Brevet FR3061557A1 — publié le 20180706

CAPTEURS D'ANALYSE DE FLUIDE DE FORMATION IN-SITU CONTEXTE La présente divulgation concerne des capteurs de fond de trou et plus particulièrement des capteurs servant à réaliser des analyses in-situ de propriétés de fluide de formation. Les hydrocarbures, tels que le pétrole et le gaz, sont 10 généralement obtenus à partir de formations souterraines qui peuvent être sur terre ou offshore. Le développement d'opérations souterraines et les processus impliqués dans l'élimination d'hydrocarbures d'une formation souterraine sont complexes. En général, les opérations souterraines impliquent 15 un certain nombre d'étapes différentes telles que, par ex., le forage d'un puits de forage à travers et/ou dans la formation souterraine au niveau d'un site souhaité, le traitement du puits de forage pour optimiser la production d'hydrocarbures et la réalisation des étapes nécessaires pour produire et traiter les 20 hydrocarbures provenant de la formation souterraine. Certaines ou l'ensemble de ces étapes peuvent utiliser un modèle de réservoir permettant une caractérisation détaillée de la formation (par ex. sa composition chimique, l'hétérogénéité, les zones à phases multiples, l'évolution du transport de fluide, 25 etc.) pour guider des opérations associées. Des propriétés thermophysiques de fluides de formation peuvent être utilisées pour formuler un modèle de réservoir. On peut citer comme exemples de propriétés thermophysiques, mais sans s'y limiter, la capacité de chaleur spécifique, la 30 conductivité thermique, le poids moléculaire, la densité de fluide, la viscosité et la diffusivité de masse. Les mesures in situ (c'est-à-dire de fond de trou) desdites propriétés peuvent être idéales pour éviter des changements de phase à l'intérieur des fluides de formation qui se produisent lorsqu'ils sont 35 envoyés à la surface pour des tests. Pourtant, la plupart des propriétés thermophysiques (par ex. la capacité de chaleur, la 3061557 2 conductivité thermique, le poids moléculaire) sont généralement déterminées dans un laboratoire en raison du manque de capteurs de fond de trou aptes. Les changements de phase qui en découlent peuvent réduire la précision des mesures 5 correspondantes. En outre, les analyses en laboratoire peuvent prendre des jours et des semaines, augmentant la durée et le coût des opérations. BRÈVE DESCRIPTION DES FIGURES Les dessins illustrent certains aspects de certains des modes de réalisation de la présente divulgation. Ils ne doivent pas servir à limiter ou à définir la divulgation. La Figure 1 est un diagramme d'un exemple de système de forage souterrain, selon des aspects de la présente divulgation. La Figure 2 est un diagramme d'un exemple de système de forage souterrain avec le train de tiges de forage retiré, selon des aspects de la présente divulgation. La Figure 3 est un diagramme d'un exemple de capteur de 20 densité et de viscosité intégrant un capteur de vibration, selon des aspects de la présente divulgation. Les Figures 4A et 4B sont des graphiques d'amplitude et de fréquence générés à partir d'exemples de mesures capturées par un capteur de vibration, selon des aspects de la présente 25 divulgation. La Figure 5 est un graphique illustrant un exemple de réponse en fréquence de résonance dépendant de la température d'un capteur de vibration, selon des aspects de la présente divulgation. 30 La Figure 6 est un diagramme illustrant un exemple de capteur de poids moléculaire intégrant au moins un capteur de vibration, selon des aspects de la présente divulgation. La Figure 7 est un graphique illustrant un graphique de pression-température pour des mesures de fluide simulées, selon 35 des aspects de la présente divulgation. 3061557 3 La Figure 8 est un diagramme illustrant un exemple de capteur de conductivité thermique et de capacité de chaleur intégrant au moins un capteur de vibration, selon des aspects de la présente divulgation. 5 La Figure 9 est un diagramme illustrant un exemple d'outil de diagraphie par câble métallique de fond de trou dans lequel des capteurs thermophysiques intégrant un ou plusieurs capteurs de vibration ont été intégrés, selon des aspects de la présente divulgation. 10 Alors que des modes de réalisation de cette divulgation ont été illustrés et décrits et sont définis par référence à des exemples de modes de réalisation de la divulgation, de telles références n'impliquent pas une limite sur la divulgation, et aucune limite de la sorte ne doit être déduite. L'objet de 15 l'invention divulgué est capable de modifications, altérations et d'équivalents considérables dans la forme et dans la fonction, comme il sera apparent aux spécialistes du domaine pertinent et qui bénéficient de cette divulgation. Les modes de réalisation illustrés et décrits de cette divulgation ne sont que des exemples, et ne sont pas une description exhaustive de la divulgation. DESCRIPTION DÉTAILLÉE Des modes de réalisation illustratifs de la présente divulgation sont décrits en détail ici. Dans un souci de clarté, toutes les caractéristiques d'un mode de réalisation réel seraient pas décrites dans cette spécification. Il sera, bien sûr, apprécié que dans le développement d'un quelconque mode de réalisation réel, de nombreuses décisions spécifiques à une implémentation doivent être prises afin d'atteindre les objectifs spécifiques de l'implémentation, qui varieront d'une implémentation à une autre. En outre, il sera apprécié qu'un tel effort de développement pourrait être complexe et 35 chronophage, mais serait néanmoins une entreprise de routine 3061557 4 pour les hommes de métier qui bénéficient de la présente divulgation. Afin de faciliter une meilleure compréhension de la présente divulgation, les exemples suivants de certains modes de 5 réalisation sont donnés. En aucun cas, les exemples suivants doivent être interprétés comme limitant, ou définissant, la portée de l'invention. Des modes de réalisation de la présente divulgation peuvent être applicables à des puits de forage horizontaux, verticaux, déviés ou autrement non-linéaires dans 10 un quelconque type de formation souterraine. Des modes de réalisation peuvent être applicables à des puits d'injection aussi bien que des puits de production, y compris des puits d'hydrocarbures. Des modes de réalisation peuvent être implémentés avec un outil qui est approprié pour le test, la 15 récupération et l'échantillonnage le long des sections de la formation. Des modes de réalisation peuvent être implémentés avec des outils qui, par exemple, peuvent être transportés à travers un passage d'écoulement dans une tige tubulaire ou à l'aide d'un câble métallique, d'un câble lisse, d'un tubage 20 enroulé, d'un robot de fond de trou ou autre. « Mesure de fond pendant le forage » (« MWD ») est le terme généralement utilisé pour mesurer des conditions de fond de trou concernant le déplacement et l'emplacement de l'ensemble de forage pendant que le forage se poursuit. « Diagraphie pendant le forage » 25 (« LWD ») est le terme généralement utilisé pour des techniques similaires qui se concentrent plus sur la mesure de paramètre de formation. Des dispositifs et des procédés selon certains modes de réalisation peuvent être utilisés dans l'une ou plusieurs des opérations de câble métallique (y compris un câble métallique, 30 un câble lisse et un tubage enroulé), de robot de fond de trou (fixe ou mobile), MWD et LWD. Pour les besoins de cette divulgation, un système de traitement d'informations peut comprendre toute instrumentalité ou tout agrégat d'instrumentalités permettant de calculer, classer, traiter, transmettre, recevoir, récupérer, émettre, échanger, stocker, afficher, présenter, détecter, enregistrer, 3061557 5 reproduire, traiter ou utiliser tout type d'informations, de renseignements ou de données à des fins commerciales, scientifiques, de commande ou autre. Par exemple, un système de traitement d'informations peut être un ordinateur personnel, un 5 dispositif de stockage en réseau ou tout autre dispositif approprié et peut varier en matière de taille, de forme, de performances, de fonctionnalité et de prix. Le système de traitement d'informations peut comprendre une mémoire vive RAM, une ou plusieurs ressources de traitement telles qu'une unité 10 centrale (CPU) ou une logique de commande de matériel ou de logiciel, une ROM et/ou d'autres types de mémoire non volatile. Des composants additionnels du système de traitement d'informations peuvent comprendre un ou plusieurs disques, un ou plusieurs ports de réseau pour la communication avec des 15 dispositifs externes aussi bien que divers dispositifs d'entrée et de sortie (I/O), tel qu'un clavier, une souris ou un écran vidéo. Le système de traitement d'informations peut comprendre un ou plusieurs bus qui fonctionnent pour transmettre des communications entre les divers composants matériels. 