FR2954563A1

FR2954563A1 - Data transferring method for e.g. natural hydrocarbon reservoir, involves establishing communication network between elements, and transferring data between elements through bias of acoustic waves

Info

Publication number: FR2954563A1
Application number: FR1052050A
Authority: FR
Inventors: Anne Ghis; Berengere Lebental
Original assignee: Laboratoire Central des Ponts et Chaussees; Commissariat a lEnergie Atomique CEA; Ecole Nationale des Ponts et Chaussess ENPC; Commissariat a lEnergie Atomique et aux Energies Alternatives CEA
Current assignee: Laboratoire Central des Ponts et Chaussees; Ecole Nationale des Ponts et Chaussess ENPC; Commissariat a lEnergie Atomique et aux Energies Alternatives CEA
Priority date: 2010-03-22
Filing date: 2010-03-22
Publication date: 2011-06-24

Abstract

The method involves distributing a set of communicating elements (110-1, 110-3 - 110-13) in a heterogeneous medium (M), where the elements are communicated through the bias of the acoustic waves. A communication network e.g. AD-HOC type acoustic network, is established between the elements, by transferring successive identification data between the elements using the acoustic waves. The data are transferred between the elements through the bias of the acoustic waves. The communication between the elements is realized in the frequency range of 10 mega hertz and 10 giga hertz.

Description

1 RESEAU ACOUSTIQUE AD-HOC DE TRANSFERT DE DONNEES DANS UN MILIEU FORME DE MATERIAU POREUX ET D'UNE PHASE FLUIDE DESCRIPTION DOMAINE TECHNIQUE La présente invention concerne notamment le domaine de l'analyse de milieux hétérogènes comportant un matériau poreux et une phase fluide. TECHNICAL FIELD The present invention relates in particular to the field of the analysis of heterogeneous media comprising a porous material and a fluid phase. BACKGROUND OF THE INVENTION

Elle prévoit, pour la détection et l'analyse d'un milieu à plusieurs phases, dont au moins une phase fluide et au moins une phase poreuse, la mise en oeuvre d'un réseau ad-hoc acoustique, à l'aide d'une pluralité d'émetteurs/récepteurs d'ondes acoustiques disséminés dans le milieu à analyser, et s'applique en particulier aux milieux constitués de roche poreuse et de phase fluide à base d'hydrocarbures tels que les réservoirs naturels d'hydrocarbures et les zones d'accès à ces réservoirs. It provides, for the detection and analysis of a multi-phase medium, including at least one fluid phase and at least one porous phase, the implementation of an ad-hoc acoustic network, with the aid of a plurality of transmitters / receivers of acoustic waves disseminated in the medium to be analyzed, and applies in particular to mediums consisting of porous rock and hydrocarbon-based fluid phase such as the natural hydrocarbon reservoirs and the zones access to these tanks.

ART ANTÉRIEUR Une technique d'exploitation d'un réservoir naturel de pétrole, consiste à injecter un fluide dit « de fracturation » à haute pression par un puits injecteur de façon à créer au sein du réservoir un gradient de pression entre le puits injecteur et un puits d'exploitation, séparer les hydrocarbures fluides des structures solides de la porosité, et acheminer les hydrocarbures vers le puits d'exploitation. 2 La fracturation permet la récupération des hydrocarbures se trouvant dans et à proximité immédiate du volume fracturé. Lorsqu'une fracture s'étend sur toute la distance separant le puits injecteur du puits d'exploitation, il devient difficile d'appliquer un gradient de pression, le fluide injecté s'écoulant à travers la fracture sans rencontrer d'obstacle. Les quantités d'hydrocarbures résiduelles dans les structures poreuses après les phases de récupération sont difficiles à évaluer. En outre, d'autres informations de diverses natures sur la configuration de la roche poreuse peuvent être nécessaires, par exemple, afin de caractériser ce réservoir et d'estimer la quantité d'hydrocarbures s'y trouvant retenue. Il est donc souhaitable d'introduire dans ce réservoir un ou plusieurs capteurs permettant de mesurer de grandeurs physiques représentatives de cette configuration. PRIOR ART A technique for operating a natural oil reservoir consists in injecting a high-pressure "fracturing" fluid through an injection well so as to create a pressure gradient between the injection well and a reservoir within the reservoir. Operational wells, separate the fluid hydrocarbons from the solid structures of the porosity, and route the hydrocarbons to the operating well. 2 Fracking allows the recovery of hydrocarbons in and in the immediate vicinity of the fractured volume. When a fracture extends the entire distance separating the injection well from the operating well, it becomes difficult to apply a pressure gradient, the injected fluid flowing through the fracture without encountering any obstacle. The amounts of residual hydrocarbons in the porous structures after the recovery phases are difficult to evaluate. In addition, other information of various kinds on the configuration of the porous rock may be necessary, for example, to characterize this reservoir and estimate the amount of hydrocarbons found therein. It is therefore desirable to introduce into this reservoir one or more sensors for measuring physical quantities representative of this configuration.

