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EVALUACIÓN DE UN DEPÓSITO DE SÓLIDOS EN UNA TUBERÍA LLENA DE
FLUIDO MEDIANTE EL ANÁLISIS DE ONDAS ACÚSTICAS EN LA TUBERÍA La presente invención se relaciona a la patente norteamericana No. 4,813,028, expedida el día 14 de Marzo de 1989, patente norteamericana No. 5,687,138, expedida el día 11 de Noviembre de 1997, y patente norteamericana No. 5, 999,484, expedida el día 7 de Diciembre de 1999, todas asignadas a Schlumberger Technology Corporation, Houston, Texas, el cesionario de la presente invención. CAMPO DE LA INVENCIÓN La presente invención se refiere a métodos y aparatos para detectar y caracterizar un depósito de sólidos en la parte interna de una tubería llena de fluido. ANTECEDENTES DE LA INVENCIÓN La producción de petróleo en aguas profundas es un segmento de crecimiento rápido de la industria petrolífera. Conforme se eleva el número de instalaciones en aguas profundas, crecen también los problemas relacionados con el mantenimiento de sistemas submarinos de transporte de fluido. Los equipos utilizados debajo del mar, incluyendo oleoductos, se tapan con precipitados de los fluidos de producción, incluyendo ceras, asfáltenos, hidratos (hielos de gas/agua) y escamas (por ejemplo, carbonato de calcio) . De manera similar, la tubería de producción en los pozos en producción puede desarrollar depósitos que restringen el flujo,
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habitualmente de tipo asfalteno. Existen problemas importantes debido al enorme costo de la producción perdida y debido a los gastos muy importantes involucrados en la identificación y reemplazo o desvió de las secciones restringidas o bloqueadas. La industria se refiere a estos problemas así como problemas relacionados como "aseguramiento del flujo". En 1999, elling and Associates, después de haber efectuado un estudio a escala mundial de 110 compañías de petróleo y gas, encontraron que el aseguramiento del flujo era el reto técnico más importante al cual se enfrentaba la industria del petróleo y del gas. Los oleoductos de conexión, múltiples y tuberías ascendentes pueden totalizar cientos de kilómetros (cientos de millas) de longitud y operar a profundidades de hasta aproximadamente 3,000 metros (aproximadamente 10,000 pies). El mantenimiento a lo largo de estas distancias y a estas profundidades es muy costoso. Los depósitos ocurren frecuentemente en una región de una tubería que abarcan muchos metros (muchos pies) , pero que no se extiende a todo lo largo de la tubería. La química de la formación de diferentes tipos de depósito es por lo menos parcialmente entendida. El corte de gas, régimen de flujo, y temperatura a la profundidad son todos factores relevantes. Este conocimiento facilita la identificación de ubicaciones en donde se pueden esperar depósitos. Sin embargo, la primera indicación que un depósito está ocurriendo es habitualmente
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una reducción del régimen de flujo, cuando es demasiado tardo . Asi, la industria requiere de un método económico para detectar y caracterizar depósitos de sólidos dentro de los oleoductos de producción de campos petrolíferos para mejorar el aseguramiento del flujo. Otras industrias que transportan fluidos a través de tuberías tienen problemas similares. Hoy en día no se cuenta con métodos económicos para resolver este problema . COMPENDIO DE LA INVENCIÓN Las ondas en tuberías se utilizan para localizar y caracterizar un depósito de sólidos dentro de una tubería llena de fluido. Un pulso de onda acústica de tubería es transmitido a lo largo de la tubería. Al encontrar un depósito de sólidos, el pulso de onda en la tubería es perturbado y parcialmente reflejado por cambios en las condiciones del límite entre el fluido y la tubería para producir dos ondas acústicas modificadas por el depósito. Una onda es una onda perturbada que se desplaza en la misma dirección que el pulso de onda en la tubería. La otra onda es una onda reflejada que se desplaza en la dirección opuesta. Una de estas ondas acústicas modificadas por depósito es recibida para producir una señal acústica. Las señales acústicas acumuladas son procesadas por la Transformada Rápida de Fourier para producir datos digitales basados en
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frecuencia. Los datos de fase de los datos digitales basados en frecuencia son invertidos para producir datos de espectro de lentitud. Los datos de potencia proveniente de los datos digitales basados en frecuencia son invertidos para producir datos de espectro de atenuación. Los datos de espectro son utilizados para localizar un depósito de sólidos en la tubería. El procesamiento de modelo de inversión de los datos de especto es utilizado para estimar el espesor y el tipo de del depósito de sólidos. Una modalidad del aparato de la presente invención utiliza una tubería equipada con sensores permanentes que tiene un transmisor acústico y un conjunto de receptores. Otra modalidad utiliza una tubería equipada con sensores permanentes que tiene un conjunto de transmisor/receptor. Otra modalidad utiliza una herramienta de registro que tiene un transmisor acústica y un conjunto de receptores. Otra modalidad utiliza una herramienta de registro que tiene un conjunto de transmisor/receptores. BREVE DESCRIPCIÓN DE LOS DIBUJOS La figura 1 ilustra una primera modalidad preferida de una tubería de transporte equipada con receptores montados en la tubería colocados para detectar ondas de tubería perturbadas para detectar y caracteriza un depósito de sólidos en un ducto submarino. La figura 2 ilustra una segunda modalidad de una tubería de
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producción de pozos de petróleo instrumentada que tiene receptores montados en tubería colocados para detectar ondas de tubería perturbadas para detectar y caracterizar un depósito de sólido en un pozo de petróleo. La figura 3 utiliza una tercera modalidad de una tubería de transporte con instrumentos que tiene un transmisor/receptor montado en tubería colocado para transmitir ondas de tubería a lo largo de la tubería y para detectar ondas de tubería reflej adas . La figura 4 ilustra una cuarta modalidad de una tubería de producción de pozos de petróleo con instrumentos que tiene un transmisor/receptor montado en tubería colocado para transmitir ondas de tubería a lo largo de la tubería y para detectar las ondas de tubería reflejadas. La figura 5 ilustra una primera modalidad preferida de una herramienta de registro para su uso en una tubería de transporte, la herramienta tiene receptores colocados para detectar ondas de tubería perturbadas para detectar y caracterizar un depósito de sólidos en una tubería de transporte. La figura 6 ilustra una segunda modalidad de un instrumento de registro para su uso en la tubería de producción de pozo de petróleo, la herramienta tiene receptores colocados para detectar ondas de tubería perturbadas. La figura 7 ilustra una tercera modalidad de una herramienta
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de registro para su uso en una tubería de transporte, la herramienta tiene un transmisor/receptor colocado para transmitir ondas de tubería a lo largo de la tubería y para detectar ondas de tubería reflejadas. La figura 8 ilustra una cuarta modalidad de una herramienta de línea de cable para su uso en una tubería de producción de pozos de petróleo, como la herramienta tiene un transmisor/receptor colocado para transmitir ondas de tubería a lo largo de la tubería y para detectar ondas de tubería reflejadas. La figura 9 ilustra el método general de la presente invención para evaluar un depósito de sólidos dentro de una tubería . La figura 10 ilustra la modalidad preferida del método ilustrado en la figura 9. La figura 11 proporciona detalles de la modalidad preferida. La figura 12 ilustra un método para comparar la capacidad de flujo actual de una tubería de producción con la capacidad de flujo de la tubería de producción "limpia" antes de la producción. La figura 13 ilustra un método para evaluar un depósito de sólidos dentro de la tubería utilizando ondas de tubería perturbadas, y utilizando la lentitud medida por tiempo diferencial de llegada como indicado de depósitos de sólidos. La figura 14 ilustra el principio general de un método
