NO343792B1 - Akustisk fluidanalysator - Google Patents
Akustisk fluidanalysator Download PDFInfo
- Publication number
- NO343792B1 NO343792B1 NO20080835A NO20080835A NO343792B1 NO 343792 B1 NO343792 B1 NO 343792B1 NO 20080835 A NO20080835 A NO 20080835A NO 20080835 A NO20080835 A NO 20080835A NO 343792 B1 NO343792 B1 NO 343792B1
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- fluid
- signal
- estimating
- reflected
- css
- Prior art date
Links
- 239000012530 fluid Substances 0.000 title claims description 184
- 238000000034 method Methods 0.000 claims description 60
- 238000005070 sampling Methods 0.000 claims description 31
- 230000001186 cumulative effect Effects 0.000 claims description 10
- 230000004044 response Effects 0.000 claims description 6
- 238000012545 processing Methods 0.000 claims description 4
- 230000003213 activating effect Effects 0.000 claims description 3
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 38
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 38
- 239000000523 sample Substances 0.000 description 33
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 23
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 8
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 8
- 238000005452 bending Methods 0.000 description 7
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 7
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 5
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 5
- 230000008859 change Effects 0.000 description 4
- 238000004891 communication Methods 0.000 description 4
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 description 3
- 238000012512 characterization method Methods 0.000 description 2
- 230000006835 compression Effects 0.000 description 2
- 238000007906 compression Methods 0.000 description 2
- 238000001514 detection method Methods 0.000 description 2
- 238000002592 echocardiography Methods 0.000 description 2
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 2
- 238000009499 grossing Methods 0.000 description 2
- 230000002829 reductive effect Effects 0.000 description 2
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 1
- 230000002411 adverse Effects 0.000 description 1
- 230000002238 attenuated effect Effects 0.000 description 1
- 230000005540 biological transmission Effects 0.000 description 1
- 230000008878 coupling Effects 0.000 description 1
- 238000010168 coupling process Methods 0.000 description 1
- 238000005859 coupling reaction Methods 0.000 description 1
- 238000013016 damping Methods 0.000 description 1
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 1
- 238000011156 evaluation Methods 0.000 description 1
- 239000002360 explosive Substances 0.000 description 1
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 1
- 125000001183 hydrocarbyl group Chemical group 0.000 description 1
- 239000011499 joint compound Substances 0.000 description 1
- 230000000670 limiting effect Effects 0.000 description 1
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 1
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 239000013618 particulate matter Substances 0.000 description 1
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 1
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 1
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 1
- 230000008569 process Effects 0.000 description 1
- 238000003672 processing method Methods 0.000 description 1
- 230000000644 propagated effect Effects 0.000 description 1
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 1
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 1
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 1
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 1
Classifications
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01N—INVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
- G01N29/00—Investigating or analysing materials by the use of ultrasonic, sonic or infrasonic waves; Visualisation of the interior of objects by transmitting ultrasonic or sonic waves through the object
- G01N29/02—Analysing fluids
- G01N29/024—Analysing fluids by measuring propagation velocity or propagation time of acoustic waves
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B49/00—Testing the nature of borehole walls; Formation testing; Methods or apparatus for obtaining samples of soil or well fluids, specially adapted to earth drilling or wells
- E21B49/08—Obtaining fluid samples or testing fluids, in boreholes or wells
- E21B49/10—Obtaining fluid samples or testing fluids, in boreholes or wells using side-wall fluid samplers or testers
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01N—INVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
- G01N29/00—Investigating or analysing materials by the use of ultrasonic, sonic or infrasonic waves; Visualisation of the interior of objects by transmitting ultrasonic or sonic waves through the object
- G01N29/02—Analysing fluids
- G01N29/032—Analysing fluids by measuring attenuation of acoustic waves
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01N—INVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
- G01N29/00—Investigating or analysing materials by the use of ultrasonic, sonic or infrasonic waves; Visualisation of the interior of objects by transmitting ultrasonic or sonic waves through the object
- G01N29/22—Details, e.g. general constructional or apparatus details
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01N—INVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
- G01N29/00—Investigating or analysing materials by the use of ultrasonic, sonic or infrasonic waves; Visualisation of the interior of objects by transmitting ultrasonic or sonic waves through the object
- G01N29/22—Details, e.g. general constructional or apparatus details
- G01N29/222—Constructional or flow details for analysing fluids
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01N—INVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
- G01N2291/00—Indexing codes associated with group G01N29/00
- G01N2291/02—Indexing codes associated with the analysed material
- G01N2291/024—Mixtures
- G01N2291/02433—Gases in liquids, e.g. bubbles, foams
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01N—INVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
- G01N2291/00—Indexing codes associated with group G01N29/00
- G01N2291/02—Indexing codes associated with the analysed material
- G01N2291/028—Material parameters
- G01N2291/02881—Temperature
Landscapes
- Physics & Mathematics (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Pathology (AREA)
- Health & Medical Sciences (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Analytical Chemistry (AREA)
- Biochemistry (AREA)
- General Health & Medical Sciences (AREA)
- General Physics & Mathematics (AREA)
- Immunology (AREA)
- Acoustics & Sound (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Investigating Or Analyzing Materials By The Use Of Ultrasonic Waves (AREA)
- Sampling And Sample Adjustment (AREA)
- Investigating Or Analyzing Materials Using Thermal Means (AREA)
Description
Bakgrunn for oppfinnelsen
Teknisk område
Oppfinnelsen vedrører brønnevalueringsoperasjoner. Mer spesielt angår foreliggende oppfinnelse en anordning og en fremgangsmåte for å estimere en fluidegenskap som angitt i ingressen i de selvstendige krav.
Beskrivelse av beslektet teknikk
Prøvetakning av formasjonsfluid som befinner seg i undergrunnsformasjoner gir en fremgangsmåte til å teste formasjonssoner av mulig interesse med hensyn til hydrokarbonbærende potensial. Dette innebærer å innhente en prøve av eventuelle formasjonsfluider som er til stede, for senere analyse i et laboratoriemiljø, mens det forårsakes et minimum av skade på de testede formasjonene. Formasjonsprøven er hovedsakelig en punkttest av den mulige produktiviteten til undergrunnsformasjoner. En kontinuerlig registrering av kontrollen og rekkefølgen av hendelser under testen blir i tillegg foretatt på overflaten. Fra denne registreringen kan verdifulle formasjonstrykk- og permeabilitetsdata så vel som data som er bestemmende for fluidkompressibilitet, densitet og viskositet fremskaffes for formasjonsreservoaranalyse. Prøvetakning av formasjonsfluid innebærer generelt å anbringe en sonde 10 i et brønnhull 50 via en kabel 8.
Motstående plassert på den ytre del av sonden 10 er vanligvis en prøveåpning 14 og en pressanordning 12. Når prøveåpningen 14 er i nærheten av en formasjon 6 av interesse, blir pressanordningen 12 strukket ut mot den indre overflaten av brønnhullet 5 for derved å bringe prøveåpningen 14 i inngrep med prøveåpningen 14. Inngrepet til prøveåpningen 14 trenger gjennom den ytre diameteren av brønnhullet 5 og muliggjør fluidkommunikasjon mellom formasjonsfluidet i formasjonen 6 og prøveåpningen 14. Som beskrevet mer detaljert nedenfor kan formasjonsfluidet, etter å ha presset prøveåpningen 14 inn i formasjonen 6, føres inn i sonden 10 ved hjelp av en pumpeanordning anordnet i denne.
Multitesterinstrumenter for brønnhull er blitt utviklet med utstrekkbare prøvetakningssonder som bringes i inngrep med borehullsveggen og som trekker ut fluidprøver fra en formasjon av interesse, så vel som å måle trykk i fluidet inne i formasjonen. Tradisjonelt omfatter disse brønnhullsinstrumentene et internt trykksenkingsstempel som kan føres hydraulisk eller elektrisk frem og tilbake, for å trekke formasjonsfluid fra formasjonen til instrumentet.
Multitest- og prøvetakningsanordningene i brønnhullet innbefatter en fluidkrets for prøvetakningssystemet som krever at formasjonsfluidet som ekstraheres fra formasjonen, sammen med eventuelt fremmedstoff slik som fin sand, bergarter, slamkake osv., som omsluttes av prøvetakningssonden, blir trukket inn i et kammer med forholdsvis lite volum og som blir ført inn i borehullet når verktøyet er lukket. Et eksempel på en slik anordning kan finnes i US-patent nr. 4 416 152. Før lukking kan en prøve tillates å strømme inn i en prøvebeholder gjennom en separat, men parallell krets eller ledning. Andre fremgangsmåter sørger for at prøven blir innsamlet gjennom den samme fluidledningen eller kretsen.
