NO20130618A1

NO20130618A1 - Apparatus, system and method for estimating a characteristic of a source fluid

Info

Publication number: NO20130618A1
Application number: NO20130618A
Authority: NO
Inventors: Sebastian Csutak
Original assignee: Baker Hughes Inc
Priority date: 2010-11-05
Filing date: 2013-05-03
Publication date: 2013-06-05
Also published as: GB2500501A; WO2012061845A1; GB201307400D0; BR112013011189A2; WO2012061845A8

Abstract

Det er vist en apparatur for å estimere en egenskap for et nedihullsfluid, apparaturen inkluderer men er ikke begrenset til en testcelle som mottar nedihullsfluidet; en sveipet frekvens elektromagnetisk energikilde som emitterer elektromagnetisk energi mot nedihullsfluidet i testcellen; en elektromagnetisk/mekanisk anordning som er nedsenket i fluidet og mottar den emitterte elektromagnetiske energien, hvori den emitterte elektromagnetiske energien som blir emittert blir sveipet rundt en resonant frekvens for den elektromagnetiske/mekaniske anordningen; og en elektromagnetisk energidetektor i elektromagnetisk kommunikasjon med den elektromagnetiske/mekaniske anordningen nedsenket i fluidet, den elektromagnetiske energidetektoren produserer et utgangssignal som er indikerende for nedihullsfluidegenskapen. Det er også vist et system og fremgangsmåte for å estimere en egenskap av et nedihullsfluid.An apparatus for estimating a downhole fluid characteristic is shown, the apparatus including but not limited to a test cell receiving the downhole fluid; a swept frequency electromagnetic energy source which emits electromagnetic energy against the downhole fluid in the test cell; an electromagnetic / mechanical device immersed in the fluid receiving the emitted electromagnetic energy, wherein the emitted electromagnetic energy being emitted is swept around a resonant frequency of the electromagnetic / mechanical device; and an electromagnetic energy detector in electromagnetic communication with the electromagnetic / mechanical device immersed in the fluid, the electromagnetic energy detector produces an output signal indicative of the downhole fluid property. A system and method for estimating the property of a downhole fluid are also shown.

Description

Foreliggende oppfinnelse omhandler å bruke tetthets- og viskositetsmålinger av en væskeprøve fra en hydrokarbonbærende formasjon for å bestemme om formasjonen vil produsere fluid som er verdifullt nok til å rettferdiggjøre produk-sjonskostnaden. The present invention relates to using density and viscosity measurements of a fluid sample from a hydrocarbon-bearing formation to determine whether the formation will produce fluid that is valuable enough to justify the production cost.

Relatert informasjon Related information

Ettersom tilgjengeligheten av hydrokarbonavsetninger i jorden minker, øker kostnaden for å oppnå disse hydrokarbonene fra jorden. Således, ettersom kostnaden øker, øker den økonomiske og sosiale fordelen for forbedrede produkter og fremgangsmåter nyttige for å planlegge når og hvor en gjennomførbart kan drive hydrokarbonproduksjon fra et reservoar. Et spesielt hydrokarbonreservoar kan inneholde mange hydrokarbonbærende formasjoner. Disse reservoarformasjone-ne kan være eller ikke være forbundet. As the availability of hydrocarbon deposits in the earth decreases, the cost of obtaining these hydrocarbons from the earth increases. Thus, as the cost increases, so does the economic and social benefit of improved products and methods useful in planning when and where to practicably operate hydrocarbon production from a reservoir. A particular hydrocarbon reservoir may contain many hydrocarbon-bearing formations. These reservoir formations may or may not be connected.

Kostnaden og vanskeligheten med å produsere eller produserbarhet for jordbårne hydrokarboner fra et reservoar er relatert til permeabiliteten av hydro-karbonreservoaret eller formasjonen i jorden. Produserbarheten, det vil si, vanskeligheten og assosierte kostnader for å oppnå disse jordbårne hydrokarbonene kan bli bestemt ved å teste prøver av hydrokarboner fra en spesiell formasjon. Produserbarheten for en formasjon er relatert til tettheten og viskositeten for en hydro-karbonformasjonsfluidprøve tatt fra formasjonen. The cost and difficulty of producing or producibility of soil-borne hydrocarbons from a reservoir is related to the permeability of the hydrocarbon reservoir or formation in the soil. The producibility, that is, the difficulty and associated costs of obtaining these soil-borne hydrocarbons can be determined by testing samples of hydrocarbons from a particular formation. The producibility of a formation is related to the density and viscosity of a hydrocarbon formation fluid sample taken from the formation.

OPPSUMMERING AV REDEGJØRELSEN SUMMARY OF THE REPORT

Det er vist en apparatur for å estimere en egenskap av et nedihullsfluid, apparaturen inkluderer men er ikke begrenset til en testcelle som mottar nedihullsfluidet; en sveipet frekvens elektromagnetisk energikilde som emitterer elektromagnetisk energi mot nedihullsfluidet i testcellen; en elektromagnetisk/mekanisk anordning som er nedsenket i fluidet og mottar den emitterte elektromagnetiske energien, hvori den emitterte elektromagnetiske energien som blir emittert blir sveipet rundt en resonant frekvens for den elektromagnetiske/mekaniske anordningen; og en elektromagnetisk energidetektor i elektromagnetisk kommunikasjon med den elektromagnetiske/mekaniske anordningen nedsenket i fluidet, den elektromagnetiske energidetektoren produserer et utgangssignal som er indikerende for nedihullsfluidegenskapen. Et system og fremgangsmåte for å estimere en egenskap av et nedihullsfluid er også vist. There is shown an apparatus for estimating a property of a downhole fluid, the apparatus including but not limited to a test cell that receives the downhole fluid; a swept frequency electromagnetic energy source which emits electromagnetic energy towards the downhole fluid in the test cell; an electromagnetic/mechanical device immersed in the fluid and receiving the emitted electromagnetic energy, wherein the emitted electromagnetic energy being emitted is swept around a resonant frequency of the electromagnetic/mechanical device; and an electromagnetic energy detector in electromagnetic communication with the electromagnetic/mechanical device immersed in the fluid, the electromagnetic energy detector producing an output signal indicative of the downhole fluid property. A system and method for estimating a property of a downhole fluid is also shown.

KORT BESKRIVELSE AV TEGNINGENE BRIEF DESCRIPTION OF THE DRAWINGS

FIG. 1 er et skjematisk diagram av en spesiell illustrerende utførelsesform utplassert på en vaierledning i et nedihullsmiljø; FIG. 2 er et skjematisk diagram av en annen spesiell illustrerende utførel-sesform utplassert på en borestreng i et overvåkning-under-boring miljø; og FIG. 3 er et skjematisk diagram av en spesiell illustrerende utførelsesform som illustrerer et elektromagnetisk/mekanisk system som utplassert i et nedihullsfluid for å estimere tetthet og viskositet av et nedihullsfluid; FIG. 4 er et grafisk plott av en normalisert forstemmingskurve rundt en resonant av en optomekanisk anordning utplassert i et nedihullsfluid for å estimere tetthet av et nedihullsfluid; FIG. 5 er et grafisk plott av en amplitude versus sveipet frekvens for en illustrerende utførelsesform av en optomekanisk anordning utplassert i et nedihullsfluid for å estimere tetthet av et nedihullsfluid; FIG. 6 er et skjematisk diagram av en annen spesiell illustrerende utførel-sesform av en optomekanisk anordning for å estimere tetthet av et nedihullsfluid; FIG. 7 er et skjematisk diagram av en annen spesiell illustrerende utførel-sesform av en optomekanisk anordning for å estimere tetthet av et nedihullsfluid; og FIG. 8 er et skjematisk diagram av en annen spesiell illustrerende utførel-sesform som illustrerer en optomekanisk anordning for utplassering i et nedihullsfluid for å estimere tetthet av et nedihullsfluid. FIG. 1 is a schematic diagram of a particular illustrative embodiment deployed on a wireline in a downhole environment; FIG. 2 is a schematic diagram of another particular illustrative embodiment deployed on a drill string in a monitoring-while-drilling environment; and FIG. 3 is a schematic diagram of a particular illustrative embodiment illustrating an electromagnetic/mechanical system as deployed in a downhole fluid to estimate density and viscosity of a downhole fluid; FIG. 4 is a graphical plot of a normalized tuning curve around a resonant of an optomechanical device deployed in a downhole fluid for estimating density of a downhole fluid; FIG. 5 is a graphical plot of an amplitude versus swept frequency for an illustrative embodiment of an optomechanical device deployed in a downhole fluid to estimate density of a downhole fluid; FIG. 6 is a schematic diagram of another particular illustrative embodiment of an optomechanical device for estimating density of a downhole fluid; FIG. 7 is a schematic diagram of another particular illustrative embodiment of an optomechanical device for estimating density of a downhole fluid; and FIG. 8 is a schematic diagram of another particular illustrative embodiment illustrating an optomechanical device for deployment in a downhole fluid to estimate density of a downhole fluid.

Detaljert beskrivelse av illustrerende utførelsesformer Detailed description of illustrative embodiments

DETALJERT BESKRIVELSE DETAILED DESCRIPTION

Foreliggende redegjørelse bruker begreper, betydningen av disse begrepe-ne vil hjelpe til med å tilveiebringe en forståelse av diskusjonen heri. Som brukt heri, refererer høy temperatur til et område av temperaturer typisk opplevet i olje-produksjonsbrønnborehull. For formålene ved foreliggende redegjørelse, inkluderer høy temperatur og nedihullstemperatur et område av temperaturer fra omkring 100 grader C (212 grader F) til omkring 200 grader C (392 grader F) og over. The present account uses terms, the meaning of these terms will help to provide an understanding of the discussion herein. As used herein, high temperature refers to a range of temperatures typically experienced in oil production well boreholes. For purposes of the present disclosure, high temperature and downhole temperature include a range of temperatures from about 100 degrees C (212 degrees F) to about 200 degrees C (392 degrees F) and above.

Begrepet "bærer" som brukt heri betyr en hvilken som helst anordning, anordning, komponent, kombinasjon av anordninger, media og/eller element som kan bli brukt for å transportere, huse, støtte eller på annen måte fremme anven-delsen av en annen anordning, anordningskomponent, kombinasjon av anord ninger, media og/eller element. Eksempelvise ikke-begrensende bærere inkluderer vaierledninger og borestrenger av rørspiraltypen, av leddet rør typen og en hvilken som helst kombinasjon eller andel derav. The term "carrier" as used herein means any device, device, component, combination of devices, media and/or element that can be used to transport, house, support or otherwise facilitate the use of another device , device component, combination of devices, media and/or element. Exemplary non-limiting carriers include wirelines and drill strings of the coiled tubing type, of the jointed tubing type, and any combination or proportion thereof.

Et "nedihullsfluid" som brukt heri inkluderer en hvilken som helst gass, væske, flytbart faststoff og andre materialer som har en fluidegenskap. Et nedihullsfluid kan være naturlig eller menneskeskapt og kan bli transportert nedihulls eller kan bli utvunnet fra en nedihullslokasjon. Ikke-begrensende eksempler på nedihullsfluider inkluderer men er ikke begrenset til borefluider, returfluider, forma-sjonsfluider, produksjonsfluider som inneholder ett eller flere hydrokarboner, oljer og løsemidler brukt i forbindelse med nedihullsverktøyer, vann, saltvann og kombinasjoner derav. A "downhole fluid" as used herein includes any gas, liquid, flowable solid and other materials that have a fluid property. A downhole fluid can be natural or man-made and can be transported downhole or can be extracted from a downhole location. Non-limiting examples of downhole fluids include but are not limited to drilling fluids, return fluids, formation fluids, production fluids containing one or more hydrocarbons, oils and solvents used in connection with downhole tools, water, salt water and combinations thereof.

