10. Procédé selon la revendication 1, dans lequel l'objet connu est un disque présentant une épaisseur sensiblement égale à la moitié de la longueur d'onde de

la fréquence centrale du signal acoustique.
11. Procédé selon la revend:lcation 1, dans lequel une valeur est la propriété du fluide de forage à un

emplacement donné et obtenue en temps réel.
12. Outil (10) destiné à mesurer une ou plusieurs propriétés d'un fluide, comprenant: un corps présentant un volume associé au travers duquel un fluide (210) peut ctrculer; une surface fixce à l'intérieur du volume pour entrer en contact avec le fluide; et un émetteur-récepteur (200) monté sur le corps et configuré pour recevoir les réflexions de signal acoustique (250) et les réverbérations provenant de la surface.
13. Outil selon la revendication 12, dans lequel

la surface est métallique.
14. Outil selon la revendication 12, dans lequel

la surface est de l'acier.
15. Outils selon la revendication 12, dans lequel la surface présente des côtés opposés configurés pour

entrer en contact avec le fluide.
16. Outil selon la revendication 15, dans lequel

la surface est un disque métallique.
17. Outil selon la revendication 12, dans lequel l'outil est relié à un processeur (510) qui identifie les réflexions de signal acoustique, traite les réflexions de signal acoustique pour fournir des réverbérations théoriques et comparer les réverbérations théoriques aux réverbérations de signal acoustique reaues pour déterminer une ou plusieurs

propriétés du fluide.
18. Outil selon la revendication 17, dans lequel la ou l'une de plusieurs propriétés de fluide comprend l'impéJance.
19. Outils selon la revendication 12, dans lequel l'émetteur--récepteur acoustique (200) est en outre configuré pour générer des signaux acoustiques qui frappent sur la surface pour provoquer lesdites

réflexions et réverbérations de signal acoustique.
20. Outil selon la revendication 19, dans lequel l'outil est relié à un processeur (590) qui mesure un délai de temps entre la génération des signaux acoustiques et la réception des signaux acoustiques

pour déterminer une vitesse acoustique.
21. Outil selon la revendication 20, dans lequel le processeur identifie en outre les réflexions de signal acoustique, traite les réflexions de signal acoustique pour fournir des réverbérations théoriques et compare les réverbérations théoriques aux réverbérations de signal acoustique recues pour

déterminer une ou plusieurs propriétés du fluide.
22. Outil selon la revendication 21, dans lequel la ou l'une de plusieurs propriétés de fluide comprend