MXPA04004531A - Refinacion optica de senales en el analisis de fluidos. - Google Patents

Abstract

Un metodo para refinar los datos de la muestra de fluidos que incluye la obtencion de los datos de densidad optica para una muestra de fluido en por lo menos dos canales de color y por lo menos un canal de componente del fluido, y la determinacion de la funcion de absorcion de color a partir de los datos de densidad optica para la muestra de fluido en por lo menos dos canales de color. El metodo incluye tambien el calculo de una de la densidad optica causada por absorciones de color en cada uno de por lo menos un canal de componente del fluido, y la decoloracion de los datos de densidad optica en cada uno de por lo menos un canal de componente del fluido, mediante la remocion de la porcion de los datos de densidad optica causada por la absorcion de color.

Description

REFINACION OPTICA DE SE ALES EN EL ANALISIS DE FLUIDOS Antecedentes del Invento 3or lo general, la perforación de pozos se lleva a cabo par recuperar depósitos naturales de hidrocarburos y otros : r ra les deseables que se encuentran en las íormaciones geológicas de la certeza zerrestre. Una vez que se alcanza una formación de interés en un pozo perforado, los perforadores a menudo investigan los fluidos de la formación medrante la toma de muestras de tales fluidos, con el objeto de analizarlos. El análisis de una muestra de fluido brinda información respecto del contenido del fluido, su densidad, viscosidad, punto de burbujeo, y otras características i moc rtantes . Esta información vital se usa para las torna de decisiones en el campo y para la optimización de las instalaciones de producción tanto upstream como downstream. A menudo, dicha toma de muestras se efectúa temprano en la vida del pozo, para asegurar que esta información vital esté disponible para la toma de decisiones relativas a la planificación de campo y al desarrollo de las instalaciones de producción upstream y downstream.

Habí tualmente, la muestra de fluido se obtiene bajando al pozo una herramienta para toma de muestras de fluidos y retirando una muestra de fluidos de una formación subterránea. Un ejemplo de herramienta de toma de muestras es el tester para Dinámica Modular de la Formación (TDM?) , marca registrada de Schlumberger Technology Corporation, el cesionario de este invento. En las Patentes de los Estados Unidos de Norteamérica Nros . 4.860.581 y 4.936.139 otorgadas a Zimrr.erman y otros, y transferidas al cesionario del presente invento, se dan a conocer modelos de herramientas de ensayo de la formación.

La Figura 1 muestra una herramienta de ensayo de formaciones 101, diseñada para retirar una muestra de fluido de la formación 114. La herramienta 101 está suspendida en una perforación 110 sobre un cable 115, o cable multiconductor , quo se enrolla desde la superficie. En i a superficie, por lo general el cable 115 está conectado a un sistema de controi eléctrico 118 que monitorea y controla ia herramienta 101.

Una vez que se encuentra a la profundidad deseada, la herramienta se utiliza 101 para obtener una muestra del Huido de la formación. La herramienta 101 tiene una sonda 120, o medio de admisión de fluido, extensible según selección desde la herramienta 101, asi como un elemento de anclaje 1 21 sobre el lado opuesto de la herramienta 101, que también es extensible según selección. La sonda 120 s extiende desde la herramienta 101 y se sella con!" ra la pare-; de la perforación 112, de manera que la sonda 120 y i» formación 114 están adecuadamente comunicadas 11 . _.·-. herramienta típica 101 incluye también una bomba (que no se muestra) . La bomba se usa para bombear los fluidos de Ir formación a Ja herramienta 101. La bomba puede usarse también para bombear fluidos de la formación desde la herramienta hacia adentro de Ja perforación 113.

Uno de los problemas que se asocian con la toma de muestras de fluidos es que el fluido de la formación esta habitualmente contaminado con filtrado de lodo. El filtrado de lodo es un componente fluido del lodo de perforación que penetra dentro de la formación durante el proceso de perio ración. Este fluido invade la formación y contamina a) fluido originario de la formación cercana a la perforación. Cuando se recoge una muestra de fluido de la formación, al principio la muestra incluirá una porción significativa de filtrado de lodo. Así, en las etapas iniciales de la recolección de muestras, la muestra de fluidos no es representativa de los Huidos originarios de la formación. Para resolver este problema, generalmente se recoge una muestra de fluido de la formación y se la bombea dentro de la perforación o dentro de una gran cámara de residuos en la herramienta para la toma de muestras hasta que el fluido que se recoge na sido "refinado" o "limpiado" . üna muestra "refinada" o "limpia" es una en la cual la concentración del filtrado de lodo en la muestra de fluidos es aceptaolemente baja, de manera que el fluido representa n los fluidos originarios de la formación. En ese punto, puede recolectarse una muesrra para su posterior análisis. Refiriéndonos nuevamente a la Figura 1, el fluido de la formación se recoge de la formación 114 con la sonda 120, y el fluido pasa a través de un analizador de fluidos 125 ames de que un medio de bombeo (no se muestra) lo bombee hacia afuera de la herramienta 101 y hacia adentro de la perforación. El analizador de fluidos 125 analiza la muestra de fluidos para determinar el nivel de la contaminación del filtrado de loao. Una vez que se ha limpiado el fluido de la formación recogido mediante la sonda, se puede tomar una mués i., ra del íi iao mediante el bombeo de la misma dentro de las cámaras de muestras 122, 123.

Un tipo de analizador de fluidos que se usa en la herramienta de ensayo de formaciones es un sensor óptico, que mide la don. y j dad óptica {"DO") de la muestra de fluido a varias Ion vi tu des de onda diferentes en el espectro de ios rayos casi infrarrojos ("CIR") y en el espectro de luz visible. DC se calcula a partir de la cransmi tencia o factor de c ransmis ión , que es la proporción entre la luz transmitida y la luz incidental. La DO se calcula habitualmenre como DO=-logio (T) , donde T es la transmitencia . El petróleo que se usa en un lodo base petróleo !"LBP") es generalmente de color claro, asi, a medida que se limpia la muestra de Huido, la DO en los canales de color aumenta asintocicamente en relación con la DO del fluido originario de la formación, más oscuro. Para los lodos base agua (WLBA") o. filtraao ce lodo es generalmente incoloro, asi, a medida que se limpia ia muestra de fluido, la DO en los canales de color aumenta asmtóticamente en relación con ia DC del fJuido de la formación originario, que es más oscuro.

Dos tipos de absorción contribuyen a la DO de una muestra de fluido: la absorción del color y la absorción de la vibración molecular. La absorción del color ocurre cuando ia luz incidental interactúa con los electrones orbitales. Los petróleos pueden exhibir diferentes colores porque tienen cantidades variadas de aromáticos, resinas y aslaltenos, cada uno do los cuales absorbe luz en el espectro visible y en el espectro C1R. Por ejemplo, los petróleos pesados cieñen concentraciones más altas de aromáticos, resinas y asfaiconos, lo que les da colores oscuros. Los petróleos livianos y el condensado, por otra parte, tienen colores más amarillentos, más claros, porque tienen concentraciones más bajas de aromáticos, resinas y asfáltenos. La absorción de vibración molecular es la absorción de una frecuencia especial de luz debido a la resonancia de los enlaces químicos en una molécula. Mientras que la absorción del color cubre el espectro visible y el espectro de CIR, la absorción de vibración molecular ocurre solamente a longitudes de onda específicas para materiales específicos. Para cualquier molécula dada, la longitud de onda a la cual ocurre ia absorción de vibración está relacionada con la estructura molecular y los tipos de enlaces químicos en la muestra de fluido. Por ejemplo, la mayoría de los petróleos tienen picos de absorción de vibración molecular cercanos a las longitudes de onda de 1.200 nanonietros, 1.400 nanometros, y 1.700 nanometros .