Il se pose le problème de la transmission de données, recueillies par des capteurs, notamment jusqu'à l'extérieur du réservoir. Ces données peuvent être des données de mesure, dans les réservoirs naturels d'hydrocarbures ou les zones de fracturation menant à des réservoirs naturels d'hydrocarbures, qui sont des milieux hétérogènes spécifiques formés d'au moins un matériau poreux et d'au moins une phase fluide qui peut être un mélange de liquide et de gaz. There is the problem of the transmission of data, collected by sensors, especially to the outside of the tank. These data can be measurement data, in natural hydrocarbon reservoirs or fracturing zones leading to natural hydrocarbon reservoirs, which are specific heterogeneous media formed of at least one porous material and at least one fluid phase which can be a mixture of liquid and gas.

EXPOSÉ DE L'INVENTION L'invention concerne un procédé de transfert de données dans un milieu hétérogène formé d'au moins un matériau poreux et d'au moins une phase fluide, comprenant les étapes de : - répartition dans ledit milieu, d'une pluralité d'éléments communicants, destinés à communiquer entre eux par le biais d'ondes acoustiques, - établissement d'un réseau de communication entre lesdits éléments communicants, par transfert, au moyen d'ondes acoustiques, de données d'identification de proche en proche entre lesdits éléments communicants, le matériau poreux servant de guide d'ondes aux ondes acoustiques, - transfert, par le biais d'ondes acoustiques, de données entre au moins deux desdits éléments communicants. Un tel procédé peut comporter en outre une répartition, dans ledit milieu, d'un ou plusieurs capteurs de mesure, par exemple un ou des pour mesurer une température locale, et/ou un volume et/ou un débit d'un fluide, et/ou une viscosité, et/ou une localisation approximative d'une région à caractériser. L'invention permet donc de collecter et de communiquer les données de mesure effectuées dans le milieu hétérogène. Ces données peuvent ensuite être transmises à l'extérieur du milieu hétérogène pour analyse. En particulier, l'invention exploite le matériau poreux, plus particulièrement des anfractuosités présentes dans ce matériau, pour guider les ondes acoustiques émises par les éléments 3 4 communicants, d'un élément communicant à un autre élément communicant, en se servant du fluide de fracturation comme vecteur de ces ondes acoustiques. Les communications entre les éléments communicants sont par exemple réalisées dans une gamme de fréquences comprise entre 10 MHz et 10 GHz. De manière avantageuse, l'invention met en oeuvre une pluralité de microsystèmes comportant chacun un ou plusieurs d'éléments communicants, et le cas échéant au moins un capteur de mesure. Selon variante de réalisation, un tel microsystème comprend un support sur lequel est répartie une pluralité d'éléments communicants et le cas échéant au moins un capteur de mesures. DISCLOSURE OF THE INVENTION The invention relates to a method for transferring data in a heterogeneous medium formed of at least one porous material and at least one fluid phase, comprising the steps of: distribution in said medium, of a plurality of communicating elements, intended to communicate with each other by means of acoustic waves, - establishment of a communication network between said communicating elements, by transfer, by means of acoustic waves, of identification data from close to close between said communicating elements, the porous material serving as a waveguide to the acoustic waves, - transfer, by means of acoustic waves, of data between at least two of said communicating elements. Such a method may further comprise a distribution in said medium of one or more measurement sensors, for example one or more for measuring a local temperature, and / or a volume and / or a flow rate of a fluid, and or a viscosity, and / or an approximate location of a region to be characterized. The invention thus makes it possible to collect and communicate the measurement data made in the heterogeneous medium. These data can then be transmitted outside the heterogeneous medium for analysis. In particular, the invention exploits the porous material, more particularly the crevices present in this material, for guiding the acoustic waves emitted by the communicating elements 3, from a communicating element to another communicating element, by using the fluid of fracturing as a vector of these acoustic waves. The communications between the communicating elements are for example made in a frequency range between 10 MHz and 10 GHz. Advantageously, the invention implements a plurality of microsystems each comprising one or more communicating elements, and if necessary at least one measuring sensor. According to variant embodiment, such a microsystem comprises a support on which a plurality of communicating elements and, where appropriate, at least one measurement sensor are distributed.

