MX2010008132A - Deteccion y correccion automatica para la deposicion en una estructura tubular utilizando mediciones de rayos gamma de multienergia. - Google Patents

Abstract

Se describe un método para detectar depósitos en una estructura tubular en la cual fluye un fluido. El método comprende medir la proporción agua-líquido del fluido como una función del tiempo y determinar que existe un depósito si la proporción agua-líquido medida del fluido como una función del tiempo es lineal.

Description

DETECCIÓN Y CORRECCIÓN AUTOMÁTICA PARA LA DEPOSICIÓN EN UNA ESTRUCTURA TUBULAR UTILIZANDO MEDICIONES DE RAYOS GAMMA DE MULTIENERGÍA ANTECEDENTES Campo de la Invención La descripción se refiere en general a un método para detectar un depósito en una estructura tubular, y particularmente a un método para detectar un depósito en una estructura tubular utilizando mediciones de rayos gamma de multienergia .

Arte Antecedente Durante la producción a partir de un pozo de petróleo, puede ocurrir la formación de precipitados y/o depósitos en las estructuras tubulares a través de las cuales fluyen los fluidos, causando interrupción de la producción y trabajo de intervención. Los precipitados y/o depósitos pueden ser asfáltenos, cera, incrustación, etcétera. La deposición en el diámetro interior de una estructura tubular, tal como las sartas de la tubería, puede ocurrir como un resultado de los cambios de temperatura y de presión, o después de la evaporación del agua del fluido o los cambios de valor de pH del fluido.

Los depósitos y/o precipitados afectan la producción del fluido y el transporte en una tubería. Esto da como resultado, por ejemplo, una disminución en la productividad del campo petrolífero, una incertidumbre más alta en la producción y en los datos de monitoreo del yacimiento, y un costo de producción incrementado debido a los frecuentes tratamientos requeridos para la prevención y la remoción del depósito. En particular, la presencia de estos precipitados y depósitos altera el desempeño de los dispositivos de medición de la velocidad de flujo, por ejemplo, para la asignación de producción en aplicaciones de administración del yacimiento.

Para evitar estos problemas o para disminuir el efecto del depósito, se pueden instalar dispositivos de calentamiento corriente arriba, se pueden inyectar inhibidores en la tubería, o se puede insertar un dispositivo raspador dentro de la línea.

Un método para la detección y la identificación de un tipo específico de depósito (incrustación) se describe en la WO 2003/04267. Se describe desde un punto de vista teórico cómo se podría realizar una corrección si la incrustación se depositara dentro de una tubería. Esta solución, sin embargo, no proporciona detección alguna y se basa en el gran contraste para la incrustación específica. Por consiguiente, es difícil aplicar este método a otros tipos de materiales del depósito, y en particular, a cualquier tipo de material del depósito.

Otro ejemplo de un depósito típico es la arena. Las partículas de arena en el fluido, tal como una mezcla de petróleo crudo, se pueden detectar utilizando mediciones de rayos X o gamma de multienergía . El documento EP 236623 describe mediciones por atenuación de fotones en más que dos niveles de energía para obtener las velocidades de flujo de masa del petróleo, agua, gas, y arena. Sin embargo, no proporciona un método para determinar el espesor y la composición de cualquier tipo de depósito en la pared interior de la tubería.

Sería altamente deseable un método que identifique la existencia y la composición de los depósitos dentro de la tubería y que mida su espesor así como también la evolución del espesor del depósito con el tiempo. Conociendo el espesor del depósito que reduce el diámetro efectivo de la tubería, puede ser posible entonces compensar el error que se asocia con el depósito al realizar mediciones de la velocidad de flujo multifásico. También puede ser posible obtener una mejor asignación de producción por pozo.

BREVE DESCRIPCIÓN DE LA INVENCIÓN En un aspecto, las modalidades aquí descritas se refieren a un método para detectar un depósito en una estructura tubular en la cual fluye un fluido. El método comprende medir la proporción agua-líquido del fluido versus el tiempo y determinar si la proporción agua-líquido es una función lineal del tiempo, en cuyo caso existe el depósito.

Otros aspectos, características, y ventajas de la invención serán aparentes a partir de la siguiente descripción detallada y de las reivindicaciones anexas.

BREVE DESCRIPCIÓN DE LOS DIBUJOS Las Figuras la y Ib son representaciones esquemáticas de un aparato para detectar un depósito en una estructura tubular de acuerdo con las modalidades aquí descritas, instalado a a) una tubería recta y b) una sección de cuello de un venturi.

Las Figuras 2a y 2b son representaciones esquemáticas . de una tubería vacía con un aparato de acuerdo con las modalidades aquí descritas, en donde en la Figura 2a ningún depósito está presente en la tubería, y en la Figura 2b los depósitos están presentes en la tubería.