"Prosessor" som brukt heri betyr en hvilken som helst anordning som over-fører, mottar, manipulerer, omformer, beregner, modulerer, transponerer, bærer, lagrer eller på annen måte nytter brønninformasjon og elektromagnetisk informasjon, diskutert under. I mange ikke-begrensende aspekter av redegjørelsen, inkluderer en prosessor, men er ikke begrenset til, en computer som utfører program-merte instruksjoner lagret på et håndgripelig ikke-transitorisk computer lesbart medium for å utføre ulike metoder. "Processor" as used herein means any device that transmits, receives, manipulates, transforms, calculates, modulates, transposes, carries, stores or otherwise utilizes well information and electromagnetic information, discussed below. In many non-limiting aspects of the disclosure, a processor includes, but is not limited to, a computer that executes programmed instructions stored on a tangible non-transitory computer readable medium to perform various methods.

Andeler av foreliggende redegjørelse, detaljert beskrivelse og krav kan bli presentert uttrykt ved logikk, programvare eller programvareimplementerte illustrerende utførelsesformer som blir omkodet på en rekke håndgripelige ikke-transitoriske computer lesbare lagringsmedia inkludert, men ikke begrenset til håndgripelige ikke-transitoriske maskinlesbare media, programlagringsmedia eller computerprogramprodukter. Slike media kan bli håndtert, lest, avfølt og/eller tolket ved en informasjonsprosesseringsanordning. Fagpersonene innen faget vil er-kjenne at slike media kan ta ulike former slik som kort, bånd, magnetiske plater (f.eks., disketter eller harddiskdrev) og optiske plater (f.eks. kompakt disk lesela-ger ("CD-ROM") eller digital versatil (eller video) disk ("DVD")). En hvilken som helst utførelsesform vist heri er bare for illustrasjon og ikke for å begrense omfanget av redegjørelsen eller kravene. Portions of the present disclosure, detailed description, and claims may be presented in terms of logic, software, or software-implemented illustrative embodiments that are transcoded onto a variety of tangible non-transitory computer-readable storage media including, but not limited to, tangible non-transitory machine-readable media, program storage media, or computer program products . Such media can be handled, read, sensed and/or interpreted by an information processing device. Those skilled in the art will recognize that such media can take various forms such as cards, tapes, magnetic discs (e.g., floppy disks or hard disk drives) and optical discs (e.g., compact disc readers ("CD-ROM ") or digital versatile (or video) disc ("DVD")). Any embodiment shown herein is for illustration only and is not intended to limit the scope of the disclosure or claims.

Foreliggende oppfinnelse bruker energi fra elektromagnetisk spektrum for å estimere tetthet og viskositet for et nedihullsfluid. Det elektromagnetiske spektrum inkluderer, fra lengste bølgelengde til korteste: radiobølger, mikrobølger, infrarødt, synlig, ultrafiolett, røntgenstråler og gammastråler. Anordninger som responderer mekanisk til elektromagnetisk stråling blir referert til heri som elektromagnetiske/mekaniske anordninger. Konseptet at elektromagnetisk stråling kan utøve krefter på materielle objekter ble forutsagt av Maxwell, og strålingstrykket av elektromagnetisk energi ble først observert eksperimentelt for mer enn et hundreår siden. Kraften F utøvet ved en strålebunt med ytelse P som retroreflekterer fra et speil er F=2P/ c. Fordi hastigheten av elektromagnetisk energi er så stor, er denne kraften typisk ekstremt svak men manifesterer seg i spesielle omstendigheter (f.eks., i halene av kometer og i løpet av stjernedannelse). Begynnende på 1970-tallet, var forskere i stand til å fange og manipulere små partikler og til og med individuelle atomer med optiske krefter. The present invention uses energy from the electromagnetic spectrum to estimate the density and viscosity of a downhole fluid. The electromagnetic spectrum includes, from longest wavelength to shortest: radio waves, microwaves, infrared, visible, ultraviolet, X-rays and gamma rays. Devices that respond mechanically to electromagnetic radiation are referred to herein as electromagnetic/mechanical devices. The concept that electromagnetic radiation can exert forces on material objects was predicted by Maxwell, and the radiation pressure of electromagnetic energy was first observed experimentally more than a century ago. The force F exerted by a beam of power P retroreflecting from a mirror is F=2P/ c. Because the velocity of electromagnetic energy is so great, this force is typically extremely weak but manifests itself in special circumstances (e.g., in the tails of comets and during star formation). Beginning in the 1970s, scientists were able to capture and manipulate tiny particles and even individual atoms with optical powers.

En optomekanisk anordning, som responderer til det synlige elektromagnetiske spektrum, er én type elektromekanisk anordning som blir brukt for å estimere tetthet av et nedihullsfluid. Ett spesielt optomekanisk system inkluderer men er ikke begrenset til et optisk hulrom hvor ett av endespeilene kan beveges. Anven-delsen av strålingskrefter for å manipulere massesenterbevegelsen av mekaniske oscillatorer dekker et område av målestokker ("scales") fra makroskopiske speil til nanomekaniske eller mikromekaniske utliggere vibrerende mikrotoroider og membraner. An optomechanical device, which responds to the visible electromagnetic spectrum, is one type of electromechanical device used to estimate the density of a downhole fluid. One particular optomechanical system includes but is not limited to an optical cavity where one of the end mirrors can be moved. The use of radiation forces to manipulate the center-of-mass motion of mechanical oscillators covers a range of scales from macroscopic mirrors to nanomechanical or micromechanical cantilevers, vibrating microtoroids and membranes.

Når hulrommet blir opplyst ved en laser som emitterer elektromagnetisk energi, gir den sirkulerende elektromagnetiske energien opphav til en strålings-trykkraft som bøyer av det bevegelige speilet. Enhver forskyvning av speilet vil, i sin tur, endre hulrommmets lengde, skifte det optiske hulrommets modusfrekvens med hensyn til den fikserte laserfrekvensen, og derved endre intensitet (amplitude) av elektromagnetisk energi som sirkulerer i hulrommet. Når den optomekaniske anordningen er nedsenket i et fluid, muliggjør sveiping rundt en resonant frekvens for den optomekaniske anordningen bestemmelse av tetthet og viskositet for fluidet som den optomekaniske anordningen er nedsenket i. En sveipet resonant frekvens/intensitet (amplitude) kurve blir generert over den sveipede frekvensen, som tetthet og viskositet av fluidet som den optomekaniske anordningen er nedsenket i kan bli bestemt fra. Ulike illustrerende utførelsesformer av en optomekanisk anordning kan bli realisert, inkludert men ikke begrenset til utliggere eller nanobjelker som mekaniske elementer. Masse av anordninger i henhold til mange ikke-begrensende anordninger kan spenne fra 10"<15>til 10"10 kg (og til og med 1 g), mens frekvenser ofte er i MHz regimet { g) m/ 27t= 1 kHz til 100 MHz). Elektromagne tisk energi kan bli reflektert fra Bragg-speil dannet av flersjikts dielektriske materialer. When the cavity is illuminated by a laser emitting electromagnetic energy, the circulating electromagnetic energy gives rise to a radiation pressure force which deflects the moving mirror. Any displacement of the mirror will, in turn, change the length of the cavity, shift the mode frequency of the optical cavity with respect to the fixed laser frequency, and thereby change the intensity (amplitude) of electromagnetic energy circulating in the cavity. When the optomechanical device is immersed in a fluid, sweeping around a resonant frequency of the optomechanical device enables determination of the density and viscosity of the fluid in which the optomechanical device is immersed. A swept resonant frequency/intensity (amplitude) curve is generated over the swept the frequency, from which the density and viscosity of the fluid in which the optomechanical device is immersed can be determined. Various illustrative embodiments of an optomechanical device may be realized, including but not limited to cantilevers or nanobeams as mechanical elements. Masses of devices according to many non-limiting devices can range from 10"<15> to 10"10 kg (and even 1 g), while frequencies are often in the MHz regime { g) w/ 27t= 1 kHz to 100 MHz). Electromagnetic energy can be reflected from Bragg mirrors formed by multilayer dielectric materials.

I en annen spesiell utførelsesform, er det vist en optomekanisk anordning som er basert på mikrotoroid optomekanisk anordning dannet av silika på en chip. En foretrukket utførelsesform bruker elektromagnetisk energi som sirkulerer på innsiden av en optisk "hviskende galleri" (whispering gallery) modus på innsiden av mikrotoroiden som utøver et strålingstrykk som koples til en mekanisk pustende modus. Foretrukne optomekaniske anordninger inkluderer en høy optisk finesse (for tiden i området fra 10<3>til 10<5>) og en høy mekanisk kvalitetsfaktor eller Q (10<3>til 105 for bjelker og utliggere). I en annen utførelsesform, kan det være tilveiebrakt en membran med en tykkelse på omkring 50 nm på innsiden av et fiksert optisk hulrom for å oppnå begge disse målene til noen grad og overstige dem ved å oppnå en finesse på 10<4>og en mekanisk kvalitetsfaktor på 10<6>.1 fysikk og engineering er kvalitetsfaktoren, referert til som Q faktoren en dimensjonsløs parameter som beskriver hvor under-dempet en oscillator eller resonator er, eller ekvivalent, ka-rakteriserer en resonators båndbredde i forhold til dens senterfrekvens. Høyere Q indikerer en lavere rate av energitap i forhold til den lagrede energien av oscillato-ren; oscillasjonene dør ut langsommere. En pendel som henger fra et høy-kvalitets-lager, som oscillerer i luft, har en høy Q, mens en pendel nedsenket i olje har en lav. Oscillatorer med høye kvalitetsfaktorer har lav demping slik at de ringer lengre. Den optiske Q er lik forholdet av den resonante frekvensen til båndbredden av hulromsresonansen. Den gjennomsnittlige levetiden for et resonant foton i hulrommet er proporsjonal med hulrommmets Q. In another particular embodiment, an optomechanical device is shown which is based on microtoroidal optomechanical device formed from silica on a chip. A preferred embodiment uses electromagnetic energy circulating inside an optical "whispering gallery" mode inside the microtoroid which exerts a radiation pressure coupled to a mechanical breathing mode. Preferred optomechanical devices include a high optical finesse (currently in the range of 10<3> to 10<5>) and a high mechanical quality factor or Q (10<3> to 105 for beams and cantilevers). In another embodiment, a membrane with a thickness of about 50 nm can be provided inside a fixed optical cavity to achieve both of these goals to some degree and exceed them by achieving a finesse of 10<4> and a mechanical quality factor of 10<6>.1 physics and engineering, the quality factor, referred to as the Q factor, is a dimensionless parameter that describes how under-damped an oscillator or resonator is, or equivalently, characterizes a resonator's bandwidth in relation to its center frequency. Higher Q indicates a lower rate of energy loss relative to the stored energy of the oscillator; the oscillations die out more slowly. A pendulum hanging from a high-quality bearing, oscillating in air, has a high Q, while a pendulum immersed in oil has a low one. Oscillators with high quality factors have low damping so they ring longer. The optical Q is equal to the ratio of the resonant frequency to the bandwidth of the cavity resonance. The average lifetime of a resonant photon in the cavity is proportional to the Q of the cavity.