De manière préférentielle, le support du microsystème est sphérique, ce qui permet d'avoir une grande probabilité d'émettre et/ou de recevoir des ondes acoustiques dans toutes les directions. Selon une application particulière du procédé, le milieu peut être un réservoir naturel formé de roche poreuse et d'au moins un fluide ou une zone donnée menant à un réservoir naturel d'hydrocarbures et formée de roche poreuse et d'au moins un fluide circulant dans cette zone. Preferably, the support of the microsystem is spherical, which makes it possible to have a high probability of emitting and / or receiving acoustic waves in all directions. According to a particular application of the method, the medium may be a natural reservoir formed of porous rock and at least one fluid or a given zone leading to a natural reservoir of hydrocarbons and formed of porous rock and at least one circulating fluid. in this area.

Le procédé peut comprendre, préalablement à ladite étape de répartition des microsystèmes comprenant le ou les éléments communicants, et le cas échéant au moins un capteur de mesure, l'introduction de ces microsystèmes dans un fluide circulant dans un canal menant à ladite zone donnée ou audit réservoir. The method may comprise, prior to said step of distribution of the microsystems comprising the communicating element (s), and possibly at least one measurement sensor, the introduction of these microsystems into a fluid circulating in a channel leading to said given zone or tank audit.

BRÈVE DESCRIPTION DES DESSINS La présente invention sera mieux comprise à la lecture de la description d'exemples de réalisation donnés, à titre purement indicatif et 5 nullement limitatif, en faisant référence aux dessins annexés sur lesquels : - la figure 1 illustre un exemple de réalisation de l'invention comprenant un réseau acoustique formé d'éléments communicants par ondes acoustiques, le réseau de communication étant implanté dans une zone fracturée d'accès à un réservoir naturel d'hydrocarbures, en particulier dans des anfractuosités de morceaux de roche poreuse situées de part et d'autre d'un canal contenant un liquide turbulent, - la figure 2 illustre des éléments communicants d'un réseau acoustique suivant l'invention situés dans un micro-canal d'une roche poreuse d'un réservoir naturel d'hydrocarbures, - la figure 3 illustre un exemple d'établissement, de proche en proche, d'un réseau acoustique entre des éléments communicant par ondes acoustiques, les figures 4A et 4B illustrent respectivement deux exemples de réalisation d'un élément communicant, la figure 5 illustre un autre exemple de réalisation de l'invention, comprenant un microsystème doté d'une pluralité d'éléments communicants et le cas échéant au moins un capteur de mesure répartis sur un support sphérique. 6 Des parties identiques, similaires ou équivalentes des différentes figures portent les mêmes références numériques de façon à faciliter le passage d'une figure à l'autre. Les différentes parties représentées sur les figures ne le sont pas nécessairement selon une échelle uniforme, pour rendre les figures plus lisibles. EXPOSÉ DÉTAILLÉ DE MODES DE RÉALISATION PARTICULIERS Un exemple de réseau acoustique tel que mis en oeuvre suivant l'invention, implanté dans un milieu M hétérogène, et prévu pour acheminer des données, est illustré à la figure 1. Dans cet exemple, le milieu M étudié est 15 une zone dite « fracturée » d'accès à un réservoir naturel d'hydrocarbure(s). La zone fracturée comprend un canal d'accès formé dans de la roche poreuse P dans lequel un fluide dit de « fracturation » constitué d'un mélange turbulent de liquides et de gaz, s'écoule. 20 Pour faire l'analyse de ce milieu, on y introduit un ou plusieurs capteurs de mesure 1001r 1002, 1003 (par exemple pour mesurer la température locale dans la zone fracturée, et/ou le volume et débit du fluide de fracturation, et/ou la viscosité, et/ou une 25 localisation approximative de la région à caractériser, etc....) ainsi qu'une pluralité d'éléments communicants 110i, pouvant communiquer entre eux conformément à l'invention. Le fluide F sert de fluide porteur et dépose, selon un exemple de réalisation de l'invention, 30 un ou plusieurs de ces éléments communicants 1101,..., 10 7 1107, 1108r ..., 11013,_,110k, et éventuellement un ou plusieurs capteurs de mesure 100, dans les anfractuosités de la roche poreuse. On obtient alors une distribution d'éléments communicants le long des parois de la zone fracturée. Chaque élément communicant communique avec un autre élément communicant voisin au moyen d'ondes acoustiques se propageant dans des anfractuosités (micro-canaux) formés dans la roche et qui servent de guide d'onde à ces ondes acoustiques. Les éléments communicants 110 sont interconnectés en un réseau de communication acoustique à haute fréquence, particulièrement adapté à la communication au sein de la roche poreuse. Les ondes acoustiques émises à hautes fréquences se propagent via la phase fluide et sont guidées par la phase solide (micro-canaux). Les communications entre les éléments communicants 110 peuvent être réalisées par exemple dans une gamme de fréquence comprise entre 10 MHz et 10 GHz, en particulier entre 100 MHz et 10 GHz. Le réseau acoustique mis en oeuvre peut être un réseau de type ad hoc, qui, à partir de la distribution et du positionnement initial aléatoire des éléments communicants 110 le long des parois de la zone fracturée, s'établit entre ces éléments 110. Pour établir un réseau acoustique selon l'invention dans la roche poreuse, on dispose un nombre suffisant d'éléments communicants 110 répartis dans cette roche de façon que les zones que l'on veut relier se