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alternativo para evaluar un depósito de sólidos mediante la recepción de una onda de tubería reflejada y mediante la determinación de la atenuación como indicación de depósito de sólidos dentro de una tubería. La figura 15 muestra un equipo de prueba utilizado para probar métodos para detectar un depósito de sólidos dentro de una tubería utilizando ondas de tubería perturbadas. La figura 16 es una gráfica de densidad variable de una exploración de forma de onda en una tubería que tiene una capa de cera interna sobre la mitad de la longitud de la tubería, que se obtiene utilizando el aparato de la figura 15. La figura 16 muestra también una forma de onda representativa de la exploración utilizada para producir la gráfica de densidad variable. La figura 17 muestra los tiempos de llegada de la onda de tubería en una tubería libre y en una tubería con cera. La figura 18A es una gráfica que muestra curvas de dispersión de onda de tubería para tuberías libres y tubería con cera que muestran la lentitud en función de la frecuencia. La figura 18B es una gráfica que muestra curvas de dispersión de ondas de tubería para tuberías libres y tuberías con cera que muestran la atenuación en función de la frecuencia. La figura 19 es una gráfica que muestra predicciones teóricas de curvas de dispersión de ondas de tuberías para tuberías libres y tuberías con cera, que indican que las predicciones
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corresponden a los resultados experimentales. DESCRIPCIÓN DETALLADA DE LA INVENCIÓN Los solicitantes reconocieron que para resolver los problemas del aseguramiento del flujo de conformidad con lo comentado arriba en la sección de Antecedentes de la Invención, se requiere de un sistema de medición capaz de detectar en forma temprana depósitos de sólidos en la parte interna de tuberías submarinas y tuberías ascendentes utilizadas en la producción de petróleo y de gas, en la parte interna de la tubería de producción utilizada en pozos de producción estándares, y en otros casos en donde sólidos pueden ser depositados dentro de una tubería llena de fluido. Los solicitantes reconocieron además que dicho sistema de medición debe ser capaz de determinar la ubicación de cualquier depósito de sólidos detectado, y preferentemente, debe también poder determinar el espesor, longitud y tipo de material del depósito de sólidos . Los solicitantes propusieron un método y aparato .para evaluar un depósito de sólidos dentro de una tubería llena de fluido utilizando una onda de tubería. Una onda de tubería, o bien onda de "modo de martillo", se desplaza predominantemente en el fluido de una tubería llena de fluido. Su energía esta atrapada en el fluido, limitada por las paredes de la tubería de contención relativamente rígida. Una onda de tubería puede transportar energía en forma muy eficiente sobre una gran
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distancia en la tubería llena de fluido. La energía se propaga en un pulso de onda de tubería a lo largo de la tubería, y es perturbada y parcialmente reflejada por cambios en las condiciones en la frontera entre el fluido y la tubería. Los solicitantes proponen además invertir una onda de tubería perturbada para aprovechar la teoría matemática rigurosa disponible para la inversión de ondas de tubería. La inversión de la onda de tubería perturbada permite que el sistema de medición determine, por ejemplo, el espesor promedio de un depósito de sólidos. Bajo ciertas circunstancias, el uso de la inversión facilita la identificación del tipo de depósito, por ejemplo, si el depósito de sólidos es predominantemente cera, asfalteno, hidrato o escamas. Los solicitantes proponen además la recepción de una onda de tubería modificada por depósito, es decir, ya sea una onda de tubería "perturbada", o bien una onda de tubería "reflejada". En cualquier caso, la técnica debe proporcionar una detección temprana de un depósito de sólidos, la determinación de la ubicación del depósito de sólidos, y la determinación de las características del depósito de sólidos. Los solicitantes proponen que preferentemente una onda de tubería debe utilizarse debido al hecho que las características de propagación de una onda de tubería
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corresponden a los tramos muy largos de ductos submarinos. Asi, el sistema de medición se presta para una implementación económica . La presente invención ofrece un sistema de monitoreo para detectar temprano un depósito de sólidos en la parte interna de una tubería mediante la transmisión de una onda de tubería acústica a lo largo de una tubería y mediante la detección de una onda acústica recibida perturbada por cualquier depósito de sólido que existe en la tubería. En la modalidad preferida, el sistema de monitoreo incluye además un medio para generar datos de posición para determinar la ubicación del deposito de sólidos. Los datos de posición incluyen la ubicación del depósito de sólidos entre dos receptores específicos, o bien alternativamente datos distancia que se calculan a partir del tiempo de vuelo. La modalidad preferida incluye además medios para caracterizar el depósito de sólidos mediante la inversión de una onda de tubería recibida perturbada por el depósito de sólidos. La caracterización del depósito de sólidos incluye la determinación del espesor promedio del depósito de sólidos. Los solicitantes reconocerán además que dicho sistema de medición podría detectar y determinar la ubicación de un depósito de sólidos en un ducto submarino, en un ducto vertical submarino, en una tubería en superficie, en la tubería de producción de un pozo de petróleo, o bien en otras
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situaciones en donde una tubería llena de fluido tiene un depósito de sólidos asociado. Los solicitantes reconocerán además que es fácil excitar y recibir una onda de tubería desde fuera de la tubería puesto que las ondas de tubería que se propagan en tuberías típicas de campos petrolíferos tienen longitudes de onda que son muchas veces mayores que el espesor de la pared de la tubería, y este enfoque ofrece ventajas en algunas circunstancias . Los solicitantes reconocerán además que las ondas de tubería podrían ser utilizadas sobre largos tramos de tubería puesto que las ondas de tubería son muy energéticas y sometidas a perdidas pequeñas bajo condiciones típicas de tuberías de campos petrolíferos. Los solicitantes reconocieron que las técnicas ultrasónicas utilizadas en la evaluación de la interfaz cemento-formación podrán utilizarse para detectar depósitos de sólidos en la parte interna de tuberías submarinas y tuberías verticales. Sin embargo, los solicitantes observan que el enfoque ultrasónico tiene dos desventajas principales para la aplicación en tuberías de campos petrolíferos. Primero, el coeficiente de la reflexión de la interfaz depósito de sólidos/fluidos es muy pequeño y por consiguiente la sensibilidad es baja. Segundo, técnicas ultrasónicas pueden utilizarse efectivamente solamente para mediciones
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localizadas. Por consiguiente, cientos de dispositivos ultrasónicos serian necesarios a intervalos a lo largo de varias millas de ductos. Aún asi, una medición mostrando una tubería limpia, en buen estado, podría estar solamente a algunos metros (algunos pies) del principio de una formación de hidrato o de una acumulación de cera. El aparato de la Primera Modalidad La figura 1 muestra un sistema de producción de petróleo submarino que incluye una primera modalidad preferida de un sistema de medición de aseguramiento de flujo con sensores permanentes para detectar y caracterizar (es decir, evaluar) un depósito de sólidos en una tubería de transporte submarina llena de fluido. Esta modalidad incluye una primera modalidad preferida de una tubería con instrumentos, tubería de transporte con instrumentos 20. La tubería con instrumentos incluye una tubería 21, y un transmisor 22 fijado sobre la tubería. El transmisor es adaptador para transmitir un primer impulso de onda de tubería acústica a lo largo de la tubería. La tubería con instrumentos incluye además receptores montados en tubería 31, 32, etc., colocados para detectar una onda de tubería perturbada y para producir una señal acústica . El sistema incluye además un procesador (no ilustrado) para procesar señales acústicas para determinar el valor de una característica seleccionada de una onda acústica indicadora