En illustrerende utførelsesform er vist hvor en optomekanisk anordning er nedsenket i et nedihullsfluid for å måle tetthet og viskositet av nedihullsfluidet. I en spesiell ikke-begrensende illustrerende utførelsesform, har den optomekaniske anordningen en toroid fasong. Den optomekaniske anordningen tilveiebringer optomekanisk tilbakemelding på grunn av strålingstrykk dannet ved en laser som emitterer elektromagnetisk energi inn i den optomekaniske anordningen. I en annen utførelsesform, er den optomekaniske anordningen et glidelåshulrom ("zipper cavity"). I en annen spesiell utførelsesform, er Q for det optiske hulrommet omkring 1.000.000. En endring i de optomekaniske egenskapene av den optomekaniske anordningen blir omformet til det optiske domenet. I en spesiell utførelses-form, blir elektromagnetisk energi flyktig koplet inn i og fra den optomekaniske an ordningen ved anvendelse av en bølgeleder. Elektromagnetisk energi flyktig koplet fra bølgelederen blir målt for å estimere tetthet og viskositet for nedihullsfluidet som den optomekaniske anordningen er nedsenket i. Tetthet og viskositet blir es-timert ved å korrelere skift i optisk domene, inkludert men ikke begrenset til en transmisjons/refleksjonsbølgelengde i et optisk hulrom i den optomekaniske anordningen i løpet av frekvenssveiper rundt en resonant frekvens for et optisk hulrom i den optomekaniske anordningen. I en spesiell utførelsesform er en første frekvens og andre frekvens av elektromagnetisk energi koplet inn i den optomekaniske resonatoren. Den første frekvensen blir sveipet rundt en resonant frekvens for den optomekaniske anordningen og den andre frekvensen blir overvåket for amplitude i løpet av frekvenssveipet for å estimere tetthet og viskositet for et nedihullsfluid. An illustrative embodiment is shown where an optomechanical device is immersed in a downhole fluid to measure density and viscosity of the downhole fluid. In a particular non-limiting illustrative embodiment, the optomechanical device has a toroidal shape. The optomechanical device provides optomechanical feedback due to radiation pressure generated by a laser emitting electromagnetic energy into the optomechanical device. In another embodiment, the optomechanical device is a zipper cavity ("zipper cavity"). In another particular embodiment, the Q of the optical cavity is about 1,000,000. A change in the optomechanical properties of the optomechanical device is reshaped into the optical domain. In a particular embodiment, electromagnetic energy is transiently coupled into and from the optomechanical device using a waveguide. Electromagnetic energy transiently coupled from the waveguide is measured to estimate the density and viscosity of the downhole fluid in which the optomechanical device is immersed. Density and viscosity are estimated by correlating shifts in the optical domain, including but not limited to a transmission/reflection wavelength in a optical cavity in the optomechanical device during frequency sweeps around a resonant frequency for an optical cavity in the optomechanical device. In a particular embodiment, a first frequency and a second frequency of electromagnetic energy are coupled into the optomechanical resonator. The first frequency is swept around a resonant frequency of the optomechanical device and the second frequency is monitored for amplitude during the frequency sweep to estimate the density and viscosity of a downhole fluid.

Optomekaniske anordninger kan bli tilvirket i mange geometriske fasonger inkludert men ikke begrenset til en toroid, sfære, rektangel, glidelås og kvadrat. I en spesiell ikke begrensende utførelsesform kan den elektromagnetiske/mekaniske anordningen være men er ikke begrenset til en "hviskende galleri" mikrotoroid optomekanisk anordning. I en annen spesiell utførelsesform, er den optomekaniske anordningen en hvilken som helst fasong i samsvar med redegjørelsen som er egnet for å manifestere en optomekanisk reaksjon til elektromagnetisk energi tilført til den optomekaniske anordningsfasongen. Optomechanical devices can be fabricated in many geometric shapes including but not limited to a toroid, sphere, rectangle, zipper, and square. In a particular non-limiting embodiment, the electromagnetic/mechanical device may be, but is not limited to, a "whispering gallery" microtoroidal optomechanical device. In another particular embodiment, the optomechanical device is any shape in accordance with the disclosure suitable for manifesting an optomechanical response to electromagnetic energy applied to the optomechanical device shape.

Fortrinnsvis er den resonante frekvensen for den elektromagnetiske/mekaniske anordningen lav nok slik at eksitasjon av den elektromagnetiske/mekaniske anordningen i fluidet muliggjør at fluidet som den elektromagnetiske/mekaniske anordningen er nedsenket i, opptrer som et Newtonsk fluid. Newtonsk fluid opp-førsel muliggjør hovedsakelig nøyaktig bestemmelse av tetthet og viskositet fra overvåkning av test-elektromagnetisk energi fra den elektromagnetiske/mekaniske anordningen i løpet av sveiping rundt en resonant frekvens av den elektromagnetiske/mekaniske anordningen fra elektromagnetisk energi introdusert til den optomekaniske anordningen. Preferably, the resonant frequency of the electromagnetic/mechanical device is low enough so that excitation of the electromagnetic/mechanical device in the fluid enables the fluid in which the electromagnetic/mechanical device is immersed to behave as a Newtonian fluid. Newtonian fluid behavior essentially enables accurate determination of density and viscosity from monitoring test electromagnetic energy from the electromagnetic/mechanical device during sweeps around a resonant frequency of the electromagnetic/mechanical device from electromagnetic energy introduced to the optomechanical device.

Et ikke-begrensende eksempel på en optomekanisk anordning som et eksempel på en elektromagnetisk/mekanisk anordning blir brukt heri for illustrasjons-formål. En hvilken som helst elektromagnetisk/mekanisk anordning, inkludert men ikke begrenset til anordninger som responderer til radiobølger, mikrobølger, infra- rødt, synlig, ultrafiolett, røntgenstråler og gamma-stråler i samsvar med foreliggende redegjørelse er akseptable. A non-limiting example of an optomechanical device as an example of an electromagnetic/mechanical device is used herein for illustrative purposes. Any electromagnetic/mechanical device, including but not limited to devices that respond to radio waves, microwaves, infrared, visible, ultraviolet, x-rays and gamma rays in accordance with the present disclosure are acceptable.

Bølgelengden for en resonant frekvens for en spesiell optomekanisk anordning er proporsjonal med størrelsen av et optisk hulrom i anordningen. For eksempel har et optisk hulrom som har en lengde på 1 mikron en resonant frekvens på omkring 1 MHz. Et optisk hulrom som har en lengde på 10 mikron har en resonant frekvens på omkring 100 kHz. Et optisk hulrom som har en lengde på 100 mikron har en resonant frekvens på omkring 10 kHz. Frekvensen av elektromagnetisk energi tilført til en optomekanisk anordning, slik som en mikrotoroid eller annen elektromagnetisk/mekanisk anordning blir sveipet rundt en resonant frekvens for en spesiell elektromagnetisk/mekanisk anordning. I en foretrukket utfø-relsesform, er den resonante frekvensen for den elektromagnetiske/mekaniske anordningen omkring 20-50 kHz. The wavelength of a resonant frequency for a particular optomechanical device is proportional to the size of an optical cavity in the device. For example, an optical cavity that has a length of 1 micron has a resonant frequency of about 1 MHz. An optical cavity that has a length of 10 microns has a resonant frequency of about 100 kHz. An optical cavity that has a length of 100 microns has a resonant frequency of about 10 kHz. The frequency of electromagnetic energy applied to an optomechanical device, such as a microtoroid or other electromagnetic/mechanical device is swept around a resonant frequency for a particular electromagnetic/mechanical device. In a preferred embodiment, the resonant frequency of the electromagnetic/mechanical device is around 20-50 kHz.

En spesiell illustrerende utførelsesform tilveiebringer i tillegg, basert på tetthets- og viskositetsberegninger avledet fra overvåkning av elektromagnetisk energi fra en elektromagnetisk/mekanisk anordning, et system og fremgangsmåte for overvåkning av opprensing fra en utflating av viskositet eller tetthet over tid; måling eller estimering av boblepunkt for formasjonsfluid eller filtrat; måling eller estimering av duggpunkt for formasjonsfluid eller filtrat; og begynnelsen av asfaltenutfel-ling. Hver av disse anvendelsene av spesielle illustrerende utførelsesformer bidrar til den kommersielle verdi av nedihullsovervåkningsverktøyer, under-boring verk-tøyer og vaierledningsverktøyer. Ikke-begrensende eksempler på strukturen og driften av foreliggende oppfinnelse er diskutert under i forbindelse med FIG. 1-8. A particular illustrative embodiment additionally provides, based on density and viscosity calculations derived from monitoring electromagnetic energy from an electromagnetic/mechanical device, a system and method for monitoring cleanup from a flattening of viscosity or density over time; measurement or estimation of bubble point of formation fluid or filtrate; measurement or estimation of formation fluid or filtrate dew point; and the beginning of asphalt precipitation. Each of these applications of particular illustrative embodiments contributes to the commercial value of downhole monitoring tools, downhole tools and wireline tools. Non-limiting examples of the structure and operation of the present invention are discussed below in conjunction with FIG. 1-8.

FIG. 1 er en skjematisk representasjon av et vaierledning formasjonsteste-system 100 for å estimere en egenskap av et nedihullsfluid. FIG. 1 viser en brønn-boring 111 boret i en formasjon 110. Brønnboringen 111 er vist fylt med et borefluid 116, som også blir referert til som "slam" eller "brønnboringsfluid." Begrepet FIG. 1 is a schematic representation of a wireline formation testing system 100 for estimating a property of a downhole fluid. FIG. 1 shows a well bore 111 drilled in a formation 110. The well bore 111 is shown filled with a drilling fluid 116, which is also referred to as "mud" or "well drilling fluid." The concept

"adhesjonsfluid" eller "naturlig fluid" her refererer til fluidet som naturlig foreligger i formasjonen, utenom en hvilken som helst forurensning ved fluidene som ikke naturlig foreligger i formasjonen, slik som borefluidet. Ført inn i brønnboringen 111 ved bunnenden av en vaierledning 112 er et formasjonsevalueringsverktøy 120 som inkluderer men ikke er begrenset til en analysemodul 150 og et elektromagnetisk/mekanisk system 121 dannet i henhold til én eller flere utførelsesformer av foreliggende redegjørelse for in-situ estimering av en egenskap av fluidet trukket "adhesion fluid" or "natural fluid" here refers to the fluid that is naturally present in the formation, excluding any contamination by the fluids that are not naturally present in the formation, such as the drilling fluid. Introduced into the wellbore 111 at the bottom end of a wireline 112 is a formation evaluation tool 120 which includes but is not limited to an analysis module 150 and an electromagnetic/mechanical system 121 formed according to one or more embodiments of the present disclosure for in-situ estimation of a property of the fluid drawn

ut fra formasjonen. Formasjonsevalueringssverktøyet 120 virker som en bærer for det elektromagnetiske/mekaniske systemet 121 og en testcelle 122. Eksempelvise utførelsesformer av ulike formasjonsevalueringsverktøyer er beskrevet mer detaljert med referanse til FIG. 3-8. Vaierledningen 112 er typisk en armert kabel som fører data og driver ledere for å tilveiebringe energi til verktøyet 120 og en to-veis datakommunikasjonslenke mellom en verktøyprosessor i analysemodulen 150 og en overflatestyringsenhet 140 plassert i overflateenhet, som kan være en mobil enhet 111, slik som en loggebil. Overflatestyringsenheten og analysemodulen 150 inkluderte hver men er ikke begrenset til en prosessor 130, datagrensesnitt 132 og ikke-transitoriske computerlesbare media 134. based on the formation. The formation evaluation tool 120 acts as a carrier for the electromagnetic/mechanical system 121 and a test cell 122. Exemplary embodiments of various formation evaluation tools are described in more detail with reference to FIG. 3-8. The wireline 112 is typically an armored cable that carries data and drives conductors to provide power to the tool 120 and a two-way data communication link between a tool processor in the analysis module 150 and a surface control unit 140 located in the surface unit, which may be a mobile unit 111, such as a logging truck. The surface control unit and analysis module 150 each included but are not limited to a processor 130 , data interface 132 , and non-transitory computer readable media 134 .