trouvent accessibles à travers une succession 8 d'éléments communicants distants les uns des autres d'une distance inférieure à la portée des ondes acoustiques. Un tel réseau est susceptible de se reconfigurer dynamiquement dans la mesure où les éléments communicants 110k (k=1, 2, ...) peuvent être mobiles les uns par rapport aux autres. Lors de l'établissement du réseau, et au cours du fonctionnement, les éléments 110 peuvent notamment s'échanger des données d'identification permettant à un élément 1101 du réseau d'identifier avec quel autre élément 1102 il communique. Au sein de ce réseau, des données de mesure, qui sont originaires d'au moins un capteur de mesure 100 introduit dans le milieu M et transmises de ce capteur à l'élément communicant le plus proche, sont transmises de proche en proche aux autres éléments communicants pour être acheminées à l'extérieur de la zone. BRIEF DESCRIPTION OF THE DRAWINGS The present invention will be better understood on reading the description of exemplary embodiments given, purely by way of indication and in no way limiting, with reference to the appended drawings in which: FIG. 1 illustrates an exemplary embodiment of the invention comprising an acoustic network formed of acoustic wave communicating elements, the communication network being implanted in a fractured zone of access to a natural reservoir of hydrocarbons, in particular in crevices of porous rock pieces situated in On either side of a channel containing a turbulent liquid, - Figure 2 illustrates communicating elements of an acoustic network according to the invention located in a micro-channel of a porous rock of a natural hydrocarbon reservoir. FIG. 3 illustrates an example of establishing, step by step, an acoustic network between elements communicating by acoustic waves. 4A and 4B respectively illustrate two exemplary embodiments of a communicating element, FIG. 5 illustrates another exemplary embodiment of the invention, comprising a microsystem provided with a plurality of communicating elements and, where appropriate, least one measuring sensor distributed on a spherical support. Identical, similar or equivalent parts of the different figures bear the same numerical references so as to facilitate the passage from one figure to another. The different parts shown in the figures are not necessarily in a uniform scale, to make the figures more readable. DETAILED DESCRIPTION OF PARTICULAR EMBODIMENTS An example of an acoustic network as implemented according to the invention, implanted in a heterogeneous medium M, and designed to convey data, is illustrated in FIG. 1. In this example, the medium M studied is a so-called "fractured" zone of access to a natural reservoir of hydrocarbon (s). The fractured zone comprises an access channel formed in porous rock P in which a so-called "fracturing" fluid consisting of a turbulent mixture of liquids and gases flows. To carry out the analysis of this medium, one or more measurement sensors 1001r 1002, 1003 are introduced therein (for example to measure the local temperature in the fractured zone, and / or the volume and flow rate of the fracturing fluid, and / or or the viscosity, and / or an approximate location of the region to be characterized, etc.) as well as a plurality of communicating elements 110i, able to communicate with one another according to the invention. Fluid F serves as a carrier fluid and deposits, according to an exemplary embodiment of the invention, one or more of these communicating elements 1101, ..., 10 7 1107, 1108r ..., 11013, _, 110k, and optionally one or more measuring sensors 100, in the crevices of the porous rock. A distribution of communicating elements is then obtained along the walls of the fractured zone. Each communicating element communicates with another neighboring communicating element by means of acoustic waves propagating in anfractuosities (micro-channels) formed in the rock and which serve as a waveguide for these acoustic waves. The communicating elements 110 are interconnected in a high frequency acoustic communication network, particularly suitable for communication within the porous rock. Acoustic waves emitted at high frequencies propagate via the fluid phase and are guided by the solid phase (micro-channels). The communications between the communicating elements 110 may be carried out for example in a frequency range between 10 MHz and 10 GHz, in particular between 100 MHz and 10 GHz. The acoustic network used may be an ad hoc network, which, from the distribution and the initial random positioning of the communicating elements 110 along the walls of the fractured zone, is established between these elements 110. an acoustic network according to the invention in the porous rock, there is a sufficient number of communicating elements 110 distributed in this rock so that the areas to be connected are accessible through a succession 8 of remote communicating elements from each other by a distance less than the range of the acoustic waves. Such a network is likely to be reconfigured dynamically to the extent that the communicating elements 110k (k = 1, 2, ...) can be movable relative to each other. During the establishment of the network, and during operation, the elements 110 may in particular exchange identification data for a 1101 element of the network to identify with which other element 1102 it communicates. Within this network, measurement data, originating from at least one measurement sensor 100 introduced into the medium M and transmitted from this sensor to the nearest communicating element, are transmitted step by step to the others. communicating elements to be transported outside the zone.

