BRPI0810794B1 - método para determinar a viscosidade de um fluido no fundo de poço e meio legível por máquina - Google Patents
método para determinar a viscosidade de um fluido no fundo de poço e meio legível por máquina Download PDFInfo
- Publication number
- BRPI0810794B1 BRPI0810794B1 BRPI0810794A BRPI0810794A BRPI0810794B1 BR PI0810794 B1 BRPI0810794 B1 BR PI0810794B1 BR PI0810794 A BRPI0810794 A BR PI0810794A BR PI0810794 A BRPI0810794 A BR PI0810794A BR PI0810794 B1 BRPI0810794 B1 BR PI0810794B1
- Authority
- BR
- Brazil
- Prior art keywords
- relaxation time
- fact
- viscosity
- fluid
- ratio
- Prior art date
Links
- 239000012530 fluid Substances 0.000 title claims abstract description 36
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 30
- 238000005481 NMR spectroscopy Methods 0.000 claims abstract description 37
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 10
- 238000007689 inspection Methods 0.000 claims abstract description 8
- 230000005415 magnetization Effects 0.000 claims description 10
- 238000009826 distribution Methods 0.000 claims description 9
- 238000005315 distribution function Methods 0.000 claims description 5
- 238000006467 substitution reaction Methods 0.000 claims description 2
- 238000004590 computer program Methods 0.000 abstract description 2
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 15
- 239000000523 sample Substances 0.000 description 14
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 11
- 230000006870 function Effects 0.000 description 10
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 7
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 6
- 239000000295 fuel oil Substances 0.000 description 5
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 4
- 238000012512 characterization method Methods 0.000 description 3
- 238000009792 diffusion process Methods 0.000 description 3
- 239000000463 material Substances 0.000 description 3
- 230000003287 optical effect Effects 0.000 description 3
- 230000010287 polarization Effects 0.000 description 3
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 2
- 238000012790 confirmation Methods 0.000 description 2
- 239000000470 constituent Substances 0.000 description 2
- 238000001816 cooling Methods 0.000 description 2
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 2
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 2
- 238000004064 recycling Methods 0.000 description 2
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 2
- 238000012549 training Methods 0.000 description 2
- 150000001335 aliphatic alkanes Chemical class 0.000 description 1
- 238000013459 approach Methods 0.000 description 1
- 230000006399 behavior Effects 0.000 description 1
- 230000009286 beneficial effect Effects 0.000 description 1
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 1
- 239000003990 capacitor Substances 0.000 description 1
- 238000004891 communication Methods 0.000 description 1
- 239000004020 conductor Substances 0.000 description 1
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 description 1
- 238000007405 data analysis Methods 0.000 description 1
- 238000013480 data collection Methods 0.000 description 1
- 230000001934 delay Effects 0.000 description 1
- 238000002592 echocardiography Methods 0.000 description 1
- 230000000763 evoking effect Effects 0.000 description 1
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 1
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 1
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- 238000003384 imaging method Methods 0.000 description 1
- 230000010354 integration Effects 0.000 description 1
- 230000009878 intermolecular interaction Effects 0.000 description 1
- 230000008863 intramolecular interaction Effects 0.000 description 1
- 238000011545 laboratory measurement Methods 0.000 description 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 230000000149 penetrating effect Effects 0.000 description 1
- 230000008569 process Effects 0.000 description 1
- 230000001681 protective effect Effects 0.000 description 1
- 230000003068 static effect Effects 0.000 description 1
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
Classifications
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01R—MEASURING ELECTRIC VARIABLES; MEASURING MAGNETIC VARIABLES
- G01R33/00—Arrangements or instruments for measuring magnetic variables
- G01R33/20—Arrangements or instruments for measuring magnetic variables involving magnetic resonance
- G01R33/44—Arrangements or instruments for measuring magnetic variables involving magnetic resonance using nuclear magnetic resonance [NMR]
- G01R33/48—NMR imaging systems
- G01R33/54—Signal processing systems, e.g. using pulse sequences ; Generation or control of pulse sequences; Operator console
- G01R33/56—Image enhancement or correction, e.g. subtraction or averaging techniques, e.g. improvement of signal-to-noise ratio and resolution
- G01R33/561—Image enhancement or correction, e.g. subtraction or averaging techniques, e.g. improvement of signal-to-noise ratio and resolution by reduction of the scanning time, i.e. fast acquiring systems, e.g. using echo-planar pulse sequences
- G01R33/5615—Echo train techniques involving acquiring plural, differently encoded, echo signals after one RF excitation, e.g. using gradient refocusing in echo planar imaging [EPI], RF refocusing in rapid acquisition with relaxation enhancement [RARE] or using both RF and gradient refocusing in gradient and spin echo imaging [GRASE]
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01R—MEASURING ELECTRIC VARIABLES; MEASURING MAGNETIC VARIABLES
- G01R33/00—Arrangements or instruments for measuring magnetic variables
- G01R33/20—Arrangements or instruments for measuring magnetic variables involving magnetic resonance
- G01R33/44—Arrangements or instruments for measuring magnetic variables involving magnetic resonance using nuclear magnetic resonance [NMR]
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01N—INVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
- G01N24/00—Investigating or analyzing materials by the use of nuclear magnetic resonance, electron paramagnetic resonance or other spin effects