Formasjonskarakteristikkene til formasjonsfluider kan endre seg hurtig når de eksponeres for et åpent hull, og derfor er det viktig at formasjonsfluidet blir fjernet så hurtig som mulig. Det er imidlertid viktig at formasjonsstrømningshastigheten reguleres for å hindre fall i fluidtrykket til under dets "boblepunkt" siden måling av separate fluider ikke resulterer i en representativ prøve. Etter at disse komponentene har kommet ut av løsning, kan de vanligvis ikke kombineres på en enkel måte, noe som resulterer i en ikke-representativ prøve med endrede fluidegenskaper.
Nylig utviklede reservoartestingsanordninger illustrerer en fremgangsmåte for måling av boblepunkttrykkene til formasjonsfluidet ved tidspunktet for innsamling av prøven. Dette kan utføres ved å bruke kjente teknikker med lysoverføringsevne for å detektere bobler i væsken. Denne fremgangsmåten har imidlertid visse ulemper når partikkelformet stoff er til stede i fluidet og derved resulterer i mulige feilaktige resultater. Andre fremgangsmåter omfatter innfangning av et kjent volum med formasjonsfluid og gradvis økning av dets volum ved konstant temperatur. De målte endringene i volum og trykk gir en plotting av trykk som funksjon av volum for å fastslå verdien av boblepunktet.
Denne verdien blir estimert innenfor området til den plottingen hvor trykkendringen med volum først avviker fra den innledende rette linjen.
De pumpeanordningene som for tiden er i bruk i forbindelse med de ovenfor beskrevne prøvetakningsanordningene, har dessverre visse iboende ulemper. Regulering av de elektriske eller hydrauliske drivanordningene for de nå brukte pumpesystemene er f.eks. ikke nøyaktige, noe som i sin tur resulterer i en manglende evne til fullstendig å regulere hastigheten til pumpene. Det å ikke kunne regulere pumpehastigheten fullstendig hindrer muligheten til å avslutte pumpeoperasjoner, hvis trykket til formasjonsfluidet faller under dets boblepunkt, og hindrer også muligheten til nøyaktig å måle boblepunktet. Slike prøvetakninger av formasjonsfluid ved trykk under boblepunktet påvirker nøyaktigheten av resultatene fra prøvetakningsdataene negativt. Det er derfor behov for en anordning for nøyaktig analyse av egenskaper ved formasjonsfluid uten å påvirke fluidets tilstand eller forhold.
Publikasjonen US 5741962 A omtaler et system for innsamling og testing av formasjonsfluider.
Publikasjonen US 6634214 B1 omtaler en fremgangsmåte og en anordning for å måle den relative densiteten til gass.
Publikasjonen US5635626 A omtaler en anordning for å måle fluidegenskaper.
Kort oppsummering av oppfinnelsen
Det omtales en fremgangsmåte for å estimere en fluidegenskap, som omfatter å generere et eksternt akustisk signal, å måle signalforplantningstiden gjennom fluidet, å bestemme fluiddensiteten, å bestemme fluidets lydhastighet basert på den målte forplantningstiden, og å beregne egenskapen til fluidet basert på fluiddensiteten og fluidlydhastigheten. Trinnet for å bestemme fluiddensitet i foreliggende fremgangsmåte, er basert på den målte forplantningstiden. Fremgangsmåten innbefatter videre å plassere en fluidprøve inne i karet i kommunikasjon med en signalgenerator og å aktivere signalgeneratoren, for å skape akustiske signaler som gir etterklang i fluidet.
Trinnet med å generere et eksternt signal til karet, kan utføres med en anordning slik som en piezoelektrisk anordning, en elektromagnetisk akustisk sender, en pulset laser eller en bøyningsresonator. Fluidegenskapen som bestemmes, kan innbefatte fluidkompressibilitet, termisk fluidkonduktivitet og gass/olje-forholdet i fluidet. Verdien av fluidkompressibiliteten er den resiproke verdien av produktet av fluidlydhastigheten kvadrert og fluiddensiteten. Fremgangsmåten som beskrives her, kan også innbefatte å bestemme forekomsten av gass i fluidet, hvor forekomsten av gass blir detektert basert på en signalstyrke i området fra ingen respons til en lav respons.
Fremgangsmåten kan videre omfatte å behandle den målte signalforplantningstiden med Savitzky-Golay-metoden.
Fremgangsmåten kan videre også omfatte behandling av det målte signalet med en variabel terskelmetode.
Det blir her også beskrevet en prøvetakningsanordning som omfatter en beholder som inneholder fluid, en signalgenerator i samvirke med beholderen og en mottaker i samvirke med beholderen. Mottakeren er i stand til å registrere signalforplantning gjennom fluidet, hvor fluidlydhastigheten kan bestemmes ved å analysere signalforplantningstiden, og hvor en fluidegenskap kan bestemmes basert på fluiddensiteten og fluidlydhastigheten. Fluidegenskapen som bestemmes, innbefatter kompressibilitet, densitet, gass/olje-forhold, gassinnhold, boblepunkt og termisk konduktivitet. Prøvetakningsanordningen kan videre innbefatte en prosessor i samvirke med mottakeren for beregning av fluidegenskapen.
Signalgeneratoren kan også virke som en mottaker. Fluidet som det tas prøver av, kan være formasjonsfluid i en brønn.
Signalgeneratoren i prøvetakningsanordningen kan være en piezoelektrisk anordning, en EMAT, en pulset laser eller en bøyningsresonator.
Videre er det beskrevet en fremgangsmåte for å bestemme fluiddensitet, omfattende å generere et signal, å føre signalet gjennom fluidet, å måle signalforplantningstiden gjennom fluidet og å bestemme fluiddensiteten basert på den målte signalforplantningstiden. Fremgangsmåten for å bestemme fluiddensitet kan videre omfatte å bestemme fluidkompressibiliteten basert på den bestemte fluiddensiteten og den målte signalforplantningstiden. Trinnet med å generere et signal og føre signalet gjennom et fluid for å bestemme densitet, blir utført ved å plassere en prøve av fluidet i et kar i kommunikasjon med en signalgenerator, og å aktivere signalgeneratoren, for derved å frembringe et akustisk signal i fluidet. Trinnet med å generere et signal blir utført med en anordning slik som en piezoelektrisk anordning, en EMAT, en pulset laser og en bøyningsresonator. Fremgangsmåten med å bestemme fluiddensitet kan også innbefatte å bestemme trykket av gasser i fluidet. Forekomsten av gass blir detektert basert på en signalstyrke i området fra ingen respons til en lav respons. Fremgangsmåten for å bestemme fluiddensitet kan videre innbefatte å måle den termiske konduktiviteten til fluidet og bruke den målte termiske konduktiviteten til å bestemme fluiddensiteten.
En fremgangsmåte for å bestemme den termiske konduktiviteten til et fluid, er beskrevet. Fremgangsmåten omfatter å generere et signal, å føre signalet gjennom fluidet, å måle signalforplantningstiden gjennom fluidet, å bestemme fluiddensiteten, å bestemme fluidlydhastigheten basert på den målte forplantningstiden, og å beregne den termiske konduktiviteten til fluidet basert på fluiddensiteten og fluidlydhastigheten. Den termiske konduktiviteten til fluidet, i forhold til fremgangsmåten for å bestemme termisk konduktivitet, er lik det følgende produktet; (p)(k)(c)(N), hvor p = en proporsjonalitetskonstant i området fra 2,8 til 3,0, k = Bolztmannss konstant, c = fluidlydhastighet og N = molekyler per volumenhet av fluidet. Fluidet som analyseres for å bestemme intern konduktivitet, kan være et formasjonsfluid. Fremgangsmåten for å bestemme den termiske konduktiviteten kan videre omfatte å anbringe fluidet i et kar. Trinnet med å generere et signal for å bestemme termisk konduktivitet, blir utført med en anordning slik som en piezoelektrisk anordning, en EMAT, en pulset laser eller en bøyningsgenerator.
Innbefattet i fremgangsmåtene og anordningene som er beskrevet er videre en fremgangsmåte for å bestemme gass/olje-forholdet for et fluid, omfattende å generere et signal, å føre signalet gjennom fluidet, å måle signalforplantningstiden gjennom fluidet, å bestemme fluidlydhastigheten basert på den målte forplantningstiden, og å beregne gass/olje-forholdet for fluidet basert på fluidlydhastigheten. Det fluidet som betraktes i fremgangsmåten for å bestemme gass/olje-forholdet til et fluid, er et formasjonsfluid i et brønnhull. Trinnet med å generere et signal, blir utført med en anordning valgt fra den liste som innbefatter en piezoelektrisk anordning, en EMAT, en pulset laser og en bøyningsresonator.
