Vorrichtung
und Verfahren zur Formationsbewertungcontraption
and method for formation evaluation
Die
Erfindung bezieht sich allgemein auf Techniken zur Durchführung der
Bewertung einer unterirdischen Formation durch ein Bohrlochwerkzeug,
das in einem die unterirdische Formation durchdringenden Bohrloch
angeordnet ist. Insbesondere, jedoch nicht in einschränkender
Weise, bezieht sich die Erfindung auf Techniken zum Bestimmen von
Fluidparametern wie etwa der Viskosität und der Dichte von Formationsfluid, das
durch das Bohrlochwerkzeug angesaugt und/oder bewertet wird.The
This invention relates generally to techniques for carrying out the invention
Evaluation of a subterranean formation by a downhole tool,
that in a borehole penetrating the subterranean formation
is arranged. In particular, but not in a limiting sense
Way, the invention relates to techniques for determining
Fluid parameters such as the viscosity and the density of formation fluid, the
sucked and / or evaluated by the downhole tool.
Bohrlöcher werden
gebohrt, um Kohlenwasserstoffe zu lokalisieren und zu fördern. Um
ein Bohrloch zu bilden, wird ein Bohrloch-Bohrwerkzeug, an dessen
Ende sich eine Bohrkrone befindet, in die Erde vorgetrieben. Beim
Vortreiben des Bohrwerkzeugs wird Bohrschlamm durch das Bohrwerkzeug
und aus der Bohrkrone heraus gepumpt, um das Bohrwerkzeug zu kühlen und
Bohrabfälle
abzutransportieren. Der Bohrschlamm bildet außerdem einen Schlammkuchen, der
das Bohrloch auskleidet.Be boring holes
drilled to locate and extract hydrocarbons. Around
To form a borehole, a borehole boring tool, at the
End of a drill bit is, propelled into the ground. At the
Driving the drilling tool is drilling mud through the drilling tool
and pumped out of the drill bit to cool the drilling tool and
drill cuttings
evacuate. The mud also forms a mud cake, the
lining the borehole.
Während des
Bohrvorgangs sollten verschiedene Bewertungen der vom Bohrloch durchdrungenen Formationen
durchgeführt
werden. In manchen Fällen
kann das Bohrwerkzeug aus dem Bohrloch entfernt und ein Drahtleitungswerkzeug
in das Bohrloch eingesetzt werden, um die Formation zu prüfen und/oder
Proben zu entnehmen. In anderen Fällen kann das Bohrwerkzeug
mit Vorrichtungen, die die umgebenden Formation prüfen und/oder
Proben entnehmen, versehen sein, wobei das Bohrwerkzeug dazu verwendet
werden kann, das Prüfen
oder das Probenehmen auszuführen.
Diese Probenahmen oder Prüfungen
können
beispielsweise dazu verwendet werden, wertvolle Kohlenwasserstoffe
zu lokalisieren.During the
Drilling process should be different evaluations of the borehole penetrated formations
carried out
become. In some cases
The drill tool can be removed from the wellbore and a wireline tool
be used in the borehole to test the formation and / or
Take samples. In other cases, the drilling tool
with devices that test the surrounding formation and / or
Take samples, provided with the drilling tool used
can be testing
or to take the sample.
These samples or tests
can
For example, be used to valuable hydrocarbons
to locate.
Die
Formationsbewertung erfordert häufig,
dass zum Prüfen
und/oder Probenehmen Fluid aus der Formation in das Bohrlochwerkzeug
angesaugt wird. Vom Bohrlochwerkzeug werden verschiedene Vorrichtungen
wie etwa Sonden ausgefahren, um eine Fluidkommunikation mit der
das Bohrloch umgebenden Formation herzustellen und Fluid in das
Bohrlochwerkzeug anzusaugen. Eine typische Sonde ist ein kreisförmiges Element,
das vom Bohrlochwerkzeug ausgefahren wird und gegen die Seitenwand
des Bohrlochs positioniert wird. Ein Gummi-Dichtungsstück am Ende
der Sonde wird dazu verwendet, eine Abdichtung an der Wand des Bohrlochs
zu schaffen. Eine weitere Vorrichtung, die verwendet wird, um eine
Abdichtung an dem Bohrloch zu bilden, wird als Zweifach-Dichtungsstück (dual
packer) bezeichnet. Bei einem Zweifach-Dichtungsstück werden zwei elastomere Ringe
radial um das Werkzeug ausgedehnt, um einen Abschnitt des Bohrlochs
dazwischen zu isolieren. Die Ringe bilden eine Abdichtung an der
Bohrlochwand und ermöglichen
das Ansaugen von Fluid in den isolierten Abschnitt des Bohrlochs
und über
einen Einlass in das Bohrlochwerkzeug.The
Formation assessment often requires
that for testing
and / or taking fluid from the formation into the downhole tool
is sucked. From the downhole tool become different devices
such as probes extended to provide fluid communication with the
to create the formation surrounding the borehole and introduce fluid into it
Soak up borehole tool. A typical probe is a circular element,
which is extended by the downhole tool and against the sidewall
of the borehole is positioned. A rubber seal at the end
The probe is used to seal against the wall of the borehole
to accomplish. Another device that is used to make a
Seal to form the wellbore, as a double-packer (dual
packer). In a dual packer, two elastomeric rings
radially extended around the tool to a portion of the borehole
to isolate in between. The rings form a seal at the
Borehole wall and allow
the aspiration of fluid into the isolated section of the wellbore
and over
an inlet into the downhole tool.
Der
das Bohrloch auskleidende Schlammkuchen wird häufig dazu genutzt, das Herstellen
der Abdichtung an der Bohrlochwand durch die Sonde und/oder die
Zweifach-Dichtungsstücke
zu unterstützen.
Sobald die Abdichtung hergestellt ist, wird Fluid aus der Formation
durch einen Einlass in das Bohrlochwerkzeug angesaugt, indem der
Druck im Bohrlochwerkzeug abgesenkt wird. Beispiele von Sonden und/oder
Dichtungsstücken,
die in Bohrlochwerkzeugen verwendet werden, sind in US 6 301 959 , US 4 860 581 , US 4 936 139 , US 6 585 045 , US 6 609 568 und US 6 719 049 sowie in US 2004/0000433
beschrieben.The mudcake lining the wellbore is often used to assist in establishing the seal on the borehole wall through the sonde and / or the dual sealants. Once the seal is made, fluid from the formation is drawn through an inlet into the downhole tool by lowering the pressure in the downhole tool. Examples of probes and / or packers used in downhole tools are in U.S. Pat US 6,301,959 . US 4,860,581 . US 4,936,139 . US Pat. No. 6,585,045 . US Pat. No. 6,609,568 and US Pat. No. 6,719,049 and in US 2004/0000433.
Eine
Formationsbewertung wird typischerweise an in das Bohrlochwerkzeug
angesaugten Fluiden durchgeführt.