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de un depósito de sólidos en la tubería llena de fluido. La figura 1 muestra una tubería con instrumentos 20 como tubería de transporte submarina en el contexto del sistema de producción de petróleo submarino. El sistema de producción de petróleo submarino incluye una cabeza de pozo 10 colocada en el piso del océano 11, y un pozo de petróleo 12 que se extiende hacia abajo en una formación terrestre 13. En producción, el petróleo del pozo es bombeado a través de una tubería de transporte 21 hacia un múltiple 14. Típicamente, varias, tuberías de transporte están conectadas de la misma manera al múltiple 14. El petróleo proveniente de las varias tuberías de transporte es bombeado hasta la plataforma 15 en la superficie del océano 16 a través de una tubería vertical 17. La tubería de transporte con instrumento 20 incluye una tubería de transporte 21, un transmisor localizado centralmente 22, y un primer conjunto y un segundo conjunto periódicos de veintidós receptores contados a lo largo de la tubería de transporte 21, un conjunto de cada lado del transmisor de conformidad con lo representado por los receptores 31-33 y 34-38, respectivamente. En una modalidad de la figura 1, una tubería de transporte 21 es de aproximadamente 500 metros (un tercio de milla) de largo, y los receptores están espaciados a intervalos de aproximadamente 10 metros (30 pies) . Puesto que la tubería de transporte 21 es corta, se utiliza solamente un solo sistema
de medición de aseguramiento de flujo. Un sistema de medición de aseguramiento de flujo sencillo consiste de un solo transmisor y de varios receptores, localizados en ambos lados del transmisor. Una instalación que tiene una tubería de transporte muy larga, por ejemplo 1600 metros (1 milla) o más, debe preferentemente incluir varios sistemas de medición de aseguramiento de flujo. Para alojar las tuberías largas involucradas, cada tubería de transporte 21 se fabrica de varias juntas de tubería conectadas en serie. Así, el (los) transmisor (es) permanente (s) y los receptores están distribuidos sobre varias juntas de tubería. El inserto en la figura 1 es una ilustración esquemática de la tubería de transporte con instrumentos 20. El inserto muestra la tubería de transporte 21, transmisor 22, y receptores 31-38 que representan los cuarenta y dos receptores. El inserto muestra también una junta de tubería con instrumentos 23 que tiene dos receptores 31 y 32, y una junta de tubería con instrumentos 24 que tiene un transmisor 22 y dos receptores 33 y 34. El transmisor 22 es adaptado para transmitir una primera onda de tubería acústica a lo largo de la tubería. Se utilizan ondas de tubería que se propagan en ambas direcciones a partir de un transmisor 22. La energía de transmisor se acopla fácilmente en la tubería de transporte 21 para producir una primera onda de tubería acústica 26. Una primera
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onda de tubería acústica 26 se propaga en el fluido en la tubería, a lo largo del eje de la tubería. Cuando la primera onda de tubería acústica 26 encuentra un depósito de sólidos 25, produce una onda de tubería reflejada 27 y una onda de tubería perturbada 28. La onda de tubería perturbada 28 es detectada por receptores 37 y 38. Los receptores se acoplan también fácilmente en la tubería de transporte 21. Cada receptor recibe una onda de tubería perturbada 28 y produce una señal acústica a partir de dicha onda. El espaciado entre receptor y receptor que se utiliza en un sistema de medición de aseguramiento de flujo se selecciona para proporcionar la resolución espaciada requerida para definir la localización de un depósito de sólidos (la localización puede ser determinada solamente como encontrándose entre dos receptores específicos) , y por el grado de sensibilidad que se requiere para detectar pequeños depósitos localizados. Para aplicaciones típicas, se recomienda de un espaciado entre receptor y receptor de aproximadamente 30 metros (aproximadamente 100 pies) . El alcance del sistema de medición de aseguramiento de flujo puede ser del orden de varios cientos de metros a varios kilómetros (varios cientos de pies a varias millas), a partir del receptor más hacia la izquierda 31 hasta el receptor más hacia la derecha 38. El alcance máximo de un sistema de medición de aseguramiento de flujo sencillo es limitado por
la perdida causada conforme la onda acústica que se desplaza a lo largo de la tubería es atenuada. Si la atenuación es alta, el alcance debe ser limitado para lograr una energía de onda suficiente en los receptores más alejados del transmisor. Si la atenuación de onda es muy baja, se pueden manejar alcances de varias millas. Se reconoce también que los tramos de alcance son determinados por los requisitos locales. Es decir, una región a lo largo de la tubería que tiene una alta probabilidad de depósitos de sólidos puede requerir de un alcance muy corto por ejemplo de un alcance de sistema de medición de solamente algunos cientos de metros (algunos cientos de pies) . Varios sistemas de medición de aseguramiento de flujo pueden ser desplegados a lo largo de la misma tubería o sistemas de tuberías, permitiendo la cobertura completa en tuberías de grandes longitudes (varios kilómetros) , en donde la atenuación de la onda acústica no permite transmisión a lo largo de todo el tramo de tubería. Múltiples sistemas pueden también ser utilizados en aplicaciones en donde el diseño de distribución de tuberías sugiere varias regiones específicas con probabilidad de depósitos de sólidos, pero en donde la cobertura generalmente no se requiere sobre todo el tramo. En tales situaciones, se pueden utilizar varios sistemas de inspección más cortos. Los transmisores de los varios sistemas desplegados en una
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tubería pueden ser activados simultáneamente o bien en forma independiente. Los sistemas pueden ser considerados como acústicamente independientes puesto que una señal recibida en un receptor específico es referenciada en tiempo con su transmisor asociado. Transmisores y receptores para esta modalidad tienen preferentemente elementos de transductos elaborados de cerámicas adecuadas tales como cerámicas piezoeléctrica circulares tipo K350, que tiene una frecuencia central de 200KHz (espesor) . Estas cerámicas están disponibles en Keramos, Inc. Indianapolis, Indiana. Se instalan permanentemente alrededor de la parte interna de la tubería o fuera de la tubería, preferentemente o totalmente alrededor de la parte externa de la tubería. Sin embargo, una cobertura parcial es aceptable. Otros tipos de dispositivos adecuados son transductores acústicos electromagnéticos circulares ("emats") y dispositivos electro-mecánicos incluyendo martillo/solenoides, y bombas de fluido o sirenas de fluido como se utilizan en telemetría de pulso de lodo LWD. La mayoría de estos tipos de dispositivos pueden ser utilizados ya sea como transmisor o como receptor. Método de la Primera Modalidad La primera modalidad preferida del método de la presente invención, ilustrada en las figuras 10 y 11, se basa en la medición del tiempo de desplazamiento de una onda de tubería
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para determinar la velocidad inversa de la lentitud y para medir la potencia en la onda de tubería para determinar la atenuación. El tiempo de desplazamiento es determinado mediante el conteo del tiempo desde la activación de un transmisor para producir un pulso de onda de tubería hasta la recepción de una señal de un receptor asociado. La primera modalidad preferida utiliza la inversión para determinar datos de espectro de lentitud y datos de espectro de atenuación. La determinación de los datos de espectro de lentitud incluye restar la fase en un segundo receptor de la fase en un primer receptor para producir una diferencia de fase, multiplicar la diferencia de fase por la frecuencia, y dividir el resultado por la distancia entre el primer receptor y el segundo receptor. La determinación de los datos de espectro de atenuación incluye el hecho de restar la potencia en un segundo receptor de la potencia en un primer receptor para producir una diferencia de potencia, y dividir el resultado por la distancia entre el primer receptor y el segundo receptor. Cualquier diferencia entre los datos de espectro de lentitud recientemente determinados y los datos de espectro de lentitud de tubería libre original es una indicación de un depósito entre los receptores. El paso 145 en la figura 11 efectúa pruebas para correspondencia. Si los datos corresponden, no hay depósito entre los receptores. Si los datos no corresponden, se ha detectado un depósito de