Et første aspekt av foreliggende oppfinnelse vedrører en fremgangsmåte for å estimere en fluidegenskap omfattende trinnene å
generere et akustisk signal som forplanter seg en distanse gjennom et fluid og som reflekteres av minst to overflater som er i kjent avstand fra hverandre for å skape minst to reflekterte akustiske signaler, der de to overflatene er hovedsakelig parallelle;
registrere de reflekterte akustiske signalene; kjennetegnet ved trinnene for å kalkulere den kumulative summen av kvadrert, CSS, amplituder av de reflekterte akustiske signalene;
kalkulere andre deriverte av CSS amplitudene ved bruk av Savitzky-Golay koeffisienter;
identifisere puls toppene fra tidspunktet når den andrederiverte av CSS endrer fortegn, hvori pulstoppene representerer tidspunktet når det reflekterte akustiske signalet ble registrert; og
bestemme fluidlydhastigheten basert på tidsforskjeller mellom puls toppene og de kjente avstandsforskjellene.
Mulige utførelsesformer av oppfinnelsen fremgår av de uselvstandige kravene 2-11.
Et andre aspekt av foreliggende oppfinnelse omfatter en prøvetakningsanordning omfattende:
en beholder med fluid i og minst to overflater som er i en kjent avstand fra hverandre; hvor de to overflatene er hovedsakelig parallelle;
en signalgenerator i samvirke med beholderen konfigurert til å generere et akustisk signal som forplanter seg en distanse gjennom fluidet og reflekteres av minst to overflater for å skape minst to reflekterte akustiske signaler;
en mottaker i samvirke med beholderen, der nevnte mottaker er i stand til å registrere det reflekterte akustiske signalet; karakterisert ved en prosessor konfigurert for å:
kalkulere den akkumulerte summen av kvadrert, CSS, amplituder fra de reflekterte akustiske signalene; kalkulere den andrederiverte av CSS amplitudene ved å bruke Savitzky-Golay koeffisienter;
identifisere pulstopper fra punktene i tid der den andrederiverte av CSS endret fortegn, hvori pulstoppene representerer punktene i tid der de reflekterte akustiske signalene ble registrert; og
bestemme fluidlydhastigheten basert på tidsforskjeller mellom pulstoppene og de kjente avstandsforskjellene.
Kort beskrivelse av tegningene
Fig. 1 viser en prøvesonde anordnet i en utskjæring av et brønnhull.
Fig. 2 illustrerer en skisse med bortskårne deler av prøvetakningssystemet.
Fig. 3 representerer plottinger som inneholder rådata og behandlede data.
Detaljert beskrivelse av oppfinnelsen
Den fremgangsmåten som beskrives her, gir en måte til å evaluere kompressibiliteten til et fluid basert på den målte fluiddensiteten og den målte lydhastigheten i fluidet. Det vises nå til fig. 2 hvor en utførelsesform av et prøvetakningssystem 22 ifølge foreliggende oppfinnelse, er illustrert i en skisse med delvis bortskårne deler. Prøvetakningssystemet 22 på fig. 2 omfatter et kar eller en beholder 20 i samvirke med en signalgenerator 16. Den ytre overflaten av beholderen 20 kan ha en radial eller rektangulær form så vel som formen av et rør. Karet eller beholderen 20 kan fortrinnsvis være i form av en ledning eller et rør.
Som vist bør beholderen 20 være i stand til å inneholde og lagre fluidet 18 innenfor sine grenser under analyse. Selv om den er vist åpen ved sin øvre ende, kan beholderen 20 også være tettet for derved fullstendig å omslutte fluidet 18. Signalgeneratoren 16 kan være festet til den ytre eller første veggen 24 til beholderen 20 eller holdes på plass. Som beskrevet nedenfor, for formålet med referansen, er både de første og andre veggene (24, 26) vist i nærheten av signalgeneratoren 16 og er vist så vel som de tredje og fjerde veggene (28, 30) distalt fra signalgeneratoren 16.
Når det gjelder signalgeneratoren 16, kan den omfatte en hvilken som helst anordning som er i stand til å produsere et registrerbart akustisk signal som passerer gjennom fluidet. Dette innbefatter tradisjonelle akustiske anordninger slik som piezoelektriske anordninger, men andre akustiske transdusere kan også brukes for å gjennomføre denne funksjonen. En elektromagnetisk akustisk transduser (EMAT) kan f.eks. føre ultrasoniske bølger inn i metallet ved elektromagnetisk kobling. Alternativt kan en pulset laser som treffer et objekt, generere akustiske bølger ved en frekvens som avhenger av laserpulsfrekvensen. Signalgeneratoren 16 kan dessuten også brukes som mottaker for å motta og registrere refleksjoner av de signalene som genereres av signalgeneratoren 16. Et eksempel på en mekanisk bøyningsresonator som kan benyttes i forbindelse med anordningen som er beskrevet her, er beskrevet i detalj i patentpublikasjon nr. US 2002/017885 som har serienummer 10/144 965, publisert 5. desember 2002.
I et alternativ til den foreliggende anordning, er prøvetakningssystemet 22 kombinert med sonden 10 og i fluidkommunikasjon med prøveåpningen 14. I denne utførelsesformen blir formasjonsfluid fra formasjonen 6 samlet inn ved hjelp av prøveåpningen 14 og levert til beholderen 20 for analyse av fluidet. Brukt i forbindelse med sonden 10 er prøvetakningssystemet 22 fortrinnsvis plassert inne i sonden 10 under utplassering og drift av prøvetakningssystemet 22. Kombinasjon av prøvetakningssystemet 22 og sonden 10 gir fordelen ved prøvetakning i "sann tid" og reduserer risikoen for å tillate endringer i enten trykk eller temperatur i fluidet som i sin tur kan påvirke prøvetakningsresultatene. Bruken av prøvetakningssystemet 22 er imidlertid ikke begrenset til fluidinnsamlingsanordningen på fig. 1, men kan brukes i forbindelse med en hvilken som helst type anordning eller krets brukt ved innsamling i borehull av formasjonsfluid.
I et ikke-begrensende eksempel på virkemåten til foreliggende fremgangsmåte som beskrives her, blir formasjonsfluid trukket inn i prøvetakningsåpningen 14 i en brønnhullssonde 10. Fluidet blir så ført inn i beholderen 20 for etterfølgende analyse. Signalgeneratoren 16 blir så aktivert slik at et signal 17, slik som en eller flere akustiske pulser, blir generert. Av hensiktsmessighets grunner er det genererte signalet 17 illustrert som en rekke buede linjer som kommer fra transduseren 16. Etter å ha forlatt signalgeneratoren 16 passerer signalet 17 gjennom de første og andre veggene (24, 26) i beholderen 20, inn i fluidet 18 og videre til de distale tredje og fjerde veggene (28, 30). En del av det genererte signalet 17 (det reflekterte signalet 19) reflekteres tilbake i retning av signalgeneratoren 16. Det reflekterte signalet 19 er likeledes hensiktsmessig illustrert som en rekke buede linjer rettet mot signalgeneratoren 16. I utførelsesformen på fig. 2 kan signalgeneratoren 16 operere som sender og også som signalmottaker. En separat transduser (ikke vist) kan eventuelt være innbefattet som ene og alene opererer som signalmottaker for å motta de reflekterte signalene 19.
Når signalgeneratoren er en piezoelektrisk transduser, kan en kort spenningsspiss tilføres transduseren, som typisk varer omkring 1-2 mikrosekunder. Denne spissen får transduseren til å resonere ved den resonansfrekvens som typisk er fra omkring 5 MHz til omkring 10 MHz. Analogt med en klokke som ringer en stund etter at den har blitt truffet av en hammer, klinger transduseren, hovedsakelig ved sin resonansfrekvens, i omkring 1 mikrosekund. En stadig avtagende del av denne mikrosekundlange pulsen føres frem og tilbake mellom rørveggen som er avgrenset av overflaten 24 og overflaten 26 (som er i kontakt med transduseren 16) fordi en del av pulsen blir sendt inn i fluidet ved hver refleksjon fra overflaten 26. Den overførte delen av pulsen passerer forbi grenseflaten 26, kommer inn i fluidet 18, reflekteres fra overflaten 28 og returnerer til slutt for å bli detektert av transduseren 16. Den akustiske transduseren tjener både som kilde og mottaker. En høyhastighets (40-70 MHz) analog/digital-omformer overvåker signalet som mottas av transduseren.