Il est à noter que l'élément communicant 110i peut chercher à identifier l'autre élément communicant 110 (ji) le plus proche de lui afin de lui transmettre les données de mesures reçues par un ou des capteurs de mesure. Dans ce cas, des moyens pour établir un protocole d'identification entre les éléments communicants 110k peuvent être prévus. Cependant, il n'est pas forcément nécessaire à un élément communicant de savoir quel élément communicant est son voisin. It should be noted that the communicating element 110i may seek to identify the other communicating element 110 (ji) closest to it in order to transmit to it the measurement data received by one or more measurement sensors. In this case, means for establishing an identification protocol between the communicating elements 110k may be provided. However, it is not necessarily necessary for a communicating element to know which communicating element is its neighbor.

Ainsi, par exemple sur la figure 1, un transfert d'informations, de proche en proche, d'un 9 élément 1101 du réseau jusque vers un autre élément 1108 du réseau, via les éléments 1102, 1103, 1104, 1105, 1106, 1107, est établi et est représenté par une ligne pointillée 111. D'un autre côté du canal où circule le fluide F, un autre transfert d'information, établi entre l'élément 1108, jusque vers un autre élément 11013 est quant à lui représenté par une autre ligne pointillée 112 du réseau, l'information transitant via les éléments 1108, 1109, 1101o, 11011, 11012, 11013. Thus, for example in FIG. 1, a transfer of information, step by step, from one element 1101 of the network to another element 1108 of the network, via the elements 1102, 1103, 1104, 1105, 1106, 1107, is established and is represented by a dashed line 111. On the other side of the channel where the fluid F circulates, another transfer of information, established between the element 1108, to another element 11013 is meanwhile represented by another dotted line 112 of the network, the information passing through the elements 1108, 1109, 1101o, 11011, 11012, 11013.

Chaque élément transmet l'information à son voisin, en particulier à son voisin le plus proche. Par ailleurs, la transmission de données d'un élément communicant à un autre dépend des caractéristiques du milieu étudié M à une fréquence donnée. La figure 2 montre un exemple d'une portion du milieu M étudié contenant un premier élément communicant 1101 et un deuxième élément communicant 1102 du réseau acoustique, qui communiquent via un micro- canal C formé dans la roche poreuse P du milieu hétérogène. Lors de la répartition dans le milieu hétérogène de ces éléments communicants, au moins un des éléments communicants 110k, en particulier lorsqu'il est intégré dans un microsystème, comme on le verra plus loin, est retenu dans une portion du micro-canal C dont le diamètre, du côté de la fracture ou du côté le plus proche d'elle, est supérieur à celui (ou à la dimension maximale) de cet élément (par exemple sous forme d'un microsystème), et dont le diamètre, du côté opposé à la fracture, ou du côté le plus éloigné 10 d'elle, est inférieur à celui (ou à la dimension maximale) de cet élément. Un autre élément communicant 1102 est retenu par une autre portion de ce micro-canal C de la même façon. Each element transmits the information to its neighbor, in particular to its nearest neighbor. Moreover, the transmission of data from one communicating element to another depends on the characteristics of the medium studied M at a given frequency. FIG. 2 shows an example of a portion of the medium M studied containing a first communicating element 1101 and a second communicating element 1102 of the acoustic network, which communicate via a microchannel C formed in the porous rock P of the heterogeneous medium. During the distribution in the heterogeneous medium of these communicating elements, at least one of the communicating elements 110k, in particular when it is integrated in a microsystem, as will be seen below, is retained in a portion of the microchannel C of which the diameter, on the side of the fracture or on the side closest to it, is greater than that (or the maximum dimension) of this element (for example in the form of a microsystem), and whose diameter, on the side opposed to the fracture, or the farthest side thereof, is less than that (or the maximum dimension) of this element. Another communicating element 1102 is retained by another portion of this micro-channel C in the same way.