20 Pour les besoins de cette divulgation, un support lisible par ordinateur peut comprendre toute instrumentalité ou agrégat d'instrumentalités qui peuvent retenir des données et/ou des instructions pour une période de temps. Le support lisible par ordinateur peut comprendre, par exemple, sans limitation, un 25 support de stockage tel qu'un dispositif de stockage à accès direct (par ex., un disque dur ou une disquette), un dispositif de stockage à accès séquentiel (par ex., une cassette), un disque compact, CD-ROM, DVD, RAM, ROM, une mémoire EEPROM ou une mémoire flash ; aussi bien que des supports de communication 30 tels que des câbles, des fibres optiques, des micro-ondes, des ondes radio et d'autres supports électromagnétiques et/ou optiques ; et/ou une quelconque combinaison des éléments précédents. Les termes « coupler » ou « couplé » sont destinés à décrire 35 une connexion indirecte ou directe. Ainsi, si un premier dispositif est couplé à un deuxième dispositif, cette connexion 3061557 6 peut se faire à travers une connexion directe ou à travers une connexion mécanique ou électrique indirecte via d'autres dispositifs et connexions. De la même façon, le terme « couplé en communication » tel qu'il est utilisé ici est destiné à 5 signifier une connexion de communication directe ou indirecte. Une telle connexion peut être une connexion sur fil ou sans fil telle que, par ex., l'Ethernet ou le LAN. De telles connexions sur fil ou sans fil sont bien connues des hommes de métier et ne seront donc pas présentées en détail ici. Ainsi, si un premier 10 dispositif est couplé en communication à un deuxième dispositif, cette connexion peut se faire à travers une connexion directe, ou à travers une communication indirecte via d'autres dispositifs et connexions. Selon des aspects de la présente divulgation, des mesures in 15 situ de propriétés thermophysiques comprenant, mais sans s'y limiter, la densité/viscosité de fluide, la conductivité thermique, la capacité de chaleur et le poids moléculaire d'hydrocarbures peuvent être fournies par l'intermédiaire d'un ou de plusieurs capteurs de vibration, qui peuvent comprendre 20 une plateforme de capteurs qui peuvent être intégrés dans des capteurs spécialement conçus pour tester différentes propriétés thermophysiques in situ qui sont techniquement difficiles OU coûteuses à tester à l'aide de capteurs ordinaires. Comme cela sera décrit ci-dessous, les capteurs de vibration peuvent être 25 modularisés et intégrés sous forme de série de capteurs de fond de trou in situ dans des outils d'échantillonnage de fluide de fond de trou existants, réduisant le coût total des tests in situ grâce aux technologies existantes. Les capteurs de vibration peuvent également être utilisés dans un outil 30 d'échantillonnage de fluide de fond de détermination de propriétés thermophysiques. La Figure 1 est trou destiné à la un diagramme d'un système de forage souterrain 80, selon des aspects de la présente divulgation. Le système de forage 80 comprend une plateforme de forage 2 35 positionnée au niveau de la surface 82. Dans le mode de réalisation présenté, la surface 82 comprend la partie 3061557 7 supérieure d'une formation 18 contenant une ou plusieurs strates ou couches rocheuses 18a-c et la plateforme de forage 2 peut être en contact avec la surface 82. Dans d'autres modes de réalisation, comme dans une opération de forage offshore, la 5 surface 82 peut être séparée de la plateforme de forage 2 par un volume d'eau. Le système de forage 80 comprend un derrick 4 soutenu par la plateforme de forage 2 et ayant une moufle mobile 6 pour soulever et abaisser le train de tiges de forage 8. Un kelly 10 10 peut soutenir le train de tiges de forage 8 lorsqu'il est abaissé à travers une table tournante 12. Un trépan de forage 14 peut être couplé au train de tiges de forage 8 et il peut être entraîné par un moteur de fond du trou et/ou par la rotation du train de tiges de forage 8 à partir de la table 15 tournante 12. Lorsque le trépan 14 tourne, il crée un trou de forage 16 qui traverse une ou plusieurs strates ou couches rocheuses 18. Une pompe 20 peut faire circuler du fluide de forage à travers un tuyau d'alimentation 22 vers le kelly 10, vers le fond de trou à l'intérieur du train de tiges de forage 20 8, à travers des orifices dans le trépan de forage 14, et de retour,à la surface à travers l'anneau autour du train de tiges de forage 8, et dans un bassin de rétention 24. Le fluide de forage transporte les déblais provenant du trou de forage 16 dans le bassin 24 et aide à maintenir l'intégrité ou le trou de 25 forage 16. Le système de forage 80 peut comprendre un ensemble fond de trou (BHA) 50 couplé au train de tiges de forage 8 à proximité du trépan de forage 14. Le BHA 50 peut comprendre différentes combinaisons de colliers de forage ; des éléments de raccord 30 tels que des stabilisateurs, des alésoirs, des amortisseurs, des élargisseurs ; et différents outils de fond de trou, y compris, mais sans s'y limiter, les systèmes LWD/MWD, les systèmes de télémétrie, les moteurs de fond de trou entraînant le trépan de forage 14 et des ensembles rotatifs orientables pour changer la 35 direction du forage du trépan de forage 14. Comme indiqué, le BHA 50 comprend un outil d'échantillonnage de fluide de fond de 3061557 8 trou 26 couplé à un système de télémétrie 28. L'outil d'échantillonnage de fluide de fond de trou 26 peut comprendre un ou plusieurs capteurs de vibration (non présentés) qui peuvent prendre des mesures utilisées pour déterminer certaines 5 propriétés thermophysiques de fluides à l'intérieur de la formation 18. Le système de télémétrie 28 peut transférer des mesures de l'outil d'échantillonnage de fluide de fond de trou 26 vers un récepteur de surface 30 et/ou recevoir des commandes provenant du récepteur de surface 30 à travers un système de 10 traitement d'informations de surface 32. L'élément de télémétrie 28 peut comprendre un système de télémétrie par impulsions dans la boue et un système de télémétrie acoustique, un système de communication câblé, un système de communication sans fil ou tout autre type de système de communication qui sera 15 compris par un homme de métier à la lumière de cette divulgation. Dans certains modes de réalisation, certaines ou l'ensemble des mesures prises au niveau de l'outil d'échantillonnage de fluide de fond de trou 26 peuvent également être stockées à l'intérieur de l'outil d'échantillonnage de 20 fluide de fond de trou 26 ou de l'élément de télémétrie 28 pour une récupération ultérieure au niveau de la surface 82 par le système de traitement d'informations 32. Le système de traitement d'informations 32 peut traiter les mesures prises par l'outil d'échantillonnage de fluide de fond de trou 26 pour 25 déterminer les propriétés thermophysiques associées, comme cela sera décrit ci-dessous. Par ailleurs, un système de traitement d'informations à l'intérieur du BHA 50 (non présenté) peut déterminer les propriétés thermophysiques associées à partir des mesures. 