La Figura 3 es una gráfica que representa la relación entre los coeficientes de atenuación de masa de un depósito para energías de rayos gamma superiores e inferiores.

La Figura 4 es una gráfica que representa la relación entre las proporciones de los coeficientes de atenuación de un depósito .

DESCRIPCIÓN DETALLADA DE LA INVENCIÓN Las modalidades específicas de la presente divulgación se describirán ahora en detalle con referencia a las Figuras acompañantes. Los elementos similares en las diversas Figuras se pueden denotar mediante números de referencia similares por consistencia .

Las modalidades aquí descritas proporcionan un método para detectar un depósito en una pared interior de una estructura tubular, determinar su espesor, e identificar el material del depósito. La estructura tubular puede ser cualquier clase de conducto que transporta fluido, tal como un tubo, una tubería de producción, instalaciones de la superficie, o un medidor de flujo venturi. Además, como apreciará la persona experta, los métodos de acuerdo con la presente divulgación pueden ser aplicables siempre que fluyan fluidos en una estructura tubular, dando surgimiento a cualquier clase de deposición, tal que la aplicabilidad de los métodos no se debe restringir al campo petrolífero.

El solicitante ha mostrado que se puede establecer una relación específica entre la variación temporal de la proporción agua a líquido (WLR) del fluido que fluye en la estructura tubular y la existencia de depósito en la estructura tubular. La WLR de un fluido multifásico puede indicar la proporción de agua con respecto a la proporción de agua y petróleo conjuntamente. Los métodos para detectar la presencia de un depósito en una estructura tubular y medir su espesor de acuerdo con modalidades aquí descritas se pueden basar en esta relación.

La relación entre la variación temporal de la WLR y la presencia de un depósito se derivará ahora en detalle. Refiriéndose a la Figura la, se muestra una estructura tubular 101 donde se instala un sistema 103, 105 que mide la atenuación de la masa lineal de la radiación de rayos X o gamma mediante un fluido que fluye en la estructura tubular 101. Una fuente 103 de radiación unida a un lado de la estructura tubular 101 emite, por ejemplo, radiación gamma que se propaga a través del fluido y se detecta por un detector 105 situado en el lado opuesto de la estructura tubular 101. La Figura Ib muestra una configuración similar, en donde la estructura tubular 101 tiene una sección 107 de venturi, que ilustra la configuración en un medidor de flujo venturi, La potencia o velocidad de conteo de la fuente 103 se puede medir en una medición de referencia donde la estructura tubular 101 está vacia o está llena con un fluido 113 conocido (por ejemplo aire) . El fluido 113 conocido, indicado por el subíndice "k" , se puede caracterizar por su coeficiente vk(x) de atenuación de masa para una energía Ex de radiación dada y su densidad *. La velocidad de conteo de la medición de referencia es como sigue: donde N{x) es la velocidad de conteo en el detector 105, y N0{x) es la velocidad de conteo en la fuente 103 de radiación. En el caso de la Figura la, d es el diámetro Illa de la estructura tubular 101.

Al tratarse de un fluido multifásico y para determinar las fracciones a (i - g, w, o) de los componentes del fluido multifásico (es decir, gas, agua, y petróleo) , puede ser conveniente medir las velocidades de conteo en al menos dos niveles Ex y Ey de energía de radiación: en donde se cumple la condición a, = 1 (2b) Si un depósito está en la estructura tubular, la velocidad de conteo se puede expresar como N(x, t) = N0 (x)exp[- dT(a,(/) ,v, (x)) - dau (t) puvu(x)] (3) en donde el subíndice u indica el depósito desconocido, au[t) es la velocidad de deposición dependiente del tiempo.

Se puede asumir entonces que dentro de un cierto peri de tiempo, ?? = t¿ - ti, las fracciones de las fases petróleo, agua, y gas no varían significativamente en comparación a la fracción del componente desconocido. El valor de át depende de las características del material del depósito en el fluido y de las características del fluido (es decir, la velocidad de flujo, la temperatura, y la presión) . De esta manera, es posible calcular la proporción de las velocidades de conteo medidas en los tiempos ti y t¿: - In2 y = -dpuv (*)(<¾„ (t{ ) - au (t2 )) < 4 ) El segundo término en el lado izquierdo toma en cuenta el decaimiento de la fuente entre la primera y la segunda medición, en donde T es el tiempo de vida media de la fuente.

Además, en la mayoría de los casos, se puede asumir que At/T « 1, de modo que este término desaparece y (4) se vuelve: Si, en un primer caso, se asume que la velocidad deposición u{t) evoluciona linealmente con el tiempo, ecuación (3) se puede re-escribir utilizando la ecuación (5) N(x,t) = N. (x)exp[- d?(alP!v,(x)) - Bt] ( 6 ) en donde donde B se define en el intervalo de tiempo At en el cual es insignificante la variación de las fracciones de petróleo, agua, y gas, a±.