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sólidos. El espesor y el tipo de depósito son determinado mediante el modelo de inversión sobre los datos de espectro de lentitud y atenuación. Conforme una primera onda de tubería acústica se desplaza a lo largo de una tubería llena de fluido, desplazándose predominantemente en una dirección alineada con la tubería, se tendrá una acción sobre dicha onda ene el caso de la presencia de cualquier depósito de sólido encontrado, de manera consistente con la teoría conocida de la dispersión acústica. Al encontrar un depósito de sólidos, la primera onda acústica producirá dos ondas acústicas modificadas por el depósito, una onda perturbada y una onda reflejada. La figura 1 muestra la onda perturbada 28 que sale del área de depósito de sólidos 25 y se desplaza en la misma dirección que la primera onda acústica 27, y una onda reflejada 27 que sale del área de depósito de sólidos 25 y se desplaza en la dirección opuesta a la primera onda acústica 27. Como se ilustra en las figuras 1 y 9-11, la primera modalidad preferida del método para evaluar un depósito de sólidos dentro de una tubería llena de fluido incluye la transmisión de una primera onda de tubería acústica (26 en la figura 1) a lo largo de la tubería. Dos ondas de tubería acústicas modificadas por depósito en forma de una onda perturbada y una onda reflejada son producidas cuando la primera onda de tubería acústica encuentra un depósito de sólidos en la
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tubería. El método incluye además la recepción de una onda acústica modificada por depósito para producir una señal acústica, y la determinación del valor de una característica seleccionada de la señal acústica indicadora de un depósito de sólidos en la tubería. Cada transmisor transmite una onda de tubería como impulso. La señal de un receptor dado es aceptada dentro de una ventana de tiempo que corresponde al tiempo de activación de su transmisor asociado. Esto filtra las señales no deseadas del receptor dado que son producidas por ondas de tubería de otros transmisores. En la primera modalidad preferida, la recepción de una onda acústica modificada por depósito es la recepción de una onda de tubería perturbada en un primer receptor y un segundo receptor espaciados (los receptores 34 y 35 en la figura 1) . Los receptores producen una primera señal acústica y una segunda señal acústica. La determinación del valor de la característica seleccionada incluye los pasos de: (a) digitalizar dicha primera señal acústica y dicha segunda señal acústica para producir datos digitales basados en tiempo; (b) efectuar una Transformada Rápida de Fourier (FFT por sus iniciales en inglés) sobre dichos datos digitales basados en tiempo para producir datos digitales basados en frecuencia;
(c) procesar datos de fase en un primer segundo y un segundo receptor para producir datos de espectro de lentitud; (d) procesar datos de potencia en un primer receptor y en un segundo receptor para producir datos de espectro de atenuación; (e) determinar la lentitud de la señal acústica indicadora de depósito de sólidos; (f) utilizar un modelo de inversión sobre datos de espectro de lentitud y atenuación para estimar el espesor y el tipo de depósito de sólidos; El paso (c) incluye los sub-pasos de: (g) restar la fase en un primer receptor de la fase en un segundo receptor para producir, para cada una de varias frecuencias, una diferencia de fase; y (h) multiplicar cada diferencia de fase por su frecuencia asociada; y dividir el resultado por la distancia entre dicho primer receptor y dicho segundo receptor para producir datos de espectro de lentitud. En la primera modalidad preferida, la determinación del valor de una característica seleccionada incluye además (1) restar la potencia recibida en un segundo receptor de la potencia recibida en el primer receptor para producir, para cada una de varias frecuencias, una diferencia de potencia, y (2) dividir la diferencia de potencia entre la distancia entre el
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primer receptor y el segundo receptor para producir datos de espectro de atenuación. En la primera modalidad preferida, la determinación del valor de una característica seleccionada incluye además la determinación del espesor del depósito de sólidos por inversión basada en modelo. La inversión basada en modelo incluye el procesamiento de los datos de espectro de lentitud, los datos de espectro de potencia, y la utilización de los datos de parámetro de material derivados de una determinación de criterio de ingeniería del material más probablemente depositado. La localización del depósito de sólidos es determinada entre el primer y el segundo receptores. La dirección de la onda perturbada entrante en un receptor dado, y por consiguiente la dirección de un depósito de sólidos es determinada por comparación de la salida del receptor dado con la salida de un receptor vecino. El receptor que recibe primero la onda perturbada de un transmisor dado se encuentra más cerca del depósito de sólidos. Los métodos para caracterizar un depósito de sólidos utilizando el aparato de la figuras 1 y 2 se ilustran en las figuras 9-13 a continuación. La figura 9 ilustra el método general de la presente invención para evaluar un depósito de sólidos dentro de una
tubería. El método incluye la recepción de una onda de tubería perturbada y la determinación de una característica seleccionada como indicadora de un depósito de sólidos dentro de una tubería. Este método puede ser utilizado con el equipo mostrado en cualquiera de las figuras 1-8. La figura 10 ilustra la modalidad preferida del método ilustrado en la figura 9. La modalidad preferida incluye la recepción de una onda de tubería perturbada transmitida y la determinación de la lentitud como una indicación de depósito de sólidos dentro de una tubería. Este método puede ser utilizado con el equipo mostrado en cualquiera de las figuras 1-2 y 5-6. La figura 11 muestra detalles adicionales del método de la figura 10. Las figuras 10 y 11, juntas, ilustran el método preferido de la presente invención. La figura 12 ilustra un método para comparar la capacidad de flujo actual de una tubería de producción con la capacidad de flujo de la tubería de producción "limpia" antes de la producción. Este método utiliza la diferencia de lentitud de las ondas de tubería perturbadas transmitidas (obtenidas por el hecho de restar la lentitud antes de la producción de la lentitud actual) como una indicación de depósito de sólidos y capacidad de flujo. Este método puede ser utilizado con el equipo mostrado en cualquiera de las figuras 1-2 y 5-6. Un método alternativo (no ilustrado) usa cambios de atenuación
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de las ondas de tubería perturbadas transmitidas con el paso del tiempo como un indicador. Un segundo método alternativo (no ilustrado) que puede ser utilizado con el equipo mostrado en cualquiera de las figuras 3-4 y 7-8, utiliza cambios de atenuación de ondas de tubería perturbadas reflejadas con el paso del tiempo como un indicador. La figura 13 ilustra un método para evaluar un depósito de sólidos dentro de una tubería empleando ondas de tuberías perturbadas transmitidas y utilizando lentitud medida por un tiempo diferencial de llegada como indicador de depósito de sólidos . En otra modalidad, la primera onda acústica es una onda de tubería, una onda acústica modificada por depósito es recibida como onda perturbada en un primer receptor y un segundo receptor espaciado para producir una primera señal acústica y una segunda señal acústica, y se determina el valor de una característica seleccionada mediante la resta del tiempo de llegada de la primera señal acústica del tiempo de llegada de la segunda señal acústica para determinar la lentitud. Otra modalidad incluye la localización de uno o varios transmisores en posiciones fijas en la tubería y el desplazamiento de un par de receptores dentro de la parte interna de la tubería a una serie de posiciones a lo largo de la tubería.