Le diamètre et la forme du micro-canal C influent sur l'atténuation des ondes acoustiques s'y propageant pour une fréquence donnée. L'élément communicant 1101 émet une onde acoustique de pression, par exemple porteuse d'informations codées, qui se propage dans le fluide contenu dans le micro-canal C. Selon la connectivité du réseau, et la distance à laquelle se trouvent les deux éléments communicants l'un de l'autre, l'élément communicant 1102 peut détecter cette onde de pression et recevoir les informations codées. Le fluide contenu dans le réseau poreux, vecteur de propagation de l'onde acoustique, ne subit les variations de pression conséquentes des turbulences se produisant dans la fracture que de façon très atténuée par comparaison au fluide contenu dans la fracture elle-même. Une information véhiculée par des variations de pression peut ainsi se propager dans le réseau de micro-canaux sur une distance importante, en gardant son intégrité. Les éléments communicants 110 peuvent se transmettre des données issues de différents capteurs 100 s'y trouvant proches d'eux, telles que la température locale dans la zone fracturée, et/ou le volume et/ou le débit du fluide de fracturation, et/ou la mesure de la viscosité, et/ou une localisation approximative de la région à caractériser, etc.... 11 Une transmission de proche en proche de ces données à un dispositif de traitement extérieur 200 situé en surface du manteau de roche (comme représenté schématiquement en figure 3) peut être mise en oeuvre afin de faire traiter ces données par ce dispositif 200 pour fournir une information globale, par exemple sur la porosité du milieu, et/ou sur le volume poreux, et/ou la répartition de taille des pores, et/ou une information relative au contenu en liquide. The diameter and shape of the micro-channel C influence the attenuation of acoustic waves propagating there for a given frequency. The communicating element 1101 emits a pressure acoustic wave, for example a coded information carrier, which propagates in the fluid contained in the microchannel C. According to the connectivity of the network, and the distance at which the two elements are located communicating with each other, the communicating element 1102 can detect this pressure wave and receive the coded information. The fluid contained in the porous network, propagation vector of the acoustic wave, undergoes the consequent pressure variations of the turbulence occurring in the fracture only in a very attenuated manner compared to the fluid contained in the fracture itself. Information conveyed by pressure variations can thus propagate in the micro-channel network over a significant distance, while maintaining its integrity. The communicating elements 110 can transmit data from different sensors 100 that are close to them, such as the local temperature in the fractured zone, and / or the volume and / or the flow rate of the fracturing fluid, and / or or the measurement of the viscosity, and / or an approximate location of the region to be characterized, etc. 11. A close transmission of these data to an external treatment device 200 located on the surface of the rock mantle (as schematically represented in FIG. 3) can be implemented in order to make these data process by this device 200 to provide global information, for example on the porosity of the medium, and / or on the pore volume, and / or the size distribution. pores, and / or information relating to the liquid content.