En un segundo caso, se puede asumir que la velocidad de deposición es una función arbitraria del tiempo, tal como u(t) = atb, con a y b siendo números reales. Entonces la ecuación (6) se puede re-escribir como sigue: N(x,t) = N0(x)exp[-d?(aiPiv¡(*)) -B{x)tb] (8) donde B se puede aproximar por una serie de Taylor de primer orden alrededor de tj, t-t. y e es una cantidad positiva arbitrariamente pequeña, e= B se puede definir por un intervalo de tiempo ñt que es suficientemente corto de modo que la variación temporal de la velocidad de deposición se puede asumir como lineal, como en el primer caso. Por consiguiente, es posible re-escribir la ecuación (8) en una forma general bajo la hipótesis de que e « 1 como sigue: La ecuación (10) ya no depende de b de modo que puede ser equivalente a la ecuación (6), donde b = 1.

En el caso cuando no hay deposición en la tubería, las fracciones de las tres fases petróleo, agua, y gas se pueden calcular resolviendo las ecuaciones acopladas (2a, 2b) . Si se lleva a cabo una suma total, el sistema (2a) de ecuaciones se puede re-escribir en una forma específica, N(x) Iln + .p„vg(x) = -a0p0v„(x)-awpwv x), ?«, = !¦ I El sistema (11) de ecuaciones se puede entender como un sistema que comprende dos incógnitas, las fracciones de petróleo y de agua. El término del gas en el lado izquierdo puede ser muy pequeño en comparación a los términos del petróleo y del agua. Puede compensar la presencia de gas en la velocidad de conteo medida (es decir, el sistema (11) de ecuaciones se puede aplicar a un fluido que contiene gas asi como también a un fluido que no contiene gas) . Con el propósito de comprobación y para simplificar las notaciones, las fracciones aD y aw del petróleo y del agua se pueden expresar como A0 (x)Av y) - A0{y)Aw {x) (12) con En el caso cuando hay deposición en la tubería, la expresión (14) para C(y) se puede corregir utilizando la ecuación (10), siempre y cuando e « 1: La ecuación (12) se puede re-escribir entonces para el caso de la deposición que ocurre en la tubería de modo que se lea: (16) Esto conduce a la siguiente relación entre la evolución de las fracciones de petróleo y de agua en el caso de la deposición y las fracciones de petróleo y de agua en el caso de ninguna deposición : en donde P0rW se puede definir de acuerdo con la ecuación (16) . Las fracciones de petróleo y de agua a^p(t) pueden variar asi linealmente con el tiempo cuando ocurre una deposición en la tubería .

La WLR anteriormente mencionada se puede expresar como a a WLR = w (18) Podemos suponer entonces que el fluido multifásico que fluye en la tubería consiste sólo de petróleo y agua, a^ep(t) +a^ep =1 (es decir, ningún gas está presente en el fluido que fluye en la tubería). Si ocurre una deposición, una WLRdep (t) dependiente del tiempo se puede escribir como = rWxrLrRr> -Pr» (19) Una persona que tiene habilidad ordinaria en el arte apreciará que aun si está presente el gas en el fluido, la variación de la fracción del gas ag debido a una deposición puede ser muy pequeña. Ésta no afecta significativamente el cálculo de la WLR debido a que la absorción de la radiación en la fracción del gas del fluido es insignificante. La variación de la WLR debido a un depósito se puede deber principalmente a las variaciones de las fracciones de petróleo y de agua del fluido. Por consiguiente, partiendo de la ecuación (18), la WLR dependiente del tiempo cuando ocurre una deposición se puede escribir generalmente como Las expresiones (12) - (19) puede ser más complejas si no se hace la simplificación de la ecuación (11) (es decir, si se consideran igualmente los tres componentes del fluido petróleo, agua, y gas) . Sin embargo, se obtendrá una solución similar a (19) . Si ocurre una deposición, la WLRde (t) varia linealmente con el tiempo. Por consiguiente, se muestra que es posible determinar la presencia de depósito en la estructura tubular midiendo la WLR (o las fracciones de petróleo y de agua) sobre un periodo de tiempo para establecer la dependencia de la WLR (o de las fracciones de petróleo y de agua) del tiempo.