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Otra modalidad incluye el desplazamiento de un transmisor y un par distante de receptores espaciados dentro de la parte interna de la tubería a una serie de posiciones a lo largo de la tubería. Es similar a un "registro de línea de cable" convencional en un pozo de petróleo en producción o "limpieza con mandril" en una tubería de transporte de producción. En otra modalidad, la primera onda acústica es una onda de tubería, una onda acústica modificada por depósito es una onda perturbada, y la característica seleccionada es la atenuación. En otra modalidad, se incluye el desplazamiento de un transmisor/receptor en la parte interna de la tubería a una serie de posiciones a lo largo de la tubería. En otra modalidad, la característica seleccionada es la lentitud, y el método incluye además la determinación de un valor inicial de la característica seleccionada durante la producción inicial; la determinación de un valor posterior de la característica seleccionada durante la producción; y la resta del valor inicial del valor posterior para producir una diferencia de valor que indica un incremento de espesor de un depósito de sólidos. Preferentemente, esta modalidad incluye además el uso de la diferencia de valor junto con datos de parámetros de material de un material depositado seleccionado para producir una estimación del espesor del depósito de sólidos, en donde el material depositado seleccionado se
selecciona con base en una determinación de ingeniería del material más probablemente depositado. En otra modalidad, la primera onda acústica es una onda de tubería, la onda acústica modificada por depósito es una onda reflejada, y la característica seleccionada es la potencia. Otra modalidad incluye la determinación de un valor promedio de lentitud a lo lardo de una tubería adyacente a un transmisor, y la localización del depósito de sólidos utilizando la ecuación: distancia = (tiempo de transito) / (2*lentitud promedio) . Descripción Adicional del Método Preferido Como se muestra en la figura 1, cuando se activa el transmisor 22, una onda de tubería se desplaza a partir de dicho transmisor, en ambas direcciones a lo largo del eje de la tubería 21, desplazándose primariamente en el fluido en la tubería. Esta onda que se propaga es capturada como una señal de tensión de los cuarenta y cuatro receptores (representados por los receptores 31-38) en el sistema de inspección. La señal pasa del receptor, a través de acondicionadores de señales estándares, por ejemplo amplificadores y filtros, y después a un digitalizador en donde es capturada y almacenada como una señal digital. La señal de un receptor dado es aceptada dentro de una ventana de tiempo que corresponde al tiempo de activación de su transmisor asociado. Puesto que los depósitos de sólido se acumulan muy lentamente, en una
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escala de tiempo de semanas a meses, múltiples señales pueden ser promediadas sobre periodos de minutos u horas sin reducir la sensibilidad a un depósito de sólidos ni la precisión de una determinación de espesor. Esta técnica es utilizada para mejorar la sensibilidad de la señal digitalizada y para reducir las variaciones de corto plazo en la señal que pueden ser causadas por una burbuja de gas o sólidos que se desplazan en el fluido en la tubería, variaciones de las condiciones de flujo u otras fuentes acústicas asincronas. Las señales digitales promediadas obtenidas en cada receptor son después procesadas de tal manera que se produzca una curva de dispersión local inter-receptores tanto de lentitud como de atenuación encontrada en la onda de tubería que se desplaza entre los receptores respectivos. Esto se logra primero mediante el procesamiento de cada señal digital de receptor en una Transformada Rápida de Fourier (FFT) , proporcionando un espectro de fase y un espectro de potencia sobre la frecuencia. Después, los datos de espectros de fase de dos receptores separados en el espacio son utilizados para calcular el espaciado en inter-receptor para calcular una curva de dispersión de lentitud, representativa de la lentitud de onda de tubería entre los receptores respectivos. De manera similar, los datos de espectro de amplitud de dos receptores separados en el espacio se utilizan para calcular con el espaciado entre receptores una curva de dispersión de
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atenuación que es representativa de la atenuación de onda de tubería entre los receptores respectivos. Técnicas para procesar señales digitales de varios receptores en una Transformada Rápida de Fourier (FFT) para proporcionar datos de espectro de fase en función de la frecuencia y datos de espectros de potencia en función de la potencia se conocen en la técnica anterior. Véase "Technique for Measuring Ultrasonic Velocity and Attenuation Spectra in Rocks Under Pressure", K.W. inkler y T.J. Piona, Journal of Geophysical Research, vol . 87, no. B12, Diciembre 10, 1982. Más específicamente, los datos de dispersión de lentitud y los datos de dispersión de atenuación son calculados para la propagación de ondas de tubería entre los receptores 34 y 35 (sin intervención de depósito) . Los mismos datos de dispersión de la onda de tubería son obtenidos para el tramo entre los receptores 37 y 38. Cada conjunto de datos de dispersión de amplitud y lentitud, obtenido entre cada par de receptores, es comparado con los valores esperados para la tubería y los fluidos específicos. Se utiliza un modelo de búsqueda de modo para calcular los valores para dispersión de atenuación y dispersión de lentitud que podrían obtenerse para los parámetros de tubería específicos y los parámetros de fluido específicos bajo las condiciones asumidas de una pared de tubería libre o limpia (sin depósito) . Un modelo de búsqueda de modo adecuado es descrito en la referencia: M.A.
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Biot, (1952), "Propagation of Elastic Waves in a Cylindrical Bore Containing a Fluid", J. Appl . Phys . v. 23, páginas 997-1005) . Datos de dispersión (en cuanto a amplitud y lentitud) en cada par de receptor son después comparados con los datos de modelo de tubería libre. Los datos de dispersión de velocidad y lentitud obtenidos (como entre los receptores 34 y 35 que no tienen depósitos que intervienen) corresponderán con los datos de tubería libre de modelo puesto que no hay depósito de sólidos entre estos receptores. Los datos de dispersión de velocidad y lentitud obtenidos (como entre los receptores 35 y 36 con depósitos que intervienen) no deberían corresponder a los datos de tubería libre de modelo puesto que existe un depósito de sólidos entre estos receptores. Así, una correspondencia indica la ausencia de depósito de sólidos, y una falta de correspondencia indica la presencia de depósito de sólidos. El material de sólidos localizado entre los receptores 35 y 36 es analizado para estimar su espesor empleando un algoritmo de inversión basado en modelo. Esta técnica asume una distribución uniforme del material de depósito en la región de la tubería entre los receptores. Una técnica previa de la distribución de la tubería y de los factores ambientales aledaños, más los parámetros petroquímicos de los fluidos específicos en la tubería,
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permiten a los ingenieros de producción estimar el tipo de material de sólidos esperado en la ubicación especifica indicada como conteniendo un depósito de sólidos, es decir, entre los receptores 35 y 36. Las cuatro posibilidades más comunes o más probables son cera, asfáltenos, escamas e hidratos. Los parámetros del material seleccionado como candidato probable son después ingresados en el modelo, y el modelo es activado para varios espesores de depósitos uniformes. Las curvas de dispersión de lentitud y atenuación obtenidas son comparadas con los datos medidos (marcados) para cada valor de espesor manejado, hasta que exista una equivalencia. El espesor que produce la mejor equivalencia de curvas de dispersión de lentitud y atenuación es determinado como el espesor promedio del depósito de sólidos en esta región de la tubería. En el método preferido descrito arriba, los receptores son utilizados para medir la lentitud. En versiones alternativas del método, los receptores son utilizados para medir la atenuación . Para situaciones en las cuales varios receptores están abarcados por el depósito de sólidos, una técnica de procesamiento de conjunto, y específicamente, un procesamiento TKO es el procesamiento preferido. TKO es una técnica basada en frecuencias para procesamiento de formas de ondas sónicas que proporciona datos de lentitud y atenuación