Otro factor que puede afectar la DO medida de una muestra de fluidos se conoce con el nombre de "dispersión". La dispersión tiene lugar cuando las partículas de la muestra de fluido reflejan la luz incidental de manera tal que la lu reflejada no alcanza ai detector. Por lo general, ii di.ypersiór. sucede en fo ma independíente de la longitud de onda de la luz incidental, pero hay algunas circunstancias en las cuales la dispersión puede depender de Ja longitud de onda de la luz. La absorción de la vibración molecular es una función de la concentración de una sustancia particular, y no esLá necesariamente afectada por la fase de ia sustancia. Por ejemplo, el pico de resonancia de absorción del metano (cerca de 1.670 nanometros) tendrá casi la misma magnitud, independientemente de si el metano está en la fase de gas o disuelto en el petróleo.

La Figura 2 muestra la DO de varios tipos de petróleo, incluyendo el cendensado 202, petróleo negro 204 y alquitrán 206. La DO de estos flu dos debida al color depende de la longitud de onda, y forma una curva continua sobre el espectro de la Longitud de onda. La DO de los petróleos que se muestran en la Figura 2 también tiene picos de absorción de vibración molecular 212, 214, 216 a longitudes de onda especificas. En los casos en que la DO debida al color es una :urva continua sobre el espectro, la DO debida a ... ¿bsorcicn de vibración molecular ocurre solamente iongi Ludes de onda discretas. Como muestra la figura 2, : os petróleos crudos tienen picos de absorción de vibración molecular a alrededor de 1.200 nanornetros (según se mués ra en 212>, a alrededor de 1.400 nanornetros (según se muestra *n 214), y a alrededor de 1,700 nanornetros (según se muestra en 216) . El Analizador Optico de Fluidos ("AOF") es un tipo de sensor óptico, marca registrada de Schlumberger Corporation, cesionario del presente invento. El AOF mide la DO de la muestra de fluidos a diez longitudes de onda diferentes en el rango de CI y en el rango visible. Cuando se retira fluido de una formación, al principio la muestra de fluido está compuesta mayormente por filtrado de LBP de coi or claro o filtrado de LBA. A medida que se limpia la muestra de fluido, la misma contendrá más cantidad del fluido más oscuro originario de ia formación. La DO de la muestra de fluido en los canales de color cambiará a medida que el fluido se limpia. Por ejemplo, puesto que el fluido de la formación tiene un color más oscuro que un filtrado típico de LBP, la DO de una muestra de fluido en los canales de color aumentará a medida que se retira la muestra de fluido. La DO en Jos canales de color se acercará asintóticamentc a la DO del fluido de la formación.

Por medio de ] a toma de d ::o.s de DO en múltiples nioir.un os , puede determinarse matemár. icamente la DO del fluido originario de la formación, llamada DC "libre de contaminación", calculando el valor asintótico de la DO medida. La "DO libre de contaminación" se refiere a la DO de la muestra de fluido cuando no hay contaminación en la muestra (por ej . , la DO del fluido de la formación). Una vez que se predice la DO libre de contaminación, puede determinarse la cantidad de contaminación del filtrado de LBP en la muestra de fJuido, basado er. la DO medida y en la DO libre de contaminación. Los métodos para determinar la contaminación de LBP en una muestra de fluidos se dan a conocer, por ejemplo, en la Patento de. los Estados Unidos de Norteamérica No. 5.266.800, otorgada a Mullins, que está transferida al cesionario del presente invento.

Ot. re tipo de sensor óptico se llama Analizador de Fluidos Activos ("AFA"), marca registrada de Schlumberger Corporation, cesionario del presente invento. El AFA es diferente del AOF porque el AFA incluye un canal de metano en la longitud de onda de un "pico de metano". Tanto el AFA cc:ro e AOF tiene." un canal de petróleo en la longitud de croa de ur. "pico de petróleo". Un "pico de metano" es un pico de absorción de v i cracíón molecular del metano, cuya lonqitud de orida corresponde a la resonancia del enlace C-H en una molécula de metano. Un pico de absorción de vibración molecular ocurre a una longitud de onda de alrededor de 1.670 nanometros. La absorción de vibración molecular ocurre en ferina independiente del color del fluido, e independientemente de si el metano está en la fase gas o disuelto en el fluido ce la formación. De manera similar, un "pico de petróleo" es un pico de absorción de vibración molecular del petróleo, cuya longitud de onda corresponde a la resonancia de la combinación de los grupos -CH2- and -CHr, en una molécula de petróleo. Por lo general el pico oe perróleo está en una longitud de onda de alrededor de 1.720 nanometros .

Generalmente, el filtrado del LBP contiene cantidades despreciables de metano, por lo tanto la DO en el pico de metano aumentará a medida que la muestra de fluido se retira de la formación. La DO del pico de metano se aproximará a s i ntót icarr.ente a la DO del pico de metano del fluido de la r.-rrraaciór.. El porcentaje de contaminación de la muestra de f_u¡.do puede determinarse por monitoreo de la DO en el canal do ! metano y su comparación con el valor asinrerico. la proporción gas-petróleo ("PGP") es otra propiedad de los fluidos de la formación que se puede calcular usando el canal del metano. La PGP es la proporción entre el volumen de hidrocarburos en ia fase gaseosa en los fluidos de formación originarios y el volumen de los hidrocarburos líquidos en condiciones estándares. La PGP es importante en el diseño de las instalaciones de producción upstream y do nstream. Por ejemplo, si la PGP es alta, las instalaciones de la superficie deben estar diseñadas para manejar una gran cantidad de gas del pozo. Un método para calcular la PGP se da a conocer en la Patente de los Estados Unidos de Norteamérica No. 6.476.384 otorgada a Mullins, y otros., incorporada en su totalidad como referencia, y que está cedida a Schiumberger Technology Corporation, cesionario del presente invento.

Otro tipo de sensor óptico se llama Analizador de Condensaac y Gas ("ACG"), marca registrada de Schiumberger Corporation, cesionario del presente invento. Un ACG usa canales ópticos en frecuencias especificas para obtener un mejor estimado del espectro de gases y líquidos presentes en una muési 'a de fluidos. Por ejemplo, un ACG típico tiene un canal que corresponde al pico de resonancia para la absorción de la vibración molecular en el anhídrido carbónico. Un ACG típico puede determinar las concentraciones masivas de metano, de los hidrocarburos gaseosos que no contienen metano, del anhídrido carbónico y de los hidrocarburos líquidos. Mientras que estos analizadores brindan métodos convenientes para el monitoreo de varios componentes de los fluidos de la formación, y, por lo tanto, de la extensión de la contaminación del filtrado de lodo en los fluidos de la formación, todavía los puede afectar el color de la muestra de fluido, la cantidad de agua presente en la muestra de fluido, y cualesquiera partículas en la muestra de fluidos que dispersen la luz incidental que se usa para medir la DO.

Es deseable tener métodos que eliminen los efectos del color, el agua y la dispersión.