Sur les exemples des figures 4A et 4B, deux exemples de réalisation d'un élément communicant 110 sont représentés. Cependant, l'invention ne se limite pas à ces exemples, toutes sortes d'éléments communicants 110k, pouvant communiquer dans un milieu tel qu'un réservoir naturel d'hydrocarbures, peuvent être utilisés. Les éléments communicants 110k peuvent comprendre au moins une membrane 113 qui, sous l'action d'une contrainte, convertit l'énergie mécanique en une énergie électrique. Cette membrane 113 peut être plane et vibrer au dessus d'une cavité 114 sous l'effet d'une application d'un champ électrique donné. Des moyens, non représentés, permettent de créer et d'appliquer ce champ électrique. Tel est le cas par exemple des transducteurs électro-acoustiques, par exemple des transducteurs électro-acoustiques capacitifs micro-usinés communément appelés transducteurs cMUT (cMUT pour « Capacitive Micromachined Ultrasonic Transducer »). 12 Dans l'exemple de la figure 4A, l'élément communicant peut transmettre et/ou recevoir selon une seule direction donnée, par exemple selon une flèche F1 sur la figure 4A. Pour que l'élément communicant 1102 ait une probabilité de recevoir de l'élément communicant 1101 l'onde acoustique transmise, il faut qu'il soit orienté dans la même direction que ce dernier. Or, lorsqu'on disperse les éléments communicants 110k dans le milieu hétérogène, on ne connaît a priori pas comment cet élément est orienté. Pour que la communication ait une probabilité de s'établir entre deux éléments voisins, une solution consiste à considérer un élément communicant comprenant une membrane 115 réalisée sous forme sphérique, comme illustré sur la figure 4B. La membrane sphérique 115 peut se déformer sous l'action d'une contrainte donnée et transformer cette déformation en une énergie électrique. Dans ce cas, l'onde acoustique peut être reçue et/ou émise en direction du matériau poreux du milieu hétérogène avec une grande probabilité, quel que soit le positionnement de l'élément communicant dans l'anfractuosité dans laquelle il se trouve. On dit qu'on a une émission et/ou réception isotrope d'ondes acoustiques. In the examples of FIGS. 4A and 4B, two exemplary embodiments of a communicating element 110 are shown. However, the invention is not limited to these examples, all kinds of communicating elements 110k, which can communicate in a medium such as a natural reservoir of hydrocarbons, can be used. The communicating elements 110k may comprise at least one membrane 113 which, under the action of a constraint, converts the mechanical energy into electrical energy. This membrane 113 may be flat and vibrate above a cavity 114 under the effect of an application of a given electric field. Means, not shown, to create and apply this electric field. This is the case for example electro-acoustic transducers, for example micro-machined capacitive electro-acoustic transducers commonly called cMUT transducers (cMUT for "Capacitive Micromachined Ultrasonic Transducer"). In the example of FIG. 4A, the communicating element can transmit and / or receive in a single given direction, for example according to an arrow F1 in FIG. 4A. In order for the communicating element 1102 to have a probability of receiving the transmitted acoustic wave from the communicating element 1101, it must be oriented in the same direction as the latter. However, when the communicating elements 110k are dispersed in the heterogeneous medium, it is not known a priori how this element is oriented. In order for the communication to have a probability of being established between two neighboring elements, one solution consists in considering a communicating element comprising a membrane 115 made in spherical form, as illustrated in FIG. 4B. The spherical membrane 115 may deform under the action of a given stress and transform this deformation into electrical energy. In this case, the acoustic wave can be received and / or transmitted towards the porous material of the heterogeneous medium with a high probability, regardless of the positioning of the communicating element in the anfractuosity in which it is located. We say that we have an emission and / or isotropic reception of acoustic waves.