Si el espesor del depósito es mucho más pequeño que el diámetro de la estructura tubular, se puede medir la presión diferencial (es decir, la caída de presión) . Un método para determinar la presión diferencial es medir la presión del fluido en dos ubicaciones diferentes en la estructura tubular para obtener la DPI perdida por presión natural, como se muestra en la Figura la. Otro método es utilizar un cono en V o un venturi (como se muestra en la Figura Ib) , o cualquier otro dispositivo para medir la caída de presión, para obtener la presión diferencial DPI o DP2. Esta caída de presión se puede relacionar a la velocidad de flujo de masa o volumétrico total que pasa a través de la tubería. Como apreciarán las personas expertas en el arte, se puede utilizar cualquier dispositivo apropiado de medición del flujo multifásico para medir la velocidad de flujo. El solicitante ha mostrado que si hay una velocidad de flujo volumétrico constante durante un periodo de tiempo dado, y durante este periodo se observa una variación lineal de una fracción medida o la WLR, entonces puede haber una alta probabilidad de que haya una deposición dentro de la tubería.

Por consiguiente, si la variación de la fracción del gas es pequeña en comparación a las variaciones de las fracciones de petróleo y de agua o si ningún gas está presente en el fluido, si la presión diferencial o la velocidad de flujo son casi estables, y si la WLR (o la fracción de agua del fluido) varía linealmente con el tiempo, entonces podemos concluir que ha ocurrido una deposición en la tubería. Como se entenderá por las personas expertas en el arte, el depósito puede ser de cualquier material, tal como cera, asfalteno, o incrustación, debido a que no se ha hecho suposición alguna referente al tipo de depósito.

En los métodos para detectar la presencia de un depósito en una tubería de acuerdo con las modalidades de la presente divulgación, una primera etapa puede ser medir la NLR{t) utilizando cualquier técnica de muestreo apropiada en el arte. Por ejemplo, una técnica es radiar haces de fotones con al menos dos niveles de energías a través del fluido multifásico, en donde el haz de fotones usualmente se genera por una fuente de rayos gamma y/o X. El depósito en la estructura tubular se puede entender como una capa delgada que incrementa el espesor de la pared de la estructura tubular.

Si se utilizan rayos gamma, una capa adicional formada por el depósito, como se observa dentro de un intervalo de tiempo relativo corto, sobre la pared de la estructura tubular puede causar una atenuación de la radiación gamma además de la atenuación causada por el fluido que fluye en la estructura tubular. Este comportamiento se puede tratar como un envejecimiento artificial de la fuente de radiación nuclear. Como es evidente a partir de las ecuaciones (11) - (20), se puede justificar considerar que la contribución de la fracción del gas del fluido a la fluctuación de la WLR debido a un depósito es pequeña en comparación a las contribuciones de las fracciones de petróleo y de agua. La contribución del gas a la WLR se aproximó por consiguiente matemáticamente mediante una compensación lineal a las velocidades de conteo medidas en el fluido. Por consiguiente, utilizando los métodos de acuerdo con las modalidades aquí descritas, no sólo es posible corregir la fracción del gas en las mediciones de las fracciones, sino también corregir la velocidad de conteo disminuida debido al depósito. Por consiguiente, durante una medición de la velocidad de conteo, se puede incrementar artificialmente la velocidad de conteo para una estructura tubular vacia.

Ejemplo 1 Ahora se describirá una primera modalidad para medir el espesor de un depósito. Refiriéndose a las Figuras 2a y 2b, se muestra una tubería 101 vacía con un dispositivo de medición que incluye una fuente 103 de radiación y un detector 105 de radiación, en donde en la Figura 2a ningún depósito está presente en la tubería, y en la Figura 2b el depósito 109 está presente en la pared de la tubería 101. El escenario de la Figura 2b se puede lograr cerrando el pozo (es decir, deteniendo el flujo) , y despresurizando el dispositivo de medición. El depósito 109 mostrado tiene un espesor de ½ du.

Con una tubería vacia, la proporción de las velocidades de conteo N0(x) y Ni(x) sin y ' con depósito, respectivamente, se puede escribir como donde d es la distancia entre la fuente 103 de radiación y el detector 105, dj = ¾d, y j = g, w, o, u. Las velocidades de conteo N0{x) y Nz(x) sin y con depósito, respectivamente, difieren entre sí por ? (?) , (22) que se puede considerar como el envejecimiento artificial de la fuente 103 de radiación. Debido a la linealidad temporal de la velocidad de deposición descrita anteriormente, podemos asumir entonces que durante un intervalo de tiempo At = t2 - ti que es suficientemente corto (es decir, e « 1) , la fuente 103 se "envejece" por ??{?) . Consecuentemente, el término ??(?) se puede determinar midiendo la velocidad de conteo en la tubería vacía en dos diferentes tiempos ti y t2 (antes de que ocurra la deposición y una vez que esté presente el depósito) . Es posible calcular entonces N{x, t) AN(x) N(x,t) = N0(x) + M (23) con N(x, t) siendo la velocidad de conteo de la tubería vacía re-calculada en cualquier periodo de tiempo t con base en dos mediciones consecutivas hechas de la tubería vacía. A través de la expresión (23) , puede ser posible construir una relación para una velocidad de deposición que varía linealmente con el tiempo. Puede ser posible adicionalmente obtener la velocidad de conteo de la tubería vacía si no ocurre deposición alguna (No(x) ) · El espesor total de la deposición en la estructura tubular que es atravesada por la radiación se puede aproximar entonces por la siguiente expresión: Se debe notar que en esta modalidad, se debe conocer el tipo de deposición para poder determinar la densidad y el coeficiente de atenuación de masa del componente del depósito.