- G01N24/08—Investigating or analyzing materials by the use of nuclear magnetic resonance, electron paramagnetic resonance or other spin effects by using nuclear magnetic resonance
- G01N24/081—Making measurements of geologic samples, e.g. measurements of moisture, pH, porosity, permeability, tortuosity or viscosity
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01R—MEASURING ELECTRIC VARIABLES; MEASURING MAGNETIC VARIABLES
- G01R33/00—Arrangements or instruments for measuring magnetic variables
- G01R33/20—Arrangements or instruments for measuring magnetic variables involving magnetic resonance
- G01R33/44—Arrangements or instruments for measuring magnetic variables involving magnetic resonance using nuclear magnetic resonance [NMR]
- G01R33/448—Relaxometry, i.e. quantification of relaxation times or spin density
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
- G01V3/00—Electric or magnetic prospecting or detecting; Measuring magnetic field characteristics of the earth, e.g. declination, deviation
- G01V3/18—Electric or magnetic prospecting or detecting; Measuring magnetic field characteristics of the earth, e.g. declination, deviation specially adapted for well-logging
- G01V3/32—Electric or magnetic prospecting or detecting; Measuring magnetic field characteristics of the earth, e.g. declination, deviation specially adapted for well-logging operating with electron or nuclear magnetic resonance
Landscapes
- Physics & Mathematics (AREA)
- High Energy & Nuclear Physics (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Physics & Mathematics (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Geology (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Health & Medical Sciences (AREA)
- General Health & Medical Sciences (AREA)
- Condensed Matter Physics & Semiconductors (AREA)
- Geophysics (AREA)
- Remote Sensing (AREA)
- Nuclear Medicine, Radiotherapy & Molecular Imaging (AREA)
- Radiology & Medical Imaging (AREA)
- Signal Processing (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Analytical Chemistry (AREA)
- Biochemistry (AREA)
- Immunology (AREA)
- Pathology (AREA)
- Magnetic Resonance Imaging Apparatus (AREA)
Abstract
"método para determinar a viscosidade de um fluido no fundo de poço e meio legível por máqui- na". a presente invenção refere-se a um método para determinar a 5 viscosidade, ?, de um fluido no fundo de poço que exige a execução de uma inspeção de ressonância magnética nuclear (rmn) do fluido; a determinação de um tempo de relaxamento longitudinal, t 1 e um tempo de relaxamento transversal aparente, t 2app , para o fluido; a formação de uma razão r de t 1 /t 2app para o fluido e a determinação da viscosidade, etá, de acordo com a 10 razão, r. um produto de programa de computador para implementar o método é fornecido.
Description
Relatório Descritivo da Patente de Invenção para MÉTODO PARA DETERMINAR A VISCOSIDADE DE UM FLUIDO NO FUNDO DE POÇO E MEIO LEGÍVEL POR MÁQUINA.
ANTECEDENTES DA INVENÇÃO
1. Campo da Invenção
Essa invenção refere-se a avaliações de fluidos do furo de poço e em particular a determinação de viscosidade pelo uso de ressonância magnética nuclear.
2. Descrição da Técnica Relacionada
Técnicas de caracterização no fundo de poço são de valor considerável para a exploração geofísica. Por exemplo, a caracterização de parâmetros associados aos fluidos no fundo de poço proporciona o discernimento da qualidade do fluido. Mais especificamente, o conhecimento da viscosidade, η, pode proporcionar o discernimento da qualidade dos hidrocarbonetos em uma formação. Uma série de tecnologias é aplicada no fundo de poço para várias tarefas. Essas tecnologias incluem geração de imagem por ressonância magnética nuclear (RMN). Infelizmente, na técnica anterior, o uso confiável da RMN para determinar a viscosidade, η, não foi concretizado.
Portanto, o que é necessário é uma técnica para a estimativa da viscosidade, η, de fluidos no fundo de poço pelo uso das tecnologias de RMN.
BREVE SUMÁRIO DA INVENÇÃO
Um método para determinar a viscosidade, η, de um fluido no fundo de poço, o método exige a execução de uma inspeção de ressonância magnética nuclear (RMN) do fluido; determinação de um tempo de relaxamento longitudinal, Ti, e um tempo de relaxamento transversal aparente, T2app, para o fluido; formação de uma razão R de Ti/T2app para o fluido e determinação da viscosidade, η, de acordo com a razão, R.
Um produto de programa de computador armazenado em meios legíveis por máquina e incluindo instruções legíveis por máquina para determinar a viscosidade, η, de um fluido no fundo de poço, as instruções in
Petição 870180132269, de 20/09/2018, pág. 6/15 cluindo instruções para: executar uma inspeção de ressonância magnética nuclear (RMN) do fluido; determinar um tempo de relaxamento longitudinal, Ti, e um tempo de relaxamento transversal aparente, T2app, para o fluido; formar uma razão R de Ti/T2app para o fluido e determinar a viscosidade, η, de acordo com a razão, R.
BREVE DESCRIÇÃO DOS DESENHOS
Com referência agora aos desenhos nos quais elementos semelhantes são numerados iguais nas várias figuras:
a figura 1 representa aspectos de registro de dados de poço com um aparelho de ressonância magnética nuclear (RMN), a figura 2 representa aspectos das determinações do tempo de relaxamento longitudinal, T-i, por uma série de medições do tempo de relaxamento transversal, T2, medições durante o ciclo de polarização, a figura 3 representa os tempos de relaxamento Ti e T2 para padrões de medição para alcanos, óleos crus e viscosidade, a figura 4 representa as funções de potência relacionando os tempos de relaxamento 73 e T2e uma razão R com a viscosidade, a figura 5 é um gráfico de barras mostrando a variação em uma média logarítmica para o tempo de relaxamento longitudinal T-i^m e o tempo de relaxamento transversal T2iLM e a razão R para várias amostras de fluido, a figura 6 representa os resultados das medições de laboratório para Ti e T2 usando retardos (t) de reciclagem diferentes para a amostra 5 da figura 5 e a figura 7 representa gráficos da razão R para várias séries de eco.