Gegenwärtig
gibt es Techniken zum Durchführen
verschiedener Messungen und Vorprüfungen von Fluiden und/oder
zum Sammeln von Proben von Fluiden, die in das Bohrlochwerkzeug
eindringen. Jedoch ist entdeckt worden, dass dann, wenn das Formationsfluid
in das Bohrlochwerkzeug strömt,
verschiedene Schmutzstoffe wie etwa Bohrlochfluide und/oder Bohrschlamm
mit den Formationsfluiden in das Werkzeug eindringen können. Diese
Schmutzstoffe können
die Qualität
von Messwerten und/oder Proben der Formationsfluide beeinträchtigen.
Zudem kann eine Kontamination zu teuren Verzögerungen der Bohrlochvorgänge führen, da
sie zusätzliche
Zeit für
ein weiteres Prüfen
und/oder Probenehmen erfordern. Außerdem können solche Probleme schlechte
Ergebnisse erbringen, die fehlerbehaftet und/oder unbrauchbar sind.A
Formation evaluation is typically applied to the downhole tool
sucked fluids performed.
Currently
There are techniques to perform
various measurements and preliminary tests of fluids and / or
for collecting samples of fluids entering the downhole tool
penetration. However, it has been discovered that when the formation fluid
flows into the downhole tool,
various contaminants such as well fluids and / or drilling mud
can penetrate into the tool with the formation fluids. These
Contaminants can
the quality
of readings and / or samples of formation fluids.
In addition, contamination can lead to costly delays in the well operations since
they extra
time for
another check
and / or sampling. Besides, such problems can be bad
Provide results that are flawed and / or unusable.
Daher
sollte für
ein gültiges
Prüfen
das in das Bohrlochwerkzeug eindringende Formationsfluid hinreichend "sauber" oder "jungfräulich" sein. Mit anderen
Worten, das Formationsfluid sollte wenig oder keine Verschmutzung
aufweisen. Es sind Versuche gemacht worden, um Schmutzstoffe daran
zu hindern, mit dem Formationsfluid in das Bohrlochwerkzeug einzudringen.
Wie in US 4 951 749 gezeigt
ist, sind beispielsweise Filter in Sonden positioniert worden, um
Schmutzstoffe daran zu hindern, mit dem Formationsfluid in das Bohrlochwerkzeug
einzudringen. Außerdem
ist, wie in US 6 301 959 gezeigt
ist, eine Sonde mit einem Schutzring versehen, der verschmutzte
Fluide von dem sauberen Fluid, wenn es in die Sonde eintritt, ableitet.
Fluid, das in das Bohrlochwerkzeug eintritt, strömt im Allgemeinen durch Fließlinien
und kann in einer Probenkammer eingefangen werden oder in das Bohrloch
entsorgt werden. Längs
der Fließlinien
können
verschiedene Ventile, Messgeräte
und andere Komponenten eingebaut sein, um das Fluid, wenn es durch
das Bohrlochwerk zeug strömt,
abzuleiten, zu prüfen
und/oder einzufangen.Therefore, for valid testing, the formation fluid entering the downhole tool should be sufficiently "clean" or "virgin". In other words, the formation fluid should have little or no pollution. Attempts have been made to prevent contaminants from entering the downhole tool with the formation fluid. As in U.S. 4,951,749 For example, filters have been positioned in probes to prevent contaminants from entering the wellbore with the formation fluid penetrate tool. Besides, as in US 6,301,959 is shown providing a probe with a guard ring which discharges contaminated fluids from the clean fluid as it enters the probe. Fluid entering the downhole tool generally flows through flow lines and may be trapped in a sample chamber or disposed of in the wellbore. Various valves, gauges, and other components may be incorporated along the flowlines to discharge, test, and / or capture the fluid as it flows through the wellbore.
Fluid,
das durch das Bohrlochwerkzeug strömt, kann geprüft werden,
um verschiedene Bohrlochparameter oder Bohrlocheigenschaften zu
bestimmen. Die thermophysikalischen Eigenschaften von Kohlenwasserstoffspeicherfluiden
wie etwa die Viskosität,
die Dichte und das Phasenverhalten des Fluids unter Speicherbedingungen
können
unter anderem dazu verwendet werden, mögliche Reserven zu bewerten,
den Fluss in porösen
Medien zu bestimmen und Systeme für die Vollendung, Separation
und Messung zu entwerfen.fluid,
passing through the downhole tool can be tested
to different wellbore parameters or wellbore properties
determine. The thermophysical properties of hydrocarbon storage fluids
such as the viscosity,
the density and phase behavior of the fluid under storage conditions
can
used, among other things, to assess potential reserves,
the river in porous
Determine media and systems for perfection, separation
and to design measurement.
Zum
Bestimmen der Viskosität
von Fluiden sind verschiedene Techniken entwickelt worden. Beispielsweise
sind auch Viskosimeter vorgeschlagen worden, die ein Pendelgewicht,
das zwischen Befestigungspunkten für einen Torsionsdraht aufgehängt ist,
besitzen, wie beispielsweise in US
5 763 766 und US 6 070
457 beschrieben worden ist. Viskosimeter sind auch aus
vibrierenden Objekten gebildet worden. Ein solches Viskosimeter
ist bei Bohrlochanwendungen verwendet worden, um die Viskosität, die Dichte
und die relative Dielektrizitätskonstante
von Formationsfluid oder Filtrat in einem Kohlenwasserstoff fördernden
Bohrloch zu messen. Beispielsweise offenbart die internationale
Veröffentlichung
Nr. WO 02/093126 einen Stimmgabelresonator in einem Rohr, um Echtzeit-Direktmesswerte und
Schätzwerte
der Viskosität,
der Dichte und der relativen Dielektrizitätskonstante von Formationsfluid
oder Filtrat in dem Kohlenwasserstoff fördernden Bohrloch zu liefern.
Ein anderes Viskosimeter, das einen zwischen zwei Säulen eingespannten
Draht aufweist, ist in einer Laborumgebung verwendet worden, wie
beispielsweise in The Viscosity of Pressurized He above Tλ,
Physica 76 (1974) S. 177-180, Vibrating Wire Viscometer, The Review
of Scientific Instruments, Bd. 35, Nr. 10 (Oktober 1964) S. 1345-1348,
beschrieben ist.Various techniques have been developed for determining the viscosity of fluids. For example, viscometers have also been proposed which have a pendulum weight suspended between attachment points for a torsion wire, such as in FIG US 5,763,766 and US Pat. No. 6,070,457 has been described. Viscometers have also been formed from vibrating objects. Such a viscometer has been used in downhole applications to measure the viscosity, density and relative permittivity of formation fluid or filtrate in a hydrocarbon producing wellbore. For example, International Publication No. WO 02/093126 discloses a tuning fork resonator in a tube to provide real-time direct readings and estimates of viscosity, density and relative dielectric constant of formation fluid or filtrate in the hydrocarbon producing wellbore. Another viscometer having a wire clamped between two columns has been used in a laboratory environment such as The Viscosity of Pressurized He above T λ , Physica 76 (1974) p. 177-180, Vibrating Wire Viscometer, The Review of 35, No. 10 (October 1964) p. 1345-1348.