Som vist mottar og registrerer signalgeneratoren 16 det reflekterte signalet for etterfølgende analyse. Det registrerte signalet kan enten behandles øyeblikkelig for å bestemme fluiddata, sendes fra overflaten 10 til et separat sted for lagring eller databehandling, eller kan registreres i sonden 10 for senere analyse. Som kjent blir lydhastigheten (c) for væsken bestemt ved å dividere forplantningstiden til signalet gjennom fluidet 18 med den avstand signalet har forplantet seg gjennom fluidet. Dette kan utføres ved å utpeke bokstaven (d) som avstanden mellom overflaten 26 og 28. Den variable 2t kan dessuten utpekes som tidsdifferansen mellom ankomsttiden av det første ekkoet (svarende til en tur/retur-tid fra overflaten 24 til 26 og tilbake igjen til 24) og ankomsttiden til ekkoet fra overflaten 28 (svarende til en tur/retur-avstand fra 24, forbi 26 til 28 og til slutt tilbake til 24). 2t er derfor den mengde med tid det tar lyd å forplante seg frem og tilbake, 2d, inne i fluidet fra overflaten 26 til overflaten 28 og tilbake til overflaten 26. Lydhastigheten blir derfor d/t.
Fluiddensitet som bestemmes akustisk fra følgende relasjon for en akustisk puls som går frem og tilbake mellom overflaten 24 og overflaten 26:
ρF= ρW(cW/cF) [1 Sqrt (RWF)]/[(1-Sqrt(RWF)]; (1) hvor:
ρW= Transduserveggdensitet i g/cm<3>,
ρT= Transduserdensitet i g/cm<3>,
cW= Langsgående lydhastighet for rørvegg, cT= Langsgående transduserlydhastighet,
ρF= Fluiddensitet i g/cm<3>,
cF= Fluidlydhastighet,
RWF= Energifraksjon reflektert ved alle fluidgrenseflater, og
RWF= (ρWcW- ρFcF)<2>/ (ρWcW+ ρFcF)<2>.
Detaljene ved akustisk bestemmelse av densiteten kan finnes i US-patentsøknaden med serienummer 10/801 473 inngitt 16. mars 2004.Fluiddensitet kan også måles ved å bruke mekaniske bøyningsresonatorer som beskrevet i US-patentsøknaden med serienummer 10/144 965 inngitt 14. mars 2002 med tittel "Method and Apparatus for Downhole Fluid Characterization Using Flexural Mechanical Resonators", av Rocco DiFoggio, som krever prioritet fra US-patentsøknad nr.
60/291 136 inngitt 15. mai 2001 med tittelen "Method and Apparatus for Downhole Fluid Characterization Using Flexural Mechanical Resonators", av Rocco DiFoggio. Fluiddensitet kan også bestemmes ved hjelp av andre midler slik som ved å måle poretrykkgradienten over den sone hvorfra fluidet blir ekstrahert. Når man kjenner fluidets densitet og måler dets lydhastighet, blir det mulig å bestemme fluidets kompressibilitet, som er meget enklere enn den nåværende fremgangsmåten for å bestemme kompressibilitet i brønnhull ved å fange inn et fluidvolum, ekspandere volumet og måle fallet i trykk per volumøkning.
Kompresjonsmodulen B til et fluid er lik den resiproke verdien av kompressibiliteten til fluidet, B = 1/K. Det er også kjent at lydhastigheten er lik kvadratroten av fluidets kompresjonsmodul dividert med fluiddensiteten, c = (B/ρ)<1/2>. Subtrahering av den resiproke verdien av kompressibiliteten for kompresjonsmodulen og isolere kompressibiliteten gir følgende ligning:
K = 1/(c<2>ρ) (2)
Når følgelig fluiddensiteten, ρ, og fluidlydhastigheten, c, er blitt bestemt som beskrevet her, kan fluidkompressibiliteten så beregnes ved å bruke ligning (2).
I en utførelsesform av fremgangsmåten og anordningen som beskrives her, kan amplituderådataene først behandles ved å påføre en digital båndpassfiltrering for å forkaste eventuelle frekvenser som ikke er nær frekvensen til den akustiske kilden. For en 10 MHz akustisk kilde og en samplingsfrekvens på 40 MHz, kan man f.eks. anvende et 9-11 MHz digitalt båndpassfilter. Deretter kan man beregne kvadratet av amplituden ved hver samplingstid, noe som svarer til den energi som er mottatt ved vedkommende tidspunkt. Man kan så generere en kumulativ sum av kvadrater (CSS) for disse amplitudene, som er den kumulative sum av energi mottatt frem til vedkommende tidspunkt. Den digitale båndpassfiltreringen og den kumulative summeringen av kvadrater har allerede glattet rådataene og fjernet en del støy. Vi kan videre glatte den filtrerte kumulative sum av kvadratdata og også ta de første og andre deriverte av CSS-verdien ved å bruke Savitzky-Golay-metoden (Savitzky og Golay, Analytical Chemistry, vol. 36, nr. 8, juli 1964). De resulterende dataene kan videre behandles ved å bruke en fremgangsmåte med variabel terskel. Glatting av dataene og benyttelsen av Savitzky-Golay-metoden bidrar til å redusere støy fra det ønskede signalet. Fremgangsmåten med variabel terskel tjener til å skjelne registrerte signaler som kommer fra den fjerntliggende veggen til karet til beholderen 20 fra mottatte signaler som stammer fra innsiden av nærveggen (mellom flatene 24 og 26) i karet eller beholderen 20.
Det vises til fig. 3 hvor det er illustrert et diagram med en rådataplotting 32, en plotting 34 med glattede data og en plotting 38 med variabel terskel. På fig. 3 har delen med rådataene blitt redusert (så vel som de tilsvarende glattede og terskelfiltrerte dataene) som svarer til etterklangen i transduseren umiddelbart etter at den mottar en høy spenningsspiss. Denne plottingen viser sampling av signalamplituden ved diskrete intervaller (digitale data). For å unngå overlapping, er samplingsfrekvensen flere ganger større enn den akustiske kildefrekvensen. Etter registrering av dataene, blir kvadratet av amplituden for hver kanal beregnet. Amplituden for hver kanal er proporsjonal med den akustiske intensiteten (energien) som er blitt mottatt ved vedkommende kanals tid. Deretter blir den kumulative summen ("integralet") av disse kvadrerte amplitudene beregnet.
De glattede dataene blir videre benyttet ved å beregne den første deriverte med hensyn til tid av den kumulative summen av kvadrater ved å bruke Savitzky-Golay-koeffisientene (SG-koeffisientene), som bidrar til å frembringe glattede numeriske deriverte. Forbedret glatting blir utført ved å bruke Savitzky-Golay-koeffisienter av kjent orden (slik som kvadratiske eller kubiske) polynomer over et ganske stort antall punkter (25 kanaler). Den første deriverte av den kumulative summen av kvadrater blir så den glattede energien som er mottatt som funksjon av tid, som viser distinkte, akustiske energipulser. De resulterende verdiene som frembringes ved hjelp av Savitzky-Golay-metoden er vist plottet i den glattede dataplottingen 34 på fig. 3.
For å bestemme de lokale maksimumsverdiene og minimumsverdiene for den første deriverte, blir den annen deriverte tatt av den kumulative summen av kvadrater ved å bruke Savitzky-Golay-koeffisientene (SG-koeffisientene) av lav orden og et stort antall punkter. De lokale maksimumsverdiene (energipulstoppene) for den første deriverte kurven kan brukes til å indikere det tidspunkt ved hvilket en spesiell pulsrefleksjon blir mottatt av mottakertransduseren 16. Det skal påpekes at den andre deriverte krysser null når den første deriverte når enten sin maksimumsverdi eller minimumsverdi. En pulstopp opptrer mellom kanaler når den annen deriverte endres fra positiv (i venstre kanal) til negativ variabel terskel, som beskrevet i detalj nedenfor. Oppløsning for underkanaler kan oppnås ved interpolering, slik som for å estimere posisjonen mellom to kanaler hvor den annen deriverte krysser null. Alternativt kan energimaksima skjelnes fra energiminima (der begge svarer til nuller i den annen deriverte av CSS-verdien) basert på fortegnet til den tredje deriverte av CSS.