Vaierledningen 112 blir typisk ført fra en spole 115 over en talje 113 båret ved en derrik 114. Styringsenheten 140 og analysemodulen 150 er hver i ett as-pekt, et computer-basert system, som kan inkludere én eller flere prosessorer slik som en mikroprosessor, som kan inkludere men ikke er begrenset til én eller flere ikke-transitoriske datalagringsanordninger, slik som solid state minneanordninger, harddisker, magnetiske bånd, etc; periferiutstyr, slik som datainnlastingsanord-ninger og visningsanordninger; og annen kretsteknikk for å styre og prosessere data mottatt fra verktøyet 120. Overflatestyringsenheten 140 og analysemodulen 150 kan også inkludere men er ikke begrenset til ett eller flere computerprogrammer, algoritmer og computermodeller, som kan være lagret i det ikke-transitoriske computerlesbare mediet som er tilgjengelig for prosessoren for å utføre instruksjoner og informasjon inneholdt deri for å utføre én eller flere funksjoner eller metoder assosiert med driften av formasjonsevalueringsverktøyet 120. The cable 112 is typically led from a coil 115 over a pulley 113 carried by a derrick 114. The control unit 140 and the analysis module 150 are each, in one aspect, a computer-based system, which may include one or more processors such as a microprocessor, which may include but are not limited to one or more non-transitory data storage devices, such as solid state memory devices, hard drives, magnetic tapes, etc; peripherals, such as data loading devices and display devices; and other circuitry to control and process data received from the tool 120. The surface control unit 140 and analysis module 150 may also include but are not limited to one or more computer programs, algorithms, and computer models, which may be stored in the non-transitory computer-readable medium available for the processor to execute instructions and information contained therein to perform one or more functions or methods associated with the operation of the formation evaluation tool 120.

Testcellen 122 kan inkludere men er ikke begrenset til en nedihullsfluid prø-vetank og en strømningslinje 211 for at nedihullsfluid skal strømme inn i prøvetan-ken. Minst en andel av det elektromagnetiske/mekaniske systemet 121 er nedsenket i nedihullsfluidet i testcellen 122 og brukt for in situ eller overflateanalyse av nedihullsfluidet, inkludert men ikke begrenset til å estimere viskositet og tetthet av nedihullsfluidet. Testcellen kan være en hvilken som helst egnet nedihullsfluid testcelle i samsvar med redegjørelsen. Ikke-begrensende eksempler på en testcelle inkluderer men er ikke begrenset til et nedihullsfluidprøvekammer og en nedihullsfluid strømningslinje. Ytterligere nedihulls testanordning for å estimere en egenskap av nedihullsfluidet kan være inkludert i formasjonsevalueringsverktøyet 120, en hvilken som helst testanordning kan være inkludert i samsvar med rede- gjørelsen, inkludert men ikke begrenset til kjernemagnetisk resonans (NMR) spek-trometere, trykk, temperatur og elektromekaniske resonatorer, slik som elektrisk drift piezoelektriske resonatorer. The test cell 122 may include but is not limited to a downhole fluid sample tank and a flow line 211 for downhole fluid to flow into the sample tank. At least a portion of the electromagnetic/mechanical system 121 is immersed in the downhole fluid in the test cell 122 and used for in situ or surface analysis of the downhole fluid, including but not limited to estimating viscosity and density of the downhole fluid. The test cell may be any suitable downhole fluid test cell in accordance with the disclosure. Non-limiting examples of a test cell include but are not limited to a downhole fluid sample chamber and a downhole fluid flow line. Additional downhole test equipment to estimate a property of the downhole fluid may be included in the formation evaluation tool 120, any test equipment may be included in accordance with the disclosure, including but not limited to nuclear magnetic resonance (NMR) spectrometers, pressure, temperature and electromechanical resonators, such as electrically operated piezoelectric resonators.

FIG. 2 avbilder et ikke-begrensende eksempel på et boresystem 200 i et måling- under-boring (MWD) arrangement i henhold til én utførelsesform av rede-gjørelsen. En derrik 202 støtter en borestreng 204, som kan være en rørspiral eller borerør. Borestrengen 204 kan føre en bunnhullssammenstilling (BHA) 220 og en borkrone 206 ved en distal ende av borestrengen 204 for å bore et borehull 210 gjennom jordformasjoner. Boreoperasjoner i henhold til mange utførelsesformer kan inkludere å pumpe borefluid eller "slam" fra en slamgrop 222, og ved anvendelse av et sirkulasjonssystem 224, sirkulere slammet gjennom en indre boring av borestrengen 204. Slammet strømmer ut av borestrengen 204 ved borkronen 206 og returnerer til overflaten gjennom et ringformet rom mellom borestrengen 204 og indre vegg av borehullet 210. FIG. 2 depicts a non-limiting example of a drilling system 200 in a measurement-while-drilling (MWD) arrangement according to one embodiment of the disclosure. A derrick 202 supports a drill string 204, which may be a pipe coil or drill pipe. The drill string 204 may carry a bottom hole assembly (BHA) 220 and a drill bit 206 at a distal end of the drill string 204 to drill a borehole 210 through soil formations. Drilling operations according to many embodiments may include pumping drilling fluid or "mud" from a mud pit 222 and, using a circulation system 224, circulating the mud through an internal bore of the drill string 204. The mud flows out of the drill string 204 at the drill bit 206 and returns to the surface through an annular space between the drill string 204 and the inner wall of the borehole 210.

I den ikke-begrensende utførelsesformen ifølge FIG. 2, kan BHAen 220 inkludere et formasjonsevalueringsverktøy 120, en effektenhet 226, en verktøypro-sessor 212 og en overflatestyringsenhet 140. Enhver egnet effektenhet kan bli brukt i samsvar med redegjørelsen. Ikke-begrensende eksempler på egnede ef-fektenheter inkluderer men er ikke begrenset til en hydraulisk, elektrisk eller elek-tro-mekanisk og kombinasjoner derav. Verktøyet 120 kan føre en fluidutdrager 228 inkludert en sonde 238 og motstående føtter 240.1 mange utførelsesformer som skal bli beskrevet i videre detalj under, inkluderer verktøyet 120 men er ikke begrenset til et nedihulls elektromagnetisk/mekanisk system 121. En strømningslinje 211 forbinder fluidutdrager 228 til testcelle 122 og elektromagnetisk/mekanisk system 121. Det elektromagnetiske/mekaniske systemet kan bli brukt i enten under-boring-utførelsesformene eller i vaierledning-utførelsesformene for in situ eller overflate estimering av en egenskap av nedihullsfluidet. In the non-limiting embodiment of FIG. 2, the BHA 220 may include a formation evaluation tool 120, a power unit 226, a tool processor 212, and a surface control unit 140. Any suitable power unit may be used in accordance with the disclosure. Non-limiting examples of suitable power units include but are not limited to a hydraulic, electrical or electro-mechanical and combinations thereof. The tool 120 may carry a fluid extractor 228 including a probe 238 and opposing feet 240. In many embodiments to be described in further detail below, the tool 120 includes but is not limited to a downhole electromagnetic/mechanical system 121. A flow line 211 connects the fluid extractor 228 to the test cell 122 and electromagnetic/mechanical system 121. The electromagnetic/mechanical system can be used in either the downhole embodiments or in the wireline embodiments for in situ or surface estimation of a property of the downhole fluid.

Fagpersonene innen faget med fordelen av foreliggende redegjørelse vil er-kjenne at de mange utførelsesformene vist er anvendelige for et formasjonsfluid-produksjonsanlegg uten behovet for videre illustrasjon. De mange eksemplene beskrevet under og vist i FIG. 3-8 kan bli implementert ved anvendelse av et vaier-ledningssystem som beskrevet over og vist i FIG. 1, kan bli implementert ved anvendelse av et under-boring-system som beskrevet over og vist i FIG. 2 eller kan bli implementert i et produksjonsanlegg for å overvåke produksjonsfluider. Those skilled in the art with the benefit of the present explanation will recognize that the many embodiments shown are applicable to a formation fluid production facility without the need for further illustration. The many examples described below and shown in FIG. 3-8 may be implemented using a wire wiring system as described above and shown in FIG. 1, may be implemented using an under-boring system as described above and shown in FIG. 2 or can be implemented in a production facility to monitor production fluids.

Vender oss nå til FIG. 3, en spesiell illustrerende utførelsesform av et optomekanisk system 121 er illustrert. Optomekanisk anordning 318 er nedsenket i nedihullsfluid 340 i testcelle 122.1 en illustrerende utførelsesform tilveiebringer en laser 310 elektromagnetisk energi 322 til den optomekaniske anordningen 318 i testcelle 122. Den elektromagnetiske energien blir sveipet rundt en resonant frekvens for et optisk hulrom i den optomekaniske anordningen. Vinduer 334 og 336 er tilveiebrakt for inngang og utgang av elektromagnetisk energi inn til og fra testcellen 122. En fotodetektor 314 er tilveiebrakt elektromagnetisk kommunikasjon med den optomekaniske anordningen for å måle elektromagnetisk energi 324 mottatt fra testcellen gjennom vindu 322. Én eller begge av fotodetektoren 314 og laseren 310 kan også være lokalisert på utsiden av testcellevindu 336 og i elektromagnetisk kommunikasjon med optomekanisk anordning 318. En prosessor 312 inkludert men ikke begrenset til et ikke-håndgripelig computerlesbart medium og computerprogrammer lagret i det ikke-håndgripelige computerlesbare mediet er også tilveiebrakt. Elektromagnetisk energi 322 blir mottatt ved bølgeleder 316 og er flyktig koplet inn i den optomekaniske anordningen 318. Bølgeleder 320 flyktig kopler elektromagnetisk energi 324 er flyktig koplet ut av den optiske anordningen 318. Turning now to FIG. 3, a particular illustrative embodiment of an optomechanical system 121 is illustrated. Optomechanical device 318 is immersed in downhole fluid 340 in test cell 122.1 an illustrative embodiment provides a laser 310 with electromagnetic energy 322 to optomechanical device 318 in test cell 122. The electromagnetic energy is swept around a resonant frequency for an optical cavity in the optomechanical device. Windows 334 and 336 are provided for the entry and exit of electromagnetic energy into and from the test cell 122. A photo detector 314 is provided in electromagnetic communication with the optomechanical device to measure electromagnetic energy 324 received from the test cell through window 322. One or both of the photo detector 314 and the laser 310 may also be located outside test cell window 336 and in electromagnetic communication with optomechanical device 318. A processor 312 including but not limited to a non-tangible computer-readable medium and computer programs stored in the non-tangible computer-readable medium are also provided. Electromagnetic energy 322 is received by waveguide 316 and is transiently coupled into the optomechanical device 318. Waveguide 320 transiently couples electromagnetic energy 324 is transiently coupled out of the optical device 318.

Drift av strukturen vist i FIG. 1-3 er nå diskutert. Prosessoren 312 utfører Operation of the structure shown in FIG. 1-3 are now discussed. The processor 312 executes

computerprogrammene. Computerprogrammene inkluderer men er ikke begrenset til computerkjørbare instruksjoner som når de kjøres ved prosessoren styrer strukturen ifølge FIG. 3 og utfører metoder for å estimere en egenskap av nedihullsfluidet i testcelle 122. Prosessoren sveiper frekvensen av elektromagnetisk energi 322 emittert fra laser 310 sentrert på en resonant frekvens for den optomekaniske anordningen 318. Bølgelederen 316 mottar elektromagnetisk energi 322 introdusert inn i testcellen 122 ved laseren. I en spesiell utførelsesform, er den elektromagnetiske energien flyktig koplet fra bølgelederen inn i optomekanisk anordning 318. Enhver egnet kopling av elektromagnetisk energi inn i den optomekaniske anordningen 318 i samsvar med foreliggende redegjørelse er akseptabel. Ett ikke-begrensende eksempel på en flyktig kopling er en Si3N4forsegling mellom bølge-lederen og det optiske hulrommet. Elektromagnetisk energi 324 fra den optomekaniske anordningen er flyktig koplet fra den optomekaniske anordningen inn i bølgeleder 320. the computer programs. The computer programs include but are not limited to computer-executable instructions which, when executed by the processor, control the structure of FIG. 3 and performs methods for estimating a property of the downhole fluid in test cell 122. The processor sweeps the frequency of electromagnetic energy 322 emitted from laser 310 centered on a resonant frequency for the optomechanical device 318. Waveguide 316 receives electromagnetic energy 322 introduced into test cell 122 by the laser . In a particular embodiment, the electromagnetic energy is transiently coupled from the waveguide into optomechanical device 318. Any suitable coupling of electromagnetic energy into optomechanical device 318 in accordance with the present disclosure is acceptable. One non-limiting example of a volatile coupling is a Si 3 N 4 seal between the waveguide and the optical cavity. Electromagnetic energy 324 from the optomechanical device is transiently coupled from the optomechanical device into waveguide 320.