Compendio del Invento En algunas materializaciones, el. invento se refiere a los métodos para retinar los datos de la muestra de fluido, incluyendo la obtención de los datos de densidad ,-ptica a a una muestra de fluido en por lo menos un canal ce color, por lo menos un canal de componente del fluido, y ¿ex.ermir.ar una función de absorción de color a partir de i<...s datos de densidad óptica. El método incluye también el cálculo de una porción de la densidad óptica causada por las absorciones de color en por lo menos uno de los canales de componentes del fluido, y la eliminación del color de .los datos per medio de la sustracción de la porción de densidad óptica oausada por las absorciones de color en por lo menos un canal de componente del fluido.

En otras materializaciones, el invento se refiere a los métodos para refinar los datos de la muestra de fluíaos incluyendo los datos de la densidad óptica para una muestra de fluido en un canal de agua y en por lo menos un canal de componente del fluido, y el cálculo de una porción de la densidad óptica causada por las absorciones de agua en por lo menos un canal de componente basado en una densidad óptica en el canal de agua y una proporción de absorción de agua para por lo menos un canal de componente. Después los métodos incluyen la remoción del agua de la densidad óptica en cada uno de por lo menos un canal de componente por medio de la eliminación de la porción ce densidad óptica causada por las absorciones de agua. F.r. algunas materializaciones, el invento se refiere a los métodos para retinar los datos de la muestra de fluidos incluyendo la obtención de los datos de densidad óptica para una muestra de fluidos on por lo menos un canal de color, un canal de agua, y por lo menos un canal de componente del fluí.do y determinar una función ae absorción de color a partir de los datos. Los métodos entonces incluyen el cálculo de una porción de la densidad óptica causada por las absorciones de color en por lo menos un canal de componente, y la decoloración de los datos de densidad óptica en por lo menos un canal de componente del fluido mediante la remoción de la porción de la densidad óptica causada por las absorciones de color.

Los métodos según estas materializaciones pueden también incluir el cálculo de una porción de la densidad óptica causada por las absorciones de agua en por lo menos un canal de componente basado en una densidad óptica en el canal de agua y una proporción agua-absorción para por lo menos un canal de componente, y la eliminación de agua de los datos de densidad óptica en por lo menos un canal de componente del fluido mediante la remoción de la porción de la densidad óptica causada por las absorciones de agua. Sr. algunas materializaciones, el invento se refiere a los métodos para refinar los datos de la muestra de fluido incluyendo la obtención de los datos de densidad óptica para una muestra de fluidos en una pluralidad de canales ópticos, el aesarrollo de un sistema de ecuaciones que modelan la densidad óptica en la pluralidad de los canales ópticos como la suma de por lo menos dos elementos del grupo formado por absorciones de color, absorciones de vibración molecular, absorciones de agua, dispersión, y resolución del sistema de ecuaciones para determinar las absorciones de vibración molecular en por lo menos un canal de metano y un canal de petróleo en cada una de las pluralidades de momentos. ?,? ciertas materializaciones, el invento se refiere a un sistema electrónico que incluye un dispositivo de entrada adaptado para recibir datos de densidad óptica para una muestra de fluidos en una pluralidad de tiempos, y una memoria acoplada en su faz operativa con el dispositivo de entrada para almacenar los datos recibidos. El sistema electrónico puede también incluir un procesador acoplado en si: faz operativa con la memoria y adaptado para usar los datos de densidad óptica a fin de desarrollar un sistema de ecuaciones que modelen la densidad óptica un cada uno de una pluralidad de canales ópticos como una suma de por lo menos dos elementos de.l grupo formado por absorciones de color, absorciones de vibración molecular, absorciones de agua y dispersión, y adaptado para resolver el sistema de ecuaciones para determinar las absorciones de vibración molecular en un canal de metano y en un canal de petróleo.

Breve Descripción de las Figuras .

La Figura 1 muestra un corte transversal de una herramienta de ensayos anterior.

La E'igura 2 muestra un gráfico de la DO de varios tipos de petróleo versus la longitud de onda de La luz incidental.

La Figura 3 muestra un gráfico de la DO en varios canales de un sensor óptico versus tiempo.

La Figura 4 muestra un gráfico de la DO en varios canales de un sensor óptico para un petróleo oscuro versus tiem o . La Figura 5 muestra un gráfico del logaritmo natural ce la DO para varios tipos de petróleo versus la longitud de onda rccíorota. La Figura 6 muestra un gráfico de la DO corregida por color en varios canales de un sensor óptico para un petróleo oscuro versus tiempo.

La Figura 7 muestra un gráfico de la DO debida a las absorciones de agua en varios canales.

La Figura 8 muestra un gráfico de la DO en varios canales de un sensor óptico para una muestra de fluidos que contiene agua versus tiempo.

La Figura 9 muestra un gráfico de la DO corregida por el agua en varios canales de un sensor óptico para una muestra de fluido que contiene agua, versus tiempo.

La Figura 10 muestra la materiali ación de un método según el invento.

La Figura 11 muestra la materialización de un método según el invento.

La Figura 12 muestra la materialización de un método según el invento.

La Figura 13 muestra la materialización do un método según el invento.

Descripción Detallada En ciertas materializaciones, el presente invento se refiere a los métodos para refinar, o limpiar, la señal de un analizador óptico de fluidos de pozos. En algunas materializaciones, el invento se refiere a la eliminación de un efecto de color. En otras materializaciones, el invento se refiere a la remoción de un efecto de agua. En otras materializaciones, el invento se refiere a la remoción de un efecto de dispersión. En una o más materializaciones, el invento se refiere a la eliminación simultánea de los efectos de color, agua y dispersión.

Decolorad ón La Figura 3 muestra un gráfico de la DO de un petróleo de color claro, en varios canales, en una situación LBP. El diagrama muestra un canal de metano (se muestra en el diagrama 3 4), un canal de petróleo (se muestra en el diagrama 302) y un canal de base (se muestra en el diagrama 306) . Se muestra también (diagrama 308) un canal "diferencia de metano", que es ol canal de base restado del canal de metano. El canal de base (diagrama 306), que no contiene absorciones de vibraciones moleculares del metano o del perróleo, se usa como linea básica. La diferencia de metano se usa generalmente porque así se eliminan J.as lecturas espúreas que son comunes tanto al canal de metano como al canal ce base. La diferencia de metano (diagrama 308) con el tiempo se incrementa hasta un valor asintótico. Este incremento de la diferencia de metano (diagrama 308) puede usarse para predecir la contaminación y, en conexión con el canal de petróleo, para predecir la proporción gas-petróleo en el fluido de la formación. Puesto que la Figura 3 representa un ejemplo de datos de DO recogidos de petróleo liviano, muestra el comportamiento típico de los canales de metano, de petróleo y de base sin ningún efecto de color. La "contaminación" de una muestra de fluido se refiere a la cantidad de filtrado de Iodo en una muestra de fluido. Por lo general, la contaminación se informa como el porcentaje de contaminación por volumen. La proporción gas-petróleo ("PGP") es la proporción entre el volumen del gas y el volumen de liquide en una muestra de fluido en condiciones estándares.