Ved å bruke de data som er fremskaffet fra de behandlede signalene, blir lydhastigheten i fluidet inne i karet eller beholderen 20 to ganger veggtykkelsen dividert med (tur/retur-) tiden mellom etterklangspulstopper i rørveggen. Vegglydhastigheten kan endre seg med temperaturen eller med trykket i fluidet inne i røret og derved forårsake endring av veggens akustiske impedans. Veggens akustiske impedans må være kjent for å beregne fluiddensitet fra fluidlydhastighet og dempningshastigheten av pulsekkoetterklangen inne i veggen. Direkte brønnhullsmåling av veggens lydhastighet kan gjøres ut fra veggtykkelsen og tiden mellom pulstoppetterklanger i veggene. Vegghastigheten er en parameter som brukes til å beregne densiteten til det fluid som er i kontakt med veggen. En annen faktor ved beregning av fluiddensitet er veggdensiteten, men endringer i veggens densitet med temperatur og trykk er en meget mindre effekt som vanligvis kan ignoreres eller estimeres fra en tabell.
Den glatte dataplottingen 34 omfatter reflekterte signaler både fra signaletterklanger i den nære veggen (mellom den første og andre veggen 24 og 26) så vel som en refleksjon fra den fjerne veggen (den tredje veggen 28).
Disse reflekterte signalene er illustrert som kurver 36 på den glatte dataplottingen 34. Den akustiske signaletterklangen i den nære veggen dør hen over tid, og dette kan ses i de avtagende lokale maksimumsverdier av kurvene 36 på den glatte dataplottingen 34 på fig. 3. Amplituden til signalet som reflekteres fra den fjerntliggende veggen (den tredje veggen 28) vil imidlertid overskride amplituden til den sist observerbare etterklangen i veggen. Basert på dette kan fremgangsmåten med variabel terskel brukes til å bestemme tidspunktet (kanalnummeret) ved hvilket pulsen for refleksjon ved den fjerntliggende veggen når sin toppenergi. Terskelen holdes derfor senket til høyden av den siste etterklangstoppen i veggen. Den første pulstoppen, hvis amplitude øker fra den foregående verdien, blir tatt som fjernveggrefleksjon.
I en utførelsesform av den foreliggende fremgangsmåten blir den variable pulstoppdeteksjonens terskelfunksjon generert ved å bruke to runder. I første runde blir terskelverdien til hver kanal den største energiverdien (førstederiverte av CSS) som har inntruffet i de foregående M kanalene, der M er antallet kanaler mellom topper av energipulser som vibrerer innenfor veggen. Denne første runden for å danne en variabel terskel genererer en trappetrinn-formet funksjon (ikke vist) som har horisontale trinn som er forbundet med stigninger og fall som ikke er helt vertikale. En grafisk representasjon av den andre runden er vist og denne omfatter en serie med trinn 40 som har horisontale trinn 42 og vertikale elementer 44. De vertikale elementene 44 er justert til å være overveiende vertiale (det vil si å ha uendelig helling) mens de horisontale trinnene 42 hovedsakelig blir holdt like med unntaket at de utvides mot venstre eller høyre. Dette oppnås ved å utvide hvert horisontale trinn 42 mot venstre til den siste kanalen til et høyere trinn hver gang et høyere trinn 42 ligger på venstre side.
Tilsvarende blir, når et høyere trinn 48 ligger til høyre for et motstående lavere trinn 46, det lavere trinnet 46 utvidet mot høyre til den første kanalen til et høyere trinn 48. Fullførelse av den andre runden genererer en variabel terskel som ser ut som en trapp hvis vertikale elementer har en stort sett uendelig helling. Fordi toppene til indre-vegg-vibrasjonspulser blir mindre etter som tiden går, må den første pulsen hvis topp øker i forhold til foregående topp, være signalet som reflekteres fra den fjerntliggende veggen (tredje vegg 28). Tilsvarende er fluidlydhastighet den dobbelte av den fluidfylte åpningsavstanden dividert på rundetiden mellom den første innenfor-vegg-vibrasjonen og refleksjonen fra den fjerne veggen. En av de mange fordelene med muligheten til å skille mellom signaler som representerer nær-vegg-vibrasjoner og signaler som representerer fjern-vegg-refleksjoner er at signalgeneratoren 16 kan plasseres innenfor avgrensningene til karet eller beholderen 20, på dennes ytre omkrets, eller til og med innenfor beholderens 20 utstrekning (det vil si mellom den første og den andre veggen 24 og 26 eller mellom den tredje og den fjerde veggen 28 og 30).
En ytterligere fordel ved å bruke anordningen og fremgangsmåten som beskrives her, er muligheten til å bestemme om det analyserte fluidet inneholder gass eller er ved sitt boblepunkt. Gasser demper alltid lyden meget mer enn væsker. Forekomsten av en eventuell separat gassfase demper i høy grad akustiske signaler. Hvis det reflekterte signalet 19 derfor er ikke-eksisterende eller meget svakt, kan denne tilstanden indikere at prøvefluidet 18 inneholder disse separerte gassfasene (bobler) eller hovedsakelig består av en gassfase. Det skal imidlertid påpekes at med hensyn til akustiske signaler, øker dempningen med kvadratet av frekvensen i henhold til den klassiske akustiske dempningslinjen som er utledet av Stokes og Kirchhoff. Gass oppløst i en væske vil ikke ha den samme dempning av akustisk energi som frie gassbobler eller 100 % gass. Jo mer gass som er oppløst i en væske, jo høyere blir imidlertid kompressibiliteten. For petroleumsfluider kan derfor lydhastigheten brukes til å estimere en råoljes gass/olje-forhold (GOR), som alltid blir uttrykt i standard kubikkfot for gass per lagringstankfat med råolje. Terra Bulloch (1999 Masters Thesis, Michigan Technological University) beregnet f.eks. at ved 6000 psi og 85 °C, faller lydhastigheten for en spesiell gassholdig råolje ganske lineært fra omkring 1370 m/s (for GOR = 80) til omtrent 915 m/s (for GOR = 1300). For å bestemme forekomsten av gassbobler i en fluidprøve, bør derfor akustiske signaler generert i fluidet overskride 100 kHz for å bli dempet under deteksjonsnivået for instrumentet i banelengden på noen få mm fluid mellom 26 og 28. For å holde den akustiske bølgelengden liten sammenlignet med den korte avstanden mellom 24 og 26, bør den akustiske frekvensen være hovedsakelig i området på fra omkring 5 MHz til omkring 10 MHz.
Bestemmelse av boblepunktet til det prøvetatte fluidet kan innebære å operere samplingssystemet 22 som beskrevet ovenfor mens trykket i fluidet 18 samtidig reduseres. Hvis det antas at reflekterte signaler blir målt ved begynnelsen av boblepunkttesten, kan det tilsvarende boblepunkttrykket bestemmes ved det tidspunkt hvor reflekterte signaler 19 ikke lenger er målbare til tross for generering av signalet 17. For elektrisk isolerende felter kan lydhastighet også brukes til å estimere fluidets termiske konduktivitet ved å bruke Bridgemans ligning som fastslår at den termiske konduktiviteten er proporsjonal med lydhastigheten ganger Bolztmannss konstant (1,38E10-23 Joule/Kelvin) ganger antall molekyler per volumenhet. Proporsjonalitetskonstanten kan være i området fra omkring 2 til omkring 3,0. Når man kjenner fluidets termiske konduktivitet, kan det være nyttig for å estimere undergrunnstemperaturgradienter i et geotermisk reservoar, for å evaluere varmetap gjennom den termisk forbedrede oljereservoarprosessen, og bestemme varmetap fra undergrunnsfluid. Sitakanta Mohanty, J. Phys. D Appl. Phys. 30 No 24 (21. desember 1997).
Det skal bemerkes at andre databehandlingsmetoder kan brukes i utstyr i forbindelse med de fremgangsmåter som beskrives her. Et ytterligere trinn for alternativt å bestemme lydhastighet ved hjelp av den konvensjonelle krysskorrelasjonsteknikken kan f.eks. utføres når den tilnærmede tiden for ankomst av fjernveggrefleksjonen er blitt bestemt ved hjelp av den variable terskelteknikken. Foreliggende oppfinnelse som er beskrevet her, er derfor velegnet for å utføre formålet og oppnå hensiktene og fordelene som beskrevet, så vel som andre iboende fordeler. Selv om en for tiden foretrukket utførelsesform av oppfinnelsen er blitt gitt med det formål å beskrive, finnes det mange endringer i detaljene ved prosedyrer for å oppnå de ønskede resultatene. Frembringelse av det genererte signalet 17 er f.eks. ikke begrenset til en signalgenerator 16 anordnet inne i eller ved siden av prøvetakningssystemet 22, men kan innbefatte signalgeneratorer fra fjerntliggende kilder. De fjerntliggende signalkildene kan f.eks. være fra luftkanoner, geofoner, eksplosiver eller andre kjente signalgenererende kilder. Disse og andre lignende modifikasjoner vil lett kunne oppdages av fagkyndige på området, og er ment å være omfattet innenfor rammen av foreliggende oppfinnelse som beskrevet her og av omfanget av de vedføyde patentkrav.