Trotz
des Vorhandenseins von Techniken zum Messen der Viskosität besteht
noch immer ein Bedarf, genaue Viskositätsmesswerte im Bohrloch bereitzustellen,
und zwar vorzugsweise ohne Rücksicht
auf die Position eines Sensors im Bohrloch in Bezug auf das Gravitationsfeld.
Es sollte ein System bereitgestellt sein, das geeignet ist, Kontrollen
der Präzision
und/oder der Richtigkeit zu liefern. Ferner sollte ein solches System mit
einer einfachen Konfiguration versehen sein, die an die Verwendung
in einer rauen Bohrlochumgebung angepasst ist.In spite of
there is the presence of techniques for measuring viscosity
still a need to provide accurate downhole viscosity readings,
and preferably without consideration
to the position of a sensor in the borehole with respect to the gravitational field.
A system should be provided that is suitable for controls
the precision
and / or correctness. Furthermore, such a system should
be provided with a simple configuration that is in accordance with the use
is adapted in a rough borehole environment.
Die
Aufgabe der Erfindung ist es daher, Vorrichtungen und Verfahren
zur Formationsbewertung mit den oben genannten Eigenschaften zu
schaffen.The
The object of the invention is therefore, devices and methods
for formation evaluation with the above properties too
create.
Diese
Aufgabe wird gelöst
durch Vorrichtungen nach Anspruch 1, 9 und 12 bzw. ein Verfahren
nach Anspruch 21. Weiterbildungen der Erfindung sind in den unabhängigen Ansprüchen angegeben.These
Task is solved
by devices according to claim 1, 9 and 12 or a method
according to claim 21. Further developments of the invention are specified in the independent claims.
In
einem Aspekt bezieht sich die Erfindung auf einen Viskositäts- und
Dichtemesser für
ein Bohrlochwerkzeug, das in einer von einem Bohrloch durchdrungenen
unterirdischen Formation positionierbar ist. Das Bohrlochwerkzeug
ist so beschaffen, dass es wenigstens einen Teil eines Fluids in
der Formation zu dem Viskositäts-Dichtemesser
befördert.
Der Viskositäts-Dichtemesser
umfasst eine Sensoreinheit, die in dem Bohrlochwerkzeug positionierbar
ist. Die Sensoreinheit weist wenigstens zwei räumlich angeordnete Verbinder,
einen Draht und wenigstens einen Magneten auf. Der Draht ist unter
Spannung zwischen den wenigstens zwei Verbindern aufgehängt, derart,
dass er für
eine Wechselwirkung mit dem Fluid verfügbar ist, wenn der Viskositäts-Dichtemesser
in dem Bohrlochwerkzeug positioniert ist und das Bohrlochwerkzeug
in der unterirdischen Formation positioniert ist und das Fluid von
dieser empfängt.
Die Verbinder und der Draht sind so konstruiert, dass ein Frequenzoszillator
geschaffen ist. Der wenigstens eine Magnet sendet ein Magnetfeld
aus, das mit dem Draht in Wechselwirkung tritt.In
In one aspect, the invention relates to a viscosity and
Densimeter for
a downhole tool penetrated in a drilled hole
underground formation is positionable. The borehole tool
is designed to contain at least part of a fluid in
the formation to the viscosity densitometer
promoted.
The viscosity density meter
includes a sensor unit positionable in the downhole tool
is. The sensor unit has at least two spatially arranged connectors,
a wire and at least one magnet. The wire is under
Tension suspended between the at least two connectors so,
that he is for
an interaction with the fluid is available when the viscosity-density meter
is positioned in the downhole tool and the downhole tool
is positioned in the subterranean formation and the fluid from
this receives.
The connectors and the wire are designed to be a frequency oscillator
is created. The at least one magnet sends a magnetic field
which interacts with the wire.
Die
Verbinder und der Draht können
aus Materialien gefertigt sein, die ähnliche Wärmeausdehnungskoeffizienten
aufweisen, um den Frequenzoszillator zu schaffen. Beispielsweise
können
die Verbinder und der Draht aus einem einzigen Materialtyp gefertigt
sein, um Schwankungen der Resonanzfrequenz des Drahts, die durch
die Wärmeverformung
und die elastische Verformung, die durch Bohrlochbedingungen hervorgerufen werden,
bedingt sind, im Wesentlichen zu beseitigen. Der Viskositäts-Dichtemesser
kann außerdem
mit einem Strömungsrohr
versehen sein, in dem der Draht über
die Verbinder eingespannt ist, wobei in diesem Fall das Strömungsrohr,
die Verbinder und der Draht aus Materialien mit ähnlichen Wärmeausdehnungskoeffizienten gefertigt
sein sollten, um den Frequenzoszillator zu schaffen.The connectors and the wire may be made of materials having similar coefficients of thermal expansion to provide the frequency oscillator. For example, the connectors and wire may be made of a single type of material to substantially eliminate variations in the resonant frequency of the wire caused by the thermal deformation and elastic deformation caused by wellbore conditions. The viscosity-density meter may also be provided with a flow tube in which the wire is clamped over the connectors, in which case the Flow tube, the connector and the wire should be made of materials with similar thermal expansion coefficients to create the frequency oscillator.
In
einem weiteren Aspekt ist die Sensoreinheit ferner mit einem Mittel
zum Verhindern der Drehung des Drahts in Bezug auf die Verbinder
versehen. Das Mittel zum Verhindern der Drehung des Drahts kann
einen Nocken oder Zugring umfassen, der mit dem Draht verbunden
ist, wobei der Nocken einen nicht kreisförmigen Querschnitt besitzt.In
In another aspect, the sensor unit is further provided with a means
for preventing the rotation of the wire with respect to the connectors
Mistake. The means for preventing the rotation of the wire can
a cam or pull ring connected to the wire
is, wherein the cam has a non-circular cross section.
In
einem nochmals weiteren Aspekt ist der Viskositäts-Dichtemesser ferner mit
einer Analyseschaltung versehen, die eine Rückkopplung von dem Draht empfängt, um
wenigstens zwei Parameter (z. B. die Viskosität und die Dichte) des mit dem
Draht in Wechselwirkung tretenden Fluids zu berechnen.In
In still another aspect, the viscosity-density meter is further included
an analysis circuit which receives a feedback from the wire to
at least two parameters (eg the viscosity and the density) of the with the
To calculate wire interacting fluid.