Un tel élément communicant peut être réalisé, par exemple, par un transducteur piézo- électrique du type pMUT, pour « Piezoelectric Micromachined Ultrasonic Transducer ». Selon une autre solution on prévoit un microsystème 116 dans lequel on intègre une pluralité d'éléments communicants 110k pourvus d'une membrane 13 plane 114 (du type de celui décrit ci-dessus en liaison avec la figure 4A), tel qu'illustré sur la figure 5. Le fait d'intégrer dans un microsystème 116 une pluralité d'éléments communicants 110 augmente la probabilité qu'a, quelle que soit la position dans laquelle un élément 110 du réseau se trouve par rapport à la roche poreuse, au moins un élément d'émettre des ondes acoustiques en direction du matériau poreux et au moins un élément, éventuellement le même, de recevoir des modulations acoustiques en provenance du matériau poreux. On dit qu'on a une émission et/ou réception multidirectionnelle d'ondes acoustiques. Un ou des capteurs de mesure 100i peuvent être intégrés également dans le même microsystème 116 que la pluralité de ces éléments communicants 110k. Dans l'exemple de la figure 5, le microsystème 116 présente un support sphérique 117, pourvu d'une face externe 118 sur laquelle est intégrée une pluralité d'éléments communicants 110k et le cas échéant au moins un capteur de mesure 100i. Il est à noter que le support 117 du microsystème 116 n'est pas limité à sa forme sphérique mais peut avoir toute sorte de forme permettant d'avoir une réception/émission d'ondes acoustiques la plus large possible. Par exemple, le support peut avoir des faces non parallèles sur lesquelles sont répartis l'élément communicant et/ou le capteur de mesures. Le microsystème 116 peut inclure, outre le ou les élément (s) communicant (s) 110k et le cas échéant au moins un capteur de mesure 100 , des moyens internes 14 de reconnaissance et de traitement d'information. Il peut également comprendre des fonctions de capteur permettant la mesure d'une grandeur physique environnementale, des moyens internes de traiter l'information associée à cette grandeur, des moyens ou des fonctions fournissant l'énergie nécessaire pour alimenter le microsystème avec tous ses éléments. De plus, ce microsystème 116 peut également comprendre des moyens assurant son intégrité physique et son fonctionnement dans l'environnement particulier dans lequel il se trouve. Par exemple, le microsystème 116 du réseau peut être protégé et encapsulé par au moins une couche ou un revêtement de protection. Such a communicating element can be produced, for example, by a piezoelectric transducer of the pMUT type, for "Piezoelectric Micromachined Ultrasonic Transducer". According to another solution, a microsystem 116 is provided in which a plurality of communicating elements 110k provided with a flat membrane 114 (of the type described above in connection with FIG. 4A) is integrated, as illustrated on FIG. FIG. 5. The fact of integrating into a microsystem 116 a plurality of communicating elements 110 increases the probability that, whatever the position in which an element 110 of the network is located with respect to the porous rock, at least an element for emitting acoustic waves towards the porous material and at least one element, possibly the same, to receive acoustic modulations from the porous material. We say that we have an emission and / or multidirectional reception of acoustic waves. One or more measurement sensors 100i can also be integrated in the same microsystem 116 as the plurality of these communicating elements 110k. In the example of FIG. 5, the microsystem 116 has a spherical support 117 provided with an external face 118 on which is integrated a plurality of communicating elements 110k and, if appropriate, at least one measurement sensor 100i. It should be noted that the support 117 of the microsystem 116 is not limited to its spherical shape but can have any kind of shape allowing to have a reception / emission of acoustic waves as wide as possible. For example, the support may have non-parallel faces on which the communicating element and / or the measurement sensor are distributed. The microsystem 116 may include, in addition to the communicating element (s) 110k and possibly at least one measurement sensor 100, internal means 14 for recognizing and processing information. It may also include sensor functions for measuring an environmental physical quantity, internal means for processing the information associated with this quantity, means or functions supplying the energy necessary to feed the microsystem with all its elements. In addition, this microsystem 116 may also include means ensuring its physical integrity and its operation in the particular environment in which it is located. For example, the microsystem 116 of the network may be protected and encapsulated by at least one protective layer or coating.

Avec une telle couche de protection, deux types de protection peuvent être mises en oeuvre : une protection pendant l'immersion de ce microsystème dans le milieu à étudier, et une protection pendant la durée de vie de l'élément 110k.20 With such a protective layer, two types of protection can be implemented: a protection during the immersion of this microsystem in the medium to be studied, and a protection during the lifetime of the element 110k.20

Claims

REVENDICATIONS1. A method of transferring data in a heterogeneous medium (M) formed of at least one porous material (P) and at least one fluid phase (F), comprising the steps of: - distributing in said medium a plurality of communicating elements (110k) for communicating with each other by means of acoustic waves, establishing a communication network between said communicating elements (110k), by transfer, using acoustic waves, of identification data between said elements (110k), the porous material serving as a waveguide for the acoustic waves, - transfer, by means of acoustic waves, of data between at least two of said communicating elements.

2. The method of claim 1, wherein the communications between said communicating elements (110k) are performed in a frequency range between 10 MHz and 10 GHz.

3. Method according to one of claims 1 or 2, further comprising a distribution in said medium of one or more measuring sensors.

4. Method according to claim 3, the measurement sensor or sensors being one or more measurement sensors for measuring a local temperature, and / or a volume and / or a flow rate of a fluid, and / or a viscosity, and / or an approximate location of a region to be characterized.

5. Method according to one of claims 1 to 4, comprising the implementation of a microsystem (116) comprising one or more communicating elements (110k), and optionally at least one measuring sensor (100).

6. The method of claim 5, wherein the microsystem (116) comprises a support (117) on which is disposed the communicating element or is distributed said plurality of communicating elements (110k) and, where appropriate, is also arranged or distributed at least one measuring sensor (100.).

7. Method according to claim 6, wherein the support (117) of the microsystem is spherical, a plurality of communicating elements (110k) and, if appropriate, at least one measuring sensor (100), being distributed over a surface of the microsystem (118).

The method according to one of claims 1 to 7, wherein said medium (M) is a natural reservoir formed of porous rock and at least one fluid or a given zone leading to a natural reservoir of hydrocarbon and formed of porous rock and at least one fluid flowing in this zone.

9. The method of claim 8, wherein prior to said step of distributing communicating elements (110k, 116) are introduced these elements (110k, 116), and optionally one or more measuring sensors, in a fluid flowing in a channel leading to said given zone or tank.