30 Dans certains modes de réalisation, l'outil d'échantillonnage de fluide de fond de trou 26 peut être destiné à la mesure de propriétés thermophysiques de fluides de formation à travers les un ou plusieurs capteurs de vibration (non présentés), ou peut comprendre d'autres types de capteurs 35 et/ou de systèmes électriques/hydrauliques/mécaniques qui peuvent, par exemple, extraire des fluides de la formation pour 3061557 9 tester et/ou réaliser des mesures de propriétés des fluides de formation autres que les propriétés thermophysiques présentées dans cette divulgation. Dans certains modes de réalisation, puisque le trépan 14 étend le trou de forage 16 à travers les 5 formations 18, l'outil d'échantillonnage de fluide de fond de trou 26 peut recueillir des mesures de manière périodique concernant la formation 18 et le fluide piégé à l'intérieur. Par exemple, le processus de forage peut être arrêté périodiquement de sorte que l'outil d'échantillonnage de fluide 10 de fond de trou 26 peut extraire et/ou tester des mesures d'échantillons de fluide de la formation 18 pour identifier des propriétés thermophysiques des fluides extraits. La profondeur à laquelle les fluides ont été extraits peut être identifiée et associée aux mesures correspondantes de sorte que la formation 15 18 peut être entièrement modélisée. À différents moments lors du processus de forage, le train de tiges de forage 8 peut être retiré du trou de forage 16 comme le montre la Figure 2. Une fois le train de tiges 8 retiré, des opérations de mesure/diagraphie peuvent être réalisées à l'aide 20 d'un outil à câble métallique 34, c'est-à-dire un instrument qui est suspendu dans le trou de forage 16 par un câble 15 ayant des conducteurs pour transporter du courant vers l'outil à partir d'une source d'alimentation de surface et une télémétrie du corps d'outil vers la surface 102. L'outil à câble métallique 25 34 peut comprendre un outil d'échantillonnage de fluide de fond de trou 36, similaire à l'outil d'échantillonnage de fluide de fond de trou 26 ci-dessus. L'outil 36 peut être couplé en communication au câble 15. Une installation de diagraphie 44 (présentée dans la Figure 2 sous forme de camion, même s'il peut 30 s'agir de toute autre structure) peut recueillir des mesures provenant de l'outil 36 et peut comprendre des installations informatiques (y compris, par exemple, une unité de commande/un système de traitement d'informations) pour commander, traiter, stocker et/ou visualiser les mesures recueillies par les 35 éléments 36. Les installations informatiques peuvent être couplées en communication aux éléments 36 par l'intermédiaire du 3061557 10 câble 15. Dans certains modes de réalisation, l'unité de commande 32 peut servir d'installations informatiques de l'installation de diagraphie 44. Des modifications, des additions ou des omissions peuvent 5 être apportées aux Figures 1 à 2 sans s'écarter de la portée de la présente divulgation. Par exemple, les Figures 1 à 2 illustrent des composants de systèmes de forage souterrain et de diagraphie dans une configuration particulière, mais d'autres configurations sont possibles. En outre, moins de composants ou 10 composants additionnels au-delà de ceux illustrés peuvent être inclus dans les systèmes de forage et de diagraphie sans s'écarter de la portée de la présente divulgation. Les capteurs de vibration similaires à ceux décrits dans les présentes peuvent servir de plateforme à travers laquelle des 15 capteurs destinés à mesurer une ou plusieurs propriétés thermophysiques peuvent être spécialement conçus. Par exemple, au moins un capteur de vibration peut être intégré dans un capteur in situ qui mesure la densité et la viscosité de fluide d'un échantillonnage de fluide de formation extrait d'une 20 formation. D'autres capteurs de vibration peuvent être intégrés dans un capteur in situ conçu pour mesurer la conductivité thermique et la capacité de chaleur et/ou le poids moléculaire d'hydrocarbures de fluide de formation. Ces capteurs peuvent être utilisés en toute sécurité à l'intérieur d'un outil 25 d'échantillonnage de fluide de fond de trou pour fournir des mesures in situ de propriétés thermophysiques à travers lesquelles un réservoir peut être caractérisé. La Figure 3 est un diagramme d'un exemple de capteur de vibration 300, selon des aspects de la présente divulgation. Le 30 capteur 300 peut être intégré dans un ou plusieurs outils d'échantillonnage de fluide de fond de trou, y compris ceux décrits ci-dessus en référence aux Figures 1 et 2 et ceux décrits plus en détail ci-dessous. Comme indiqué, le capteur de vibration 300 comprend un tube 302 positionné à l'intérieur d'un 35 boîtier extérieur 304 et fixé au boîtier 304 au niveau des deux extrémités par des éléments d'ancrage 306. Le tube 302 peut 3061557 11 comprendre une surface de diamètre extérieure a et une surface de diamètre intérieure b qui peuvent définir un trou d'écoulement interne 302a. Le trou d'écoulement interne 302a peut être placé en communication fluidique avec un échantillon de fluide extrait 5 d'une formation, comme à travers un couplage entre le capteur 300 et un système de pompage qui sera décrit plus en détail ci- dessous. Le tube 302 peut être réalisé à partir d'un ou de plusieurs matériaux qui permettent un déplacement radial d'au moins une partie du tube 302. On peut citer comme exemple de 10 matériau, mais sans s'y limiter, l'alliage de titane. Le capteur 300 comprend en outre une source de vibration 308 et un récepteur de vibration 310. On peut citer comme exemples de sources de vibration les sources électromagnétiques, piézoélectriques, mécaniques et hydrauliques. Comme indiqué, la 15 source de vibration 308 comprend une source électromagnétique sous forme d'un aimant 308a et d'un ensemble bobine 308b, dans laquelle l'aimant 308a est couplé au tube 302 et l'ensemble bobine 308b est couplé au boîtier 304 en alignement axial avec l'aimant 308a. La source de vibration 310 comprend un 20 agencement similaire, dans lequel un aimant 310a du capteur de vibration 310 est couplé au tube 302 et un ensemble bobine 310b du capteur de vibration 310 est couplé au boîtier 304 en alignement axial avec l'aimant 310a. Ces configurations ne sont pas destinées à limiter, cependant, le type, l'orientation et la 25 configuration de la source de vibration 308 et le récepteur de vibration 310 peut varier selon le mode de réalisation. En outre, dans certains modes de réalisation, la source et le capteur de vibration peuvent être combinés. La source de vibration 308 et le récepteur de vibration 310 30 peuvent être couplés à un dispositif de commande 312. Tel qu'utilisé dans les présentes, un dispositif de commande peut comprendre un système de traitement d'informations ou tout autre dispositif qui contient au moins un processeur conçu pour réaliser certaines actions. On peut citer comme exemples de 35 processeurs, mais sans s'y limiter, les microprocesseurs, les 3061557 12 microcontrôleurs, les processeurs de signal numérique (DSP), les circuits intégrés spécifiques à une application (ASIC) ou un quelconque autre circuit numérique ou analogique conçu pour interpréter et/ou exécuter des instructions de programme et/ou 5 pour traiter des données. Comme indiqué, le dispositif de commande 312 est couplé aux conducteurs de la bobine source 308a et aux conducteurs du capteur 310a. Le dispositif de commande 312 peut servir à déclencher la source de vibration 308 en reliant les conducteurs de la bobine source 308a à une source 10 d'alimentation (non présentée) de sorte qu'un courant s'écoule à travers la bobine source 308a et un champ magnétique est induit. Le champ magnétique induit peut interagir avec l'aimant 308b pour provoquer une vibration dans le tube 302. En revanche, le dispositif de commande 312 peut servir à mesurer une vibration 15 dans le tube 302 en recevant du courant induit dans la bobine source 310a par le déplacement radial de l'aimant 310b par rapport à la bobine source 310a. Le capteur 300 peut en outre comprendre un capteur de température 314 qui peut être conçu pour mesurer la température 20 d'un échantillon de fluide à l'intérieur du capteur 300. On peut citer comme exemples de capteurs de température, mais sans s'y limiter, les thermistors et les détecteurs de température de résistance. Comme indiqué, le capteur de température 314 est couplé au boîtier 304 et il est en communication fluidique avec 25 l'alésage interne 302a du tube 302. Les conducteurs du capteur de température 314 peuvent être couplés au dispositif de commande 312. Puisqu'un échantillon de fluide est introduit dans le tube 302, le capteur de température 314 peut identifier la température du fluide ou peut générer une sortie (par exemple 30 un changement de résistance) à partir de laquelle le dispositif de commande 314 peut déterminer la température du fluide. D'autres types et configurations de capteurs de température peuvent être utilisés dans le cadre du capteur 300 et du tube 302. 