In
einem nochmals weiteren Aspekt bezieht sich die Erfindung auf ein
Bohrlochwerkzeug, das in einem Bohrloch, das eine Wand besitzt und
eine unterirdische Formation durchdringt, positionierbar ist. Die
Formation enthält
im Allgemeinen ein Fluid wie etwa Erdgas oder Öl. Das Bohrlochwerkzeug ist
mit einem Gehäuse, einer
Fluidkommunikationsvorrichtung und einem Viskositäts-Dichtemesser versehen.
Das Gehäuse
umschließt
wenigstens einen Bewertungshohlraum. Die Fluidkommunikationsvorrichtung
ist vom Gehäuse
in einen abdichtenden Eingriff mit der Wand des Bohrlochs ausfahrbar.
Die Fluidkommunikationsvorrichtung besitzt wenigstens einen Einlass,
der mit dem Bewertungshohlraum in Verbindung steht, um das Fluid
von der Formation aufzunehmen und dieses Fluid in den Bewertungshohlraum
zu übergeben.
Der Viskositäts-Dichtemesser
ist mit einer Sensoreinheit versehen, die in dem Bewertungshohlraum
positioniert ist. Die Sensoreinheit ist mit wenigstens zwei räumlich angeordneten
Verbindern, einem Draht und einem Magneten versehen. Der Draht ist
unter Spannung zwischen den wenigstens zwei Verbindern aufgehängt, derart,
dass der Draht für eine
Wechselwirkung mit dem Fluid in dem Bewertungshohlraum verfügbar ist.
Die Verbinder und der Draht sind so konstruiert, dass ein Frequenzoszillator
geschaffen ist. Der wenigstens eine Magnet sendet ein Magnetfeld
aus, das mit dem Draht in Wechselwirkung tritt. Das Viskosimeter
kann irgendeine der oben besprochenen Versionen sein.In
In yet another aspect, the invention relates to a
Borehole tool that is located in a borehole that has a wall and
an underground formation penetrates, is positionable. The
Formation contains
generally a fluid such as natural gas or oil. The downhole tool is
with a housing, one
Fluid communication device and a viscosity-density meter provided.
The housing
surrounds
at least one evaluation cavity. The fluid communication device
is from the case
extendable into a sealing engagement with the wall of the borehole.
The fluid communication device has at least one inlet,
which communicates with the evaluation cavity to the fluid
from the formation and take this fluid into the evaluation cavity
to hand over.
The viscosity density meter
is provided with a sensor unit in the evaluation cavity
is positioned. The sensor unit is spatially arranged with at least two
Connectors, a wire and a magnet provided. The wire is
suspended under tension between the at least two connectors, thus,
that the wire for a
Interaction with the fluid in the evaluation cavity is available.
The connectors and the wire are designed to be a frequency oscillator
is created. The at least one magnet sends a magnetic field
which interacts with the wire. The viscometer
can be any of the versions discussed above.
In
einem nochmals weiteren Aspekt kann das Bohrlochwerkzeug mit einer Vergleichskammer,
die ein Fluid mit bekannten Eigenschaften, z. B. bekannter Viskosität und bekannter
Dichte, enthält,
versehen sein. Die Bohrlochbedingungen, z. B. der Druck und die
Temperatur, in der Vergleichskammer sind zu den Bohrlochbedingungen
im Bewertungshohlraum ähnlich
(und vorzugsweise identisch). Das Bohrlochwerkzeug ist außerdem mit
einer Sensoreinheit innerhalb der Vergleichskammer versehen, so
dass das Bohrlochwerkzeug eine Sensoreinheit, die in einem Fluid
mit unbekannten Parametern innerhalb des Bewertungshohlraums positioniert
ist, und eine weitere Sensoreinheit, die in einem Fluid mit bekannten
Parametern innerhalb der Vergleichskammer positioniert ist, umfasst.
Ein Signal, das für
wenigstens zwei der unbekannten Parameter des Fluids (z. B. die
Viskosität
und die Dichte) im Bewertungshohlraum kennzeichnend ist, wird dann
berechnet.In
In yet another aspect, the downhole tool may include a comparison chamber,
the a fluid with known properties, eg. B. known viscosity and known
Density, contains,
be provided. The borehole conditions, e.g. B. the pressure and the
Temperature, in the comparison chamber are to the well conditions
similar in rating cavity
(and preferably identical). The downhole tool is also with
a sensor unit provided within the comparison chamber, so
that the downhole tool is a sensor unit that is in a fluid
positioned with unknown parameters within the evaluation cavity
is, and another sensor unit, which in a fluid with known
Parameters within the comparison chamber is positioned.
A signal for
at least two of the unknown parameters of the fluid (eg the
viscosity
and the density) in the evaluation cavity is then
calculated.
In
einem weiteren Aspekt bezieht sich die Erfindung auf ein Verfahren
zum Messen von wenigstens zwei Parametern eines unbekannten Fluids
in einem Bohrloch, das eine Formation, die das Fluid enthält, durchdringt.
Bei diesem Verfahren wird eine Fluidkommunikationsvorrichtung des
Bohrlochwerkzeugs in einen abdichtenden Eingriff an der Wand des
Bohrlochs positioniert. Aus der Formation wird dann Fluid in einen
Bewertungshohlraum innerhalb des Bohrlochwerkzeugs angesaugt. Daten
des Fluids im Bewertungshohlraum werden mittels eines Viskositäts-Dichtemessers,
der einen Draht aufweist, der im Bewertungshohlraum positioniert
und zwischen zwei Verbindern eingespannt ist, abgefragt. Der Draht
und die Verbinder sind so konstruiert, dass sie einen Frequenzoszillator
schaffen.In
In another aspect, the invention relates to a method
for measuring at least two parameters of an unknown fluid
in a borehole penetrating a formation containing the fluid.
In this method, a fluid communication device of the
Borehole tool in a sealing engagement on the wall of the
Well positioned. The formation then becomes fluid in one
Assessment cavity sucked within the well tool. dates
of the fluid in the evaluation cavity are measured by means of a viscosity-density meter,
having a wire positioned in the evaluation cavity
and clamped between two connectors queried. The wire
and the connectors are designed to be a frequency oscillator
create.
In
diesem Aspekt kann der Bewertungshohlraum eine Fließlinie oder
eine Probenkammer sein. Anhand der durch den Viskositäts-Dichtemesser
abgefragten Daten können
unter Verwendung der im Bewertungshohlraum abgefragten Daten wenigstens
zwei Parameter berechnet werden. Die wenigstens zwei Parameter umfassen
die Viskosität
und die Dichte.In
In this aspect, the evaluation cavity may be a flow line or
be a sample chamber. On the basis of the viscosity-density meter
queried data
using the data queried in the evaluation cavity, at least
two parameters are calculated. The at least two parameters include
the viscosity
and the density.