Cuando una muestra de fluido contiene petróleo muy oscuro, la absorción de color ocurre en todos los canales, incluyendo los canales del metano y del petróleo. Como se puede ver en la Figura 2, los petróleos negros (que se muestran en 204) y los alquitranes (que se muestran en 206} tienen absorciones de color significativas cerca de los 1.700 nanómetros, cerca de un pico de absorción molecular (que se muestra en 216) para los canales del metano y del petróleo. Como resultado, los canales del metano y del petróleo pueden ser afectados por un petróleo oscuro en forma significativa. Este "efecto de color" se muestra en la Figura 4. La DO en el canal del petróleo ¡que se muestra en el diagrama 402) se eleva (comparada con la Figura 3), porque contiene tanto la absorción de la vibración molecular en el pico de petróleo como la absorción de color del petróleo oscuro. De manera similar, la DO en el canal del metano (que se muestra en el diagrama 404) se eleva porque representa tanto la absorción de la vibración molecular en el pico de metano como la absorción de color del petróleo oscuro. El efecto color también aumenta en forma significativa la DO en el canal de base (que se muestra en el diagrama 406) . Mientras que el canal de base en la Figura 3 (que se muestra en el diagrama 306) es cercano a cero, la Figura 4 muestra que el electo de color puedo aumentar en forma significativa la DO en el canal de base (que se muestra en el diagrama 406) . til efecto color provoca que la diferencia de metano (que se muestra en el diagrama 408) tenga una DO muy baja y, como puede verse en la Figura 4, puede ser plana o aún decreciente. Tal gráfico de la diferencia de metano origina una predicción de contaminación cero, aunque pueda haber contaminación significativa en la muestra de f.luido. Además, puesto que la PGP se determina a partir de la proporción entre el canal del metano y el canal del petróleo, los canales de base, de petróleo y de metano elevados crean inexactitudes en la predicción de la PGP.

Para predecir con exactitud la contaminación y la PGP, el efecto color debe ser eliminado de los canales de metano, de petróleo y de base. Como se muestra en la Figura 2, la absorción de color depende de la longitud de onda. La Ecuación 1 muestra esta relación: Dcr.de DO es JLa densidad óptica, a y ß son constantes, T, es la longituc de la trayectoria, y A es la longitud de onda. La Ecuación 1 es un ejomp'. o de una "función de absorción de color". Una funció:, de absorción de color es cualquier función que define la DO de una muestra de fluido cuya causa son las absorciones de color. En algunas material izacione , una funció de absorción de color depende de la longituc de onda. En otras materializaciones, la función de absorción de color puede ser una constante. Tomando el logaritmo natural de ar.ibos miembros de la Ecuación 1 resulta: ln (OD) =ln (aL) -ß/? Ec .

La Ecuación 2 muestra que, para ios petróleos crudos, el logaritmo natural de la DO tiene una relac:ión lineal con la longitud de onda reciproca. Esta relación se muestra en la Figura 5. Se muestran los diagramas de ln (DO) v. l/? para los petróleos crudos sobre un rango de oscuridad. Específicamente, el gas condensaclo diagrama 502, el petróleo negro diagrama 504, y el alguitrán diagrama 506, todos demuestran la relación Lineal. Esta relación puede usarse para predecir 1¿J absorción de color en cualquier longitud de onda basado en la absorción de color en longitudes de onda con cidas . Generalmente, un sensor AFA tiene cinco canales de color. Un "canal de color" es un canal que infiere la DO de una muestra de fluido a una longitud de onda en la cual la DO medida se debe primariamente a la absorción de color, tos datos de los canales de color pueden usarse con las Ecuaciones i y 2 para determinar las constantes, a y ß. Pese a que en este documento no se describen técnicas específicas para adaptación de curvas, los profesionales que tengan la capacitación apropiada conocerán las técnicas de adaptación de curvas que pueden usarse con el invento. Además, la cantidad de canales de color en una herramienta o en un tipo de herramienta dada puede variar, y no se espera que esa cantidad sea un límite para el invento. Una vez que se determinan las constantes, a y ß, puede usarse la Ecuación 1 para predecir la absorción de color en otras longitudes de onda. La absorción de color en el canal de metano, en el canal de petróleo y en el canal de base puede restarse de la DO general medida en esos canales. La DO restante en, por ejemplo, el canal de metano, representa mejor la absorción de vibración molecular causada por el metano presente en la IUUOS t. ra de f 1u iclc .

Medir la absorción de color en los canales de ecler permite la predicción de la absorción de color en otras longitudes de onda o en otros canales. La Figura 6 muestra un ejemplo de materialización para la aplicación de un algoritmo de decoloración a los datos de la Figura 4. La DO en el canal de metano (que se muestra en el diagrama 604) y la DO en el canal de base (que se muestra en el diagrama 606) se reducen de manera significativa porque se han eliminado los efectos de la absorción del color. La DO en el canal de petróleo (que se muestra en ei diagrama 602) también se reduce de manera significativa como resultado del algoritmo de decoloración. Como puede verse en la Figura 6, el canal de metano corregido por el color diagrama 604 se incrementa hasta un valor asintótico. El canal de base corregido por el color diagrama 606 es casi cero, lo que indica que la mayor parte de la ÜO en el diagrama del canal de base (406 en la Figura 4) se debía a la absorción del color. La diferencia de metano corregida por el color diagrama 608, como el canal de metano corregido por el color diagrama 604, muestra un incremento que puede usarse para predecir la contaminación, y les canales ae base, de petróleo y de metano corregidos por el color pueden usarse para predecir la PGP. Los profesionales apropiadamente capacitados en el arte se darán cuenta de que el algoritmo de decoloración puede aplicarse a canales que no sean el canal de petróleo y el canal de metano. Cualquier canal componente del fluido puede decolorarse usando materializaciones de este invento. Un "canal de componente del fluido" es cualquier canal que se puede usar para determinar la composición de una muestra de fluido o una propiedad de una muestra de fluido. Por ejemplo, algunas herramientas de toma de muestras de pozos incluyen un sensor óptico con un canal que responde a los hidrocarburos gaseosos libres de metano. Dicho canal puede ser decolorado usando ciertas materializaciones del presente invento.

La Figura 10 muestra un método conforme a ciertas materializaciones del invento. Primero, el método incluye la obtención de datos relacionados con la DO de una muestra de fluidos ("datos de densidad óptica") en por lo menos un canal de color y en por lo menos un canal de componente del fluido (que se muestra en el paso 1002). En esta descripción, la frase "datos de densicad óptica" se usa generalmente para referirse a datos relacionados con ] a densidad óptica o la transmitencia. En algunas materializaciones, los datos de DO se obtienen para dos canales de color. En algunas materializaciones, los datos en recogen a distintos momentos durante el proceso de ensayo. En algunas materializaciones, se aplican las correcciones en distintos momentos üurante e] proceso de ensayo. Los datos pueden comprender la DO en los canales deseados, u otro tipo de datos que estén relacionados con la DO, por ejemplo un valor de transmitencia. También, en algunas materializaciones, los datos se obtienen mediante mediciones, mientras que en otras materializaciones, los datos comprenden datos previamente medidos, y se obtienen de medios de almacenamiento1. En algunas materializaciones, por o menos un canal de componente del fluido comprende un canal de metano y un canal de petróleo.

A continuación, el método incluye la determinación de una función de longitud de onda para la DO de la muestra de fluido, debida a las absorciones de color de los datos de densidad óptica para por lo menos un canal de color (que se muestra en el paso 1004) . En algunas mate ializaciones, tal función ("función de absorción de color") se determina en cada uno de una pluralidad de momentos. Un ejemplo de tal función se ve en la Ecuación 1. Los datos de por lo menos un canal de color se pueden usar para determinar las constantes en la forma general de cualquier ecuación seleccionada para las absorciones de color.