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en función de la frecuencia. El procesamiento TKO es descrito en la referencia: Lang, S. ., Kurkjian, A.L. McClellan, J.H. Morris, C.F. y Parks, T.W., 1987, "Estimating slowness dispersión from arrays of sonic logging waveforms": Geophysics, 52, 530-544. El procesamiento TKO produce datos de lentitud y atenuación robustos, de alta calidad. Modalidades Agrupadas por Aparato Las figuras 1, 3, 5 y 7 muestran cuatro modalidades del aparato de la presente invención aplicadas a tuberías de transporte de pozo de petróleo. Las figuras 2, 4, 6 y 8 muestran cuatro modalidades aplicadas a tuberías de producción de pozos de petróleo. Modalidades Agrupadas por Método 1) Tubería con Instrumento, Onda de Tubería Perturbada Las figuras 1 y 2 muestran una primera modalidad preferida de transporte instrumentos y una tubería de producción de pozos de petróleo con instrumentos, respectivamente. Ambas modalidades incluyen receptores montados en tubería ("sensores permanentes") colocados para detectar ondas de tubería perturbadas. El método correspondiente para estas dos modalidades es de conformidad con lo descrito arriba para la primera modalidad preferida. La figura 2 ilustra un sistema de producción de petróleo que tiene una segunda modalidad preferida de un sistema de medición de aseguramiento de flujo para detectar y
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caracterizar un depósito de sólidos en una tubería de producción de pozo de petróleo. Esta modalidad incluye una segunda tubería con instrumento 50. La segunda tubería con instrumento 50 incluye una tubería de producción 51, un transmisor montado en tubería 52 y receptores montados en tubería 53-56, los receptores 53-56 representan típicamente un número mucho mayor de receptores. En esta segunda modalidad preferida, se utilizan ondas de tubería que se propagan en ambas direcciones a partir del transmisor 52. (En la figura 2, se muestra solamente una dirección de utilización) . El transmisor 52 transmite un primer pulso de onda de tubería acústico 57 que se propaga en el fluido en la tubería a lo largo del eje de la tubería. Cuando un primer pulso de onda acústico 57 encuentra un depósito de sólidos 59, produce una onda perturbada 58. Los receptores 53-56 reciben cada uno una onda perturbada 58 y producen una señal acústica . 2) Ductos con Instrumentos, Ondas de Tubería Reflejadas Las figuras 3 y 4 muestran una tubería de transporte con instrumentos y una tubería de producción de pozo petrolífero con instrumentos, respectivamente, ambas modalidades incluyen un conjunto de transmisor/receptores montados en tubería ("transmisor/sensores permanentes") . Cada transmisor/receptor incluye ( funcionalmente, un transmisor y un receptor. Cada transmisor es adaptado para transmitir un primer pulso de
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onda de tubería acústica para producir una onda reflejada cuando la primera onda acústica entra en contacto con un depósito de sólidos en la tubería llena de fluido. Cada receptor es adaptado para recibir una onda de tubería acústica reflejada producida por la primera onda acústica o su transmisor asociado y para producir a partir de la onda recibida una señal acústica. Así, un solo dispositivo de transmisión/receptor puede ser utilizado tanto para transmisión como para recepción como es práctica común en sistemas de eco de pulsos, sonar y radar. La figura 3 ilustra un sistema de producción de petróleo submarino que tiene una tercera modalidad de un sistema de medición de aseguramiento de flujo para detectar y caracterizar un depósito de sólidos en una tubería de transporte submarino. Esta modalidad incluye una tercera tubería con instrumentos, una tubería de transporte con instrumentos 60, que tiene transmisor/receptores 62-66 montado en tuberías colocados para transmitir una primera onda acústica 67 al lado de la tubería y para desviar una onda reflejada 68, reflejada a partir de depósito de sólidos 69. De conformidad con lo descrito arriba, para la primera modalidad, el sistema de producción de petróleo submarino incluye una cabeza de pozo 10 localizada en el piso del océano 11. y pozo de petróleo 12 que se extiende hacia abajo
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en la formación terrestre 13. En producción, el petróleo del pozo es bombeado a través de la tubería de transporte 61 al múltiple 14. Típicamente, varias tuberías de transporte están conectadas de manera similar al múltiple 14. El aceite de las varias tuberías de transporte es bombeado a la plataforma 15 en la superficie del océano 16 a través de tuberías ascendente 17. La tubería por instrumento 60 incluye una tubería de transporte 61 y transmisor/receptor 62-66. En una instalación típica, una tubería de transporte 61 debería incluir varías juntas de tubería conectadas en serie. En una instalación que tiene una tubería de transporte corta, una tubería con instrumento 60 debería incluir preferentemente solamente un par de transmisor/receptores. En una instalación que tiene una tubería de transporte media o larga 61, una tubería con instrumento 60 debería incluir preferentemente varios transmisores/receptores. Puesto que una onda de tubería reflejada es típicamente mucho menos potente que su onda de tubería de origen, los transmisores/receptores están espaciados a distancias mucho menores que el espaciado de receptores de la primera modalidad. En la modalidad de la figura 3, una tubería con instrumento 60 incluye preferentemente por lo menos dos receptores/transmisores. El inserto de la figura 3 muestra una tubería de transporte 61, y los transmisores/receptores
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62 y 63. El transmisor/receptor 62 transmite un primer impulso de onda acústica 67 y recibe una onda reflejada 68, reflejada a partir de depósito de sólidos 69. El método preferido para evaluar un depósito de sólidos mediante la recepción de una onda de tubería reflejada y la determinación de la potencia como indicación de un depósito de sólidos dentro de una tubería se ilustra en la figura 14. La figura 4 ilustra un sistema de pozo de producción de petróleo que tiene una cuarta modalidad de un sistema de medición de aseguramiento de flujo para detectar y caracterizar un depósito de sólidos en una tubería de producción de pozo de petróleo. Esta modalidad incluye una cuarta tubería con instrumentos, una tubería de producción de pozos de petróleo con instrumento 70, que tiene un transmisor/receptor montado en tubería 72. El transmisor/receptor 72 transmite un primer pulso de onda de tubería acústica 73 a lo largo de la tubería de producción 71 y recibe una onda reflejada 74, reflejada a partir del depósito de sólidos 75. La figura 4 muestra también una formación terrestre 41 que define un borde de perforación 42 y cemento 43 entre el borde de perforación y la tubería de revestimiento 44. la tubería de producción 71 es soportada por colgadores 45 fijados sobre la tubería de revestimiento 44. 3) Herramienta de Registro, Onda de Tubería Perturbada
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Las figuras 5 y 6 muestran una herramienta de registro alargado, más específicamente una herramienta de limpieza con mandril y una herramienta de línea de cable, respectivamente. Ambas herramientas incluyen receptores colocados para detectar ondas de tubería perturbadas. Las herramientas de registro de las figuras 5 y 6 son configuradas para limpieza con mandril en una tubería de transporte y para registro de línea de cable en una tubería de producción de pozo de petróleo, respectivamente. Ambas herramientas de registro incluyen un alojamiento alargado adaptado para desplazarse dentro de una tubería, y un transmisor fijado sobre el bastidor alargado. El transmisor es adaptado para transmitir un primer pulso de onda de tubería acústica. La herramienta de registro incluye también un conjunto de receptores montados en el bastidor alargado y espaciados del transmisor. Cada receptor es adaptado para recibir una onda acústica perturbada y para producir una señal acústica. La herramienta de línea de cable es transportada por una línea de cable. La herramienta de limpieza con mandril es transportada por la energía de flujo de fluido dentro de la tubería, como es común en operaciones de limpieza con mandril. La figura 5 ilustra una primera modalidad preferida de una herramienta de registro 81 para detectar y caracterizar un depósito de sólidos 86 en una tubería de transporte submarino