DESCRIÇÃO DETALHADA DA INVENÇÃO
Os ensinamentos aqui contidos tiram vantagem de várias propriedades únicas da ressonância magnética nuclear (RMN) dos materiais para proporcionar a determinação da viscosidade do fluido no fundo de poço.
Primeiro, é feita referência à figura 1 para considerar aspectos das caracterizações da RMN no fundo de poço, usando uma modalidade não-limitadora de um dispositivo de registro de dados ligado por fiação. Um versado na técnica reconhecerá que as técnicas descritas aqui podem ser aplicadas com outras modalidades, tais como operações de registro de dados enquanto perfurando (LWD) ou medições enquanto perfurando (MWD).
A figura 1 mostra um aparelho de registro de dados do poço disposto em um furo de poço 22 penetrando formações de terra 23, 24, 26, 28 para fazer medições das propriedades das formações de terra 23, 24, 26, 28 no fundo de poço. O furo de poço 22 na figura 1 fica tipicamente cheio com um fluido 34 conhecido na técnica como lama de perfuração. Um volume sensível, mostrado geralmente em 58 e tendo uma forma geralmente cilíndrica, é disposto em uma das formações de terra, mostradas em 26. O volume sensível 58 é uma porção predeterminada das formações de terra 26 nas quais as medições da ressonância magnética nuclear (RMN) são feitas, como também será explicado ou se tornará evidente.
Nas modalidades típicas, o volume sensível 58 inclui materiais tais como seriam encontrados no fundo de poço (abaixo da superfície e dentro ou ao redor do furo de poço 22) incluindo uma mistura de líquidos incluindo gás, água, fluido de perfuração, fluidos de óleo e de formação que são inerentes às formações 23, 24, 26, 28.
Uma fileira de ferramentas de registro de dados 32, que pode incluir um aparelho de RMN, é tipicamente abaixada no furo de poço 22, por exemplo, por um cabo elétrico armado 30. O cabo 30 pode ser enrolado e desenrolado do carretei de um guincho ou cilindro 48. A fileira de ferramentas 32 pode ser eletricamente conectada no equipamento de superfície 54 por um condutor elétrico isolado (não mostrado separadamente na figura 1) que forma parte do cabo 30. O equipamento de superfície 54 pode incluir uma parte de um sistema de telemetria 38 para comunicar os sinais de controle e os dados para a fileira de ferramentas 32 e o computador 40. O computador pode também incluir um gravador de dados 52 para gravar as medições feitas pelo aparelho e transmitidas para o equipamento de superfície 54. Tipicamente, o computador inclui uma variedade de dispositivos de entrada/saída e outros dispositivos de suporte para otimizar a operação do aparelho e as estimativas executadas pelo seu uso. Uma sonda de RMN 42 pode ser incluída na fileira de ferramentas 32.
O conjunto de circuitos para operar a sonda de RMN 42 pode ficar localizado dentro de um cartucho eletrônico da RMN 44. O conjunto de circuitos pode ser conectado na sonda da RMN 42 através de um conector 50. A sonda da RMN 42 fica tipicamente localizada dentro de um alojamento protetor 43 que é projetado para excluir a lama de perfuração 34 do interior da sonda 42. A função da sonda 42 será também explicada.
Outros aspectos da modalidade exemplar da sonda da RMN 42 são proporcionados na Patente U.S. No. 5.712.566, intitulada Nuclear Magnetic Resonance Apparatus and Method, emitida em 27 de janeiro de 1998 para Taicher e outros e incorporada aqui por referência na íntegra. Outro exemplo não-limitador é descrito na Patente U.S. No. 4.710.713, também emitida para Taicher e outros e também incorporada por referência aqui na Íntegra. Deve ser reconhecido que essas modalidades das ferramentas de RMN são exemplares somente e não-limitadoras dos ensinamentos aqui contidos. Uma modalidade comercialmente disponível e exemplar de um instrumento de RMN é o MREX®, disponível de Baker Hughes, Incorporated de Houston, Texas. Outro instrumento exemplar é o instrumento MAGTRAK®, também de Baker Hughes, Incorporated, que pode ser usado para o registro de dados enquanto perfurando.
Um versado na técnica reconhecerá que embora os ensinamentos aqui contidos possam ser executados no fundo de poço, eles são também aplicáveis a avaliações conduzidas na superfície, tal como em um laboratório. Além do que, e como discutido em outro local neste relatório, pelo menos uma porção de uma avaliação ou determinação pode ser executada em um local ou outro. Por exemplo, uma propriedade de um constituinte pode ser determinada em um laboratório, enquanto outras medições e determinações são executadas no fundo de poço.