Claims (12)
1. Fremgangsmåte for å estimere en fluidegenskap omfattende trinnene å generere et akustisk signal som forplanter seg en distanse gjennom et fluid og som reflekteres av minst to overflater (26, 28) som er i kjent avstand fra hverandre for å skape minst to reflekterte akustiske signaler, der de to overflatene (26, 28) er hovedsakelig parallelle;
registrere de reflekterte akustiske signalene; karakterisert ved trinnene for å kalkulere den kumulative summen av kvadrert, CSS, amplituder av de reflekterte akustiske signalene;
kalkuler andre deriverte av CSS amplitudene ved bruk av Savitzky-Golay koeffisienter;
identifisere puls toppene fra tidspunktet når den andrederiverte av CSS endrer fortegn, hvori pulstoppene representerer tidspunktet når det reflekterte akustiske signalet ble registrert; og
bestemme fluidlydhastigheten basert på tidsforskjeller mellom puls toppene og de kjente avstandsforskjellene.
2. Fremgangsmåte for å estimere en fluidegenskap ifølge krav 1, videre omfattende å bestemme fluiddensiteten basert på fluidlydhastigheten.
3. Fremgangsmåte for å estimere en fluidegenskap ifølge krav 1, videre omfattende å posisjonere fluid mellom overflatene nær en signal generator og aktivere signal generatoren og dermed skape akustiske signal gjenklang gjennom fluidet.
4. Fremgangsmåte for å estimere en fluidegenskap ifølge krav 1, der trinnet å generere et signal er utført med en anordning omfattende en piezoelektrisk anordning.
5. Fremgangsmåte for å estimere en fluidegenskap ifølge krav 1, videre omfattende å bestemme gas, olje forholdet basert på fluidlydhastigheten.
6. Fremgangsmåte for å estimere en fluidegenskap ifølge krav 2, videre omfattende å estimere en verdi for fluidkompressibilitet, der verdien for fluidkompressibiliteten er den inverse av produktet av fluidlydhastigheten kvadrert og fluiddensiteten.
7. Fremgangsmåte for å estimere en fluidegenskap ifølge krav 1, videre omfattende å bestemme tilstedeværelsen av gas i fluidet.
8. fremgangsmåte for å estimere en fluidegenskap ifølge krav 7, hvor forekomsten av gass blir detektert basert på en signalstyrke i området fra ingen respons til en lav respons.
9. Fremgangsmåte for å estimere en fluidegenskap ifølge krav 1, videre omfattende å behandle det målte signalet med en variabel terskelmetode.
10. Fremgangsmåte ifølge krav 1, der det registrerte reflekterte signalet er målt ved diskre datapunkter for å forme rådata, fremgangsmåten omfatter videre kvadrering av hvert diskre datapunkt.
11. Framgangsmåte ifølge krav 1, der Savitzky-Golay koeffisienten strekker seg opp til tredje orden.
12. Prøvetakningsanordning omfattende:
en beholder (20) med fluid i og minst to overflater (26, 28) som er i en kjent avstand fra hverandre; de to overflatene (26, 28) er hovedsakelig parallelle;
en signalgenerator (16) i samvirke med beholderen (20) konfigurert til å generere et akustisk signal som forplanter seg en distanse gjennom fluidet og reflekteres av minst to overflater (26, 28) for å skape minst to reflekterte akustiske signaler;
en mottaker i samvirke med beholderen (20), der nevnte mottaker er i stand til å registrere det reflekterte akustiske signalet; karakterisert ved en prosessor konfigurert for å:
kalkulere den akkumulerte summen av kvadrert, CSS, amplituder fra de reflekterte akustiske signalene;
kalkulere den andrederiverte av CSS amplitudene ved å bruke Savitzky-Golay koeffisienter;
identifisere pulstopper fra punktene i tid der den andrederiverte av CSS endret fortegn, hvori pulstoppene representerer punktene i tid der de reflekterte akustiske signalene ble registrert; og
bestemme fluidlydhastigheten basert på tidsforskjeller mellom pulstoppene og de kjente avstandsforskjellene.
Applications Claiming Priority (2)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
US11/194,365 US7523640B2 (en) | 2005-08-01 | 2005-08-01 | Acoustic fluid analyzer |
PCT/US2006/029690 WO2007016464A2 (en) | 2005-08-01 | 2006-07-31 | Acoustic fluid analyzer |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
NO20080835L NO20080835L (no) | 2008-04-28 |
NO343792B1 true NO343792B1 (no) | 2019-06-11 |
Family
ID=37692821
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
NO20080835A NO343792B1 (no) | 2005-08-01 | 2008-02-15 | Akustisk fluidanalysator |
Country Status (8)
Country | Link |
---|---|
US (2) | US7523640B2 (no) |
EP (1) | EP1917417B1 (no) |
CN (1) | CN101268251A (no) |
BR (1) | BRPI0614129B1 (no) |
EA (1) | EA012154B1 (no) |
MY (1) | MY145219A (no) |
NO (1) | NO343792B1 (no) |
WO (1) | WO2007016464A2 (no) |
Families Citing this family (46)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US7523640B2 (en) * | 2005-08-01 | 2009-04-28 | Baker Hughes Incorporated | Acoustic fluid analyzer |
US9109433B2 (en) | 2005-08-01 | 2015-08-18 | Baker Hughes Incorporated | Early kick detection in an oil and gas well |
US20080047337A1 (en) * | 2006-08-23 | 2008-02-28 | Baker Hughes Incorporated | Early Kick Detection in an Oil and Gas Well |
US8794062B2 (en) * | 2005-08-01 | 2014-08-05 | Baker Hughes Incorporated | Early kick detection in an oil and gas well |
US7614302B2 (en) * | 2005-08-01 | 2009-11-10 | Baker Hughes Incorporated | Acoustic fluid analysis method |
US8037747B2 (en) * | 2006-03-30 | 2011-10-18 | Baker Hughes Incorporated | Downhole fluid characterization based on changes in acoustic properties |
NO327568B1 (no) * | 2006-04-26 | 2009-08-17 | Det Norske Veritas As | Akustisk fremgangsmate og anordning for deteksjon eller karakterisering av et medium inneholdt i en struktur, saerlig en gass, et kondensat eller et hydrat i en rorledning for transport av hydrokarboner |
US7703328B2 (en) * | 2006-05-18 | 2010-04-27 | Baker Hughes Incorporated | Pressure sensor utilizing a low thermal expansion material |
US20080242997A1 (en) * | 2007-03-26 | 2008-10-02 | Luna Innovations Incorporated | Method and apparatus for classifying gaseous and non-gaseous objects |
US8612154B2 (en) * | 2007-10-23 | 2013-12-17 | Schlumberger Technology Corporation | Measurement of sound speed of downhole fluid by helmholtz resonator |
DE102007056543A1 (de) * | 2007-11-23 | 2009-05-28 | Robert Bosch Gmbh | Verfahren zur Untersuchung von Phasenzuständen |
US8032311B2 (en) | 2008-05-22 | 2011-10-04 | Baker Hughes Incorporated | Estimating gas-oil ratio from other physical properties |
US8434356B2 (en) | 2009-08-18 | 2013-05-07 | Schlumberger Technology Corporation | Fluid density from downhole optical measurements |
US7913556B2 (en) * | 2008-06-11 | 2011-03-29 | Schlumberger Technology Corporation | Methods and apparatus to determine the compressibility of a fluid |
WO2010132039A1 (en) * | 2009-05-11 | 2010-11-18 | Paul Cooper | Acoustic velocity measurements using tilted transducers |
US9631480B2 (en) | 2009-05-11 | 2017-04-25 | Halliburton Energy Services, Inc. | Acoustic velocity measurements using tilted transducers |
US8250902B2 (en) * | 2009-05-27 | 2012-08-28 | Caterpillar Inc. | System and method for measuring aeration of a liquid |
US20100315900A1 (en) * | 2009-06-12 | 2010-12-16 | Baker Hughes Incorporated | Method and apparatus for high resolution sound speed measurements |