Como apreciarán las personas expertas en el arte, las mediciones en este ejemplo también se pueden llevar a cabo en una estructura tubular que está llena con un fluido conocido después de que se ha detenido el flujo del fluido del pozo. Esta modalidad también se puede aplicar si la estructura tubular, en la cual se llevan a cabo las mediciones de velocidad de conteo, incluye una desviación que permite no detener el flujo en el sistema.

Ejemplo 2 En otro ejemplo, el flujo del fluido puede no tener que ser detenido. Primero, la presencia de un depósito se puede detectar observando la evolución temporal de la WLR. Posteriormente, la WLR se puede medir antes y después de la detección del depósito en dos niveles de energía Ex y Ey. La WLR del fluido debe ser la misma antes y después de que haya ocurrido la deposición. La proporción de la velocidad de conteo con depósito y la velocidad de conteo de la tubería vacía sin depósito, ln [Ni (x) /N0 (x) ] , se reajusta entonces hasta que la WLR medida después de la detección del depósito sea la misma que sin el depósito en la estructura tubular (es decir, hasta que las fracciones de petróleo y de agua sean las mismas antes y después de la detección del depósito) .

Se puede utilizar entonces una estimación basada en un modelo invertido para calcular la velocidad de conteo esperada de la tubería vacía para cada energía, es decir, N0(x) se vuelve en donde las fracciones a± son las calculadas a partir de las mediciones sin depósito. Lo mismo aplica para A¾(y) .

Los siguientes dos sistemas de ecuaciones (antes y después de la deposición) se pueden utilizar entonces para calcular las fracciones de petróleo y de agua utilizando un método iterativo para obtener la misma WLR en ambos casos: a. = 1 , = 1 .

N0(x) es la velocidad de conteo de la tubería vacía antes de que ocurra una deposición, y N¡(x) es la velocidad de conteo de la tubería vacía después de que ha ocurrido una deposición. Además, a partir de los sistemas (26) y (27), se puede derivar la siguiente expresión: (28) donde vu son los coeficientes de atenuación de masa del material del depósito para las energías de radiación Ex y Ey .

En el reajuste de la proporción de las velocidades de conteo en (28), los coeficientes vu de atenuación de un material del depósito para las dos energías de radiación Ex y Ey se pueden encontrar utilizando una base de datos (tabla de consulta) que lista los coeficientes de atenuación para estas energías para varias clases de depósito. Para la ilustración, la tabla 1 lista los coeficientes de atenuación de masa para materiales típicos en 32 keV y 81 keV. La base de datos necesita implementarse con el sistema.

Tabla 1: Coeficientes de atenuación de masa para 32 keV y 81 keV para varios materiales.

Una vez que se ha encontrado un material del depósito que mejor concuerde con la ecuación (28), se puede conocer la densidad del material del depósito. Utilizando entonces la ecuación (21) , se puede obtener una estimación de la distancia total du atravesada por la radiación dentro del depósito, a través de la relación: donde asumimos que el espesor <¾ß? del depósito es uniforme alrededor de la circunferencia de la estructura tubular de modo que la radiación la pasa dos veces cuando se propaga a través de la estructura tubular. Ventajosamente, este segundo ejemplo sólo requiere que esté presente dentro del sistema una base de datos que liste los coeficientes de atenuación para las energías de rayos X y/o gamma utilizadas para las mediciones. No se requiere más conocimiento del tipo de deposición .

Ejemplo 3 En un tercer ejemplo de realización, también se utilizan dos diferentes energías de radiación para las mediciones de la velocidad de conteo. Aquí, se puede suponer que el coeficiente de atenuación de masa del depósito para la energía más alta se puede ajusfar mediante una función polinomial del coeficiente de atenuación de masa del depósito en la energía más baja. Esta suposición es cierta para la mayoría de los materiales del depósito, excepto, entre otros, para BaS04. Por ejemplo, en el caso del Bario, la función polinomial se puede escribir como v(y) = h v* (x) + kv(x) + I (30) en donde h, k, y 1 son enteros, Ey - 81 keV, y Ex = 32 keV. La relación (30) se representa en la gráfica mostrada en la Figura 3.