Como uma questão de convenção, a pessoa deve observar que as variáveis usadas aqui aparecem por toda a descrição. Dessa maneira, variáveis previamente definidas geralmente não são novamente introduzidas. Por conveniência de referência, algumas das representações seguintes são explicadas aqui ou relacionadas com os ensinamentos aqui contidos: Bo representa a intensidade do campo estático; Bi representa a intensidade do campo de radiofrequência (RF); D representa difusividade; f representa uma função de distribuição de porosidade bidimensional; G representa a intensidade do gradiente de campo de RF; R representa a razão do tempo de relaxamento longitudinal, Ti, para o tempo de relaxamento transversal, T2 (ou T2app, conforme o caso possa ser); k representa um número de constituintes (isto é, tipos moleculares) dentro da mistura e pode ser usado como um subscrito; M representa a amplitude da magnetização do eco, onde Mz(t) representa uma magnetização longitudinal, que envolve uma constante de tempo Ti, onde Ti é o tempo requerido para o vetor de magnetização ser restaurado para 63% da sua amplitude original (citada como tempo de relaxamento longitudinal); MXiy representa uma magnetização transversal, que envolve uma constante de tempo T2, onde T2 é o tempo requerido para o vetor de magnetização cair para 37% da sua amplitude original (citada como o tempo de relaxamento transversal); T1:2 representa um tempo de relaxamento combinado; T2B representa um tempo de relaxamento transversal do fluido de volume; T2cutOff representa um tempo de divisão; T2diff representa o tempo de decaimento característico devido à difusão molecular em um ambiente de gradiente de campo magnético; T2gpp representa um tempo de relaxamento transversal aparente; Ti,2buik, que representa uma adição de Ti,2inter e Ti,2intra onde Tit2inter representa o tempo de relaxamento transversal e longitudinal devido às interações intermoleculares e Tii2intra representa o tempo de relaxamento transversal e longitudinal devido às interações intramoleculares; T2surf representa um tempo de relaxamento de superfície; T\Lm representa o tempo de relaxamento longitudinal médio logarítmico; T2,lm representa o tempo de relaxamento transversal médio logarítmico; TE representa um tempo entre ecos; Tw representa um tempo de espera; tk representa o tempo na formação do k° eco; v representa uma frequência e η representa a viscosidade.
O tempo de relaxamento transversal, T2, é igual a, ou mais curto do que o tempo de relaxamento longitudinal, Ti. Isso é principalmente devido à difusão molecular dentro de um campo magnético de gradiente porque o tempo de relaxamento transversal, T2, proporciona outro mecanismo de relaxamento. Esse mecanismo age em paralelo com o relaxamento de volume e superfície no plano transversal. É importante observar que o relaxamento devido à difusão D se aplica somente ao tempo de relaxamento transversal, T2, e não ao tempo de relaxamento longitudinal, T1, enquanto os relaxamentos de volume e superfície são efetivos para ambos T1 e T2. Como a medição direta da magnetização longitudinal não é possível, a determinação exige a inclinação das rotações sobre o plano transversal, como mostrado na figura 2. A figura 2 representa a determinação de T1 por uma série de medições de T2 durante um ciclo de polarização. O relaxamento no plano transversal é geralmente um processo mais complexo quando comparado com o relaxamento Ti.
O instrumento usando a sonda de RMN 42 é capaz de adquirir múltiplas séries de eco de tempo de espera diverso Tw. O decaimento da magnetização das múltiplas séries de eco, M(t, Tw), pode ser representado pela equação 1:
\\f^r^,.TÍi-eTJT]é ''T,~dT.dTm (D onde M representa a amplitude de magnetização do eco e f representa uma função de distribuição de porosidade bidimensional. O termo bidimensional (2D) aqui representa as duas dimensões no domínio de parâmetro, T1 e T2app. Um fator de polarização, i-e™7™ é importante para analisar os dados porque tipos diferentes de fluido têm T1 diferente. O fator de decaimento do eco, e-t/T2app> onde T2app representa o tempo de relaxamento transversal aparente e t representa uma duração da série de eco, não é somente determinado pelas propriedades do fluido, mas também é controlável pelos parâmetros de aquisição g e Te, como fornecido na equação (2).
. 1 τ T, .12
Em geral, a equação (1) pode ser invertida para obter ambas as distribuições do tempo de relaxamento para 7? e T2app. Alternativamente, a equação (1) pode ser reformulada substituindo as equações (3) para produzir a equação (4):
Ί\ = *'ΤΙ<φρ (3) εΜ= (4);
onde R representa uma razão de Ti/T2app. Isso proporciona a resolução para uma função de distribuição de parâmetro bidimensional g(T2app, R)· Por fazer essa substituição, as diferenças relacionadas à razão R podem ser observadas em um mapa 2D.
A experimentação mostrou que, para pelo menos algumas condições, uma correlação entre a razão, R, e a viscosidade, η, existe. Por exemplo, à medida que a viscosidade do óleo aumenta acima de aproximadamente 100 cp, para uma frequência de campo magnético de aproximadamente dois (2) MHz, a razão R pode diferir de um (1).
Um versado na técnica reconhecerá que uma variedade de aspectos e parâmetros usados em uma inspeção de RMN pode ser modificada para uso de certos algoritmos. O precedente é meramente um exemplo nãolimitador de ajuste de limites ou faixas para obter os dados desejados.