I en annen spesiell utførelsesform, blir en enkelt bølgeleder brukt for å motta elektromagnetisk energi og kople den inn i den optomekaniske anordningen og motta energi fra den optomekaniske anordningen via kopling. En fotodetektor 314 mottar elektromagnetisk energi 324 fra bølgeleder 320 gjennom vindu 334. Prosessoren leser fotodetektoramplitudemålingene av elektromagnetisk energi 324 mottatt fra den optomekaniske anordningen ettersom prosessoren sveiper frekvensen av elektromagnetisk energi 322 emittert fra laser rundt en resonant frekvens forden optomekaniske anordningen 318. Den elektromagnetiske/mekaniske anordningen er nedsenket i nedihullsfluid 340. Prosessoren 312 kan videre inkludere et håndgripelig ikke transitorisk computerlesbart lagringsmedia for å inneholde data og computerprogrammer brukt i estimering av tettheten og viskositet av nedihullsfluidet. In another particular embodiment, a single waveguide is used to receive electromagnetic energy and couple it into the optomechanical device and receive energy from the optomechanical device via coupling. A photodetector 314 receives electromagnetic energy 324 from waveguide 320 through window 334. The processor reads the photodetector amplitude measurements of electromagnetic energy 324 received from the optomechanical device as the processor sweeps the frequency of electromagnetic energy 322 emitted from the laser around a resonant frequency before the optomechanical device 318. The electromagnetic/mechanical the device is immersed in downhole fluid 340. The processor 312 may further include a tangible non-transitory computer-readable storage media to contain data and computer programs used in estimating the density and viscosity of the downhole fluid.

En foretrukket optomekanisk anordning resonerer i fluidet ved en frekvens som muliggjør at nedihullsfluidet som den optomekaniske anordningen er nedsenket i, opptrer som et Newtonsk fluid ved den resonante frekvensen av den optomekaniske anordningen. En prøve av formasjonsfluid eller et annen nedihullsfluid 340 blir tatt opp i testcellen 122 i verktøyet. En sveipet frekvens av innført elektromagnetisk energi 322 fra laseren blir introdusert inn i testcelle 332 gjennom et første vindu 334 i prøvekammeret. Fotodetektor 314 måler test elektromagnetisk energi 324 mottatt fra den optomekaniske anordningen gjennom vindu 334. Fotodetektoren måler elektromagnetisk energi mottatt fra den optomekaniske anordningen ettersom den elektromagnetiske energien er sveipet frekvens ("swept fre-quency") over et område av frekvenser sentrert omkring en resonant frekvens for et optisk hulrom i den optomekaniske anordningen. A preferred optomechanical device resonates in the fluid at a frequency which enables the downhole fluid in which the optomechanical device is immersed to act as a Newtonian fluid at the resonant frequency of the optomechanical device. A sample of formation fluid or another downhole fluid 340 is taken up in the test cell 122 in the tool. A swept frequency of introduced electromagnetic energy 322 from the laser is introduced into test cell 332 through a first window 334 in the sample chamber. Photodetector 314 measures test electromagnetic energy 324 received from the optomechanical device through window 334. The photodetector measures electromagnetic energy received from the optomechanical device as the electromagnetic energy is swept frequency over a range of frequencies centered around a resonant frequency for an optical cavity in the optomechanical device.

Prosessoren 312 danner et spektrum av den optomekaniske anordningens respons i nedihullsfluidet 340 til den innførte sveipede frekvens av elektromagnetisk energi for å bestemme tetthet og viskositet av nedihullsfluidet som den optomekaniske anordningen er nedsenket i. Overvåkning av den elektromagnetiske energien 324 avkoplet fra den optomekaniske anordningen muliggjør prosessoren å korrelere den sveipede frekvensen med mekanisk bevegelse i den optomekaniske anordningen indikert ved endringer i den elektromagnetiske energien mottatt fra den optomekaniske anordningen. Fotodetektoren 314 og laser og kan også bli plassert på utsiden av andre vindu 336 for å tillate inngang og utgang av elektromagnetisk energi til og fra testcelle 122 gjennom andre vindu 336. The processor 312 forms a spectrum of the optomechanical device's response in the downhole fluid 340 to the introduced swept frequency of electromagnetic energy to determine the density and viscosity of the downhole fluid in which the optomechanical device is immersed. Monitoring the electromagnetic energy 324 decoupled from the optomechanical device enables the processor correlating the swept frequency with mechanical motion in the optomechanical device indicated by changes in the electromagnetic energy received from the optomechanical device. The photodetector 314 and laser can also be placed outside the second window 336 to allow the entry and exit of electromagnetic energy to and from the test cell 122 through the second window 336.

I en spesiell utførelsesform, blir et fiberbasert Mach-Zehnder interferometer (ikke vist) brukt for å omforme sveipetid til bølgelengde for sveipet laser frekvens målinger i forbindelse med en ikke-lineær modell for den optomekaniske kraften og laser-hulrom forstemmingen i den optomekaniske anordningen. Fotodetektor-målingene av amplitude av elektromagnetisk energi mottatt fra den optomekaniske anordningen blir brukt ved prosessoren for å bestemme en amplitude versus frekvens kurve for den mottatte elektromagnetiske energien ettersom den elektromagnetiske energien blir sveipet rundt den resonante frekvensen for den optomekaniske anordningen. Eksempel på kurver generert fra amplitudemålingene versus den sveipede frekvensen er vist under i FIG. 4 og FIG. 5. In a particular embodiment, a fiber-based Mach-Zehnder interferometer (not shown) is used to convert sweep time to wavelength for swept laser frequency measurements in conjunction with a nonlinear model for the optomechanical force and laser-cavity bias in the optomechanical device. The photodetector measurements of amplitude of electromagnetic energy received from the optomechanical device are used by the processor to determine an amplitude versus frequency curve of the received electromagnetic energy as the electromagnetic energy is swept around the resonant frequency of the optomechanical device. Example curves generated from the amplitude measurements versus the swept frequency are shown below in FIG. 4 and FIG. 5.

Resonanskurven blir analysert for å estimere tetthet og viskositet for fluidet som den optomekaniske anordningen er nedsenket i. Den optomekaniske anordningen har den fordel at den ikke må være fysisk eller elektrisk knyttet til eksitasjon eller overvåkningskretsteknikk på utsiden av kammer 122. Isteden er den optomekaniske anordningen optisk drevet ved sveipet laser elektromagnetisk energi 322 gjennom vindu 334 og utgående elektromagnetisk energi 324 optisk overvåket via fotodetektor 314 ettersom den utgående elektromagnetiske energi 324 forlater kammer 332 gjennom vindu 334.1 en spesiell illustrerende utførelsesform, tilveiebringer laser 310 en bærerfrekvens på omtrent 20 terrahertz og er sveipet over et frekvensbånd på omtrent 20 kilohertz. The resonance curve is analyzed to estimate the density and viscosity of the fluid in which the optomechanical device is immersed. The optomechanical device has the advantage that it does not have to be physically or electrically connected to excitation or monitoring circuitry outside of chamber 122. Instead, the optomechanical device is optical powered by swept laser electromagnetic energy 322 through window 334 and outgoing electromagnetic energy 324 optically monitored via photodetector 314 as the outgoing electromagnetic energy 324 exits chamber 332 through window 334.1 a particular illustrative embodiment, laser 310 provides a carrier frequency of approximately 20 terahertz and is swept over a frequency band of approximately 20 kilohertz.

Vender oss nå til FIG. 4, FIG. 4 avbilder prøve spektroskopiske skann av en spesiell illustrerende utførelsesform av en optomekanisk spektrometrisk anordning. FIG. 4 er en graf som illustrerer en resonant frekvens versus normalisert forstemmingskurve 401 i en annen spesiell illustrerende utførelsesform som illustrerer drift og anvendelse av en optomekanisk anordning utplassert i et nedihullsfluid for å bestemme en tetthet av fluidet nedihulls. Et maksimum 402 og minimum 403 så vel som et null krysningspunkt 404 blir brukt for å korrelere med testkurver for kjente nedihullsfluider for å estimere tetthet og viskositet av nedihullsfluidet i testcelle 122. Turning now to FIG. 4, FIG. 4 depicts sample spectroscopic scans of a particular illustrative embodiment of an optomechanical spectrometric device. FIG. 4 is a graph illustrating a resonant frequency versus normalized tuning curve 401 in another particular illustrative embodiment illustrating operation and use of an optomechanical device deployed in a downhole fluid to determine a density of the downhole fluid. A maximum 402 and minimum 403 as well as a zero crossing point 404 are used to correlate with test curves for known downhole fluids to estimate density and viscosity of the downhole fluid in test cell 122.

FIG. 5 er en graf av amplitude versus sveipet frekvenskurve 501 i en annen spesiell illustrerende utførelsesform som illustrerer drift og anvendelse av en optomekanisk anordning utplassert i et nedihullsfluid for å bestemme en tetthet av fluidet nedihulls. Tetthet og viskositet av fluidet blir beregnet fra verdien av punkter på de resonante frekvenskurvene plottet av prosessoren. Foreliggende eksempel ifølge oppfinnelsen blir implementert ved anvendelse av en optomekanisk anordning nedihulls for å estimere fluidtetthet, viskositet, dielektrisk konstant og resistivitet. Foreliggende oppfinnelse måler amplituden versus frekvens (amplitudespekt-rum) for en optomekanisk anordning i nærheten av dens resonante frekvens. FIG. 5 is a graph of amplitude versus swept frequency curve 501 in another particular illustrative embodiment illustrating operation and use of an optomechanical device deployed in a downhole fluid to determine a density of the downhole fluid. Density and viscosity of the fluid are calculated from the value of points on the resonant frequency curves plotted by the processor. The present example according to the invention is implemented using an optomechanical device downhole to estimate fluid density, viscosity, dielectric constant and resistivity. The present invention measures the amplitude versus frequency (amplitude spectrum) of an optomechanical device in the vicinity of its resonant frequency.

For å omforme denne målingen til tetthet, viskositet, dielektrisk konstant og resistivitet, bestemmer foreliggende oppfinnelse en beste tilpasning mellom et teo-retisk spektrum og det målte amplitudespekteret for den optomekaniske anordningen, ved anvendelse av en Levenberg-Marquardt (LM) ikke-lineær minste kvadraters tilpasningsalgoritme. Tilpasningsparametrene tilveiebringer tetthets-, viskositets-, dielektrisk konstant- og resistivitetsverdier. Hvis de innledende para-meterverdiestimatene for tilpasningsparametrene er for langt fra de faktiske para-meterverdiene, kan LM tilpasningsalgoritmen ta lang tid for å konvergere eller kan mislykkes i å konvergere fullstendig. Selv om LM algoritmen konvergerer, kan den konvergere til et lokalt minimum snarere enn et globalt minimum. Når en logger en brønn i sanntid, ønsker ikke operatøren å vente lang tid for et svar, operatøren ønsker heller ikke at algoritmen skal konvergere til feil svar ved et lokalt snarere enn et globalt minimum. To convert this measurement into density, viscosity, dielectric constant and resistivity, the present invention determines a best fit between a theoretical spectrum and the measured amplitude spectrum of the optomechanical device, using a Levenberg-Marquardt (LM) nonlinear least squares fitting algorithm. The fit parameters provide density, viscosity, dielectric constant and resistivity values. If the initial parameter value estimates for the fitting parameters are too far from the actual parameter values, the LM fitting algorithm may take a long time to converge or may fail to converge completely. Although the LM algorithm converges, it may converge to a local minimum rather than a global minimum. When logging a well in real time, the operator does not want to wait a long time for an answer, nor does the operator want the algorithm to converge to the wrong answer at a local rather than a global minimum.