35 Lors de l'utilisation, un échantillon de fluide peut être introduit et/ou peut s'écouler à travers l'alésage 302a du tube 3061557 13 302 et le dispositif de commande 312 peut signaler la source de vibration 308 pour provoquer et libérer brutalement un déplacement latéral dans le tube 302. La libération brutale peut pousser le tube 302 à vibrer à une certaine fréquence de 5 résonance. Le récepteur de vibration 310 peut mesurer le mouvement latéral du tube 302 dans le temps sous forme de courant ou de tension induit au niveau de la bobine 310a et cette mesure peut être enregistrée, par exemple, au niveau du dispositif de commande 312 ou transmise à un autre dispositif de 10 commande ou système de traitement d'informations pour être enregistrée/stockée. Les mesures du récepteur de vibration 310 peuvent être analysées pour déterminer une ou plusieurs caractéristiques de vibration du tube 302 et de l'échantillon de fluide à 15 l'intérieur. On peut citer comme exemples de caractéristiques de vibration, mais sans s'y limiter, l'atténuation d'amplitude des déviations latérales mesurées par le récepteur de vibration 310 et la fréquence de résonance à laquelle le tube 302 vibre. À titre d'illustration, les Figures 4A et 4B sont des graphiques 20 générés à partir d'exemples de mesures capturées par un récepteur de vibration 310 de capteur 300. Spécifiquement, la Figure 4A illustre un signal 400 représentant l'amplitude en décibels de déviations latérales mesurées du tube 302 au cours du temps t, et la Figure 4B illustre une représentation de 25 signal du domaine de fréquence 450 du signal 400. La représentation de signal du domaine de fréquence 450 peut être générée, par exemple, à l'aide d'une transformée de Fourier rapide ou d'autres transformations qui seront comprises par un homme de métier à la lumière de cette divulgation. 30 Comme on peut le voir dans la Figure 4A, lorsqu'une excitation de vibrations discrètes d'une source de vibration est utilisée, la déviation latérale initiale peut avoir la plus grande amplitude, la quantité de déplacement latéral et ainsi l'amplitude des déviations latérales suivantes s'atténuant dans 35 le temps. L'atténuation peut être exprimée à l'aide de 3061557 14 l'équation A(t)=A(0)e-at , où A(0) représente l'amplitude de la déviation latérale initiale déclenchée par la source de vibration, a comprend un paramètre de décroissance qui dépend, en partie, de la viscosité de l'échantillon de fluide et des 5 propriétés de matériau du tube, et t représente le temps. La fréquence de résonance de la vibration peut dépendre, en partie, des propriétés de matériau du tube de vibration et de la densité de l'échantillon de fluide, et peut être identifiée dans le signal du domaine de fréquence 450 de la Figure 4B. 10 Spécifiquement, la fréquence de résonance peut comprendre la fréquence dominante dans le signal du domaine de fréquence 450 qui peut être représentée par une crête 452 centrée sur la fréquence de résonnance f. Dans certains modes de réalisation, une largeur 11 de la crête de fréquence de résonance 452 peut en 15 outre être utilisée pour caractériser la vibration. La largeur F peut être déterminée, par exemple, au niveau d'un point sur la crête 452 qui est à un intervalle déterminé en dessous de l'amplitude maximale, ou au niveau d'un point tel que l'énergie représentée par la crête 452 au-dessus du point de largeur 20 représente un pourcentage déterminé de l'énergie globale à l'intérieur du signal. Selon des aspects de la présente divulgation, certaines ou l'ensemble des caractéristiques de vibration décrites ci-dessus peuvent être utilisées pour déterminer une ou plusieurs 25 propriétés thermophysiques d'un échantillon de fluide, en fonction de la configuration du capteur de vibration. Par exemple, un capteur de vibration conçu comme le capteur décrit ci-dessus en référence à la Figure 3 peut comprendre un capteur de densité et de viscosité de fluide permettant de déterminer la 30 densité et la viscosité d'un échantillon de fluide sur la base, au moins en partie, d'une fréquence de résonance de la vibration au niveau du tube 302 ainsi qu'une largeur de crête de fréquence de résonnance T. En ce qui concerne la densité de l'échantillon de fluide, une densité de masse p du fluide peut être déterminée 35 sur la base, au moins en partie, de l'équation suivante : 3061557 15 2 f (p, T) = f (0) * [1 + 1/(2 (1 - (a)) * ,01±t)] où f (p ,T) comprend la fréquence de résonance mesurée, f(0) correspond à une fréquence de résonnance du tube de vibration dans des conditions de vide, T comprend une température de l'échantillon de fluide, a correspond à un diamètre extérieur du 5 tube de vibration, b correspond à un diamètre intérieur du tube de vibration et pt correspond à une densité de masse du tube de vibration. Les variables f(0), a, b et pt peuvent être connues ou autrement déterminées pendant que le capteur est conçu de sorte que la densité de masse p du fluide représente la seule inconnue. 10 La densité de masse p du fluide peut être déterminée au niveau d'un dispositif de commande couplé au capteur, par exemple, en utilisant des valeurs stockées pour les variables, ou le signal de courant mesuré peut être stocké à l'intérieur du dispositif de commande ou transmis à la surface pour une détermination 15 ultérieure de la fréquence de résonance et de la densité de masse correspondante p du fluide. La Figure 5 est un graphique illustrant un exemple de réponse en fréquence de résonance dépendant de la température d'un capteur de vibration lorsque ce capteur est rempli de 20 fluides de densités différentes. Comme on peut le voir, la fréquence de résonance du capteur peut généralement diminuer lorsque la densité de l'échantillon de fluide augmente. Le graphique identifie également un composant de température, dans lequel la fréquence de résonance correspondant à une densité de 25 fluide donnée est inférieure lorsque la température du fluide est supérieure. En connaissant la fréquence de résonnance d'un capteur de vibration et la température d'un échantillon de fluide d'un capteur de température, des exemples de capteurs de vibration similaires à ceux décrits en référence à la Figure 3 30 peuvent être utilisés pour calculer avec précision la densité de fluide de l'échantillon de fluide. La viscosité de l'échantillon de fluide peut être analysée selon un système mécanique amorti léger simplifié, la viscosité, 3061557 16 en plus des propriétés de matériau du tube de vibration, affectant principalement la largeur de crête de fréquence de résonance r. Dans certains modes de réalisation, la viscosité de l'échantillon de fluide peut être corrélée à ou autrement 5 déterminée en utilisant la largeur r. Par exemple, la viscosité peut être déterminée en utilisant un facteur de qualité Q qui peut être égal à la fréquence de résonnance f du tube de vibration et l'échantillon de fluide étant divisé par la largeur de crête de fréquence de résonnance P. Le facteur de qualité 10 globale Q peut comprendre des contributions des propriétés de matériau du tube de vibration et de la viscosité de l'échantillon de fluide. La viscosité de l'échantillon de fluide peut être corrélée avec sa contribution, QFluide, au facteur de qualité Q, dont le calcul peut être effectué en utilisant 15 l'équation suivante 1 1 Q Q Fluide QCapteur OÙ QCapteur représente la contribution de facteur de qualité du capteur/tube de vibration. Par ailleurs, ou en outre, la viscosité de l'échantillon de fluide peut également être corrélée avec sa contribution, ArFluide, à la largeur de crête de 20 fréquence de résonance r, qui peut être déterminée en utilisant l'équation suivante "Fluide = r 'Capteur (T) où 'Capteur (T) représente la contribution de largeur du capteur/tube de vibration en fonction de la température dans des conditions de vide. La réponse de fréquence dépendant de la 25 température du capteur/tube de vibration dans des conditions de vide peut être mesurée et déterminée au cours de la fabrication du capteur, de sorte que la valeur correcte peut être sélectionnée sur la base de l'entrée de température du capteur pour calculer correctement la contribution de largeur de 30 l'échantillon