Pela determinação da razão de Ti sobre T2app(R) de um algoritmo de inversão tal como o proporcionado acima (com referência às equações 1-4), é possível identificar aspectos da viscosidade, η. Por exemplo, óleo pesado pode ser identificado. Uma razão de Ti/T2app que está próxima de um (1), corresponde frequentemente a óleo leve com pequena razão de gás para óleo (GOR), enquanto um resultado mais alto tipicamente corresponderá a óleo pesado. Em resumo, a razão R tipicamente aumenta com viscosidade crescente, η. Em outras modalidades, óleos leves com uma GOR significativa podem exibir uma elevada razão, R, em contraste com o comportamento de óleos pesados tendo uma viscosidade menor, η e razão mais alta, R. Em geral, uma marcação da razão, R, contra viscosidade, η, tem uma forma em formato de V, com inclinação variada entre óleo leve e óleo pesado.
Em outras modalidades, a determinação da razão do tempo de relaxamento, R, é útil para determinar a viscosidade, η, do óleo espumoso. Por exemplo, o óleo pesado espumoso exibe tipicamente uma razão R de Ti/T2app mais alta do que o óleo pesado não-espumoso. Isso é geralmente uma consequência do gás em solução com o óleo. O óleo espumoso pode ser mais afetado pelo gradiente de campo do que o óleo não-espumoso, assim reduzindo o T2app associado.
Como um versado na técnica esperaria, em casos de óleo leve com uma razão GOR significativa, o Ti/T2app aumenta. Relações exemplares da razão R e viscosidade, η, são representadas nas figuras 3 e 4. A figura 3 representa os tempos de relaxamento para certos padrões, sendo que as medições foram concluídas usando uma frequência Larmor entre aproximadamente 2 MHz e 80 MHz. Em outras modalidades, a frequência fica entre aproximadamente 0,5 MHz e aproximadamente 100 MHz. A figura 4 representa ajustes de potência aos conjuntos de dados dos tempos de relaxamento 7\ e T2, bem como a razão R. Em outras modalidades, ajustes diferentes das funções de potência podem ser aplicáveis. Por exemplo, uma função exponencial pode ser relevante. Em algumas modalidades, uma função exponencial é desenvolvida como uma série de funções de potência usando uma abordagem da série Taylor.
Deve ser observado que tipicamente o óleo pesado exibe uma distribuição para o tempo de relaxamento transversal T2 que fica em uma faixa abaixo de aproximadamente 33 milissegundos (ms) para aproximadamente 1 ms, e pode ser até mesmo mais curta (como no caso de óleo extrapesado). A distribuição para o tempo de relaxamento longitudinal, Ti, entretanto, pode mostrar valores até uma ordem de magnitude mais alta do que o tempo de relaxamento transversal T2. A integração dos dados geoquímicos e os resultados da RMN indicam uma forte correlação entre Tij_m (uma média logarítmica do Τή e a viscosidade, η. É reconhecido que as técnicas descritas aqui realmente encontram certas limitações. Entretanto, em geral, contanto que um óleo possa ser medido com o uso da RMN, a razão R pode ser relacionada com a viscosidade, η.
Na figura 5, relações entre a razão, R, e a média logarítmica (LM) para Ti e T2 são representadas para várias amostras. Essas amostras foram tiradas, cada uma, da Bacia de São Jorge na Argentina. Aspectos adicionais das amostras apresentadas na figura 5 são mostrados na figura 6. A partir das várias amostras, a amostra No. 5 foi selecionada para calcular a razão, R, usando a técnica descrita acima com referência às equações (1-4). A distribuição para T? e as distribuições diferentes para T2 são mostradas na figura 5. As várias distribuições de T2 são os tempos de espera mostrados, Tw, de 5 milissegundos (ms), 7 ms, 10 ms, 20 ms, 50 ms, 70 ms, 100 ms, 200 ms e 500 ms. A figura 7 mostra os resultados da inversão para R, bem como as distribuições calculadas para 7\ e T2 de acordo com o tempo de espera, Tw. Esses resultados se correlacionam muito bem com a medição mostrada na figura 6 e o conjunto de séries de eco usado para a inversão.
É observado que o termo retardo de reciclagem (RD) é equivalente ao tempo de espera Tw e que a terminologia selecionada para uso geralmente depende do software de modelagem (tais como o software Maran e o software MRLAB). Em outras modalidades, o tempo de espera, Tw, fica entre aproximadamente 5 ms e 10.000 ms.
O procedimento precedente é também válido quando a difusividade, D, é muito baixa ou o gradiente do campo magnético, G, é baixo ou zero, de modo que T2app fica perto ou igual a T2intrinsic (da natureza intra e intermolecular). Em algumas modalidades, o procedimento exige a substituição de valores de pico por um tempo de relaxamento combinado médio logarítmico, T-ii2, quando uma distribuição de tempo de relaxamento combinada exibe uma de uma aparência nítida e uma forma Gaussiana.
Para confirmação dos ensinamentos aqui contidos, vários componentes de análise podem ser usados, incluindo sistemas digitais e/ou analógicos. O sistema pode ter componentes, tais como um processador, meios de armazenamento, memória, entrada, saída, elo de comunicações (ligado por fiação, sem-fio, lama pulsada, ótico ou outro), interfaces do usuário, programas de software, processadores de sinal (digital ou analógico) e outros tais componentes (tais como resistores, capacitores, indutores e outros) para proporcionar a operação e análises do aparelho e métodos descritos aqui em qualquer uma de várias maneiras bem apreciadas na técnica. É considerado que esses ensinamentos podem ser, mas não precisam ser, implementados em união com um conjunto de instruções executáveis por computador armazenadas em um meio legível por computador, incluindo memória (ROMs, RAMs), ótico (CD-ROMs) ou magnético (discos, unidades rígidas) ou qualquer outro tipo que quando executado induz um computador a implementar o método da presente invenção. Essas instruções podem proporcionar a operação do equipamento, controle, coleta e análise de dados e outras funções julgadas relevantes por um projetista do sistema, dono, usuário ou outro tal pessoal, além das funções descritas nessa descrição.