GB2472081B (en) | 2009-07-24 | 2014-03-05 | Bios Developments Ltd | A method for determining speed of a signal species in a medium and associated apparatus |
CA2770118A1 (en) * | 2009-08-03 | 2011-02-10 | Ultimo Measurement, Llc | Method and apparatus for measurement of physical properties of free flowing materials in vessels |
JP2013543977A (ja) * | 2010-11-11 | 2013-12-09 | エスエスアイ・テクノロジーズ・インコーポレーテッド | ディーゼル排気物流体の質及び/又は深さを決定するシステムと方法 |
FR2973390B1 (fr) | 2011-04-01 | 2015-01-02 | Seb Sa | Article culinaire anti-rayures et procede de fabrication d'un tel article |
US8824240B2 (en) | 2011-09-07 | 2014-09-02 | Weatherford/Lamb, Inc. | Apparatus and method for measuring the acoustic impedance of wellbore fluids |
US8773948B2 (en) | 2011-09-27 | 2014-07-08 | Schlumberger Technology Corporation | Methods and apparatus to determine slowness of drilling fluid in an annulus |
US9366133B2 (en) | 2012-02-21 | 2016-06-14 | Baker Hughes Incorporated | Acoustic standoff and mud velocity using a stepped transmitter |
WO2014105069A1 (en) * | 2012-12-28 | 2014-07-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method and apparatus for the downhole in-situ determination of the speed of sound in a formation fluid |
US9279317B2 (en) | 2013-03-14 | 2016-03-08 | Baker Hughes Incorporated | Passive acoustic resonator for fiber optic cable tubing |
US9617850B2 (en) | 2013-08-07 | 2017-04-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | High-speed, wireless data communication through a column of wellbore fluid |
US9594057B2 (en) | 2014-01-21 | 2017-03-14 | Baker Hughes Incorporated | Reflection-only sensor for fluid acoustic impedance, sound speed, and density |
US10126266B2 (en) | 2014-12-29 | 2018-11-13 | Concentric Meter Corporation | Fluid parameter sensor and meter |
WO2016109451A1 (en) | 2014-12-29 | 2016-07-07 | Concentric Meter Corporation | Electromagnetic transducer |
EP3215812B1 (en) | 2014-12-29 | 2020-10-07 | Concentric Meter Corporation | Fluid parameter sensor and meter |
BR112017015043A2 (pt) | 2015-02-13 | 2018-03-20 | Halliburton Energy Services Inc | sistema de poço, e, método para determinar a distribuição de tamanho de partícula em fluidos usando técnicas de ultrassom em tempo real. |
US10316648B2 (en) | 2015-05-06 | 2019-06-11 | Baker Hughes Incorporated | Method of estimating multi-phase fluid properties in a wellbore utilizing acoustic resonance |
GB2554216A (en) * | 2015-05-22 | 2018-03-28 | Halliburton Energy Services Inc | Measuring frequency-dependent acoustic attenuation |
DE102015110726A1 (de) * | 2015-07-03 | 2017-01-05 | Miele & Cie. Kg | Verfahren zum Betreiben eines Kochsystems |
US10101255B2 (en) | 2015-09-11 | 2018-10-16 | Schlumberger Technology Corporation | Apparatus and methods for analysis of reservoir fluids |
WO2017062848A1 (en) | 2015-10-07 | 2017-04-13 | Cummins Inc. | Systems and methods for estimating fuel type and fuel properties using sonic speed |
EP3362178B1 (en) * | 2015-10-12 | 2024-01-24 | Labcyte Inc. | Systems and methods for tagging and acoustically characterizing containers |
CN105548373B (zh) * | 2015-12-15 | 2018-03-27 | 华南理工大学 | 一种准单次正交互补Golay(A,B)码超声相控阵编码激励方法 |
US10564256B2 (en) * | 2016-04-01 | 2020-02-18 | Rockwell Collins, Inc. | Beam sharpening radar system and method |
CA3180983A1 (en) * | 2016-08-18 | 2018-03-22 | Seismos, Inc. | Method for evaluating and monitoring formation fracture treatment using fluid pressure waves |
WO2018044288A1 (en) * | 2016-08-31 | 2018-03-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Determining fluid density in a pressure pump using bulk modulus measurements |
CN107255672B (zh) * | 2017-07-31 | 2020-07-17 | 中国石油大学(华东) | 基于超声波测量原油压缩系数实验系统及方法 |
CN109463821A (zh) * | 2017-09-07 | 2019-03-15 | 南宁市富久信息技术有限公司 | 一种基于手势识别的安全指导作业手套 |
EP3822613B1 (en) * | 2019-11-13 | 2023-09-06 | ABB Schweiz AG | Measurement system for determining liquid properties in a vessel |
Citations (3)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US5635626A (en) * | 1994-12-02 | 1997-06-03 | British Gas Plc | Measurement of a gas characteristic |
US5741962A (en) * | 1996-04-05 | 1998-04-21 | Halliburton Energy Services, Inc. | Apparatus and method for analyzing a retrieving formation fluid utilizing acoustic measurements |
US6634214B1 (en) * | 1998-01-16 | 2003-10-21 | Bg Intellectual Property Limited | Method and apparatus for measuring the relative density of a gas |
Family Cites Families (47)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US4416152A (en) * | 1981-10-09 | 1983-11-22 | Dresser Industries, Inc. | Formation fluid testing and sampling apparatus |
US4571693A (en) * | 1983-03-09 | 1986-02-18 | Nl Industries, Inc. | Acoustic device for measuring fluid properties |
FR2556845B1 (fr) * | 1983-12-16 | 1986-04-11 | Cgr Ultrasonic | Procede de caracterisation par ondes acoustiques de la structure d'un milieu et dispositif mettant en oeuvre ce procede |
US4769793A (en) * | 1985-07-24 | 1988-09-06 | Ultrasonic Arrays, Inc. | Dual reference surface transducer |
US4938066A (en) * | 1988-01-29 | 1990-07-03 | Xecutek Corporation | Ultrasonic apparatus for measuring the speed of sound in a gaseous medium |
WO1997024601A1 (en) | 1995-12-29 | 1997-07-10 | Thomas Adam Shine | Method for testing a cell sample |
NL1003595C2 (nl) * | 1996-04-10 | 1997-10-14 | Tno | Werkwijze en inrichting voor het karakteriseren van suspensies. |
JPH10170485A (ja) * | 1996-10-08 | 1998-06-26 | Toyota Motor Corp | 超音波式ガソリン特性判別方法および装置 |
US6494079B1 (en) | 2001-03-07 | 2002-12-17 | Symyx Technologies, Inc. | Method and apparatus for characterizing materials by using a mechanical resonator |
US6393895B1 (en) | 1997-10-08 | 2002-05-28 | Symyx Technologies, Inc. | Method and apparatus for characterizing materials by using a mechanical resonator |
US6116080A (en) * | 1998-04-17 | 2000-09-12 | Lorex Industries, Inc. | Apparatus and methods for performing acoustical measurements |
GB9823675D0 (en) | 1998-10-30 | 1998-12-23 | Schlumberger Ltd | Flowmeter |
AU3482300A (en) | 1999-02-04 | 2000-08-25 | Bechtel Bwxt Idaho, Llc | Ultrasonic fluid quality sensor system |
US6688176B2 (en) | 2000-01-13 | 2004-02-10 | Halliburton Energy Services, Inc. | Single tube densitometer |
AU4733601A (en) * | 2000-03-10 | 2001-09-24 | Cyrano Sciences Inc | Control for an industrial process using one or more multidimensional variables |
US6672163B2 (en) | 2000-03-14 | 2004-01-06 | Halliburton Energy Services, Inc. | Acoustic sensor for fluid characterization |
US6626026B2 (en) | 2000-04-07 | 2003-09-30 | Interuniversitair Microelektronica Centrum (Imec) | Acoustic wave based sensor |
US6651513B2 (en) | 2000-04-27 | 2003-11-25 | Endress + Hauser Flowtec Ag | Vibration meter and method of measuring a viscosity of a fluid |
US6587798B2 (en) | 2000-12-04 | 2003-07-01 | Weatherford/Lamb, Inc. | Method and system for determining the speed of sound in a fluid within a conduit |
GB0031564D0 (en) | 2000-12-22 | 2001-02-07 | Borealis Tech Oy | Viscosity measurement |
RU2232384C2 (ru) | 2001-01-23 | 2004-07-10 | Яхно Татьяна Анатольевна | Способ исследования многокомпонентной жидкости |
JP2002243536A (ja) | 2001-02-19 | 2002-08-28 | Ngk Spark Plug Co Ltd | 超音波伝播時間測定方法及びガス濃度センサ |