de fluide. Comme indiqué ci-dessus, des capteurs de vibration peuvent être intégrés dans des capteurs spécialement conçus pour mesurer 3061557 17 ou déterminer une ou plusieurs propriétés thermophysiques. Contrairement au capteur décrit ci-dessus en référence à la Figure 3, qui peut être conçu pour mesurer la densité et la vitesse de fluide, la Figure 6 est un diagramme illustrant un 5 exemple de capteur de poids moléculaire 600 intégrant au moins un capteur de vibration, selon des aspects de la présente divulgation. Le capteur 600 comprend un séparateur d'écoulement 602 en communication fluidique avec un échantillon de fluide. On peut citer comme exemple de séparateur d'écoulement 602, mais 10 sans s'y limiter, un séparateur par gravité, un séparateur centrifuge et une pompe à piston. Le séparateur d'écoulement 602 peut être en communication fluidique avec un capteur de vibration 604 à travers un filtre de passage de gaz 606 et une vanne 608 qui permet une phase gazeuse d'un échantillon de 15 fluide séparé à l'intérieur du séparateur 602 pour atteindre le capteur 604. Le séparateur d'écoulement 602 peut être en communication fluidique avec un capteur de vibration 610 à travers un filtre de passage de liquide 612 et une vanne 614 qui permet une phase liquide d'un échantillon de fluide séparé à 20 l'intérieur du séparateur 602 pour atteindre le capteur 610. Les capteurs de vibration 604 et 610 peuvent être en communication fluidique sélective avec une sortie d'écoulement 616 à travers des vannes solénoïdes respectives 614 et 616. Comme indiqué, les capteurs de vibration 604 et 610 25 comprennent une fonction de configuration similaire l'un par rapport à l'autre et à celle du capteur de vibration décrit ci- dessus en référence à la Figure 3. Les capteurs de vibration 604 et 610 varient, cependant, dans l'inclusion des indicateurs de pression et de température 604a/604b et 610a/610b avant et 30 après les tubes de vibration respectifs. En outre, les capteurs de vibration 604 et 610 comprennent des raccords à verrou par sertissage pour permettre un couplage simple à un ou plusieurs systèmes de fluide qui extraient et fournissent les échantillons de fluide. Même si cela n'est pas indiqué, le capteur 600 peut 35 comprendre un ou plusieurs dispositifs de commande qui peuvent être couplés aux sources et récepteurs de vibration et aux 3061557 18 indicateurs de pression et de température 604a/604b et 610a/610b des capteurs de vibration 604 et 610. Lors de l'utilisation, un échantillon de fluide de formation peut être extrait d'une formation et introduit dans le 5 séparateur 602. En général, les échantillons de fluide de formation peuvent comprendre une phase gazeuse suspendue à l'intérieur d'une phase liquide. Le séparateur 602 peut séparer la phase gazeuse de la phase liquide, introduire la phase gazeuse dans le capteur de vibration 604 et introduire la phase 10 liquide dans le capteur de vibration 610. Une fois à l'intérieur du capteur de vibration 604, les indicateurs de pression et de température 604a/604b peuvent mesurer la pression et la température de la phase gazeuse et le capteur de vibration 604 peut entraîner des vibrations et mesurer des déplacements 15 latéraux à partir desquels la fréquence de résonance du capteur de vibration 604 et la densité de masse de la phase gazeuse peuvent être déterminées, en utilisant des techniques similaires à celles décrites ci-dessus. Sur la base de la densité de masse déterminée de la phase gazeuse, son poids moléculaire peut être 20 déterminé en utilisant l'équation suivante RT MWGaz P(P,T) * où P comprend la pression mesurée au niveau des indicateurs de pression et de température 604a/604b ; T comprend la température mesurée au niveau des indicateurs de pression et de température 604a/604b ; R comprend la constante de gaz 25 moléculaire universelle ; etepj) comprend la densité de masse de la phase gazeuse au niveau de la pression P et de la température T. Dans certains modes de réalisation, la densité de masse de la phase gazeuse peut être déterminée à partir de mesures réalisées au niveau d'un capteur précédent, tel que le 30 capteur décrit ci-dessus en référence à la Figure 3, de sorte que la densité de masse ne doit pas être déterminée séparément à l'intérieur du capteur 600. Une fois à l'intérieur du capteur de vibration 610, les indicateurs de pression et de température 610a/610b peuvent 3061557 19 mesurer la pression et la température de la phase liquide et le capteur de vibration 610 peut entraîner des vibrations et mesurer des déplacements latéraux à partir desquels la fréquence de résonance du capteur de vibration 610 et la densité de masse 5 de la phase liquide peuvent être déterminées, en utilisant des techniques similaires à celles décrites ci-dessus. La détermination du poids moléculaire de la phase liquide peut commencer à partir de l'équation d'état suivante pour des plages étendues de calculs de pression et de température d'équilibre de 10 phase dans des fluides polaires et non polaires : PV V a(T) Z = RT = V - b RT (V + b) où V comprend un volume ; a(T) correspond à une force attractive entre des molécules ; et b comprend un covolume occupé par des molécules qui est proportionnel à son poids moléculaire. Sur la base, au moins en partie, de l'équation 15 d'état ci-dessus, le poids moléculaire de phase liquide peut être approximé en utilisant l'équation suivante MW p(P ,T , b) * RT a(T) a(T)\ b RTV RTV * où p(P,T,b) comprend la densité de masse de la phase liquide déterminée en utilisant le capteur de vibration. Les calculs peuvent être réalisés, par exemple, au niveau d'un dispositif de 20 commande de fond de trou couplé ou intégré au capteur 600 ; au niveau d'un système de traitement d'informations distant en utilisant des mesures et des informations générées et stockées au niveau du capteur ou d'un dispositif de commande couplé au capteur ; et/ou au niveau d'un système de traitement 25 d'informations distant en utilisant des mesures et des informations transmises au système de traitement d'informations en temps réel ou en temps quasi réel. Les mesures de poids moléculaire décrites ci-dessus peuvent être utilisées pour identifier les réservoirs de gaz 30 d'hydrocarbure d'origine naturelle et anticiper le possible comportement de phase du fluide de réservoir. La Figure 7 est un exemple de diagramme d'enveloppe de phase pression- 3061557 20 température sous trois poids moléculaires de gaz différents. Spécifiquement, la Figure 7 illustre une simulation qui suppose une composition de fluide de Cl 97 % (CH4, Méthane, MW-16,04 daltons), et C2 2 % (C2H6, Ethane, MW=30,07 daltons) avec des 5 hydrocarbures C7+ 0,82 %. En réalité, les hydrocarbures C7+ 0,87 % peuvent avoir des poids moléculaires différents compris entre 90 et une centaine de daltons. Dans un cas, un réservoir de gaz peut comporter principalement un gaz d'hydrocarbure Cl-C4 mais les hydrocarbures C7+ 0,82 % peuvent avoir un poids 10 moléculaire moyen de 97 daltons ; dans un deuxième cas, les hydrocarbures C7+ 0,82 % peuvent avoir un poids moléculaire moyen de 110 daltons, dans un troisième cas, les hydrocarbures C7+ 0,82 % peuvent avoir un poids moléculaire moyen de 130 daltons. Même si le poids moléculaire de gaz moyen change 15 uniquement entre 18,293, 18,402 à 18,566 daltons, le diagramme d'enveloppe de phase PT, comme le montre la Figure 7, a considérablement changé. Les hydrocarbures liés à teneur en carbone élevée de C7 à C30 peuvent avoir une teneur limitée comme le gaz humide, qui est saturé avec environ 1 % en volume 20 d'hydrocarbures liquides, mais l'augmentation du poids moléculaire de gaz pourrait indiquer le changement d'enveloppe de phase PT correspondant, ce qui peut avoir un impact important que ce soit sur le système de complétion de puits ou la gestion des ressources. 