In
einem nochmals weiteren Aspekt kann das Verfahren ferner den Schritt
umfassen, in dem Daten bezüglich
eines bekannten Fluid in einer Vergleichskammer, die eine Temperatur
und einen Druck aufweist, die mit der Temperatur und dem Druck im
Bewertungshohlraum verwandt sind bzw. zueinander in Beziehung stehen,
abgefragt werden. In diesem Fall umfasst das Verfahren typischerweise
den Schritt, in dem wenigstens zwei Parameter des unbekannten Fluids
im Bewertungshohlraum unter Verwendung der von der Vergleichskammer
abgefragten Daten und der vom Bewertungshohlraum abgefragten Daten
berechnet werden.In
In still another aspect, the method may further include the step
in which data relating to
a known fluid in a comparative chamber, which is a temperature
and having a pressure consistent with the temperature and pressure in the
Assessment cavities are related or related to each other,
be queried. In this case, the process typically includes
the step in which at least two parameters of the unknown fluid
in the evaluation cavity using that of the comparison chamber
requested data and the data requested by the evaluation cavity
be calculated.
In
einem weiteren Aspekt bezieht sich die Erfindung auf ein computerlesbares
Medium, das entweder für
eine Analyseschaltung zum Berechnen von wenigstens zwei Fluidparametern
wie etwa der Viskosität
oder der Dichte des Fluids bereitgestellt ist oder in dieser enthalten
ist. In diesem Fall umfasst das computerlesbare Medium eine Logik,
die 1. eine Rückkopplung
von wenigstens zwei Sensoreinheiten empfängt, wobei die eine Sensoreinheit
in einem Fluid mit unbekannten Parametern positioniert ist und die
andere Sensoreinheit in einem Fluid mit bekannten Parametern positioniert
ist, und 2. ein Signal berechnet, das für wenigstens zwei der unbekannten
Parameter des Fluids, in dem die eine Sensoreinheit positioniert
ist, kennzeichnend ist, wobei Schwankungen der Bohrlochbedingungen,
die die Sensoreinheit in dem Fluid mit unbekannten Parametern umgeben,
im Wesentlichen beseitigt sind. Die Logik zum Berechnen des Signals
kann beispielsweise eine Logik zum Durchführen einer gemeinsamen Inversion
(Joint-Inversion) der von den Sensoreinheiten empfangenen Daten
umfassen.In another aspect, the invention relates to a computer-readable medium that either is provided for an analysis circuit for calculating at least two fluid parameters such as the viscosity or the density of the fluid or is contained therein. In this case, the computer-readable medium comprises logic that 1. receives feedback from at least two sensor units, with one sensor unit positioned in a fluid of unknown parameters and the other sensor unit positioned in a fluid with known parameters, and 2. a Calculates signal indicative of at least two of the unknown parameters of the fluid in which the one sensor unit is positioned, wherein variations in the well conditions that surround the sensor unit in the fluid with unknown parameters are substantially eliminated. The logic for calculating the signal may include, for example, logic for performing a joint inversion of the data received from the sensor units.
In
jedem der oben dargelegten Aspekte der Erfindung werden die wenigstens
zwei Fluidparameter vorzugsweise gleichzeitig berechnet.In
In each of the aspects of the invention set forth above, the at least
preferably calculated two fluid parameters simultaneously.
Weitere
Aspekte und Vorteile der Erfindung werden deutlich anhand der folgenden
Beschreibung und der angehängten
Ansprüche,
die auf die folgenden Abbildungen Bezug nehmen.Further
Aspects and advantages of the invention will become apparent from the following
Description and the attached
Claims,
which refer to the following figures.
1 ist
eine schematische, teilweise Querschnittsansicht eines Bohrloch-Drahtleitungswerkzeug
mit einem internen Viskositäts-Dichtemesser,
wobei das Drahtleitungswerkzeug an einem Bohrgestell aufgehängt ist. 1 FIG. 12 is a schematic, partial cross-sectional view of a downhole wireline tool having an internal viscosity-densitometer with the wireline tool suspended from a drilling rig. FIG.
2 ist
schematische, teilweise Querschnittsansicht eines Bohrloch-Bohrwerkzeugs mit
einem internen Viskositäts-Dichtemesser,
wobei das Bohrloch-Bohrwerkzeug
an einem Bohrgestell aufgehängt
ist. 2 Figure 3 is a schematic, partial cross-sectional view of a downhole drilling tool with an internal viscosity-densitometer, with the downhole drilling tool suspended from a drilling rig.
3A ist
eine schematische Darstellung eines Abschnitts des Bohrlochwerkzeugs
von 1, das eine gegen eine Seitenwand des Bohrlochs
gesetzte Sonde und einen in einer Bewertungsfließlinie innerhalb des Bohrlochwerkzeug
positionierten Viskositäts-Dichtemesser
aufweist. 3A is a schematic representation of a portion of the downhole tool of 1 comprising a probe placed against a sidewall of the borehole and a viscosity densimeter positioned within an evaluation flowline within the downhole tool.
3B ist
eine schematische Darstellung einer weiteren Version des Bohrlochwerkzeugs
von 1, die eine Reinigungsfließlinie aufweist, die in Kombination
mit einem Zweifach-Dichtungsstück
verwendet wird. 3B is a schematic representation of another version of the downhole tool of 1 having a cleaning flow line used in combination with a dual packer.
4 ist
eine Seitenansicht eines in einem Bewertungshohlraum positionierten
Viskositäts-Dichtemessers. 4 Fig. 10 is a side view of a viscous density meter positioned in a rating cavity.
5 ist
eine Querschnittsansicht einer Sensoreinheit des Viskositäts-Dichtemessers von 4,
die einen eingespannten Draht zeigt. 5 is a cross-sectional view of a sensor unit of the viscometer of 4 showing a clamped wire.
6 ist
eine auseinander gezogene, perspektivische Ansicht der in 4 gezeigten
Sensoreinheit des Viskositäts-Dichtemessers. 6 is an exploded, perspective view of the in 4 shown sensor unit of the viscous density meter.
7A ist
ein logischer Ablaufplan, der ein Verfahren zum gleichzeitigen Berechnen
der Viskosität und
der Dichte zeigt. 7A Fig. 10 is a logic flowchart showing a method for simultaneously calculating viscosity and density.
7B ist
ein logischer Ablaufplan, der ein weiteres Verfahren zum gleichzeitigen
Berechnen der Viskosität
und der Dichte zeigt. 7B Fig. 10 is a logic flow chart showing another method for simultaneously calculating viscosity and density.
8 ist
ein Graph, der eine durch eine Hyperebene bei festem f0 geschnittene
Chi-Quadrat-Leistungsfläche
zeigt, die ein Minimum aufweist, das bei der Berechnung der Dichte
und der Viskosität
verwendet wird. 8th FIG. 12 is a graph showing a chi-square power area intersected by a hyperplane at a fixed f 0 , which has a minimum used in calculating density and viscosity.
9 ist
eine auseinander gezogene, perspektivische Ansicht einer weiteren
Sensoreinheit eines Viskositäts-Dichtemessers. 9 is an exploded perspective view of another sensor unit of a viscous density meter.