Nótese que la Ecuación 1 contiene dos incógnitas que deben determinarse, pero el invento no se limita a dos incógnitas. Por ejemplo, una función de absorción de color puede estimar o asumir uno de los valores. Tal función de absorción de color contendría solamente una incógnita que podría determinarse usando los datos de sólo un canal de color. Además, los profesionales apropiadanente capacitados en el arte pueden diseñar una función de absorción de color que incluya más de dos incógnitas. Un analizador de fluidos típico incluye cinco canales de color, lo que permite la determinación de más de dos incógnitas. El invento no está limitado por la forma de la función de absorción de color.

Luego el método incluye el cálculo de la porción de la DO causada por las absorciones de color en por lo menos un canal de componente del fluido (que. se muestra en el paso 1006; . En algunas materializaciones, la porción de la DO causada por las absorciones de color se calcula en cada uno de una pluralidad de momentos. En otras material zaciones, el métod incluye la determinación de la porción de la DO en el cana: de base causada por las absorciones de color. A continuación el método incluye la decoloración de los daros, mediante Ja sustracción de la porción de la DO causada por las absorciones de color en cada uno de por lo menos uno de los canales de componente del fluido (que se muestra en el paso 1008) . En algunas materializaciones, esto se hace en cada uno de una pluralidad de momentos. En algunas mater lai i zaciones , el método incluye también la eliminación de la dispersión en por lo menos un canal de componente del fluido mediante l eliminación del color del canal de base y la sustracción de la DO decolorada de un canal de base , de Ja DO decolorada en cada uno de por lo menos un canal de componente del fluido (que se muestra en el paso 1010), como se describe abajo.

A1 goritmo de Eliminación de agua ?? una muestra de fluidos, el agua puede tener un impacto en la DO medida en todos los canales. Este "efecto agua" puede tornarse significativo en los pozos perforados con lodo base agua y en los pozos perforados a través de foí naciones que contienen originariamente agua. La Figura 7 muestra el efecto agua basado en una muestra de f. luido compuesta enteramente por agua. Un "canal de agua" (que se muestra en el diagrama 710) opera a una longitud de onda que corresponde a un pico de absorción de vibración molecular del agua. Como se muestra, el agua en una muestra de fluidos puede también incrementar en forma significativa la DO en el canal de base (que se muestra en el diagrama 706), el canal de petróleo (que se muestra en el diagrama 702) y el canal de metano (que se muestra en el diagrama 704) . El efecto agua es más pronunciado en los canales de base y de petróleo (que se muestran en los diagramas 702, 706) que en el canal de metano (que se muestra en el diagrama 704) . Debido a esto, aún pequeñas cantidades de agua en una muestra de fluido pueden tener un fuerte efecto sobre la exactitud de la contaminación y las predicciones de PGP que confian en una medición exacta de DO en el canal del metano.

Las absorciones de agua en todos los canales se relacionan con el porcentaje de masa (de aquí en más denominado densidad parcial) de agua en la muestra de fluido. Es decir, el efecto de las absorciones de agua en la DO aumenta con la cantidad de agua o la densidad dcJ agua en la muestra de fluido. Otra característica de las absorciones de agua es que .las proporciones de absorciones de agua entre los diferentes canales permanecen casi constante a cualquier densidad del agua. Así, pueden calcularse las absorciones de aqua en todos los otros canales usando un canal de agua que sólo tenga absorciones de agua.

Por ejemplo, en algunas materializaciones, las absorciones de agua en el canal del metano están alrededor de 1 ,2 % de las absorciones de agua en el canal de agua. La proporción agua-absorción en el canal de metano es Así, DO De modo similar, en algunas materializaciones, las absorciones de agua en el canal de petróleo son alrededor de de las absorciones de agua en el canal de agua (proporción agua-absorción = y las absorciones de agua en el canal de base son alrededor de % de las absorciones de agua en el canal de agua (proporción agua-absorción = ( DO DObase- 0.228 D0agu¿¡) . Nótese que las proporciones de las absorciones de agua en los distintos canales en relación con las absorciones del canal de agua se determinan mediante experimentación. Los valores particulares pueden cambiar, dependiendo de las longitudes de onda especificas que se usen en cada canal. También sucede que métodos diferentes para determinar las proporciones pueden producir resultados levemente diferentes. No se asume que el presente invento esté limitado por los valores de las proporciones de absorción de agua.

En cada nivel de tiempo, el algoritmo incluye la medición de la DO en el canal de agua, eL cálculo de las absorciones de agua en los canales de metano, de petróleo y ce base sobre la base de las proporciones determinadas experimenta emente , y la sustracción de las absorciones de agua de cada canal. Nótese que el efecto agua puede eliminarse de cualquier canal, no solo de los canales de metano, de petróleo y de base. La Figura 8 muestra los diagramas en un canal de agua (se muestra en 802), en un canal de metano (se muestra en 804) y en un canal de base (se muestra en 806) de una muestra de fluido tomada de un pozo perforado con un lodo base agua.

Los diagramas en la Figura 8 se toman después que ha pasado cierto periodo de tiempo, de manera que el incremento inicial no se ve y las lineas son relativamente piañas. Sin embargo, como puede verse en la Figura 8, el contenido cambiante del agua en la muestra de fluido causa fluctuaciones en la DO medida en los canales.

T,a Figura 9 muestra partes de un canal de petróleo (se muestra en 902), un canal de metano 'se mués!. ra en 904) y un canal de base (se muestra en 906) similares a la Figura 8, pero después de que se ha eliminado el electo agua mediante la sustracción de las absorciones de agua de cada canal. Los diagramas 902, 904 y 906 tienen significativamente menos fluctuación que antes de que se ejecute el algoritmo de eliminación de agua. Esto me] ora la exactitud de las predicciones de contaminación y de la PGP.

La Figura 11 muestra un método conforme a ciertas materializaciones del invento. El método primero incluye la obtención de los datos relacionados con la DO de una muestra de fluido en un canal de agua y en por lo menos un canal ce componente del fluido (se muestra en el paso 1102) . En algunas materializaciones, los datos se recogen en una pluralidad de momentos durante el proceso de toma de nuestras. Los datos pueden comprender la DO en los canales deseados, o pueden comprender otro tipo de datos que están relacionados con la DO, como un valor de transmitencia . En alqunas materializaciones, además, se obtienen los datos por mediciones, mientras que en otras, ios datos comprenden datos medidos previamente, y se obtienen de medios de almacenamiento. En alqunas materializaciones, por lo míenos un canal de componente del fluido comprende el canal dc-_ me t no y el canal del petróleo.

Luego el método incluye el cálculo de la porción cíe la DO causada por las absorciones de agua en los canales de componentes del fluido (se muestra en el paso 1104) . En algunas materializaciones, este cálculo está basado en la DO del canal de agua y en la proporción agua-absorción. En otras materializaciones, el método incluye la determinación de la porción de la DO en el canal de base, siendo la 00 causada por las absorciones de agua.