Para identificar el material del depósito, el coeficiente de atenuación de masa v(x) se puede calcular combinando las ecuaciones (28) y (30), = av (x) + b v(x) + c (31) El espesor del depósito se puede encontrar entonces siguiendo el método detallado en el segundo ejemplo. En esta modalidad, v(x) y v(y) se pueden medir y no extrapolar a partir de una base de datos. La densidad del depósito se puede encontrar utilizando una tabla de consulta con las densidades a diferentes energías de radiación.

Las personas expertas en el arte apreciarán que, en los Ejemplos 2 y 3 descritos anteriormente, se pueden utilizar más que tres energías de radiación.

Ejemplo 4 En un cuarto ejemplo de realización, las mediciones de la velocidad de conteo se pueden llevar a cabo utilizando tres diferentes niveles de energía de radiación EX I Ey, y Ez . Las tres energías de radiación se pueden proporcionar combinando, por ejemplo, varias fuentes radiactivas o una fuente radiactiva y una fuente de rayos X.

Para obtener el coeficiente de atenuación de masa del material del depósito, se pueden utilizar sistemas de ecuaciones similares a (26) y (27) (para el caso de dos energías en el Ejemplo 2), en donde cada sistema de ecuaciones contiene tres relaciones para las proporciones de velocidad de conteo. A partir de éstos, se pueden derivar dos ecuaciones acopladas para las proporciones de atenuación de masa: Como en el Ejemplo 2 descrito anteriormente, las proporciones (32) se pueden reajustar para determinar el material del depósito utilizando una base de datos como en la tabla 2 que lista los coeficientes de atenuación para diferentes materiales y las energías de radiación. La relación entre las dos proporciones de los coeficientes de atenuación en las ecuaciones (32) (energía baja/alta versus energía baja/media) se representa en la gráfica mostrada en la Figura 4 para Bario con Ex = 32 keV, Ey = 81 keV, y Ez = 356 keV.

Tabla 2: Coeficientes de atenuación de masa para 32 keV, 81 keV, y 356 keV para varios materiales.

Sin embargo, en altas energías de radiación, por ejemplo 356 keV, la absorción de la radiación puede volverse dependiente de la densidad del depósito. La densidad electrónica pB± del material del depósito se puede asociar a la proporción de las velocidades de conteo con y sin depósito mediante la siguiente relación: donde K es una constante que depende esencialmente de la geometría del sistema. La densidad de masa se puede obtener entonces a través de en donde Z es el número atómico y A es el número de masa del material. Para la mayoría de los materiales del depósito, con excepción de CH4, podemos estimar 2 x Z/A ¾ 1.

Para calcular los coeficientes de atenuación de masa del material del depósito, la densidad del material del depósito se puede estimar primero utilizando la proporción (33) de velocidad de conteo de alta energía y luego la ecuación (34). Posteriormente, utilizando uno de los métodos descritos en los Ejemplos 2 o 3, se puede obtener un conjunto de soluciones A partir de éstas, se puede calcular el espesor de modo semejante al método en el segundo ejemplo. Las personas expertas en el arte apreciarán que se pueden utilizar más que tres energías de radiación.

En esta modalidad, debido al uso de una tercera energía de radiación, se puede obtener una característica adicional del depósito a partir de las mediciones de la velocidad de conteo. La característica adicional puede ser, por ejemplo, la densidad del depósito. Utilizando esta información con la proporción asociada de los coeficientes de atenuación de masa como se expresa en (36) , pueden necesitarse menos suposiciones sobre el tipo del depósito, y se puede obtener una mejor discriminación de la composición del depósito.

Si se utiliza la metodología propuesta en el Ejemplo 3 (por ejemplo, la ecuación (31)), el depósito se puede describir completamente con (pei, vu(x) , vu(y)) . En este caso, si aplicamos entonces la ecuación (29) , aun puede ser posible describir el depósito (el coeficiente de atenuación de masa, la densidad) sin ningún conocimiento adicional (es decir, no tiene que estar presente alguna base de datos de atenuación de masa) . Puede ser posible entonces calcular directamente el espesor del depósito.

Las personas expertas en el arte apreciarán que en cada uno de los ejemplos, una vez que se han determinado el coeficiente de atenuación de masa y la densidad del depósito, el coeficiente ß de atenuación lineal se puede obtener fácilmente a través de la relación ß = vp. De esta manera, los métodos de acuerdo con la modalidad descrita en el cuarto ejemplo permiten obtener cualquier combinación de características del depósito (por ejemplo, el coeficiente de atenuación de lineal, el coeficiente de atenuación de masa, la densidad, el espesor) . Las modalidades aquí descritas pueden cubrir cualquier tipo de combinación de salida { pei, pu, vu(x), vu (y) ) .