Foreliggende oppfinnelse beregner et resultat hurtig, bruker mindre bereg-ningsressurser og tilveiebringer således nyttigere og mer nøyaktige innledende estimater for LM tilpasningsparametrene. De innledende estimatene tilveiebrakt ved foreliggende oppfinnelse er robuste, de krever ikke iterasjon, og de blir hurtig beregnet. Foreliggende oppfinnelse bruker kjemometri for å oppnå de innledende estimater av tilpasningsparametere. Disse kjemometriske estimatene kan så bli brukt direkte som estimater for en fluidparameterverdi eller egenskap eller tilveiebrakt til LM algoritmen. De kjemometriske estimatene tilveiebrakt til LM algoritmen tilveiebringer en høy sannsynlighet for å tillate LM algoritmen å konvergere hurtig for å korrigere globalt minimum for nedihullsfluidegenskapsverdiestimeringen. The present invention calculates a result quickly, uses less computing resources and thus provides more useful and more accurate initial estimates for the LM fitting parameters. The initial estimates provided by the present invention are robust, they do not require iteration, and they are quickly calculated. The present invention uses chemometrics to obtain the initial estimates of fitting parameters. These chemometric estimates can then be used directly as estimates for a fluid parameter value or property or provided to the LM algorithm. The chemometric estimates provided to the LM algorithm provide a high probability to allow the LM algorithm to converge rapidly to correct global minimum for the downhole fluid property value estimation.

Tradisjonell kjemometri kan bli definert som multiple lineære regresjoner (MLR), prinsipalkomponentregresjoner (PCR) eller delvis minste kvadrater (PLS). Kjemometri kan bli anvendt enten til et opprinnelig datasett eller til en forhånds-prosessert versjon av de opprinnelige data slik som en Savitzky-Golay (SG) utjev-net kurve eller dens derivater. Når en anvender disse tradisjonelle kjemometriske teknikkene, er egenskap-forutsigelses-ligningen vanligvis bare en forskjøvet konstant pluss skalarproduktet av en vektsvektor med det målte optomekaniske ampli- tudespektrum. Denne beregningen krever en relativt liten mengde av computertid ettersom beregningen er ikke-iterativ. Kjemometriske ligninger kan imidlertid også være basert på minimum, maksimum eller null-kryssingsverdier eller andre likele-des avledede egenskaper av dataene som vist i FIG. 4 og FIG. 5.1 noen tilfeller, er de kjemometriske forutsigelsene eller tilpasningene til de syntetiske data tilstrekke-lig nøyaktige til å brukes direkte uten å gå til den andre trinnet ved anvendelse av en LM tilpasningsalgoritme. Traditional chemometrics can be defined as multiple linear regressions (MLR), principal component regressions (PCR) or partial least squares (PLS). Chemometrics can be applied either to an original data set or to a pre-processed version of the original data such as a Savitzky-Golay (SG) smoothed curve or its derivatives. When using these traditional chemometric techniques, the property prediction equation is usually just a shifted constant plus the scalar product of a weight vector with the measured optomechanical amplitude spectrum. This calculation requires a relatively small amount of computer time as the calculation is non-iterative. However, chemometric equations may also be based on minimum, maximum or zero-crossing values or other similarly derived properties of the data as shown in FIG. 4 and FIG. 5.1 some cases, the chemometric predictions or fits to the synthetic data are sufficiently accurate to be used directly without going to the second step of applying an LM fitting algorithm.

Når en kjemometrisk ligning er tilgjengelig, er anvendelse av den både ras-kere og enklere enn en iterativ tilnærmelse. I dette eksemplet er X og Y verdiene av det laveste eksperimentelle datapunktet henholdsvis P2 og P3, og Pi er ganske enkelt lik halvparten av de andre-deriverte av disse datapunktene. Fordi datapunktene er jevnt fordelt langs X-aksen, kan en 5-konsekutive-punkt numerisk andre-derivert bli oppnådd ved standard Savitzky-Golay metoder (A. Savitzky og M. Golay, "Smoothing and Differentiation of Data by Simplified Least Squares Procedu-res," Anal. Chem. bind 36, nr. 8, juli, 1964, pp. 1627-1639). Så Pi =(2xm_2-xm_i-2xm-xm+i<+>2xm+2)/14, hvorxm.2til 2xm+2 er fem konsekutive eksperimentelle datapunkter, fortrinnsvis punkter nær minimumet for parabolen hvor eksperimentell feil ville ha den minste effekten på den beregnede verdien av Pi. When a chemometric equation is available, its application is both faster and simpler than an iterative approach. In this example, X and Y are the values of the lowest experimental data point P2 and P3, respectively, and Pi is simply equal to half the second-derivative of these data points. Because the data points are uniformly distributed along the X-axis, a 5-consecutive-point numerical second-derivative can be obtained by standard Savitzky-Golay methods (A. Savitzky and M. Golay, "Smoothing and Differentiation of Data by Simplified Least Squares Procedu- res," Anal. Chem. vol. 36, no. 8, July, 1964, pp. 1627-1639). So Pi =(2xm_2-xm_i-2xm-xm+i<+>2xm+2)/14, where xm.2to 2xm+2 are five consecutive experimental data points, preferably points near the minimum of the parabola where experimental error would have the smallest effect on the calculated value of Pi.

Vender oss nå til FIG. 6, FIG. 6 er en skjematisk avbildning av en optomekanisk mikrotoroid eller skive 601 "hviskende galleri" hvor to skjulte bølgeledere 602 er vertikalt koplet til den optomekaniske disken. I en spesiell illustrerende utfø-relsesform er den optomekaniske anordningen en bølgeleder etset på en silisium-chip som vist i mer detalj i FIG. 6-8. Bølgelederne dannes litografisk gjennom en prosess av litografi og etsing og så "wafer" binding av en innledende mekanisk separat, andre "wafer" som inneholder lag som til slutt blir en optomekanisk mikro-resonator egnet for anvendelse som en mikrotoroid for å estimere en egenskap for et fluid. Turning now to FIG. 6, FIG. 6 is a schematic depiction of an optomechanical microtoroid or disk 601 "whispering gallery" where two hidden waveguides 602 are vertically coupled to the optomechanical disk. In a particular illustrative embodiment, the optomechanical device is a waveguide etched on a silicon chip as shown in more detail in FIG. 6-8. The waveguides are formed lithographically through a process of lithography and etching and then "wafer" bonding of an initial mechanical separate, second "wafer" containing layers that finally become an optomechanical micro-resonator suitable for use as a microtoroid to estimate a property for a fluid.

FIG. 7 avbilder en optomekanisk skive oppstilling hvori to optomekaniske skiver 701 med forskjellige størrelser og forskjellige resonante frekvenser er inte-grert i en enkelt waferstruktur med bølgeledere 702.1 en illustrerende utførelses-form kan hver av de to eller flere optomekaniske skivene bli sveipet ved en for-skjellig resonant frekvens som muliggjør tetthets- og viskositetsmålinger for et bredere område av fluider som vil utvise Newtonsk fluid oppførsel ved de forskjel lige resonante frekvenser for hver forskjellige optomekaniske skive eller mikrotoroid 701. FIG. 7 depicts an optomechanical disc arrangement in which two optomechanical discs 701 with different sizes and different resonant frequencies are integrated into a single wafer structure with waveguides 702.1 an illustrative embodiment, each of the two or more optomechanical discs can be swept at a different resonant frequency enabling density and viscosity measurements for a wider range of fluids that will exhibit Newtonian fluid behavior at the different resonant frequencies for each different optomechanical disk or microtoroid 701.

FIG. 8 er en skjematisk avbildning av en illustrerende utførelsesform av en optomekanisk anordning som har et rektangulært optisk hulrom. Som vist i FIG. 8, i en spesiell illustrerende utførelsesform, er den optomekaniske anordningen en fotonisk krystall mikrohulromslaser som har et rektangulært optisk hulrom 802 og bølgeledere 804. FIG. 8 illustrerer skjematisk et tverrsnitt av fotonisk krystall mikrohulromslaseren som viser en defekt region dannet ved et uetset hull i oppstilling av hull for å danne en defekt i oppstillingen og en defeksjonsmodus i det optiske spektret. Mikrohulrommet blir dannet ved tørr etsing av en oppstilling og en påfølgende selektiv etsing av en indre region, og skape en tynn membran. Ett hull blir etterlatt uetset og danner en defekt i oppstillingen og derfor en defektmodus i det optiske spekteret. Modusen er begrenset til det indre av oppstillingen ved Bragg-refleksjon i planet og konvensjonell bølgeleding i den vertikale retningen. FIG. 8 is a schematic depiction of an illustrative embodiment of an optomechanical device having a rectangular optical cavity. As shown in FIG. 8, in a particular illustrative embodiment, the optomechanical device is a photonic crystal microcavity laser having a rectangular optical cavity 802 and waveguides 804. FIG. 8 schematically illustrates a cross-section of the photonic crystal microcavity laser showing a defect region formed by an unetched hole in the array of holes to form a defect in the array and a defect mode in the optical spectrum. The microcavity is formed by dry etching an array and subsequent selective etching of an internal region, creating a thin membrane. One hole is left unetched and forms a defect in the array and therefore a defect mode in the optical spectrum. The mode is confined to the interior of the array by in-plane Bragg reflection and conventional waveguide in the vertical direction.

Et resonansspektrum blir utviklet for den optomekaniske anordningen som viser at resonansen av den optomekaniske anordningen nedsenket i et fluid kan bli brukt for å estimere tettheten og viskositet av fluidet. Prøver blir tatt fra formasjonen ved å pumpe fluid fra formasjonen inn i en prøvecelle. Filtrat fra borehullet invaderer normalt formasjonen og foreligger følgelig typisk i formasjonsfluid når en prøve blir trukket fra formasjonen. Ettersom formasjonsfluid blir pumpet fra formasjonen avtar mengden filtrat i fluidet pumpet fra formasjonen over tid inntil prøven når sitt laveste forurensningsnivå. Denne prosessen med pumping for å fjerne prøveforurensning blir referert til som prøveopprensing. A resonance spectrum is developed for the optomechanical device which shows that the resonance of the optomechanical device immersed in a fluid can be used to estimate the density and viscosity of the fluid. Samples are taken from the formation by pumping fluid from the formation into a sample cell. Filtrate from the borehole normally invades the formation and is therefore typically present in formation fluid when a sample is drawn from the formation. As formation fluid is pumped from the formation, the amount of filtrate in the fluid pumped from the formation decreases over time until the sample reaches its lowest contamination level. This process of pumping to remove sample contamination is referred to as sample cleanup.

Faktisk er prøven sjelden ren ettersom nedihullsfluid typisk er en blanding av formasjonsfluid og boreslam. Således er nedihullsfluid prøveopprensing vurdert som fullstendig når viskositeten eller tetthet har stabilisert seg innen oppløsningen for estimeringen av egenskapen for nedihullsfluidet av verktøyet for en valgt tids-periode, for eksempel, tyve minutter til én time. En tetthets- eller viskositetsmåling blir også sammenlignet med et historisk mål av viskositet eller tetthet for en spesiell formasjon og eller dybde ved bestemmelse av når en prøve er renset opp. In fact, the sample is rarely pure as downhole fluid is typically a mixture of formation fluid and drilling mud. Thus, downhole fluid sample cleanup is considered complete when the viscosity or density has stabilized within the resolution for the estimation of the downhole fluid property of the tool for a selected time period, for example, twenty minutes to one hour. A density or viscosity measurement is also compared to a historical measure of viscosity or density for a particular formation and or depth in determining when a sample is cleaned up.