Além do que, vários outros componentes podem ser incluídos e evocados para proporcionar aspectos dos ensinamentos aqui contidos. Por exemplo, uma linha de amostra, armazenamento de amostra, câmara de amostra, exaustão de amostra, bomba, pistão, suprimento de energia (por exemplo, pelo menos um entre um gerador, um suprimento remoto e uma bateria), suprimento de vácuo, suprimento de pressão, unidade ou suprimento de refrigeração (isto é, resfriamento), componente de aquecimento, força motriz (tais como uma força translacional, força de propulsão ou uma força rotacional), ímã, eletroímã, sensor, eletrodo, transmissor, receptor, transceptor, antena, controlador, unidade ótica, unidade elétrica ou unidade eletromecânica podem ser incluídos na confirmação dos vários aspectos discutidos aqui ou na confirmação de outras funções além dessa descrição.
O versado na técnica reconhecerá que os vários componentes ou tecnologias podem proporcionar certa funcionalidade ou aspectos necessários ou benéficos. Dessa maneira, essas funções e aspectos conforme possam ser necessários no suporte das reivindicações anexas e suas variações são reconhecidos como sendo inerentemente incluídos como uma parte dos ensinamentos aqui contidos e uma parte da invenção descrita.
Embora a invenção tenha sido descrita com referência às modalidades exemplares, será entendido por aqueles versados na técnica que várias mudanças podem ser feitas e equivalentes podem ser substituídos pelos seus elementos sem se afastar do escopo da invenção. Além disso, muitas modificações serão verificadas por aqueles versados na técnica para adaptar um instrumento particular, situação ou material aos ensinamentos da invenção sem se afastar do seu escopo essencial. Portanto, é planejado que a invenção não seja limitada à modalidade particular descrita como o melhor modo considerado para execução dessa invenção, mas que a invenção inclua todas as modalidades que se situam dentro do escopo das reivindicações anexas.
Claims (5)
1. Método para determinar a viscosidade, η, de um fluido no fundo de poço, o método caracterizado pelo fato de compreender:
(a) executar uma inspeção de ressonância magnética nuclear (RMN) do fluido;
(b) determinar um tempo de relaxamento longitudinal, Ti, e um tempo de relaxamento transversal aparente, T2app, para o fluido em que no a obtenção de um decaimento da magnetização de múltiplas séries de eco de RMN proporciona a determinação de Ti e T2app.', (c) formar uma razão R de Ti/T2app para o fluido;
(d) determinar a viscosidade, η, de acordo com a razão, R; e (e) fornecer a viscosidade para um usuário como um resultado.
2. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que T2app é aproximadamente igual a um tempo de relaxamento transversal intrínseco, T2íntrínsic, quando a intensidade do gradiente de campo de radiofrequência, G, é aproximadamente igual a zero.
3. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que a determinação de Ti e T2aPP compreende a resolução da relação:
= ííf(T2^ τΛ - ^jT'}e'T^ dT\ dT2app onde (a) Tw representa um tempo de espera;
(b) t representa uma duração de uma série de eco e (c) f representa uma função de distribuição de porosidade bidimensional.
4. Método, de acordo com a reivindicação 3, caracterizado pelo fato de que a relação seguinte é substituída pelo tempo de relaxamento longitudinal, Tf.
Tj=R* T2app.
5. Método, de acordo com a reivindicação 4, caracterizado pelo fato de que a substituição produz a relação:
Petição 870180132269, de 20/09/2018, pág. 7/15 onde g representa um parâmetro de aquisição.
6. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que a inspeção é executada usando uma frequência de campo magnético de aproximadamente 0,5 MHz a aproximadamente 100 MHz.
7. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que o tempo de espera, Tw, fica entre aproximadamente 5 milissegundos (ms) e aproximadamente 10.000 ms.
8. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que a formação de uma razão R compreende determinar uma média logarítmica para pelo menos um entre o tempo de relaxamento transversal, T2, e o tempo de relaxamento longitudinal, T1.
9. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que também compreende substituir valores de pico por um tempo de relaxamento combinado médio logarítmico, Ti,2, quando a distribuição de tempo de relaxamento combinado exibe uma dentre uma aparência nítida e uma forma Gaussiana.
10. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que a viscosidade, η, está relacionada com pelo menos um dentre o tempo de relaxamento transversal, T2, o tempo de relaxamento longitudinal, T1, e a razão, R, por uma dentre uma função de potência, uma função exponencial e uma série de Taylor.
11. Meio legível por máquina caracterizado por executar o método para determinar a viscosidade de um fluido no fundo de poço como descrito nas reivindicações 1 a 10, compreendendo instruções legíveis por máquina armazenadas no meio legível por máquina para determinar a viscosidade, η, de um fluido no fundo de poço, as instruções compreendendo instruções para:
(a) executar uma inspeção de ressonância magnética nuclear (RMN) do fluido;
(b) determinar um tempo de relaxamento longitudinal, T1, e um
Petição 870180132269, de 20/09/2018, pág. 8/15 tempo de relaxamento transversal aparente, T2aPP, para o fluido;
(c) formar uma razão R de Ti/T2aPP para o fluido e (d) determinar a viscosidade, η, de acordo com a razão, R\ em que o tempo de espera, Tw, fica entre aproximadamente 5 milissegundos (ms) e aproximadamente 10.000 ms.