Teniendo acceso al espesor del depósito, puede ser posible considerar la velocidad de deposición. Esto se puede realizar mediante varias mediciones de la velocidad de conteo en al menos dos diferentes tiempos separados por intervalos de tiempo variantes. Esta etapa permitirá al operador saber cuándo debe ser "raspado" una estructura tubular si la restricción debido al depósito se vuelve demasiado grande. También puede permitir el monitoreo de la efectividad de un producto químico inyectado en la tubería para disolver la deposición. De esta manera, ya que se puede optimizar el programa de mantenimiento del pozo, se puede evitar la postergación de la producción.

En un segundo aspecto, las modalidades aquí descritas se refieren al aparato para detectar depósitos en las estructuras tubulares. El aparato se representa parcialmente en las Figuras 1 y 2, donde el aparato incluye una fuente 103 de radiación para radiar un haz de fotones a través del fluido y un detector 105 de radiación para medir la absorción de la radiación en el fluido para obtener los datos de absorción. La fuente 103 de radiación puede ser cualquier fuente de radiación apropiada conocida en el arte, tal como, pero no limitado a, fuentes de rayos X o de rayos gamma o fuentes de rayos X/gamma combinados. De modo semejante, el detector 105 puede ser cualquier detector apropiado conocido en el arte, tal como, pero no limitado a, contadores de centelleo o Geiger. El aparato puede incluir además procesadores para llevar a cabo los métodos de acuerdo con las modalidades aquí descritas, y unidades de salida para proporcionar como salida la información del depósito para un usuario.

Se ha detectado la deposición de incrustaciones con un espesor de menos que 0.3 mm con los métodos de acuerdo con las modalidades aquí descritas. Además, la incrustación se ha identificado sin problema alguno. Las personas expertas en el arte apreciarán que los métodos son aplicables a cualquier otra clase de depósito.

Los métodos de acuerdo con las modalidades aquí descritas también se pueden aplicar a cualquier sistema en el cual sea necesario monitorear una deposición, en donde el depósito puede estar compuesto de cualquier material, teniendo cualquier concentración. Por ejemplo, los métodos para identificar y caracterizar depósitos son aplicables en la industria alimenticia así como también en el campo petrolífero .

Mientras que la divulgación se ha descrito con respecto a un número limitado de modalidades, aquellos expertos en el arte, que tienen el beneficio de esta divulgación, apreciarán que se pueden idear otras modalidades que no se desvian del alcance de la invención como aqui se describe. Consecuentemente, el alcance de la invención se debe limitar sólo por las reivindicaciones anexas.

Claims (21)

REIVINDICACIONES

1. Un método para detectar depósitos en una estructura tubular en la cual fluye un fluido, el método caracterizado en que comprende: medir la proporción agua-liquido del fluido como una función del tiempo; y determinar que existe un depósito si la proporción agua-liquido medida del fluido como una función del tiempo es lineal .

2. El método de la reivindicación 1, caracterizado en que la medición de la proporción agua-liquido comprende: radiar un haz de fotones de al menos dos niveles de energía a través del fluido.

3. El método de la reivindicación 1, caracterizado en que comprende además determinar el espesor del depósito si se detecta un depósito.

4. El método de la reivindicación 3, caracterizado en que comprende además: detener el flujo del fluido; radiar un haz de fotones de un primer nivel de energía a través de la estructura tubular llena con un fluido conocido; medir una absorción de la radiación en el depósito para obtener los datos de absorción del depósito en el primer y segundo intervalos de tiempo; comparar los datos de absorción del depósito a los datos de absorción predeterminados de la estructura tubular vacia sin depósito para obtener una diferencia de los datos de absorción del depósito y los datos de absorción predeterminados; y calcular el espesor del depósito utilizando la diferencia de los datos de absorción del depósito y los datos de absorción predeterminados, la densidad del depósito, y el coeficiente de atenuación de masa del depósito.

5. El método de la reivindicación 1, caracterizado en que comprende además identificar el depósito si se detecta un depósito .

6. El método de la reivindicación 5, caracterizado en que comprende además: radiar haces de fotones de dos niveles de energía a través de la estructura tubular; medir la absorción de la radiación en el depósito para obtener los datos de absorción del depósito en cada nivel de energía; utilizar un método iterativo para determinar los datos de absorción corregidos utilizando los datos de absorción sin depósito para obtener la misma proporción agua-líquido con depósito y sin depósito; y reajustar las proporciones de los datos de absorción corregidos a los datos de absorción sin depósito en cada nivel de energía para obtener una proporción de los coeficientes de atenuación de masa en los dos niveles de energía utilizando una base de datos de materiales del depósito. .