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80. La herramienta de registro 81 tiene un bastidor 82, un transmisor montado en herramienta 83 para transmitir un primer pulso de onda de tubería acústica 87 a lo largo de la tubería de transporte, y receptores acústicos montados en herramienta 84 y 85 colocados para recibir una onda perturbada 88, perturbada por depósito de sólidos 86. El método preferido de evaluar un depósito de sólidos mediante la recepción de una onda de tubería perturbada y determinar la lentitud como una indicación de un depósito de sólidos dentro de una tubería se ilustra en las figuras 9-11, y se comenta arriba con relación a la primera modalidad preferida. La figura 6 ilustra una segunda modalidad de una herramienta de línea de cable para detectar y caracterizar un depósito de sólidos en una tubería de producción de pozos de petróleo. Una herramienta de línea de cable 91 incluye un bastidor 92, un transmisor montado en herramienta 93, montado sobre el bastidor 92, para transmitir pulsos de onda de tubería acústica 97 a lo largo de la tubería de producción 90. Incluye también receptores acústicos montados en herramienta 94-95, cada uno espaciado del transmisor y montado sobre el bastidor 92, colocados para recibir una onda perturbada 98, perturbada por depósito de sólidos 99. 4) Herramienta de Registro, Onda de Tubería Reflejada Las figuras 7 y 8 muestran una unidad de registro alargada, más específicamente una herramienta de limpieza con mandril y
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una herramienta de linea de cable, respectivamente. Ambas herramientas incluyen un receptor colocado para detectar ondas de tuberías reflejadas. Las herramientas de registro de las figuras 7 y 8 son configuradas para limpieza con mandril en una tubería de transporte y para registro de línea de cable en una tubería de producción de pozo de petróleo, respectivamente. Ambas herramientas de registro incluyen un bastidor alargado adaptado para desplazase dentro de una tubería, y un transmisor/receptor dentro del bastidor alargado. El transmisor/receptor es adaptado para transmitir un primer pulso de onda de tubería acústica para recibir una onda de tubería acústica reflejada y para producir una señal acústica . La figura 7 ilustra una tercera modalidad de una herramienta de registro para detectar y caracterizar un depósito de sólidos en una tubería de transporte submarino. La figura 7 ilustra un sistema de producción de petróleo submarino que tiene una tercera modalidad de una herramienta de registro para detectar y caracterizar un depósito de sólidos en una tubería de transporte submarino 100. Una tercera herramienta de registro 101 incluye un bastidor 102, un transmisor/receptor montado en herramienta 103, montado sobre un bastidor 102, para transmitir primeras ondas acústicas 107 a lo largo de la tubería de producción 100. Los receptores de transmisión/receptor 103 reciben una onda reflejada 108,
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reflejada por depósito de sólidos 109. El método preferido de evaluar un depósito de sólidos mediante la recepción de una onda de tubería reflejada y determinar su potencia como indicación de un depósito de sólidos dentro de una tubería se ilustra en la figura 14, y se comenta arriba de conformidad con lo utilizado en la modalidad de la figura 3. La figura 8 ilustra una cuarta modalidad de una herramienta de línea de cable para detectar y caracterizar un depósito de sólidos en una tubería de producción 110 de un pozo de petróleo en producción. Una cuarta herramienta de línea de cable 111 incluye un bastidor 112 y un transmisor/receptor montado en herramienta 113 para transmitir un primer pulso de onda de tubería acústica 117 a lo largo de la tubería de producción 110. Un transmisor/receptor 113 recibe una onda reflejada 118, producida cuando una primera onda acústica 117 entra en contacto con un depósito de sólido 119. El método de la cuarta modalidad de herramienta de registro es sustancialmente el mismo que el método de la tercera modalidad de la herramienta de registro. Una modalidad híbrida (no ilustrada) incluye una tubería con instrumentos que tiene uno o varios transmisores y una herramienta de registro que tiene un conjunto de receptores. Teoría de las Ondas de Tubería y Ondas de Tubería Reflejadas
Imagina que un pulso de sonido sea generado en el fluido de una tubería. La energía de este pulso que es limitado
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esencialmente dentro del fluido, se propaga a una velocidad calculable, casi igual a la velocidad del sonido en el fluido. La onda en este modo atrapada en fluido es generalmente conocida como onda de tubería. Imaginemos que existe un pulso relativamente bien definido en un dominio del tiempo que puede o no ser de banda angosta en el dominio de frecuencia. Se propaga con muy paco distorsión y muy poca pérdida bajo las condiciones uniformes de una tubería limpia, rígida que contiene un solo líquido limpio. De conformidad con los principios acústicos bien conocidos, al entrar en contacto con cambios en estas condiciones, por ejemplo, depósitos de cera, asfáltenos, escamas o hidratos, la onda de tubería es reflejada y perturbada. Es decir, una parte de la energía será reflejada a partir de este cambio en las condiciones de la pared, de regreso hacia la fuente. Al entrar en contacto con estos depósitos, la onda de propagación seguirá adelante, presentando una frecuencia y un tiempo perturbados por la constricción. Así, se puede utilizar la energía reflejada, o el pulso de propagación, o ambas cosas, para caracterizar el depósito. En teoría y en práctica, la onda de tubería es una señal muy robusta, energética, que puede propagarse sobre distancias largas. La onda de tubería es utilizada en el registro sónico para medir la permeabilidad. Es también utilizada para telemetría en herramientas de L D (de medición mientras se
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efectúa la perforación) . La onda de tubería es un excelente candidato para investigar millas de tubería de manera eficiente . De conformidad con principios acústicos bien comprendidos, cuando una onda de tubería que se propaga alejándose de su fuente, entra en contacto con cambios en las condiciones de la tubería, por ejemplo, por constricción por depósitos con relación al diámetro interno, habrá una onda de tubería reflejada que se propagará hacia atrás hacia la fuente. Este pulso reflejado puede ser entonces detectado y digitalizado cerca de la fuente o en la fuente. Un análisis de la secuencia de tiempo del pulso reflejado, en comparación con el pulso transmitido originalmente, sirve para dar información sobre la localización y forma de la constricción. Dos extremos sencillos sirven para ilustrar este punto, aún cuando las consideraciones relacionadas con estos ejemplos no tienen que ser satisfechas para que la medición sea un indicador útil de las constricciones. La distinción es si ocurre la constricción en forma abrupta, es decir, sobre un tramo que es menor que la longitud de onda dominante de la onda de tubería, o bien si ocurre gradualmente sobre muchas longitudes de onda. Se considerará además que la constricción se hace de un material acústicamente "rígido" con relación al fluido en la tubería. Supongamos que el área transversal de la tubería varié con la posición axial como A(z¡, con la
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convención que el área no constringida de la tubería es A0. 1) Supongamos que el área en corte transversal cambia abruptamente de A0 a Ai en alguna ubicación. El pulso reflejado tiene esencialmente la misma forma que el pulso incidente, pero tiene una amplitud dada por:
El tiempo cuando el pulso llega es T = 2d/c después del pulso inicial en donde d es la distancia a la constricción y c es la velocidad de la onda de tubería. 2) Supongamos que el área en corte transversal, A(z)/ cambia de forma continua sobre una distancia que" es grande en comparación con la longitud de onda. La amplitud de la onda reflejada depende ahora de la frecuencia y se proporciona aproximadamente como:
En casos en los cuales ni aproximadamente 1) ni 2) es cierto, especialmente tomando en cuenta la capacidad de compresión del material depositado, se debe emplear un análisis numérico más complicado. El punto es que el pulso reflejado puede ser analizado con técnicas estándares para determinar la localización de forma de la constricción-. El tiempo de retardo proporciona la localización y el contenido espectral da la forma.