25 La mesure du poids moléculaire de gaz peut également permettre de comprendre les propriétés de transport d'hydrocarbures d'une couche différente de formation sous la surface. Par exemple, l'augmentation de l'eau réduira le poids moléculaire de gaz moyen mesuré. De même, un gaz évaporé 30 d'huile lourde pourrait augmenter le poids moléculaire de gaz en raison de la localisation d'anomalies géothermiques. Dans un autre exemple, le dioxyde de carbone peut devenir abondant en raison de régions géologiques spécifiques. Ce changement de composition de gaz d'hydrocarbure modifiera le diagramme 35 d'enveloppe de phase PT d'un puits. La simulation a montré que la courbe des points critiques et des points de rosée 3061557 21 gaz/liquide peut être modifiée par l'augmentation du poids moléculaire de gaz. D'autres types de capteurs thermophysiques peuvent également intégrer des capteurs de vibration selon des aspects de la 5 présente divulgation. La Figure 8 est un diagramme illustrant un exemple de conductivité thermique et de capacité de chaleur 800 intégrant au moins un capteur de vibration, selon des aspects de la présente divulgation. Comme indiqué, le capteur 800 comprend un capteur de vibration 802 comprenant un tube 804 10 couplé entre deux éléments d'ancrage 806 et 808. Le capteur de vibration 802 comprend en outre une source de vibration 810 et un récepteur de vibration 812 couplés à un dispositif de commande (non présenté). Le récepteur de vibration 812 peut être utile dans la détermination d'une fréquence de résonance du 15 tube 804 lorsque le tube 804 contient un échantillon de fluide, similaire à la fonctionnalité des capteurs de vibration décrits ci-dessus. Comme indiqué, le capteur 800 comprend un conduit de fluide 814 en communication fluidique avec un alésage interne du tube 20 804 et à travers lequel un échantillon de fluide peut être introduit dans le tube 804. Le capteur 800 comprend en outre un élément de chauffage 816 entourant ou autrement adjacent au conduit de fluide 814 qui peut chauffer un échantillon de fluide avant d'être introduit dans le tube 804. Comme indiqué, 25 l'élément de chauffage 816 comprend une pompe à chaleur. Un dispositif de commande 818 peut être couplé à et commander la sortie d'énergie thermique par l'élément de chauffage 816. Dans certains exemples, le dispositif de commande 818 peut servir à faire varier la sortie d'énergie thermique par l'élément de 30 chauffage 816 pour pousser un échantillon de fluide à l'intérieur du conduit de fluide 814 à atteindre une température prédéterminée. Le dispositif de commande 818 peut être couplé à un capteur de température 820 en communication fluidique avec le conduit 814 et qui fournit un signal de retour de température au 35 dispositif de commande 818 à partir duquel le dispositif de commande 818 peut commander l'élément de chauffage 816. 3061557 22 Lors de l'utilisation, un échantillon de fluide peut être introduit dans le conduit de fluide 814 et chauffé. L'échantillon de fluide peut ensuite être introduit dans le tube 804, lorsque la source de vibration 810 et le récepteur de 5 vibration 812 peuvent entraîner des vibrations dans le tube 802 à partir desquelles une fréquence de résonance peut être déterminée en utilisant des processus similaires à ceux décrits ci-dessus. Les changements de température dans l'échantillon de fluide peuvent entraîner des décalages dans la fréquence de 10 résonance déterminée en utilisant des mesures du récepteur de vibration 812. Lorsque l'élément de chauffage 816 est modulé dans le temps, la vitesse avec laquelle l'énergie thermique de l'élément de chauffage 816 se dissipe dans l'échantillon de fluide et change la température du fluide dépend, en partie, de 15 la conductivité thermique de l'échantillon de fluide. Spécifiquement, l'intervalle de temps Ar à partir du pompage de chaleur à un décalage dans la fréquence de résonance mesurée du tube 804 et de l'échantillon de fluide peut être proportionnel à un paramètre de conductivité thermique k de l'échantillon de 20 fluide, une conductivité thermique plus élevée correspondant à un temps transitoire plus court pour observer un changement dans la fréquence de résonance. Le décalage relatif de la fréquence de résonance peut être linéaire avec la température T de l'échantillon de fluide et 25 représenté par l'équation f(T)=f(0)"*T, où f(T) correspond à la fréquence de résonance à une température T ; f(0) correspond à la fréquence de résonance du tube de vibration ; et correspond à une sensibilité du capteur 800. En conséquence, la détermination du changement de fréquence de résonance peut 30 entraîner le changement de température de fluide et la quantité de temps nécessaire pour que le fluide atteigne une température spécifique peut entraîner le paramètre de conductivité thermique k. Puisque l'augmentation de la température de fluide est généralement non-linéaire, le paramètre de conductivité 3061557 23 thermique k peut être exprimé par la fonction polynomiale suivante k = k(TO) + A * Ar + B * AT2 + - - - où AT comprend le temps de réponse transitoire correspondant à un changement dans la fréquence de résonance ; et k(T0), A, et 5 B comprennent des constantes d'étalonnage. La capacité de chaleur de l'échantillon de fluide dans le capteur 800 peut également être déterminée sur la base de changements au niveau de la température de fluide et de la fréquence de résonance du tube 804. La capacité de chaleur Cp de 10 l'échantillon de fluide peut généralement être reliée à un processus thermodynamique et au transport d'énergie thermique de l'élément de chauffage 816 vers l'échantillon de fluide. Lorsque l'élément de chauffage 816 comprend au moins une pompe à chaleur, par exemple, le courant électrique I entraînant la 15 pompe à chaleur peut entraîner une énergie thermique E qui est reliée au courant I et à la résistance Rs de l'élément de chauffage. Pour deux événements de pompage thermique transitoires entraînant des changements de température de fluide de T1 à 2'2, le processus thermodynamique peut être décrit en 20 utilisant les deux équations suivantes E1= m* Cp *Ti = p * V* Cp *Ti E2 = M* Cp * T2 = p * V* Cp * T2 où la variation de masse fluidique au cours des deux événements thermiques a été ignorée pour une durée limitée. Sur la base de ce qui précède, la capacité thermique peut être calculée en utilisant l'équation suivante Cp (T) E2 [(Tir T2) * m]= A/2 (t) * Rs/gym* * OfJ 25 où Af comprend la variation de fréquence de résonance, et la masse fluidique (m = p*V ) et la sensibilité de capteur sont constantes. Dans certains modes de réalisation, certaines ou l'ensemble des caractéristiques thermophysiques déterminées à l'aide des 30 capteurs décrits ci-dessus, par exemple la densité de fluide, 3061557 24 p(T), la conductivité thermique k(T)et la capacité de chaleur Cp(T) peuvent être utilisées pour calculer une ou plusieurs caractéristiques thermophysiques pour fournir des caractéristiques in situ plus solides. Par exemple, la 5 diffusivité de masse e(T) d'un échantillon de fluide peut être déterminée en utilisant l'équation suivante e(T) = \lk(T) + Cp(T) + p(T) Ces calculs additionnels peuvent être réalisés, par exemple, au niveau d'un ou de plusieurs dispositifs de commande couplés au capteur et/ou au niveau d'un ou de plusieurs systèmes de 10 traitement d'informations ou dispositifs de commande en utilisant les informations transmises des capteurs de fond de trou en temps réel ou en temps quasi réel ou en utilisant les informations récupérées à un moment ultérieur. Dans certains modes de réalisation, les capteurs 15 thermophysiques intégrant un ou plusieurs capteurs de vibration, y compris les capteurs thermophysiques décrits ci-dessus, peuvent être modularisés et/ou intégrés sous forme de série de capteurs dans des outils de diagraphie de fond de trou existants. La Figure 9 est un diagramme illustrant un exemple 20 d'outil de diagraphie par câble métallique de fond de trou 900 dans lequel des capteurs thermophysiques intégrant un ou plusieurs capteurs de vibration ont été intégrés. Comme indiqué, l'outil 900 comprend un système de pompage de fluide 902 comprenant un ou plusieurs tampons extensibles 902a à 25 travers lesquels des échantillons de fluide peuvent être extraits d'une formation et fournis à d'autres parties de l'outil 900. L'outil 900 peut en outre comprendre un ou plusieurs sous-outils ou modules 904, 906 et 908 d'un type pouvant dépendre des types de mesures à générer par le 30 dispositif de diagraphie. Par exemple, les modules 904 et 906 peuvent comprendre des modules de capteurs optiques, des modules de capteurs ultrasonores avec ou sans support d'étrier, alimentations électriques, modules de