A continuación el método incluye la eliminación del agua de los datos, mediante la sustracción de la porción de la DO causada por las absorciones de agua en cada canal cíe componente del fluido (se muestra en el paso 1106) . En algunas materializaciones, esto se realiza en cada uno de una pluralidad de momentos. En algunas materializaciones, el método incluye también la eliminación de la dispersión en por lo menos un canal de componente del fluido mediante la eliminación del agua del canal de base y la sustracción de ls DO a .la cual se le ha eliminado e.l agua, del canal de base, ce la DO a la cual se le ha eJ i minado el agua en por lo -enes un canal de componente del fluido {se muestra en el paso 1108; como se describirá a continuación.

Algoritmo de Eliminación de la Dispersión Usualmente la dispersión está causada por finas partículas en una muestra de fluido que re-direccionan una parte de la luz incidental de manera que ésta no alcanza ai detector. Se asume que la dispersión es dependiente de la longitud de onda; es decir, afecta todos los canales de la misma manera. En la mayoría de los casos, el efecto de dispersión puede ser removido mediante la sustracción del canal de base del canal de metano y del canal de petróleo, antes que se los use para predecir la contaminación o la PG?. Nótese que pueden eliminarse el color o el agua del canal áe base antes que se elimine la dispersión en los canales ac metano y petróleo.

Algor i :mos Generales Las descripciones de algoritmos precedentes son para que los algoritmos independientes eliminen el efecto color, el efecto agua y el efecto dispersión. Sin embargo, en muchos casos, dos o tres de estos efectos están presentes y deben ser eliminados simultáneamente de los datos de DO para una muestra de fluidos.

En algunas materializaciones, los algoritmos independientes se usan en forma secuencia! para eliminar el efecto color, el efecto agua, y el efecto dispersión. La Figura 1.2 muestra una materialización del primer algoritmo general, del modo en que se aplica en cada nivel de tiempo. Primero, el algoritmo independiente para eliminar color se usa para eliminar el efecto color, o decolorar, los canales (se muestra en el paso 1202) . Esto, por ejemplo, puede hacerse según se muestra en la Figura 10. Luego, la Figura 12 muestra que el algoritmo de eliminación de agua se usa para remover el efecto agua de los canales de metano, petróleo y base ;se muestra en el paso 1204) . Esto, por ejemplo, puede hacerse según se muestra en la Figura 11. Finalmente, la Figura 12 muestra que el algoritmo de eliminación de dispersión puede usarse para eliminar el efecto dispersión de los canales de metano y de petróleo (se muestra en el paso 1206) . Esto se efectúa restando un canal de base al que se 1c ha quitado el color y el agua de los canales de metano y petróleo a los que se les ha quitado el color y el agua. Los profesionales con adecuada capacitación en el arte se darán cuenta de que ciertas mate ializaciones deJ invento pueden no incluir todos los pasos que se muestran en la Figura 12. Podría omitirse cualquiera de los tres algoritmos independientes. Por ejemplo, si una muestra de fluido se toma de una formación que contiene sólo petróleo liviano o gas condensado, el algoritmo de decoloración (que se muestra en el paso 1202) puede emitirse. Además, el invento no está limitado por el orden en el que se realizan los algoritmos independientes . Por ejemplo, en algunas materializaciones, el algoritmo de eliminación de agua (se muestra en el paso 1204) se efectúa primero, y a continuación los algoritmos ce eliminación de color y dispersión. No se asume que el invento esté limitado por el orden en que se efectúan los algoritmos independientes.

En otras materializaciones, el efecto color, el efecto agua y el efecto dispersión se eliminan en forma simultánea de todos los canales en cada nivel de tiempo. En algunas materializaciones, esto se logra estableciendo un modelo matemático para la DO en cada canal. Las ecuaciones 3-12 muestran la DO en cada uno de los diez canales en una herramienta AFA ejemplo. Las ecuaciones representan una absorción de color, una absorción de agua, una dispersión, y absorciones de metano y de petróleo para cada canal. Para .: a herramienta AFA, los canales 1 - 5 son canales de color, el canal 6 es canal de agua, el canal 7 es canal de base, el canal 0 es canal de metano, el canal 8 es canal de petróleo, y el canal 9 tiene absorciones de agua, metano y petróleo. Puede desarrollarse un sistema de ecuaciones que modelan ia absorción en cada canal: DOi= a?ßß/?1 + s - 0.020 w Ec. 3 D02= aLe"/A^ + s - 0.021 w Ec. ? D03= a?eß/?3 + s - 0.020 w Ec. 5 D04= ah ^" + s - 0.015 w Ec. 6 D05= crie"''" + s + 0.022 w Ec. 7 DO£- aLep/ 6 + s + w+q Ec. 8 D07= a?ßß/?7 + s + 0.228 Ec. 9 DO0= a i,ee /A° + s + 0 . 1 72 w +A Ec. 10 D08 - alep A" + s + 0 . 1 8 7 w + B Rc. ll D09= aLe" A* + s + 1 . 4 9 w + C Ec. 12 En las Ecuaciones 3-12, y ß son constantes, L es l-i lorqitud de la trayectoria, w es la absorción de agua en el cana i de agua, (aquí, el canal 6) , s es el electo dispersión independiente de la longitud de onda, y ?,, es la longitud de onda ael enésimo canal . p y q son constantes que representan ' las pequeñas absorciones de petróleo en los cana Les 5 y 6, respectivamente. A , B , C representan las absorciones de vibración molecular del metano y del petróleo en los canales 0, 8 y 9. Usando como ejemplo la Ecuación 10, el primer término ( Q'Le3 '"'" j representa las absorciones de color, el segundo término (s) representa la dispersión, el tercer término { 0 , 1 72 w) representa las absorciones de agua, y el cuarto término (A) representa las absorciones de vibración molecular del metano y del petróleo. Son bien conocidos en el arte los métodos para determinar la contaminación y la PGP a partir de constantes come A, B , y C . Por ejemplo, la Patente de los Estados Unidos de Norteamérica Uro. 6.476.394 otorgada a Mullins, y otros, da a conocer métodos para la determinación de la PGP.

Las diez ecuaciones individuales que se definen en las Ecuaciones 3-12 incluyen siete variables desconocidas. Asi, para resolver el sistema de ecuaciones para las incógnitas, se requieren las mediciones válidas de DO de solamente sioLc canales incluyendo A, B, y C. Si están disponibles datos ce más canales, pueden seleccionarse siete de los m -/: confiables para resolver el sistema de ecuaciones, o puede usarse un algoritmo de minimización para resolver el sistema de ecuaciones con todos los canales disponibles. Los algoritmos de minimización son bien conocidos en la técnica.

Nótese que el invento no está limitado a las ecuaciones especificas que se muestran en las Ecuaciones 3-12. Estas ecuaciones especificas se usan sólo como ejemplo. Los que tienen capacitación suficiente en la técnica se darán cuenta de que podrían usarse otras formas de estas ecuaciones, sin apartarse del alcance del invento. Por ejemplo, los coeficientes de absorción de agua en el canal de agua {w en el canal 6) se determinan por lo general mediante experimentos. Así, experimentos diferentes pueden producir diferentes resultados. Además, un sensor óptico diferente puede usar canales con diferentes longitudes de onda de luz. Los coeficientes para cada canal pueden ser diferentes de aquellos que se muestran en este ejemplo.