US7434457B2 (en) | 2001-03-23 | 2008-10-14 | Schlumberger Technology Corporation | Fluid property sensors |
AUPR458201A0 (en) | 2001-04-23 | 2001-05-24 | Commonwealth Scientific And Industrial Research Organisation | Fluid properties evaluation |
US7317989B2 (en) | 2001-05-15 | 2008-01-08 | Baker Hughes Incorporated | Method and apparatus for chemometric estimations of fluid density, viscosity, dielectric constant, and resistivity from mechanical resonator data |
GB2392980B (en) | 2001-05-15 | 2005-06-15 | Baker Hughes Inc | Method and apparatus for downhole fluid characterization using flxural mechanical resonators |
US6711940B2 (en) | 2001-07-05 | 2004-03-30 | David James | Method and apparatus for measuring the elasticity of fluids |
US6789426B2 (en) | 2001-07-31 | 2004-09-14 | Board Of Trustees Of The Leland Stanford Junior University | Microfluidic channels with integrated ultrasonic transducers for temperature measurement and method |
US6712138B2 (en) | 2001-08-09 | 2004-03-30 | Halliburton Energy Services, Inc. | Self-calibrated ultrasonic method of in-situ measurement of borehole fluid acoustic properties |
US7059172B2 (en) * | 2001-11-07 | 2006-06-13 | Weatherford/Lamb, Inc. | Phase flow measurement in pipes using a density meter |
US7354141B2 (en) | 2001-12-04 | 2008-04-08 | Labcyte Inc. | Acoustic assessment of characteristics of a fluid relevant to acoustic ejection |
US20030101819A1 (en) | 2001-12-04 | 2003-06-05 | Mutz Mitchell W. | Acoustic assessment of fluids in a plurality of reservoirs |
EP1467948A1 (en) | 2002-01-24 | 2004-10-20 | Cantion A/S | A sensor |
US6763698B2 (en) | 2002-03-15 | 2004-07-20 | Battelle Memorial Institute | Self calibrating system and technique for ultrasonic determination of fluid properties |
EP1347293A1 (en) | 2002-03-18 | 2003-09-24 | Ultrasonic Scientific Limited | Acoustical cell for material analysis |
US6640625B1 (en) | 2002-05-08 | 2003-11-04 | Anthony R. H. Goodwin | Method and apparatus for measuring fluid density downhole |
US6892812B2 (en) * | 2002-05-21 | 2005-05-17 | Noble Drilling Services Inc. | Automated method and system for determining the state of well operations and performing process evaluation |
US7155967B2 (en) | 2002-07-09 | 2007-01-02 | Schlumberger Technology Corporation | Formation testing apparatus and method |
US6820702B2 (en) * | 2002-08-27 | 2004-11-23 | Noble Drilling Services Inc. | Automated method and system for recognizing well control events |
WO2004063741A2 (en) | 2003-01-13 | 2004-07-29 | Cidra Corporation | Apparatus for measuring parameters of a flowing multiphase fluid mixture |
US7039530B2 (en) | 2003-12-29 | 2006-05-02 | Ashcroft Inc. | Fluid measurement |
US7024917B2 (en) * | 2004-03-16 | 2006-04-11 | Baker Hughes Incorporated | Method and apparatus for an acoustic pulse decay density determination |
US20050268703A1 (en) | 2004-03-31 | 2005-12-08 | Theodor Funck | Sample receptacle for ultrasonic measurements |
US7377169B2 (en) | 2004-04-09 | 2008-05-27 | Shell Oil Company | Apparatus and methods for acoustically determining fluid properties while sampling |
IL161937A (en) | 2004-05-11 | 2008-08-07 | Nexense Ltd | Sensor system for high-precision measurements of temperature, composition and/or pressure of a fluid |
US7523640B2 (en) | 2005-08-01 | 2009-04-28 | Baker Hughes Incorporated | Acoustic fluid analyzer |
US7614302B2 (en) | 2005-08-01 | 2009-11-10 | Baker Hughes Incorporated | Acoustic fluid analysis method |
-
2005
- 2005-08-01 US US11/194,365 patent/US7523640B2/en active Active
-
2006
- 2006-07-31 EA EA200800394A patent/EA012154B1/ru not_active IP Right Cessation
- 2006-07-31 CN CNA2006800345509A patent/CN101268251A/zh active Pending
- 2006-07-31 EP EP06788956.8A patent/EP1917417B1/en active Active
- 2006-07-31 WO PCT/US2006/029690 patent/WO2007016464A2/en active Application Filing
- 2006-07-31 MY MYPI20063697A patent/MY145219A/en unknown
- 2006-07-31 BR BRPI0614129-3A patent/BRPI0614129B1/pt active IP Right Grant
-
2008
- 2008-02-15 NO NO20080835A patent/NO343792B1/no unknown
-
2009
- 2009-03-17 US US12/405,936 patent/US7921691B2/en active Active
Patent Citations (3)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US5635626A (en) * | 1994-12-02 | 1997-06-03 | British Gas Plc | Measurement of a gas characteristic |
US5741962A (en) * | 1996-04-05 | 1998-04-21 | Halliburton Energy Services, Inc. | Apparatus and method for analyzing a retrieving formation fluid utilizing acoustic measurements |
US6634214B1 (en) * | 1998-01-16 | 2003-10-21 | Bg Intellectual Property Limited | Method and apparatus for measuring the relative density of a gas |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
US7523640B2 (en) | 2009-04-28 |
NO20080835L (no) | 2008-04-28 |
EA200800394A1 (ru) | 2008-08-29 |
EA012154B1 (ru) | 2009-08-28 |
MY145219A (en) | 2012-01-13 |
EP1917417A4 (en) | 2015-04-08 |
BRPI0614129B1 (pt) | 2018-04-03 |
US20090229341A1 (en) | 2009-09-17 |
CN101268251A (zh) | 2008-09-17 |
EP1917417B1 (en) | 2017-04-19 |
EP1917417A2 (en) | 2008-05-07 |
US7921691B2 (en) | 2011-04-12 |
WO2007016464A2 (en) | 2007-02-08 |
WO2007016464B1 (en) | 2007-11-08 |
WO2007016464A3 (en) | 2007-09-27 |
BRPI0614129A2 (pt) | 2011-03-09 |
US20070022803A1 (en) | 2007-02-01 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
NO343792B1 (no) | Akustisk fluidanalysator | |
US7614302B2 (en) | Acoustic fluid analysis method | |
EA013728B1 (ru) | Способ внутрискважинной оценки акустических свойств флюида и устройство для его осуществления | |
US6128949A (en) | Phase change analysis in logging method | |
NO342446B1 (no) | Estimering av gass-olje-forhold for et brønnfluid ut fra andre egenskaper | |
CA2560100C (en) | Apparatus and methods for acoustically determining fluid properties while sampling | |
EP2404033B1 (en) | Early kick detection in an oil and gas well | |
NO327373B1 (no) | Fremgangsmate og anordning for nedihulls fluidkarakterisering ved bruk av boyemekaniske resonatorer | |
AU2011295673A1 (en) | Multiphase fluid characterization system | |
NO310251B1 (no) | Fremgangsmåte for bestemmelse av tykkelsen av foringsrör i borehull | |
US8037747B2 (en) | Downhole fluid characterization based on changes in acoustic properties | |
NO339288B1 (no) | Bestemmelse av impedansen til materialet bak en utforing i et borehull | |
US8032311B2 (en) | Estimating gas-oil ratio from other physical properties | |
GB2481831A (en) | Ultrasonic material property measurement | |
Ma et al. | Measurement of the properties of fluids inside pipes using guided longitudinal waves | |
RU2416089C1 (ru) | Способ определения вязкости магнитной жидкости или магнитного коллоида | |
Liu et al. | Validation of Downhole Fluid Density, Viscosity and Sound Speed Sensor Measurements | |
Han et al. | Measurement of shear wave velocity of heavy oil | |
EA005657B1 (ru) | Использование обломков выбуренной породы для прогнозирования затухания в реальном времени | |
RU2792427C1 (ru) | Система диагностики процессов гидроразрыва пласта и способ её работы | |
GB1599067A (en) | Ultrasonic testing |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
CHAD | Change of the owner's name or address (par. 44 patent law, par. patentforskriften) |
Owner name: BAKER HUGHES, US |