12. Meio legível por máquina, de acordo com a reivindicação 11, caracterizado pelo fato de que a obtenção de um decaimento da magnetização de múltiplas séries de eco de RMN proporciona a determinação de Ti e T2aPP.
13. Meio legível por máquina,, de acordo com a reivindicação 12, caracterizado pelo fato de que a determinação de Ti e T2aPP compreende a resolução da relação:
= íífíl^ τΛ - EjT'}e'T^ dT\ dT2app onde (a) Tw representa um tempo de espera;
(b) t representa uma duração de uma série de eco e (c) f representa uma função de distribuição de porosidade bidimensional.
14. Meio legível por máquina,, de acordo com a reivindicação 13, caracterizado pelo fato de que a relação seguinte é substituída pelo tempo de relaxamento longitudinal, Tr.
Tj = R* T2app.
15. Meio legível por máquina,, de acordo com a reivindicação 14, caracterizado pelo fato de que a substituição produz a relação:
^τ)= onde g representa um parâmetro de aquisição.
16. Meio legível por máquina,, de acordo com a reivindicação 11, caracterizado pelo fato de que a inspeção é executada usando uma frequência de campo magnético de aproximadamente 0,5 MHz a aproximadamente 100 MHz.
Petição 870180132269, de 20/09/2018, pág. 9/15
17. Meio legível por máquina,, de acordo com a reivindicação 11, caracterizado pelo fato de que a formação de uma razão R compreende determinar uma média logarítmica para pelo menos um entre o tempo de relaxamento transversal, T2, e 0 tempo de relaxamento longitudinal, T1.
5 18. Meio legível por máquina,, de acordo com a reivindicação 11, caracterizado pelo fato de que a viscosidade, η, está relacionada com pelo menos um entre o tempo de relaxamento transversal, T2, o tempo de relaxamento longitudinal, Ti, e a razão, R, por uma entre uma função de potência, uma função exponencial e uma série de Taylor.
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US11/742,768 US7511488B2 (en) | 2007-05-01 | 2007-05-01 | Viscosity determination from logarithmic mean ratio of relaxation times |
| PCT/US2008/062171 WO2008134769A1 (en) | 2007-05-01 | 2008-05-01 | Viscosity determination from logarithmic mean ratio of relaxation times |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| BRPI0810794A2 BRPI0810794A2 (pt) | 2014-10-29 |
| BRPI0810794B1 true BRPI0810794B1 (pt) | 2019-01-08 |
Family
ID=39628769
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| BRPI0810794A BRPI0810794B1 (pt) | 2007-05-01 | 2008-05-01 | método para determinar a viscosidade de um fluido no fundo de poço e meio legível por máquina |
Country Status (5)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US7511488B2 (pt) |
| BR (1) | BRPI0810794B1 (pt) |
| GB (1) | GB2460992B (pt) |
| NO (1) | NO342661B1 (pt) |
| WO (1) | WO2008134769A1 (pt) |
Families Citing this family (9)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US7705592B2 (en) * | 2008-02-01 | 2010-04-27 | Baker Hughes Incorporated | Two dimensional T1/T2APP-T2APP processing of multi-gradient NMR data |
| CA2638697C (en) * | 2008-08-15 | 2014-11-18 | Schlumberger Canada Limited | Methods for determining in situ the viscosity of heavy oil using nuclear magnetic resonance relaxation time measurements |
| WO2010148095A2 (en) * | 2009-06-16 | 2010-12-23 | Neocoil, Llc | Modular apparatus for magnetic resonance imaging |
| US10353104B2 (en) * | 2012-03-29 | 2019-07-16 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Carbonate permeability by pore typing |
| EP2901150A4 (en) | 2012-09-25 | 2016-07-20 | Halliburton Energy Services Inc | DETERMINATION OF THE VISCOSITY OF AN OIL BASED ON BIO-DEGRADATION |
| US9678185B2 (en) | 2013-03-15 | 2017-06-13 | Pepsico, Inc. | Method and apparatus for measuring physico-chemical properties using a nuclear magnetic resonance spectrometer |
| US10197696B2 (en) | 2013-11-15 | 2019-02-05 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | NMR logging interpretation of solid invasion |
| WO2015178934A1 (en) * | 2014-05-23 | 2015-11-26 | Landmark Graphics Corporation | Robust viscosity estimation methods and systems |
| WO2017074316A1 (en) * | 2015-10-27 | 2017-05-04 | Halliburton Energy Services, Inc. | Viscosity determination apparatus, systems, and methods |
Family Cites Families (10)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4710713A (en) * | 1986-03-11 | 1987-12-01 | Numar Corporation | Nuclear magnetic resonance sensing apparatus and techniques |
| US5696448A (en) * | 1995-06-26 | 1997-12-09 | Numar Corporation | NMR system and method for formation evaluation using diffusion and relaxation log measurements |
| US5712566A (en) * | 1996-02-23 | 1998-01-27 | Western Atlas International, Inc. | Nuclear magnetic resonance apparatus and method |
| US6084408A (en) * | 1998-02-13 | 2000-07-04 | Western Atlas International, Inc. | Methods for acquisition and processing of nuclear magnetic resonance signals for determining fluid properties in petroleum reservoirs having more than one fluid phase |