10 ist
eine Draufsicht der in 9 gezeigten Sensoreinheit. 10 is a top view of the in 9 shown sensor unit.
11 ist
eine Seitenansicht einer weiteren Version einer Sensoreinheit. 11 is a side view of another version of a sensor unit.
12 ist
eine längs
der Linie 12-12 in 11 aufgenommene Querschnittsansicht
der Sensoreinheit von 11. 12 is one along the line 12-12 in 11 recorded cross-sectional view of the sensor unit from 11 ,
13 ist
eine fragmentarische, schematische Darstellung einer weiteren Version
eines Bohrlochwerkzeugs, das einen oder mehrere Viskositäts-Dichtemesser
aufweist, wobei der eine der Viskositäts-Dichtemesser in einem Fluid
unbekannter Viskosität
und Dichte positioniert ist und der andere der Viskositäts-Dichtemesser in einem
Fluid bekannter Viskosität
und Dichte positioniert ist. 13 Fig. 3 is a fragmentary, schematic illustration of another version of a downhole tool having one or more viscosity densities, wherein one of the viscosity density meters is positioned in a fluid of unknown viscosity and density and the other of the viscosity density meters in a fluid of known viscosity and density Density is positioned.
14A ist ein logischer Ablaufplan, der ein Verfahren
zum gleichzeitigen Berechnen der Viskosität und der Dichte unter Verwendung
der in 13 gezeigten Anordnung zeigt. 14A FIG. 10 is a logic flow diagram illustrating a method for simultaneously calculating viscosity and density using the in 13 shown arrangement shows.
14B ist ein logischer Ablaufplan, der ein weiteres
Verfahren zum gleichzeitigen Berechnen der Viskosität und der
Dichte unter Verwendung der in 13 gezeigten
Anordnung zeigt. 14B FIG. 10 is a logic flowchart illustrating another method for simultaneously calculating the viscosity and the density using the in 13 shown arrangement shows.
Gegenwärtig bevorzugte
Ausführungsformen
der Erfindung sind in den oben identifizierten Figuren gezeigt und
werden im Folgenden genau beschrieben. Beim Beschreiben der bevorzugten
Ausführungsformen werden ähnliche
oder gleiche Bezugszeichen verwendet, um gemeinsame oder ähnliche
Elemente zu identifizieren. Die Figuren sind nicht unbedingt maßstäblich, wobei
bestimmte Merkmale und bestimmte Ansichten der Figuren zugunsten
der Klarheit und Prägnanz
im Maßstab übertrieben
oder schematisch gezeigt sind.Currently preferred
embodiments
of the invention are shown in the above identified figures and
are described in detail below. When describing the preferred
Embodiments will be similar
or the same reference numbers used to indicate common or similar
Identify elements. The figures are not necessarily to scale, being
certain features and particular views of the figures in favor
of clarity and conciseness
exaggerated in scale
or shown schematically.
Definitionen:definitions:
In
dieser Beschreibung werden bestimmte Begriffe definiert, wenn sie
das erste Mal verwendet werden, während andere in dieser Beschreibung
definierten Begrifft wie folgt definiert sind:
"Ringförmig" bezieht sich auf
eine Linie, ein Band oder eine Anordnung in Form einer geschlossenen
Kurve wie etwa einen Kreis oder eine Ellipse.
"Verschmutztes Fluid" bedeutet ein Fluid,
z. B. ein Gas oder eine Flüssigkeit,
das im Allgemeinen für
die Kohlenwasserstoff-Fluidprobenahme und/oder Bewertung nicht annehmbar
ist, da es Schmutzstoffe wie etwa Filtrat des beim Bohren des Bohrlochs
verwendeten Schlamms enthält.
"Bohrlochwerkzeug" bedeutet ein Werkzeug,
das mit Hilfe von Mitteln wie etwa eines Bohrstrangs, einer Drahtleitung
oder einer Rohrwendel in das Bohrloch gefahren wird, um Bohrlochvorgänge, die
mit der Bewertung, der Förderung
und/oder dem Management einer oder mehrerer interessierenden unterirdischen
Formationen zusammenhängen,
durchzuführen.
"Wirksam verbunden" bedeutet direkt
oder indirekt verbunden, um Informationen, Kräfte, Energie oder Stoffe (einschließlich Fluiden)
zu übertragen
oder zu leiten.
"Jungfräuliches
Fluid" bedeutet
ein unterirdisches Fluid, z. B. ein Gas oder eine Flüssigkeit,
das hinreichend rein, unverdorben, fossil und nicht verunreinigt
ist oder anderweitig bei der Fluidprobenahme und im Analysefeld
als annehmbar repräsentativ
für eine
gegebene Formation betrachtet wird, um eine gültige Kohlenwasserstoffprobenahme
und/oder Bewertung zu ergeben.
"Fluid" bedeutet entweder "jungfräuliches Fluid" oder "verschmutztes Fluid".
"Klemme" oder "Klammer" bedeutet eine Vorrichtung,
die zum Verbinden, Einschnüren
oder Zusammendrücken
von zwei oder mehr Teilen, um sie zusammenzuhalten, entworfen ist.
"Verbinder" bedeutet eine Vorrichtung
oder Verbindung wie etwa eine Klemmvorrichtung, die einen Abschnitt eines
Drahts starr verbindet oder ergreift.
"Frequenzoszillator" bedeutet, dass die Resonanzfrequenz
eines Spanndrahts im Vakuum (im Folgenden als "f0" bezeichnet) vorhersagbar
ist, so dass Änderungen
der Bohrlochbedingungen, z. B. der Temperatur und des Drucks, keinen
wesentlichen Einfluss auf die Resonanzfrequenz des Spanndrahts haben,
wodurch von dem Spanndraht erhaltene Ablesungen bei sich verändernden
Bohrlochbedingungen annehmbar repräsentativ für die Eigenschaften des mit
dem Spanndraht in Wechselwirkung stehenden Fluids sind.In this description, certain terms are defined when used for the first time, while other terms defined in this specification are defined as follows:
"Annular" refers to a line, band, or arrangement in the form of a closed curve, such as a circle or ellipse.
"Contaminated fluid" means a fluid, e.g. A gas or liquid which is generally unacceptable for hydrocarbon fluid sampling and / or evaluation because it contains contaminants such as filtrate from the mud used in drilling the wellbore.
"Well tool" means a tool that is driven into the well by means such as a drill string, wireline or coiled tubing, downhole operations associated with the evaluation, production and / or management of one or more subterranean formations of interest to perform.
"Effectively connected" means directly or indirectly connected to transmit or direct information, forces, energy or substances (including fluids).
"Virgin fluid" means an underground fluid, e.g. For example, a gas or liquid that is sufficiently pure, uncorrupted, fossil, and uncontaminated, or otherwise considered to be reasonably representative of a given formation in fluid sampling and in the analysis field to give valid hydrocarbon sampling and / or rating.