7. El método de la reivindicación 6, caracterizado en que comprende además determinar el espesor del depósito utilizando la proporción de los datos de absorción corregidos y los datos de absorción sin depósito, la densidad del depósito, y el coeficiente de atenuación de masa del depósito preliminarmente identificado .

8. El método de la reivindicación 5, caracterizado en que comprende además: radiar haces de fotones de dos niveles de energía a través de la estructura tubular; medir la absorción de la radiación en el depósito para obtener los datos de absorción del depósito; y determinar el coeficiente de atenuación de masa del depósito utilizando un ajuste polinomial entre los coeficientes de atenuación de masa de los dos niveles de energía .

9. El método de la reivindicación 8, caracterizado en que comprende además determinar el espesor del depósito utilizando una proporción de datos de absorción corregidos a datos de absorción sin depósito, una densidad del depósito, y un coeficiente de atenuación de masa del depósito preliminarmente identificado .

10. El método de la reivindicación 5, caracterizado en que comprende además : radiar haces de fotones de tres niveles de energía a través de la estructura tubular; medir la absorción de la radiación en el depósito para obtener los datos de absorción del depósito en cada nivel de energía; utilizar un método iterativo para determinar los datos de absorción corregidos utilizando los datos de absorción sin depósito para obtener la misma proporción agua-líquido con depósito y sin depósito; y ajustar las proporciones de los datos de absorción corregidos a los datos de absorción sin depósito en cada nivel de energía para obtener dos proporciones de los coeficientes de atenuación de masa en los tres niveles de energía utilizando una base de datos de materiales del depósito.

11. El método de la reivindicación 10, caracterizado en que comprende además determinar el espesor del depósito utilizando la proporción de los datos de absorción corregidos y los datos de absorción sin depósito, la densidad del depósito, y el coeficiente de atenuación de masa del depósito preliminarmente identificado.

12. El método de la reivindicación 5, caracterizado en que comprende además: radiar haces de fotones de tres niveles de energía a través de la estructura tubular; medir la absorción de la radiación en el depósito para obtener los datos de absorción del depósito; determinar la densidad electrónica del depósito utilizando una proporción de los datos de absorción corregidos y los datos de absorción sin depósito en el más alto de los tres niveles de energía.

13. El método de la reivindicación 12, caracterizado en que comprende además determinar la densidad del depósito.

14. El método de la reivindicación 13, que comprende además determinar los coeficientes de atenuación de masa del depósito, caracterizado en que comprende: utilizar un método iterativo para determinar los datos de absorción corregidos utilizando los datos de absorción sin depósito a fin de obtener la misma proporción agua-líquido con depósito y sin depósito; y ajustar las proporciones de los datos de absorción corregidos a los datos de absorción sin depósito en cada nivel de energía para obtener una proporción de los coeficientes de atenuación de masa en los tres niveles de energía utilizando una base de datos de materiales del depósito.

15. El método de la reivindicación 14, caracterizado en que comprende además determinar el espesor del depósito utilizando la proporción de los datos de absorción corregidos y los datos de absorción sin depósito, la densidad del depósito, y el coeficiente de atenuación de masa del depósito preliminarmente identificado.

16. El método de la reivindicación 12, caracterizado en que comprende además determinar un coeficiente de atenuación de masa del depósito utilizando un ajuste polinomial entre los coeficientes de atenuación de masa de los tres niveles de energía .

17. El método de la reivindicación 16, caracterizado en que comprende además determinar un espesor del depósito utilizando una proporción de los datos de absorción corregidos y los datos de absorción sin depósito, una densidad del depósito, y el coeficiente de atenuación de masa del depósito preliminarmente identificado.

18. Un aparato para detectar un depósito en una estructura tubular en la cual fluye un fluido, el aparato caracterizado en que comprende: un dispositivo de medición configurado para medir una proporción agua-líquido del fluido como una función del tiempo; y un procesador configurado para determinar que existe un depósito si la proporción agua-liquido como una función del tiempo es lineal.

19. El aparato de la reivindicación 18, caracterizado en que el dispositivo de medición comprende: una fuente de radiación para radiar haces de fotones de al menos dos niveles de energía a través del fluido.

20. El aparato de la reivindicación 19, caracterizado en que la fuente de radiación comprende al menos una de una fuente de rayos gamma y una fuente de rayos X.

21. El aparato de la reivindicación 16, caracterizado en que comprende además : una fuente de radiación para radiar un haz de fotones en un nivel de energía; un detector de radiación para medir la absorción de la radiación del haz de fotones; en donde el procesador se configura para determinar al menos uno de un espesor del depósito, un coeficiente de atenuación de masa, y una composición del depósito.