télémétrie, etc. 3061557 25 Le module 908 comprend une série de capteurs thermophysiques intégrant un ou plusieurs capteurs de vibration similaires à ceux décrits ci-dessus. Par exemple, le module 908 comprend un capteur de conductivité thermique et de capacité de 5 chaleur 910, un capteur de poids moléculaire de gaz 912, un capteur de poids moléculaire liquide 914 et un capteur de densité et de viscosité 916. Le module 908 comprend en outre un indicateur de température et de pression spécifique 918. Comme indiqué, les capteurs thermophysiques 908 à 916 sont en 10 communication fluidique avec une entrée d'écoulement 920, qui peut, par exemple, être en communication fluidique avec le système de pompage 902, qui peut fournir des échantillons de fluide au module 908. Une sortie d'écoulement 922 peut recevoir l'échantillon de fluide après son passage à travers le module 15 908. Les capteurs thermophysiques 908 à 916 peuvent être couplés en série à travers une pluralité de vannes de commutation d'écoulement intermédiaires, formant un canal d'écoulement primaire de l'entrée d'écoulement 920 vers la sortie 20 d'écoulement 922. Cependant, l'ordre et l'orientation des capteurs 908 à 916 et les vannes de commutation d'écoulement ne sont pas destinés à être limitées. Comme indiqué, chaque vanne de commutation d'écoulement intermédiaire peut fournir un canal d'écoulement secondaire entre les capteurs 908 à 916 et un 25 combinateur d'écoulement 924 qui peut être positionné au niveau d'une extrémité du module 908. La vanne de commutation d'écoulement/le canal d'écoulement secondaire devant chacun des capteurs 908 à 916 par rapport à la direction de l'écoulement de fluide à travers le module 908 peut permettre à chaque capteur 30 d'être remplacé ou d'être sélectionné vers le bas. Le combinateur d'écoulement 924 peut recevoir un fluide provenant de la sortie d'écoulement 922 et des canaux d'écoulement secondaires et combiner le fluide dans un tuyau d'échappement d'écoulement unique 926, à travers lequel le fluide peut être 35 fourni à un autre module ou expulsé de l'outil 900. 3061557 26 Lors de l'utilisation, chacun des capteurs 908 à 916 peut fonctionner de manière indépendante et peut être commandé par des dispositifs de commande spécifiques qui peuvent être couplés en communication à un système de télémétrie de l'outil 900. 5 Dans d'autres modes de réalisation, chacun des capteurs 908 à 916 peut avoir des dispositifs de commande spécifiques qui reçoivent des instructions provenant d'un dispositif de commande de surveillance (non présenté) qui dirige les signaux vers les dispositifs de commande spécifiques et reçoit des mesures des 10 dispositifs de commande spécifiques. Le dispositif de commande de surveillance peut être couplé en communication à un système de télémétrie de l'outil 900. Dans encore d'autres modes de réalisation, un dispositif de commande unique peut être partagé entre tous les capteurs 908 à 916 et commander directement le 15 fonctionnement de chacun des capteurs. Des modifications, des additions ou des omissions peuvent être apportées à la Figure 9 sans s'écarter de la portée de la présente divulgation. Par exemple, la Figure 9 illustre un outil de diagraphie par câble métallique avec des capteurs 20 thermophysiques dans une configuration particulière, mais d'autres configurations sont possibles. En outre, l'outil de diagraphie peut être conçu pour des applications LWD/MWD et conserver la modularité et la fonctionnalité générale décrites ci-dessus. En outre, moins de, d'autres et/ou différents types 25 de composants et capteurs au-delà de ceux illustrés peuvent être inclus dans l'outil de diagraphie sans s'écarter de la portée de la présente divulgation. Les modes de réalisation divulgués ici comprennent : A. Un outil de fond de trou comprenant un tube comprenant 30 un alésage interne qui reçoit un échantillon de fluide d'une formation souterraine. L'outil de fond de trou comprend également une source de vibration au moins partiellement couplée au tube et un récepteur de vibration au moins partiellement couplé au tube. L'outil de fond de trou comprend en outre un 35 dispositif de commande couplé à la source de vibration et au récepteur de vibration. 3061557 27 B. Procédé comprenant l'obtention d'un échantillon de fluide d'une formation souterraine à l'aide d'un outil de fond de trou positionné à l'intérieur du trou de forage dans la formation souterraine. Le procédé comprend également 5 l'introduction de l'échantillon de fluide dans l'alésage interne d'un tube à l'intérieur de l'outil de fond de trou, l'induction d'une vibration dans le tube et la mesure de la vibration induite dans le tube. Le procédé comprend en outre la détermination d'une fréquence de résonance de la vibration et la 10 détermination d'une propriété thermophysique de l'échantillon de fluide sur la base, au moins en partie, de la fréquence de résonance déterminée. C. Un outil de fond de trou comprenant un système de pompage de fluide pour obtenir un échantillon de fluide d'une 15 formation souterraine. L'outil de fond de trou comprend également un capteur en communication fluidique avec le système de pompage pour déterminer la densité et la viscosité de l'échantillon de fluide, un capteur en communication fluidique avec le système de pompage pour déterminer la conductivité 20 thermique et la capacité de chaleur de l'échantillon de fluide et un capteur en communication fluidique avec le système de pompage pour déterminer le poids moléculaire d'hydrocarbure de l'échantillon de fluide. Au moins l'un parmi le capteur de densité et de viscosité, le capteur de conductivité thermique et 25 de capacité de chaleur et le capteur de poids moléculaire d'hydrocarbure comprend : un tube comprenant un alésage interne qui reçoit un échantillon de fluide d'une formation souterraine, une source de vibration au moins partiellement couplée au tube, un récepteur de vibration au moins partiellement couplé au tube 30 et un dispositif de commande couplé à la source de vibration et au récepteur de vibration. Chacun des modes de réalisation A, B et C peut compter un ou plusieurs des éléments supplémentaires suivants en combinaison : Élément 1 : comprenant en outre un boîtier dans lequel le tube 35 est au moins partiellement positionné. Élément 2 : dans lequel la source de vibration comprend un aimant source couplé au tube 3061557 28 et une bobine source couplée au boîtier et alignée axialement avec l'aimant source, et la bobine source est couplée au dispositif de commande. Élément 3 : dans lequel le récepteur de vibration comprend un aimant de récepteur couplé au tube et une 5 bobine de récepteur couplée au boîtier et alignée axialement avec l'aimant de récepteur, et la bobine de récepteur est couplée au dispositif de commande. Élément 4 : dans lequel la source de vibration, en réponse à un signal du dispositif de commande, induit une vibration dans le tube et le récepteur de 10 vibration mesure le déplacement latéral du tube dans le temps pendant l'induction de la vibration du tube. Élément 5 : dans lequel le dispositif de commande reçoit les mesures de déplacement latéral du récepteur de vibration et détermine une fréquence de résonance de la vibration. Élément 6 : comprenant 15 en outre un capteur de température en communication fluidique avec l'alésage interne du tube et couplé en communication au dispositif de commande. Élément 7 : comprenant en outre un élément de chauffage couplé à un conduit de fluide en communication fluidique avec l'alésage interne du tube. Élément 20 8 : comprenant en outre un séparateur liquide-gaz en communication fluidique avec l'alésage interne du tube. Élément 9 : dans lequel l'outil de fond de trou comprend l'un d'un outil de diagraphie par câble métallique et d'un outil de diagraphie pendant le forage. Élément 10 : dans lequel la 25 propriété thermophysique de l'échantillon de fluide comprend au moins l'un d'une densité, viscosité, conductivité thermique, capacité de chaleur et poids moléculaire d'hydrocarbure. Élément 11 : dans lequel la détermination de la fréquence de résonance de la vibration comprend la détermination d'une 30 représentation de domaine de fréquence de la mesure de vibration induite. Élément 12 : dans lequel la détermination de la viscosité de l'échantillon de fluide comprend la détermination d'une largeur d'une crête dans la représentation de domaine de fréquence correspondant à la fréquence de résonance déterminée. 