En algunas materializaciones, el sistema de ecuaciones incluya un componente de dispersión dependiente de a longitud de onda. En vez de usar una constante, s, para el componente de dispersión en cada canal, se usa un componente de dispersión dependiente de la longitud do onda en lugar de la constante. En algunas materializaciones el componente de dispersión dependiente de la longitud de onda tiene la forma s + d/A donde s es el efecto dispersión independiente de la longitud de onda, d es la constante de dispersión, y A,: es la longitud de onda del enésimo canal.

DO¡ = a?ßß/?1 + s + d/?, - 0.020 w Ec. 13 D02^ a?aß/?2 + s + d/K2 ~ 0.021 vj Ec. 14 D03^ aLep/X3 + s+ d/X¡ - 0.020 w Ec. 15 DO<¡= a?ßß/?4 + s + d/Á4 - 0.015 w Ec. 16 D05= aLes xs h s + d/Xs + 0.022 w+p Ec. 17 D06- aS<?ß/?6 + s + d/Á6 + w+q Ec. 18 D07= aLe1 + s + d/? ? 0 . 228 w Ec. 19 DOo^ aLe' + s + d/?? + 0 . 1 72 w + A Ec . 20 D(¾= aLe' + s + cl/?ß i- 0 . 1 87 w + B Ec. 21 ??9= ale' + s + d/Á g + 1 . 49 w + C Ec. 22 R.l sistema de ecuaciones en las Ecuaciones 13-22 tiene diez ecuaciones y 8 incógnitas. Asi, se necesitan datos válidos de DO para sólo ocho de los canales para poder resolver las Ecuaciones 13-22 para A, B, y C.

La Figura 13 muestra un método conforme a una materialización del presente invento. El método incluye primero la obtención de datos relacionados a la DO de una muestra de Huido en una pluralidad de canales ópticos (se muestra en el paso 1302) . En algunas materializaciones los dates se recogen en una pluralidad de momentos durante el proceso de toma de muestras. Los datos pueden abarcar la DO en los canales deseados, o pueden abarcar otros tipos de datos que estén relacionados con Ja DO, por ejemplo la transmítemela . También, en algunas materializaciones se obtienen los datos por mediciones, mientras que en otras ma e 1 i zaciones , los datos incluyen datos previamente medidos, y se obtienen de medios de almacenamiento.

Luego, el método incluye el desarrollo de un sistema de ecuaciones que modelan la DO de la muestra de fluido en cada uno de los canales ópticos como la suma de las absorciones de coior, de las absorciones de vibración molecular, de las absorciones de agua y de la dispersión (se muestra en el paso 1304) . En algunas materializaciones la suma incluye sólo dos do los factores precedentes, y en por lo menos una materi lización la suma incluye tres de los factores precedentes. En algunas materializaciones, las absorciones de color se determinan por una función de la longitud de onda. Elr por lo menos una materialización, el sistema de ecuaciones corresponde a las Ecuaciones 3-12.

¦ En algunas materializaciones, la dispersión es una función de la longitud de onda. En por lo enos una materialización, el sistema de ecuaciones corresponde a las Ecuaciones 13-22. A continuación, el método incluye la resolución del sistema de ecuaciones para las vibraciones moleculares en el canal del metano y en el canal del petróleo (se muestra en el paso 1305) . En algunas materializaciones, se resuelven las ecuaciones en cada uno de una pluralidad de momentos . En algunas materializaciones, el invento se relaciona con un sistema electrónico que es capaz de recibir datos de la DO y de ejecutar materializaciones de los métodos descriptos precedentemente . En una materialización, e.l sistema electrónico incluye una memoria, un dispositivo de entrada adaptado para recibir datos de ÜO y un procesador. El procesador puede adaptarse para usar los datos a fin de desarrollar un sistema de ecuaciones que modelan la densidad óptica en cada uno de la pluralidad de canales ópticos, como ra suma de por lo menos dos elementos del grupo formado por absorciones de color dependientes de la longitud de onda, absorciones de vibración molecular, absorciones de agua y dispersiones, y resolver el sistema de ecuaciones para determinar las absorciones de vibración molecular en un canal de metano y en un canal de petróleo.

Un sistema electrónico conforme a algunas materializaciones del invento se adapta para estar acoplado, en su faz operativa, a una herramienta de toma de muestras de pozos. En otras materializaciones, puede adaptarse un sistema electrónico de manera que integre la herramienta de toma de muestras. Las materializaciones de la presente invenciór. pueden incluir una o nás de las siguientes ventajas. E:. algunas materializaciones, el invento permite la refinaci : de las señales de DO de un analizador de fluidos de por: cuando las señales están afectadas por el color de la muestra do fluido. Ventajosamente, en algunas materializaciones ·¦;-.".. invento permite i a refinación de las señales de DO ~ r. circunstancias en las que la señal está afectada por agua :\ la muestra de fluido. Ventajosamente, en ciertas materializaciones el invento permite la refinación de las señales de DO en circunstancias en las cuales la señal est afectada por la dispersión de la luz incidental en la muestra de fluido. La refinación de la seña] permite ur.a determinación más exacta de la contaminación, de la FGP, o de cualquier otra propiedad importante del fluido que se pueda determinar mediante el análisis del fluido.

Venta osamente, en ciertas materializaciones el invento permite la refinación de las señales de DO en circunstancias en las cuales la señal está afectada por más de un elemento -color, agua y dispersión- en la muestra de fluido. En algunas materializaciones, el invento permite la refinación de las señales de DO en caso de que la señal esté afectada por color, agua y dispersión. En por lo menos una ma e ialización, el invento permite la remoción simultánea de los efectos color, agua y dispersión, y por lo tanto una determinación más exacta de la contaminación, la PGP, u otras propiedades del Huido.

Aunque el invento se ha descri pto con respecto a innúmero limitado de materializaciones, los profesionales adecuadamente capacitados en la técnica, con el beneficio de lo que se está dando a conocer, apreciarán que pueden diseñarse otras materializaciones que no se apartan del alcance del invento según se da a conocer en el presente documento. Del mismo modo, el alcance del invento debe estar limitado solamente por los derechos que se adjuntan.

Claims (25)

Re i. vindíceleiones Lo que se reivindica es:

1. Un método para refmar datos de una muestra de fluidos, que Inc.: ¡:yc : obtener los datos de densidad óptica para una muestra do fluido en por lo menos u n canal de color y por lo menos un canal de componente del fluido; determinar una función de absorción de color a partir de los datos ce densidad óptica ae la muestra de fluido en por lo menos un canal de color; calcular una parte de la densidad óptica causada por las absorciones de color en por lo menos un canal de componente de fluido; y el iminar el color de los datos de densidad óptica para por lo menos un canai de componente del fluido, mediante la remoción de la porción de la densidad óptica causada por la absorción de color en por lo menos un canal de componente de fluido.

2. El método del derecho 1, en el cual por lo menos un canal de color comprende por lo menos dos canales de color y la función de absorción de color comprende dos incógnitas.

3. El método del derecho 1, en el cual la determinación de la ("unción de absorción del color, el cálculo de la porción de densidad óptica causada por absorciones de color, y la decoloración se llevan a cabo con datos de densidad óptica recogidos en una pluralidad de memento .

4. El método dei derecho 1, en el cual la función de absorción del color depende de la longitud de onda de una luz incidental.

5. El método del derecho 1, en el cual por lo menos un canal de componente de fluido incluye un elemento seleccionado del grupo compuesto por un canal ce metano, un canal de peí ró Leo, y ambos (canal ce metano y canal de petróleo! .