Boblepunkttrykket for en prøve er indikert ved det trykket hvor den målte viskositeten for formasjonsfluidprøve avtar brått. Duggpunktet er indikert ved en brå økning i viskositet av en formasjonsfluidsprøve i en gassformig tilstand. Asfal-tenutfellingstrykket er det trykket hvor viskositeten avtar brått. For formål ved den ne redegjørelsen, kan en brå økning eller reduksjon være i men er ikke begrenset til området av en 50- 100 % endring i raten av økning eller reduksjon i en måling. I en annen spesiell utførelsesform, blir den elektromagnetiske/mekaniske anordningen brukt for å måle tetthet i et elektrisk ledende fluid, slik som vann. The bubble point pressure for a sample is indicated by the pressure at which the measured viscosity of the formation fluid sample decreases abruptly. The dew point is indicated by an abrupt increase in viscosity of a formation fluid sample in a gaseous state. The asphaltene precipitation pressure is the pressure at which the viscosity decreases abruptly. For purposes of the following statement, an abrupt increase or decrease may be in, but is not limited to, the range of a 50-100% change in the rate of increase or decrease in a measurement. In another particular embodiment, the electromagnetic/mechanical device is used to measure density in an electrically conductive fluid, such as water.

I en annen spesiell illustrerende utførelsesform er det tilveiebrakt en kjemometrisk ligning avledet fra et treningssett av kjente egenskaper for å estimere en egenskap for nedihullsfluidet. (I) En annen spesiell illustrerende utførelsesform tilveiebringer et nevralt nettverk avledet fra et treningssett av kjente egenskaper for å estimere formasjonsfluidparametere (er tilveiebrakt). For eksempel, fra en målt viskositet kan det bli brukt en kjemometrisk ligning for å estimere kjernemagnetisk resonans (NMR) temporale egenskaper Ti og T2for et nedihullsfluid for å forbedre NMR målinger gjort uavhengig i verktøyet. Den kjemometriske ligningen kan bli avledet fra et treningssett av prøver som viskositeten og NMR Ti og T2er kjent for. In another particular illustrative embodiment, a chemometric equation derived from a training set of known properties is provided to estimate a property of the downhole fluid. (I) Another particular illustrative embodiment provides a neural network derived from a training set of known properties to estimate formation fluid parameters (is provided). For example, from a measured viscosity, a chemometric equation can be used to estimate nuclear magnetic resonance (NMR) temporal properties Ti and T2 for a downhole fluid to improve NMR measurements made independently in the tool. The chemometric equation can be derived from a training set of samples for which the viscosity and NMR Ti and T2 are known.

I NMR spektroskopi beskriver begrepet relaksasjon mange prosesser hvor kjernemagnetisering fremstilt i en ikke-likevekt tilstand vender tilbake til likevekts-fordelingen. Med andre ord beskriver relaksasjon hvor raskt spinn "glemmer" retningen de er orientert i. Ratene av denne spinnrelaksasjonen kan bli målt i både spektroskopi og avbildende applikasjoner. Forskjellige fysiske prosesser er an-svarlige for relaksasjonen av komponentene av kjernespinn magnetiseringsvekto-ren M parallelt og vinkelrett til det eksterne magnetiske feltet, B0(som konvensjo-nelt er orientert langs z-aksen). Disse to fremste relaksasjonsprosessene blir be-tegnet henholdsvis Ti og T2relaksasjon. Den longitudinale (eller spinn-gitter) relaksasjonstiden Ti er dempningskonstanten for gjenvinningen av z-komponenten av kjernespinnmagnetiseringen, mot dens termiske likevektsverdi. Den transversa-le (eller spinn-spinn) relaksasjonstiden T2er dempningskonstanten for komponenten av M vinkelrett til B0. Transversal (eller spinn-spinn) relaksasjonstid T2er dempningskonstanten for komponenten av M vinkelrett til B0. In NMR spectroscopy, the term relaxation describes many processes where nuclear magnetization produced in a non-equilibrium state returns to the equilibrium distribution. In other words, relaxation describes how quickly spins "forget" the direction they are oriented in. The rates of this spin relaxation can be measured in both spectroscopy and imaging applications. Various physical processes are responsible for the relaxation of the components of the nuclear spin magnetization vector M parallel and perpendicular to the external magnetic field, B0 (which is conventionally oriented along the z-axis). These two primary relaxation processes are designated Ti and T2 relaxation, respectively. The longitudinal (or spin-lattice) relaxation time Ti is the damping constant for the recovery of the z component of the nuclear spin magnetization, towards its thermal equilibrium value. The transverse (or spin-spin) relaxation time T2 is the damping constant for the component of M perpendicular to B0. Transverse (or spin-spin) relaxation time T2 is the damping constant for the component of M perpendicular to B0.

En annen spesiell illustrerende utførelsesform tilveiebringer tetthet, viskositet, og annen målt eller avledet informasjon tilgjengelig fra verktøyet ifølge en annen spesiell illustrerende utførelsesform til en prosessor eller intelligent komplette-ringssystem (ICS) ved overflaten. ICSet er et system for den fjerne, intervensjons-mindre ("remote, intervention less") aktuering av nedihullskompletteringsutstyr har blitt utviklet for å støtte det pågående behovet operatører har til å senke kostnader og øke eller bevare verdien av reservoaret. Disse behovene er spesielt viktig i off-shoremiljøer hvor brønnintervensjonskostnader er signifikant høyere enn de utført på land. Another particular illustrative embodiment provides density, viscosity, and other measured or derived information available from the tool of another particular illustrative embodiment to a processor or intelligent completion system (ICS) at the surface. The ICSet is a system for the remote, intervention less ("remote, intervention less") actuation of downhole completion equipment has been developed to support the ongoing need for operators to lower costs and increase or preserve the value of the reservoir. These needs are particularly important in off-shore environments where well intervention costs are significantly higher than those carried out on land.

I én spesiell utførelsesform, er det vist en apparatur for å estimere en egenskap av et nedihullsfluid, apparaturen inkluderer men ikke begrenset til en testcelle som mottar nedihullsfluidet; en sveipet frekvens elektromagnetisk energikilde som emitterer elektromagnetisk energi mot nedihullsfluidet i testcellen; en elektromagnetisk/mekanisk anordning som er nedsenket i fluidet og mottar den emitterte elektromagnetiske energien, hvori den emitterte elektromagnetiske energien som blir emittert blir sveipet rundt en resonant frekvens for den elektromagnetiske/- mekaniske anordningen; og en elektromagnetisk energidetektor i elektromagnetisk kommunikasjon med den elektromagnetiske/mekaniske anordningen nedsenket i fluidet, den elektromagnetiske energidetektoren produserer et utgangssignal som er indikerende for nedihullsfluidegenskapen. I en annen utførelsesform av apparaturen, er den elektromagnetiske energikilden en laser, den elektromagnetiske/- mekaniske anordningen er en optomekanisk anordning og den elektromagnetiske energidetektoren er en fotodetektor, apparatur inkluderer videre men ikke begrenset til en første bølgeleder i optisk kommunikasjon med laseren for å kople laserens elektromagnetiske energi inn i og ut av den optomekaniske anordningen. I en annen utførelsesform av apparaturen, omfatter apparaturen videre men er ikke begrenset til en andre bølgeleder i optisk kommunikasjon med fotodetektor for å motta elektromagnetisk energi fra den optomekaniske anordningen, hvori prosessoren er konfigurert for å estimere egenskapen av fluidet fra en amplitude av elektromagnetisk energi mottatt fra den optomekaniske anordningen versus den sveipede frekvensen. In one particular embodiment, an apparatus is shown for estimating a property of a downhole fluid, the apparatus including but not limited to a test cell receiving the downhole fluid; a swept frequency electromagnetic energy source which emits electromagnetic energy towards the downhole fluid in the test cell; an electromagnetic/mechanical device immersed in the fluid and receiving the emitted electromagnetic energy, wherein the emitted electromagnetic energy being emitted is swept around a resonant frequency of the electromagnetic/mechanical device; and an electromagnetic energy detector in electromagnetic communication with the electromagnetic/mechanical device immersed in the fluid, the electromagnetic energy detector producing an output signal indicative of the downhole fluid property. In another embodiment of the apparatus, the electromagnetic energy source is a laser, the electromagnetic/mechanical device is an optomechanical device and the electromagnetic energy detector is a photodetector, the apparatus further including but not limited to a first waveguide in optical communication with the laser to couple the laser's electromagnetic energy into and out of the optomechanical device. In another embodiment of the apparatus, the apparatus further includes but is not limited to a second waveguide in optical communication with the photodetector for receiving electromagnetic energy from the optomechanical device, wherein the processor is configured to estimate the property of the fluid from an amplitude of electromagnetic energy received from the optomechanical device versus the swept frequency.

I en annen utførelsesform av apparaturen, er den optomekaniske anordningen valgt fra minst én av en mikrotoroid og et glidelåshulrom. I en annen utfø-relsesform av apparaturen, er den sveipede frekvensen av elektromagnetisk energi emittert ved laseren hovedsakelig sentrert på en resonant frekvens for den optomekaniske anordningen hvori nedihullsfluidet opptrer som et Newtonsk fluid. I en annen utførelsesform av apparaturen, er den optomekaniske anordningen tilvirket i en størrelse valgt for å resonere ved frekvensen for den optomekaniske anordningen hvori nedihullsfluidet opptrer som et Newtonsk fluid. I en annen utførelses-form av apparaturen, er egenskapen valgt fra en gruppe bestående av viskositet og tetthet for fluidet. I en annen utførelsesform av apparaturen, omfatter laserens elektromagnetiske energi introdusert inn i den elektromekaniske anordningen videre en første og andre frekvens av elektromagnetisk energi, hvori den første frekvensen av elektromagnetisk energi er sveipet rundt den resonante frekvensen og den andre frekvensen av elektromagnetisk energi er koplet til fotodetektoren og analysert bestemme det resonante spektrum optomekaniske anordningen. I en annen utførelsesform av apparaturen, er fluidet elektrisk ledende. I en annen utfø-relsesform av apparaturen, er laseren og fotodetektoren lokalisert på utsiden av testcellen, apparaturen inkluderer videre men er ikke begrenset til et vindu i en vegg av testen for inngang og utgang av den elektromagnetiske energien til og fra den optomekaniske anordningen nedsenket i fluidet. In another embodiment of the apparatus, the optomechanical device is selected from at least one of a microtoroid and a zipper cavity. In another embodiment of the apparatus, the swept frequency of electromagnetic energy emitted by the laser is mainly centered on a resonant frequency for the optomechanical device in which the downhole fluid behaves as a Newtonian fluid. In another embodiment of the apparatus, the optomechanical device is manufactured in a size chosen to resonate at the frequency of the optomechanical device in which the downhole fluid behaves as a Newtonian fluid. In another embodiment of the apparatus, the property is selected from a group consisting of viscosity and density for the fluid. In another embodiment of the apparatus, the laser electromagnetic energy introduced into the electromechanical device further comprises a first and second frequency of electromagnetic energy, wherein the first frequency of electromagnetic energy is swept around the resonant frequency and the second frequency of electromagnetic energy is coupled to the photodetector and analyzed determine the resonant spectrum optomechanical device. In another embodiment of the apparatus, the fluid is electrically conductive. In another embodiment of the apparatus, the laser and the photodetector are located on the outside of the test cell, the apparatus further includes but is not limited to a window in a wall of the test for the input and output of the electromagnetic energy to and from the optomechanical device immersed in the fluid.