| US6229308B1 (en) * | 1998-11-19 | 2001-05-08 | Schlumberger Technology Corporation | Formation evaluation using magnetic resonance logging measurements |
| EP1301810B1 (en) * | 2000-07-21 | 2008-09-10 | Services Petroliers Schlumberger | Nuclear magnetic resonance methods for extracting information about a fluid in a rock |
| US6859032B2 (en) * | 2001-12-18 | 2005-02-22 | Schlumberger Technology Corporation | Method for determining molecular properties of hydrocarbon mixtures from NMR data |
| US6765380B2 (en) * | 2002-05-23 | 2004-07-20 | Schlumberger Technology Corporation | Determining wettability of an oil reservoir using borehole NMR measurements |
| US6859033B2 (en) * | 2002-08-28 | 2005-02-22 | Schlumberger Technology Corporation | Method for magnetic resonance fluid characterization |
| US7053611B2 (en) * | 2004-06-04 | 2006-05-30 | Schlumberger Technology Corporation | Method and apparatus for using pulsed field gradient NMR measurements to determine fluid properties in a fluid sampling well logging tool |
-
2007
- 2007-05-01 US US11/742,768 patent/US7511488B2/en active Active
-
2008
- 2008-05-01 BR BRPI0810794A patent/BRPI0810794B1/pt active IP Right Grant
- 2008-05-01 WO PCT/US2008/062171 patent/WO2008134769A1/en not_active Ceased
- 2008-05-01 GB GB0918588.5A patent/GB2460992B/en active Active
-
2009
- 2009-10-26 NO NO20093216A patent/NO342661B1/no unknown
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| US20080272773A1 (en) | 2008-11-06 |
| GB2460992B (en) | 2012-10-10 |
| BRPI0810794A2 (pt) | 2014-10-29 |
| GB2460992A (en) | 2009-12-23 |
| GB0918588D0 (en) | 2009-12-09 |
| NO20093216L (no) | 2010-01-28 |
| NO342661B1 (no) | 2018-06-25 |
| US7511488B2 (en) | 2009-03-31 |
| WO2008134769A1 (en) | 2008-11-06 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| BRPI0810794B1 (pt) | método para determinar a viscosidade de um fluido no fundo de poço e meio legível por máquina | |
| US6859033B2 (en) | Method for magnetic resonance fluid characterization | |
| US6703832B2 (en) | Method for detecting hydrocarbons by comparing NMR response at different depths of investigation | |
| US6765380B2 (en) | Determining wettability of an oil reservoir using borehole NMR measurements | |
| US9459330B2 (en) | System and method for obtaining nuclear magnetic resonance measurements on reservoir fluids for prediction of fluid properties | |
| US8115481B2 (en) | Method of discerning water from hydrocarbon fluids using downhole NMR instruments in petroleum reservoirs with formation brine | |
| US7565246B2 (en) | Determination of gas saturation radial profile from multi-frequency NMR data | |
| US10107930B2 (en) | Hybrid saturation recovery-inversion recovery pulse sequence for improved NMR logging of boreholes | |
| BRPI0908468B1 (pt) | método e aparelho para estimar uma propriedade de um material e meio legível por computador | |
| BR112012026305B1 (pt) | Dispositivo e método para estimar uma identidade química de um fluido de fundo de poço e meio de armazenamento não transitório legível em computador | |
| US7221158B1 (en) | Permeability determinations from nuclear magnetic resonance measurements | |
| BRPI1101201A2 (pt) | mÉtodo para uso em conjunto com um equipamento de laboratàrio que define um volume amostral, equipamento de laboratàrio, e mÉtodo para uso em conjunto com um equipamento de laboratàrio que define um volume amostral | |
| BRPI0407061B1 (pt) | Métodos para medição por ressonância magnética nuclear (rmn) de propriedades petrofísicas de uma formação terrestre, e, sistema para aumentar a resolução de dados de registro de rmn obtidos usando uma ferramenta de rmn de multi-frequência tendo n frequências operacionais | |
| BR112018011527B1 (pt) | Método para estimar uma propriedade de um material de subsuperfície e aparelho para estimar tal propriedade | |
| BRPI0410179B1 (pt) | método para registro de uma formação de terra e aparelho para utilização em uma formação de terra | |
| NO20161992A1 (en) | Wettability estimation using magnetic resonance | |
| AU2017204581A1 (en) | Nuclear magnetic resonance tool calibration | |
| US7227355B2 (en) | Method of detecting, quantifying and correcting borehole contaminations from multi-frequency, multi-sensitive-volume NMR logging data | |
| US10061053B2 (en) | NMR T2 distribution from simultaneous T1 and T2 inversions for geologic applications | |
| CA2594055C (en) | Method for determining more accurate diffusion coefficient distributions of reservoir fluids using bi-polar pulsed field gradients | |
| WO2024163904A1 (en) | Systems and methods for enhanced formation evaluation using t1-t2 maps |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| B06A | Patent application procedure suspended [chapter 6.1 patent gazette] | ||
| B09A | Decision: intention to grant [chapter 9.1 patent gazette] | ||
| B16A | Patent or certificate of addition of invention granted [chapter 16.1 patent gazette] |
Free format text: PRAZO DE VALIDADE: 10 (DEZ) ANOS CONTADOS A PARTIR DE 08/01/2019, OBSERVADAS AS CONDICOES LEGAIS. |