6. "i método del derecho 1, que comprende además el cálculo de la proporción gas-petróleo de la muestra de fluido.

7. El método del derecho 1, que comprende además el cálculo del porcentaje de contaminación de la muestra de fluido.

8. El método del derecho 1, que comprende además: la obtención de los datos de densidad óptica para la muestra de fluido en un canal de base; el cálculo de una porción de la densidad óptica causada por la absorción de color en el canal de base, a partir de la función de absorción del color; la eliminación del color de los datos de densidad óptica en el canal de base, mediante la remoción de la porción ae densidad óptica en el canal de base causada por la absorción de color; y la eliminación de la dispersión de los datos de densidad óptica para por lo menos un canal de componente de fluido, mediante la remoción de la densidad óptica del canal de base a partir de la densidad óptica de por lo menos un canal de componente del fluido.

9. Un método para refinar los datos de la muestra de fluidos, que comprende: la obtención de los datos de densidad óptica para una muestra de fluido en un canal de agua y en por lo menos un canal de componente del fluido; el cálculo de una porción de la densidad óptica causada por las absorciones de agua en por lo menos un canal de componente del fluido basado en la densidad óptica en el canal de agua, y de la proporción agua-absorción para por lo menos u canal de componente de fluido; y la eliminación del agua de los datos de la densidad óptica en por lo menos un canal de componente del fluido, mediante la remoción de la porción ue la densidad óptica causada por las absorciones de agua en por lo menos un canal de componente de f luido .

10. El método del derecho 9, en el cual el cálculo de la porción de datos de densidad óptica causada por las absorciones de agua y la remoción de agua se llevan a cabo con datos de densidad óptica recogidos en una pluralidad de momentos .

11. El método del derecho 9, en el cual la proporción agua-absorción se determina mediante experimentación.

12. El método del derecho 9, en el cual por lo menos un canal de componente del fluido incluye un elemento del grupo formado por un canal de metano, un canal de petróleo, y ambos (canal de metano y canal de petróleo) .

13. El método del derecho 9, que además comprende: la obtención de datos de densidad óptica para la muestra de fluido en un canal de base; y el cálculo de una porción de la densidad óptica causada por absorciones de agua en el canal de base, basado en la densidad óptica en el canal de agua, y de la proporción agua-absorción para el canal de: básela eliminación del agua de los datos de densidad óptica en el. canal de base, mediante la remoción de la porción de densidad óptica causada por las absorciones de agua en el canal de base; y la eliminación de la dispersión de los datos de densidad óptica para por lo menos un canal de componente del fluido, mediante la remoción de la densidad óptica del canal de base de la densidad óptica de por lo menos un canal de componente del fluido.

14. El método del derecho 9, que comprende además el cálculo de la proporción gas-petróleo de la muestra de fluido.

15. El método del derecho 9, que comprende además el cálculo del porcentaje de contaminación de la muestra de fluido.

16. Un método para retinar datos de la muestra de fluido, que comprende: obtención de los datos de densidad óptica para una muestra ci fluido en por lo menos un canal de color, un canal de agua, y por lo menos un canal de componente del fluido; dete minación de una función de absorción de color a partir de los datos de densidad óptica de la muestra de fluido en por fo menos un canal de co1or ; cálculo de una porción de la densidad óptica causada por absorciones de color en por lo menos un canal de componente del fluido; cálculo de una porción de la densidad óptica causada per las absorciones de agua en por lo menos un canal de componente del fluido basado en la densidad ópt 1 de agua y la proporción agua-absorción para por lo menos un canal de componente del fluido; ajuste de los datos de densidad óptica en por lo menos un canal de componente del fluido mediante la remoción de la porción de densidad óptica causada por absorciones de color en por lo menos un canal de componente del fluido, y mediante la remoción de la porción de densidad óptica causada por absorciones de agua en por lo menos un canal de componente del fluido.

17. El método del derecho 16, en el cual por lo menos un canal de color incluye dos canales do color y la funciér. do absorción de color comprende dos incógnitas.

18. ül método del derecho 16, en el cual la determinación de la función de absorción de color, el calculo de una porción de la densidad óptica causada por las absorciones de color en por lo menos un canal de componente del fluido, el cálculo de una porción de la densidad óptica causada por las absorciones de agua en por lo menos un canal de componente del fluido, y el ajuste de los datos de densidad óptica se llevan a cabo con datos de densidad óptica recogidos en una pluralidad de momentos .

19. Bl método del derecho 16, que además comprende: la obtención de los datos de densidad óptica para una muestra de fluido en un canal de base; el cálculo de una porción de la densidad óptica causada por absorciones de color en el canal de base a partir de la función color-absorción; el cálculo de una porción de la densidad óptica causada por las absorciones de agua en el canal de base basado en la densidad óptica en el canal de agua y una proporción agua-absorción para el canal de base; el ajuste de los datos de densidad óptica en el canal de base mediante la remoción de la porción de densidad óptica causada por las absorciones de color en el canal de base, y mediante la remoción de la porción de densidad óptica causada por las absorciones de agua en el canal de base; y la eliminación de la dispersión de los datos de densidad óptica para por lo menos un canal de componente del fluido, mediante la remoción de la densidad óptica en el canal de base de la densidad óptica en por lo menos un canal de componente del fluido.

20. Un método para refinar los datos de la muestra de fluidos, que comprende: la obtención de los datos de densidad óptica para una muestra de fluido en una pluralidad de canales ópt icos ; el desarrollo de un sistema de ecuaciones que modelan una densidad óptica en cada uno de los canales ópticos como la suma de por lo menos dos elementos del grupo formado por las absorciones de color, las absorciones de vibración molecular, las absorciones de agua, y la dispersión; y la resolución del sistema de ecuaciones para determina.' las absorciones de vibración molecular en por- lo menos un canal de metano y un canal de petróleo.

21. El método del derecho 20, en el cual el desarrollo del sistema de ecuaciones y la resolución del sistema de ecuaciones se lleva a cabo con datos de densidad óptica recogidos en una pluralidad de momentos.

22. 31 método del derecho 20, en el cual por lo menos dos elementos del grupo formado por absorciones de color, absorciones de vibración molecular, las absorciones de agua y la dispersión incluyen una función de longitud de onda de absorciones de color.

23. El método del derecho 20, en el cual por lo menos dos elementos del grupo conformado por las absorciones de color, las absorciones de vibración molecular, las absorciones de agua y la dispersión comprenden una función de longitud de onda de las absorciones de agua.

24. El método del derecho 20, en el cual por lo menos dos elementos del grupo formado por las absorciones de color, las absorciones de vibración molecular, las absorciones de agua y la dispersión comprenden una función de lonci Lud de onda de dispe sión .

25. Un sistema electrónico que comprende: un dispositivo de entrada adaptado para recibir datos de densidad óptica para una muestra de fluidos en una pluralidad de momentos; una memoria, que en su faz operativa está acoplada con el dispositivo de entrada para almacenar los datos recibidos; y un procesador que en su faz operativa está acoplado con la memoria y adaptado para usar los datos de densidad óptica a fin de desarrollar un sistema de ecuaciones que modelen una densidad óptica en cada uno de la pluralidad de canales ópticos, como la suma de por lo menos dos elementos del grupo formado por las absorciones de color, las absorciones de agua y la dispersión, y adaptado