"Fluid" means either "virgin fluid" or "contaminated fluid".
"Clamp" or "clamp" means a device designed to connect, constrict or compress two or more pieces together to hold them together.
"Connector" means a device or connection, such as a clamp, that rigidly connects or grips a portion of a wire.
"Frequency Oscillator" means that the resonant frequency of a tension wire in vacuum (hereinafter referred to as "f 0 ") is predictable so that changes in well conditions, e.g. Temperature and pressure, have no significant effect on the resonant frequency of the tension wire, whereby readings obtained from the tension wire are reasonably representative of the properties of the fluid interacting with the tension wire in changing well conditions.
1 zeigt
ein gemäß der Erfindung
konstruiertes Bohrlochwerkzeug 10, das von einem Bohrgestell 12 in
ein Bohrloch 14 herabhängt.
Das Bohrlochwerkzeug 10 kann irgendein zum Durchführen einer
Formationsbewertung geeigneter Werkzeugtyp wie etwa ein Bohrwerkzeug,
ein Rohrwendelwerkzeug oder ein anderes Bohrlochwerkzeug sein. Das
Bohrlochwerkzeug 10 von 1 ist ein
herkömmliches
Drahtleitungswerkzeug, das vom Bohrgestell 12 über ein
Drahtleitungskabel 16 in das Bohrloch 14 gefahren
und in der Nähe einer
Formation F positioniert wird. Das Bohrlochwerkzeug 10 ist
mit einer Sonde 18 versehen, die für das Abdichten an einer Wand 20 des
Bohrloch 14 (im Folgenden als "Wand 20'' oder "Bohrlochwand 20'' bezeichnet) und das Ansaugen von
Fluid aus der Formation F in das Bohrlochwerkzeug 10, wie
durch die Pfeile angedeutet ist, geeignet ist. Stützkolben 22 und 24 unterstützen das
Schieben der Sonde 18 des Bohrlochwerkzeugs 10 gegen
die Bohrlochwand 20. 1 shows a well tool constructed in accordance with the invention 10 that from a drill rig 12 in a borehole 14 hangs. The borehole tool 10 may be any suitable type of tool for performing a formation evaluation, such as a drilling tool, a coiled tubing tool, or another downhole tool. The borehole tool 10 from 1 is a conventional wireline tool that comes from the drill rig 12 via a wireline cable 16 in the borehole 14 driven and positioned near a formation F. The borehole tool 10 is with a probe 18 provided for sealing to a wall 20 of the borehole 14 (hereinafter referred to as "wall 20 '' or "borehole wall 20 '' and sucking fluid from the formation F into the downhole tool 10 , as indicated by the arrows, is suitable. support piston 22 and 24 support pushing the probe 18 of the downhole tool 10 against the borehole wall 20 ,
2 zeigt
ein weiteres Beispiel eines gemäß der Erfindung
konstruierten Bohrlochwerkzeugs 30. Das Bohrlochwerkzeug 30 von 2 ist
ein Bohrwerkzeug, das entweder an einem Bohrwerkzeug für Messung
während
des Bohrens (MWD, measurement-while-drilling) oder Protokollierung
während
des Bohrens (LWD, logging-while-drilling) oder einem anderen Bohrwerkzeug,
das Fachleuten auf dem Gebiet bekannt ist, befördert werden kann oder selbst
ein solches sein kann. Das Bohrlochwerkzeug 30 ist an einem
Bohrstrang 32 befestigt, der durch das Bohrgestell 12 angetrieben
wird, um das Bohrloch 14 zu bilden. Das Bohrlochwerkzeug 30 umfasst
die Sonde 18, die zum Abdichten an der Wand 20 des
Bohrlochs 14, um Fluid aus der Formation F in das Bohrlochwerkzeug 30 anzusaugen,
wie durch die Pfeile angedeutet ist, geeignet ist. Die im Folgenden
beschriebenen Viskositäts-Dichtemesser
oder Sensoreinheiten können
sowohl mit dem Bohrlochwerkzeug 10 als auch mit dem Bohrlochwerkzeug 30 verwendet
werden. 2 shows another example of a well tool constructed in accordance with the invention 30 , The borehole tool 30 from 2 is a drilling tool that is used on either a measurement-while-drilling (MWD) or logging-while-drilling (LWD) or other drilling tool known to those skilled in the art. can be transported or even be such. The borehole tool 30 is on a drill string 32 attached by the drill rig 12 is driven to the borehole 14 to build. The borehole tool 30 includes the probe 18 for sealing on the wall 20 of the borehole 14 to remove fluid from the formation F into the downhole tool 30 suck, as indicated by the arrows, is suitable. The viscosity densitometers or sensor units described below can be used with both the downhole tool 10 as well as with the downhole tool 30 be used.
3A ist
eine schematische Ansicht eines Abschnitts des Bohrlochwerkzeugs 10 von 1,
die ein Fluidflusssystem 34 zeigt. Die Sonde 18 wird
vorzugsweise von einem Gehäuse 35 des
Bohrlochwerkzeugs 10 in einen Eingriff an der Bohrlochwand 20 ausgefahren.
Die Sonde 18 ist mit einem Dichtungsstück 36 zum Abdichten
an der Bohrlochwand 20 versehen. Das Dichtungsstück 36 gelangt
mit der Bohrlochwand 20 in Kontakt und bildet eine Abdichtung
an einem Schlammkuchen 40, der das Bohrloch 14 auskleidet.
Der Schlammkuchen 40 dringt in die Bohrlochwand 20 ein
und schafft eine Eindringzone 42 um das Bohrloch 14.
Die Eindringzone 42 enthält Schlamm und andere Bohrlochfluide,
die die umgebenden Formationen einschließlich der Formation F und eines
darin enthaltenen Teils des jungfräulichen Fluids 44 kontaminieren. 3A is a schematic view of a portion of the downhole tool 10 from 1 containing a fluid flow system 34 shows. The probe 18 is preferably of a housing 35 of the downhole tool 10 into engagement with the borehole wall 20 extended. The probe 18 is with a seal piece 36 for sealing on the borehole wall 20 Mistake. The seal piece 36 gets to the borehole wall 20 in contact and forms a seal on a mud cake 40 , the borehole 14 lining. The mud cake 40 penetrates the borehole wall 20 and creates a penetration zone 42 around the borehole 14 , The penetration zone 42 contains mud and other wellbore fluids containing the surrounding formations including Formation F and a virgin fluid contained therein 44 contaminate.
Die
Sonde 18 ist vorzugsweise mit einer Bewertungsfließlinie 46 versehen.