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Resultados de Prueba Utilizando Ondas de Tubería Perturbadas
Los inventores efectuaron experimentos para mostrar que la propagación de las ondas de tubería puede utilizarse para detectar y cuantificar cambios en las paredes de la tubería debido a depósitos de materiales. Un experimento que simula una tubería de transporte con un bloqueo de cera en evolución fue efectuado empleando una tubería de acero inoxidable de 1.50 metros (5 pies) de largo, diámetro interno 1.9 centímetros (.750" ) /diámetro externo 2.54 centímetros (1.00"). Se seleccionó la cera como el material de bloqueo con base principalmente en su facilidad de fabricación, como una serie de depósitos simulados, cada uno teniendo un espesor específico de cera, se construyeron mediante la inversión de la tubería en cera líquida (de manera muy similar a la fabricación de velas) . Se seleccionó cera de abeja puesto que sus propiedades acústicas son similares a las ceras precipitadas esperadas. La figura 15 muestra el equipo de prueba utilizado. El transmisor 182 y el receptor 183 ambos hidrófonos B&K 8103, fueron localizados dentro de una tubería 181, aproximadamente en el centro. La tubería 181 fue sumergida en agua 187 contenida en un depósito de agua 188 al nivel del agua 186 para asegurar un relleno de líquido. El transmisor 182 fue fijado en el fondo de la tubería 181. El receptor 183 pudo ser trasladado a lo largo de la longitud de la tubería y fue
explorado por un receptor en movimiento 183 hasta el punto indicado por la flecha 185, desde una posición a aproximadamente 76 centímetros (30 pulgadas) debajo de la parte superior de la tubería, hasta la parte superior de la tubería. La primera exploración fue efectuada en una tubería libre, limpia, que no represento problema de bloqueo. Después, se agregaron capas de cera a la región 184 de las paredes internas de la tubería, empezando a partir de aproximadamente 51 cm (20 pulgadas) debajo de la parte superior de la tubería, hasta la parte superior de la tubería. La tubería 181 fue re-explorada con cada capa de cera adicional agregada y los datos fueron procesados y comparados con los resultados de la tubería limpia. La figura 16 muestra las formas de onda obtenidas en la exploración de aproximadamente 76 cm (30 pulgadas) del receptor, representada como registro de densidad variable (VDL) en el caso de la tubería de capa de cera acumulad en las paredes internas de aproximadamente 0.06 cm (0.025 pulgadas) . Este espesor de capa representa una reducción de 6.7% del diámetro de la tubería abierta, lo que simula una etapa inicial de depósito de sólidos. La onda de tubería es la llegada dominante en la gráfica. Una forma de onda representativa de la exploración es colocada sobre la imagen de VDL. Llegadas iniciales débiles observadas antes de la onda de tubería son los modos de acero. Tales como la onda de
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extensión en la tubería (y su onda de reflexión) . En la sección inicial de la exploración (0 a 30 cm) , el receptor se encuentra totalmente en la región de la tubería limpia, en la tubería limpia, la onda de tubería se propaga a una velocidad constante y la atenuación es virtualmente cero, de conformidad con lo indicado por el peso contacto de las líneas en blanco y negro. Esto se esperaba. Conforme el receptor exploro hacia arriba de la tubería, paso de la sección de tubería limpia, a la sección cubierta con cera, a aproximadamente 32 cm. Al alcanzar la cera, la onda de tubería se fue propagando a una velocidad menor (evidenciada por la nueva pendiente), y con mayor atenuación. Obsérvese que la amplitud disminuye conforme avanza la exploración en la cera. Esta capa de cera delgada es afectada tanto por la amplitud como por la velocidad de la onda de la tubería en la tubería. Como se esperaba, se observa que la atenuación se eleva y la velocidad disminuye. La figura 17 muestra los tiempos de llegada de onda de tubería en una tubería libre y en una tubería con cera con base en una técnica de procesamiento de "primer cruce de ceros" sencillo en estas formas de onda. Las pendientes de las líneas indican velocidad. La figura 17 muestra claramente que una capa de cera incrementa los tiempos de llegada de una onda de tubería, es decir, incrementa la lentitud. Esta técnica no es robusta y no proporciona dispersiones, pero es
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fácil de entender y ofrece una cierta validación para las técnicas TKO utilizadas para obtener las gráficas de las figuras 18A y 18B abajo. Como se indicó arriba, TKO es una técnica basada en frecuencia para el procesamiento de forma de ondas sónicas que ofrece datos de lentitud y atenuación en función de la frecuencia. Las figuras 18A y 18B son curvas de dispersión derivadas de TKO para el experimento descrito arriba, más otro experimento con una caja de cera más gruesa. Esta segunda capa alcanzó 0.2 centímetro (0.075"), lo que representa una disminución de 20% del diámetro de la tubería. Consideramos este grado de bloqueo dentro del ámbito de bloqueo severo. La figura 18A muestra la lentitud (1/velocidad) en función de la frecuencia para las tres condiciones. Se observa a partir de esta gráfica que la lentitud se eleva conforme se incrementa la capa de cera. · Así mismo, la capa de cera más gruesa presenta una dispersión mucho más considerable, lo que indica una atenuación significativamente más elevada de la onda. En esta gráfica, el espectro de frecuencia de una forma de onda se muestra para cada condición de cera. La perdida de alta frecuencia conforme se acumula la cera es causada por la atenuación . La figura 18B muestra la atenuación en función de la frecuencia. La figura 18B muestra un fuerte contraste entre la atenuación cero (centrada en cero) de la tubería limpia y
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la atenuación cada vez mayor para capas de cera más gruesas. La ondulación de las curvas de atenuación es causada por la interferencia con otros modos. La lentitud es menos sensible a esta interferencia. La figura 19 muestra los resultados teóricos obtenidos utilizando un modelo matemático. Para cada una de las tres capas de cera de espesores diferentes, existe una buena correspondencia con el experimento para valores absolutos de lentitud asi como para tendencias generales. El modelo parece corresponder relativamente mejor a la tubería libre y a la capa de 0.06 centímetro (0.025") en comparación con la capa más gruesa de 0.2 centímetro (0.075"). Esto puede deberse a imprecisiones pequeñas de los parámetros acústicos (valores medidos) de nuestra cera de abeja o bien a los valores medidos del espesor de capa en el experimento. Mientras la invención se ha descrito con referencia a ciertos ejemplos y modalidades, será evidente que varias modificaciones y cambios pueden efectuarse a las modalidades descritas arriba sin salirse del alcance de la invención de conformidad con lo establecido en las reivindicaciones adjuntas. Por ejemplo, además de las aplicaciones descritas en campo petrolífero, el método de la presente invención será útil en otras industrias en donde pueden ocurrir depósitos de sólidos en tuberías llenas de fluidos, por ejemplo, refinación, procesamiento de alimentos, y cervecería. Además,
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otros tipos de hardware de fuente y/o receptor pueden utilizarse. Dispositivos de control de flujo existentes tales como válvulas o reguladores pueden ser utilizados para transmitir una onda de tubería acústica a lo largo de la tubería simplemente mediante el cambio del ajuste de los dispositivos de control de flujo (es decir, la abertura o cierre rápida del control de flujo puede producir una onda de tubería significativa o una onda de "modo de martillo" en la tubería) .