I en annen utførelsesform er det vist en fremgangsmåte, fremgangsmåten inkluderer men er ikke begrenset til å ta opp nedihullsfluid i en testcelle; senke ned en elektromagnetisk/mekanisk anordning i nedihullsfluidet i testcellen; introdusere elektromagnetisk energi inn i den elektromagnetiske/mekaniske anordningen; sveipe den elektromagnetiske energien ved et frekvensområde rundt en resonant frekvens for den elektromagnetiske/mekaniske anordningen; måle elektromagnetisk energi fra den elektromagnetiske/mekaniske anordningen over det sveipede frekvensområdet; bestemme resonansspektrumverdier for den elektromagnetiske/mekaniske anordningen over det sveipede frekvensområdet; bestemme en første frekvens for det sveipede frekvensspekteret; bestemme en andre frekvens for det sveipede frekvensspekteret; og estimere egenskapen for nedihullsfluidet fra de første og andre frekvensene. I en annen utførelsesform av fremgangsmåten, omfatter det sveipede frekvensspekteret videre målt elektromagnetisk energi amplitudeverdier fra den elektromagnetiske/mekaniske anordningen og den første frekvensen er en frekvens hvor en komponent av den sveipede frekvensspekterverdien er ved et maksimum og den andre frekvensen er en frekvens hvor en komponent av resonansspektrumverdien er ved en maksimumverdi. In another embodiment, a method is shown, the method includes but is not limited to recording downhole fluid in a test cell; submerging an electromagnetic/mechanical device in the downhole fluid in the test cell; introducing electromagnetic energy into the electromagnetic/mechanical device; sweeping the electromagnetic energy at a frequency range around a resonant frequency of the electromagnetic/mechanical device; measuring electromagnetic energy from the electromagnetic/mechanical device over the swept frequency range; determining resonance spectrum values of the electromagnetic/mechanical device over the swept frequency range; determining a first frequency for the swept frequency spectrum; determining a second frequency for the swept frequency spectrum; and estimating the property of the downhole fluid from the first and second frequencies. In another embodiment of the method, the swept frequency spectrum further comprises measured electromagnetic energy amplitude values from the electromagnetic/mechanical device and the first frequency is a frequency where a component of the swept frequency spectrum value is at a maximum and the second frequency is a frequency where a component of the resonance spectrum value is at a maximum value.

I en annen utførelsesform av fremgangsmåten, er egenskapen av fluidet valgt fra gruppen bestående av tetthet og viskositet. I en annen utførelsesform av fremgangsmåten, inkluderer fremgangsmåten videre men er ikke begrenset til å estimere egenskapen av fluidet ved å sammenligne den første frekvensen og den andre frekvensen med frekvenser lagret i en datastruktur hvori datastrukturen indikerer fluidegenskapene assosiert med den første og andre frekvensen. In another embodiment of the method, the property of the fluid is selected from the group consisting of density and viscosity. In another embodiment of the method, the method further includes but is not limited to estimating the property of the fluid by comparing the first frequency and the second frequency to frequencies stored in a data structure wherein the data structure indicates the fluid properties associated with the first and second frequencies.

I en annen illustrerende utførelsesform er det vist et system for å estimere en egenskap av et nedihullsfluid, systemet inkluderer men er ikke begrenset til en bærer for å transportere en testcelle for å ta opp et nedihullsfluid; mange testanordninger for å analysere nedihullsfluidet; en elektromagnetisk/mekanisk anordning nedsenket i nedihullsfluidet; en elektromagnetisk energikilde i elektromagnetisk kommunikasjon med den elektromagnetiske/mekaniske anordningen; en prosessor for å sveipe en frekvens av elektromagnetisk energi rundt en resonant frekvens forden elektromagnetiske/mekaniske anordningen; og en detektor i elektromagnetisk kommunikasjon med elektromagnetisk energi som har vekselvirket med den elektromagnetiske/mekaniske anordningen nedsenket i fluidet. In another illustrative embodiment, a system for estimating a property of a downhole fluid is shown, the system includes but is not limited to a carrier for transporting a test cell to receive a downhole fluid; numerous test devices to analyze the downhole fluid; an electromagnetic/mechanical device immersed in the downhole fluid; an electromagnetic energy source in electromagnetic communication with the electromagnetic/mechanical device; a processor to sweep a frequency of electromagnetic energy around a resonant frequency for the electromagnetic/mechanical device; and a detector in electromagnetic communication with electromagnetic energy that has interacted with the electromagnetic/mechanical device immersed in the fluid.

I en annen utførelsesform av systemet, er den elektromagnetiske energikilden en laser, den elektromagnetiske energien er elektromagnetisk energi, den elektromagnetiske/mekaniske anordningen er en optomekanisk anordning og detektoren er en fotodetektor, systemet inkluderer videre men er ikke begrenset til en første bølgeleder i optisk kommunikasjon med laseren for å kople laserens elektromagnetiske energi inn i den optomekaniske anordningen; og en prosessor konfigurert for å estimere egenskapen av fluidet fra resonant frekvens spekteret. I en annen utførelsesform av fremgangsmåten, er den optomekaniske anordningen valgt fra en gruppe av optomekaniske anordninger bestående av en mikrotoroid og et glidelåshulrom, systemet inkluderer videre men er ikke begrenset til en andre bølgeleder i optiske kommunikasjon med fotodetektor for å motta elektromagnetisk energi fra den optomekaniske anordningen. I en annen utførelsesform av systemet, er den sveipede frekvensen sentrert rundt en resonant frekvens som nedihullsfluidet opptrer som et Newtonsk fluid for. I en annen utførelsesform av systemet, er den sveipede frekvensen i størrelsesorden 20 kilohertz. I en annen utførel-sesform av systemet, er egenskapen valgt fra en gruppe bestående av viskositet og tetthet for fluidet. In another embodiment of the system, the electromagnetic energy source is a laser, the electromagnetic energy is electromagnetic energy, the electromagnetic/mechanical device is an optomechanical device and the detector is a photodetector, the system further includes but is not limited to a first waveguide in optical communication with the laser to couple the laser's electromagnetic energy into the optomechanical device; and a processor configured to estimate the property of the fluid from the resonant frequency spectrum. In another embodiment of the method, the optomechanical device is selected from a group of optomechanical devices consisting of a microtoroid and a zipper cavity, the system further includes but is not limited to a second waveguide in optical communication with the photodetector to receive electromagnetic energy from the optomechanical the device. In another embodiment of the system, the swept frequency is centered around a resonant frequency for which the downhole fluid behaves as a Newtonian fluid. In another embodiment of the system, the swept frequency is on the order of 20 kilohertz. In another embodiment of the system, the property is selected from a group consisting of viscosity and density for the fluid.

De foregående eksemplene på illustrerende utførelsesformer er bare for eksempelformål og er ikke tenkt å begrense omfanget av oppfinnelsen. The foregoing examples of illustrative embodiments are for illustrative purposes only and are not intended to limit the scope of the invention.

Claims

1. Apparatus for estimating a property of a downhole fluid, the apparatus comprising: a test cell that receives the downhole fluid; a swept frequency electromagnetic energy source which emits electromagnetic energy towards the downhole fluid in the test cell; an electromagnetic/mechanical device immersed in the fluid and receiving the emitted electromagnetic energy, wherein the emitted electromagnetic energy being emitted is swept around a resonant frequency of the electromagnetic/mechanical device; and an electromagnetic energy detector in electromagnetic communication with the electromagnetic/mechanical device immersed in the fluid, the electromagnetic energy detector producing an output signal indicative of the downhole fluid property.

2. Apparatus according to claim 1, wherein the electromagnetic energy source is a laser, the electromagnetic/mechanical device is an optomechanical device and the electromagnetic energy detector is a photodetector, the apparatus further comprising: a first waveguide in optical communication with the laser to couple the electromagnetic energy of the laser into and out of the optomechanical device.

3. Apparatus according to claim 2, the apparatus further comprising: a second waveguide in optical communication with the photodetector to receive electromagnetic energy from the optomechanical device, wherein the processor is configured to estimate the property of the fluid from an amplitude of electromagnetic energy received from the optomechanical device versus the swept frequency.

4. Apparatus according to claim 2, wherein the optomechanical device is selected from at least one of a microtoroid and a zipper cavity.

5. Apparatus according to claim 2, in which the swept frequency of electromagnetic energy emitted by the laser is mainly centered on a resonant frequency for the optomechanical device in which the downhole fluid behaves as a Newtonian fluid.

6. Apparatus according to claim 5, in which the optomechanical device is manufactured in a size chosen to resonate at the frequency of the optomechanical device in which the downhole fluid acts as a Newtonian fluid.

7. Apparatus according to claim 2, in which the property is selected from a group consisting of viscosity and density for the fluid.

8. Apparatus according to claim 2, wherein the electromagnetic energy of the laser introduced into the electromechanical device further comprises a first and a second frequency of electromagnetic energy, wherein the first frequency of electromagnetic energy is swept around the resonant frequency and the second frequency of electromagnetic energy is coupled the photodetector and analyzed to determine the resonant spectrum of the optomechanical device.

9. Apparatus according to claim 1, in which the fluid is electrically conductive.

10. Apparatus according to claim 2, in which the laser and the photodetector are located on the outside of the test cell, the apparatus further comprises: a window in a wall of the test for input and output of the electromagnetic energy to and from the optomechanical device immersed in the fluid.

11. Method for estimating a property for a downhole fluid, the method comprising: recording downhole fluid in a test cell; submerging an electromagnetic/mechanical device in the downhole fluid in the test cell; introducing electromagnetic energy into the electromagnetic/mechanical device; sweeping the electromagnetic energy at a frequency range around a resonant frequency for the electromagnetic/mechanical device; measuring electromagnetic energy from the electromagnetic/mechanical device over the swept frequency range; determining resonance spectrum values of the electromagnetic/mechanical device over the swept frequency range; determining a first frequency for the swept frequency spectrum; determining a second frequency for the swept frequency spectrum; and estimating the property of the downhole fluid from the first and second frequencies.

12. Method according to claim 11, wherein the swept frequency spectrum further comprises measured electromagnetic energy amplitude values from the electromagnetic/mechanical device and the first frequency is a frequency where a component of the swept frequency spectrum value is at a maximum and the second frequency is a frequency where a component of the resonance spectrum value is at a maximum value.

13. Method according to claim 11, in which the property of the fluid is selected from the group consisting of density and viscosity.

14. Method according to claim 11, the method further comprises: estimating the property of the fluid by comparing the first frequency and the second frequency with frequencies stored in a data structure in which the data structure indicates the fluid properties associated with the first and second frequency.

15. System for estimating a property of a downhole fluid, the system comprising: a carrier for transporting a test cell for receiving a downhole fluid; numerous test devices to analyze the downhole fluid; an electromagnetic/mechanical device immersed in the downhole fluid; an electromagnetic energy source in electromagnetic communication with the electromagnetic/mechanical device; a processor to sweep a frequency of electromagnetic energy around a resonant frequency of the electromagnetic/mechanical device; and a detector in electromagnetic communication with electromagnetic energy that has interacted with the electromagnetic/mechanical device immersed in the fluid.

16. System according to claim 15, wherein the electromagnetic energy source is a laser, the electromagnetic energy is electromagnetic energy, the electromagnetic/mechanical device is an optomechanical device and the detector is a photodetector, the system further comprising: a first waveguide in optical communication with the laser for coupling the laser's electromagnetic energy into the optomechanical device; and a processor configured to estimate the property of the fluid from the resonant frequency spectrum.

17. System according to claim 16, wherein the optomechanical device is selected from a group of optomechanical devices consisting of a microtoroid and a zipper cavity, the system further comprising: a second waveguide in optical communication with the photodetector to receive electromagnetic energy from the optomechanical device.

18. System according to claim 16, wherein the swept frequency is centered around a resonant frequency for which the downhole fluid acts as a Newtonian fluid.

19. System according to claim 18, wherein the swept frequency is of the order of 20 kilohertz.

20. System according to claim 16, wherein the property is selected from a group consisting of viscosity and density for the fluid.