35 Élément 13 : dans lequel la détermination de la conductivité thermique et de la capacité de chaleur de l'échantillon de 3061557 29 fluide comprend le chauffage de l'échantillon de fluide et la détermination d'un décalage de fréquence de résonance. Élément 14 : dans lequel la détermination du poids moléculaire d'hydrocarbure comprend la séparation de l'échantillon de fluide 5 dans une phase gazeuse et une phase liquide et la détermination d'une fréquence de résonance correspondant à la phase gazeuse et d'une fréquence de résonance correspondant à la phase liquide. Élément 15 : dans lequel l'outil de fond de trou comprend l'un d'un outil de diagraphie par câble métallique et d'un outil 10 de diagraphie pendant le forage. Élément 16 : dans lequel l'outil de fond de trou comprend au moins un outil de capteur optique et un outil de capteur ultrasonore. Élément 17 : dans lequel la source de vibration, en réponse à un signal du dispositif de commande, induit une vibration dans le tube et le 15 récepteur de vibration mesure le déplacement latéral du tube dans le temps pendant l'induction de la vibration du tube. Par conséquent, la présente divulgation est bien adaptée pour réaliser les objectifs, atteindre les finalités et obtenir les avantages mentionnés ainsi que ceux qui sont inhérents à la 20 présente description. Alors que la divulgation a été illustrée et décrite par référence à des exemples de modes de réalisation de la divulgation, de telles références n'impliquent pas une limite sur la divulgation, et aucune limite de la sorte ne doit être déduite. Cette divulgation peut subir des modifications, 25 altérations et d'équivalents considérables dans la forme et dans la fonction, comme il sera apparent aux spécialistes du domaine pertinent et qui bénéficient de cette divulgation. Les modes de réalisation illustrés et décrits de cette divulgation ne sont que des exemples, et ne sont pas une description exhaustive de 30 cette divulgation. Par conséquent, cette divulgation est destinée à être limitée seulement par l'esprit et la portée des revendications ci-jointes, en donnant une connaissance totale aux équivalents dans tous les aspects. Les termes dans les revendications ont une signification claire et ordinaire sauf en 35 cas d'indication explicite et claire définie par le demandeur. REVENDICATIONS1. Outil de fond de trou, comprenant : un tube comprenant un alésage interne qui reçoit un échantillon de fluide d'une formation souterraine ; une source de vibration au moins partiellement couplée au tube ; un récepteur de vibration au moins partiellement couplé au tube ; et un dispositif de commande couplé à la source de vibration et au récepteur de vibration. 2. Outil de fond de trou selon la revendication 1, comprenant en outre un boîtier dans lequel le tube est au moins 15 partiellement positionné, dans lequel la source de vibration comprend un aimant source couplé au tube et une bobine source couplée au boîtier et alignée axialement avec l'aimant source ; la bobine source est couplée au dispositif de 20 commande ; le récepteur de vibration comprend un aimant de récepteur couplé au tube et une bobine de récepteur couplé au boîtier et alignée axialement avec l'aimant de récepteur ; et 25 la bobine de récepteur est couplée au dispositif de commande. 3. Outil de fond de trou selon les revendications 1 ou 2, dans lequel 30 la source de vibration, en réponse à un signal du dispositif de commande, induit une vibration dans le tube ; et le récepteur de vibration mesure le déplacement latéral du tube dans le temps pendant l'induction de la vibration 35 du tube. 3061557 31 4. Outil de fond de trou selon la revendication 3, dans lequel le dispositif de commande reçoit les mesures de déplacement latéral provenant du récepteur de vibration et détermine une fréquence de résonance de la vibration. 5 5. Outil de fond de trou selon la revendication 3, comprenant en outre un capteur de température en communication fluidique avec l'alésage interne du tube et couplé en communication au dispositif de commande. 10 6. Outil de fond de trou selon la revendication 3, comprenant en outre un élément de chauffage couplé à un conduit de fluide en communication fluidique avec l'alésage interne du tube. 7. Outil de fond de trou selon la revendication 3, comprenant en outre un séparateur liquide-gaz en communication fluidique avec l'alésage interne du tube. 8. Procédé, comprenant : l'obtention d'un échantillon de fluide d'une formation souterraine à l'aide d'un outil de fond de trou positionné à l'intérieur du trou de forage dans la formation souterraine ; l'introduction de l'échantillon de fluide dans l'alésage interne d'un tube à l'intérieur de l'outil de fond de trou ; l'induction d'une vibration dans le tube ; la mesure de la vibration induite dans le tube ; la détermination d'une fréquence de résonance de vibration ; et la détermination d'une propriété thermophysique de l'échantillon de fluide sur la base, au moins en partie, de la fréquence de résonance déterminée. 3061557 32 9. Procédé selon la revendication 8, dans lequel l'outil de fond de trou comprend l'un d'un outil de diagraphie par câble métallique et d'un outil de diagraphie pendant le forage. 5 10. Procédé selon la revendication 8, dans lequel la propriété thermophysique de l'échantillon de fluide comprend au moins l'un d'une densité, viscosité, conductivité thermique, capacité de chaleur et poids moléculaire d'hydrocarbure facultativement, dans lequel la détermination de la fréquence de 10 résonance de la vibration comprend la détermination d'une représentation de domaine de fréquence de la mesure de vibration induite. 11. Procédé selon la revendication 10, dans lequel la 15 détermination de la viscosité de l'échantillon de fluide comprend la détermination d'une largeur d'une crête dans la représentation de domaine de fréquence correspondant à la fréquence de résonance déterminée. 20 12. Procédé selon la revendication 10, dans lequel la détermination de la conductivité thermique et de la capacité de chaleur de l'échantillon de fluide comprend le chauffage de l'échantillon de fluide et la détermination d'un décalage de fréquence de résonance. 25 13. Procédé selon la revendication 10, dans lequel la détermination du poids moléculaire d'hydrocarbure comprend la séparation de l'échantillon de fluide dans une phase gazeuse et une phase liquide et la détermination d'une fréquence de 30 résonance correspondant à la phase gazeuse et d'une fréquence de résonance correspondant à la phase liquide. 14. Outil de fond de trou selon la revendication 1, comprenant en outre 35 un système de pompage de fluide pour obtenir un échantillon de fluide d'une formation souterraine ; 3061557 33 un capteur en communication fluidique avec le système de pompage pour déterminer la densité et la viscosité de l'échantillon de fluide ; un capteur en communication fluidique avec le 5 système de pompage pour déterminer la conductivité thermique et la capacité de chaleur de l'échantillon de fluide ; et un capteur en communication fluidique avec le système de pompage pour déterminer le poids moléculaire 10 d'hydrocarbure de l'échantillon de fluide ; dans lequel au moins l'un parmi le capteur de densité et de viscosité, le capteur de conductivité thermique et de capacité de chaleur et le capteur de poids moléculaire d'hydrocarbure comprend 15 le tube ; la source de vibration ; le récepteur de vibration ; et le dispositif de commande. 20 15. Outil de fond de trou selon la revendication 14, dans lequel l'outil de fond de trou comprend l'un d'un outil de diagraphie par câble métallique et d'un outil de diagraphie pendant le forage, et dans lequel l'outil de fond de trou comprend au moins un outil de capteur optique et un outil de 25 capteur ultrasonore. 16. Outil de fond de trou selon la revendication 17, dans lequel la source de vibration, en réponse à un signal du 30 dispositif de commande, induit une vibration dans le tube ; et le récepteur de vibration mesure le déplacement latéral du tube dans le temps pendant l'induction de la vibration du tube. 35