Beispiele von Fluidkommunikationsvorrichtungen wie etwa Sonden und
Zweifach-Dichtungsstücke,
die zum Ansaugen von Fluid in eine Fließlinie verwendet werden, sind
in US 4 860 581 und US 4 936 139 gezeigt.The probe 18 is preferably with an evaluation flowline 46 Mistake. Examples of fluid communication devices such as probes and dual packers used to aspirate fluid into a flow line are shown in FIG US 4,860,581 and US 4,936,139 shown.
Die
Bewertungsfließlinie 46 erstreckt
sich in das Bohrlochwerkzeug 10 und wird verwendet, um
Fluid wie etwa jungfräuliches
Fluid 44 zum Prüfen
und/oder Probenehmen in das Bohrlochwerkzeug 10 zu leiten. Die
Bewertungsfließlinie 46 führt bis
in eine Probenkammer 50 zum Sammeln von Proben jungfräulichen
Fluids 44. Um Fluid durch die Fließlinie 46 zu saugen,
kann eine Pumpe 52 verwendet werden.The evaluation flow line 46 extends into the downhole tool 10 and is used to treat fluid such as virgin fluid 44 for testing and / or sampling in the downhole tool 10 to lead. The evaluation flow line 46 leads into a sample chamber 50 for collecting samples of virgin fluid 44 , To get fluid through the flow line 46 to suck, can a pump 52 be used.
Obwohl 3A eine
Probenahmekonfiguration eines zum Ansaugen von Fluid aus einer Formation verwendeten
Bohrlochwerkzeugs zeigt, ist einem Fachmann auf dem Gebiet klar,
dass verschiedenartige Konfigurationen von Sonden, Fließlinien
und Bohrlochwerkzeugen verwendet werden können und dass das Gezeigte
nicht dazu gedacht ist, den Umfang der Erfindung zu begrenzen.Even though 3A A sampling configuration of a downhole tool used to aspirate fluid from a formation will be apparent to those skilled in the art that various configurations of probes, flowlines and downhole tools may be used and that what has been shown is not intended to limit the scope of the invention.
Beispielweise
ist 3B eine schematische Ansicht eines Abschnitts
einer anderen Version des Bohrlochwerkzeugs 10, das eine
modifizierte Sonde 18a und ein Fluidflusssystem 34a aufweist,
um Fluid in getrennte Fließlinien
anzusaugen. Genauer gleicht das in 3B gezeigte
Fluidflusssystem 34a dem in 3A gezeigten
Fluidflusssystem 34, mit Ausnahme, dass das Fluidflusssystem 34a neben
der Bewertungsfließlinie 46 eine
Reinigungsfließlinie 46a sowie
Pumpen 52a und 52b, die den Fließlinien 46 bzw. 46a zugeordnet
sind, enthält.
Die in 3B gezeigte Sonde 18a gleicht
der in 3A gezeigten Sonde 18,
mit Ausnahme, dass die Sonde 18a zwei getrennte Hohlräume 56a und 56b besitzt,
wobei der Hohlraum 56a mit der Fließlinie 46 kommuniziert
und der Hohlraum 56b mit der Fließlinie 46a kommuniziert.
Der Hohlraum 56b erstreckt sich um den Hohlraum 56a,
so dass der Hohlraum 56b "verschmutztes Fluid" aus der Formation F ansaugt, um dem
Hohlraum 56a zu ermöglichen, "jungfräuliches
Fluid" aus der Formation
F anzusaugen. Das verschmutzte Fluid wird von der Reinigungsfließlinie 46a durch
einen Auslass 57 in das Bohrloch 14 ausgestoßen. Beispiele
von Fluidkommunikationsvorrichtungen wie etwa Sonden und Dichtungsstücke, die
zum Ansaugen von Fluid in getrennte Fließlinien verwendet werden, sind
in US 6 719 049 , US
2004/0000433 in US 6 301 959 gezeigt.For example 3B a schematic view of a portion of another version of the downhole tool 10 that is a modified probe 18a and a fluid flow system 34a to aspirate fluid into separate flow lines. More precisely, that resembles 3B shown fluid flow system 34a the in 3A shown fluid flow system 34 , except that the fluid flow system 34a next to the valuation flow line 46 a cleaning flow line 46a as well as pumps 52a and 52b that the flow lines 46 respectively. 46a are assigned. In the 3B shown probe 18a resembles the in 3A shown probe 18 , except that the probe 18a two separate cavities 56a and 56b owns, whereby the cavity 56a with the flow line 46 communicates and the cavity 56b with the flow line 46a communicated. The cavity 56b extends around the cavity 56a so that the cavity 56b "contaminated fluid" from the formation F sucks to the cavity 56a to allow "virgin fluid" from the formation F to be aspirated. The polluted fluid is from the cleaning flow line 46a through an outlet 57 in the borehole 14 pushed out. Examples of fluid communication devices, such as probes and packers, used to aspirate fluid into separate flowlines are shown in FIG US Pat. No. 6,719,049 , US 2004/0000433 in US 6,301,959 shown.
Gemäß der Erfindung
ist ein Viskositäts-Dichtemesser 60 (a,
b, c) in einem Bewertungshohlraum innerhalb des Bohrlochwerkzeugs 10 wie
etwa der Bewertungsfließlinie 46,
der Reinigungsfließlinie 46a oder
der Probenkammer 50 zugeordnet, um die Viskosität des Fluids
im Bewertungshohlraum zu messen. In dem in 3B gezeigten
Beispiel ist der Viskositäts-Dichtemesser 60 zur
Klarheit mit den Bezugszeichen 60a, 60b und 60c bezeichnet.
Der Viskositäts-Dichtemesser 60 ist
in den 4, 5 und 6 näher gezeigt.According to the invention is a viscosity-density meter 60 (a, b, c) in an evaluation cavity within the downhole tool 10 such as the evaluation flowline 46 , the cleaning flow line 46a or the sample chamber 50 assigned to measure the viscosity of the fluid in the evaluation cavity. In the in 3B Example shown is the viscosity-density meter 60 for clarity, with the reference numerals 60a . 60b and 60c designated. The viscosity density meter 60 is in the 4 . 5 and 6 shown closer.
Das
Bohrlochwerkzeug 30 kann ebenfalls in ähnlicher Weise wie die in den 3A und 3B gezeigten
Versionen des Bohrlochwerkzeugs 10 mit dem Gehäuse, der
Sonde, dem Fluidflusssystem, dem Dichtungsstück, der Bewertungsfließlinie,
der Reinigungsfließlinie,
der Probenkammer, der (den) Pumpe(n) und dem (den) Viskositäts-Dichtemesser(n)
versehen sein.The borehole tool 30 can also be similar to those in the 3A and 3B shown versions of the well tool 10 with the housing, the probe, the fluid flow system, the seal piece, the evaluation flow line, the cleaning flow line, the sample chamber, the pump (s) and the viscous density meter (s).
Mit
Bezug auf die 4-6 wird nun
der Viskositäts-Dichtemesser 60 bezüglich des
Bewertungshohlraums, der sich in der Bewertungsfließlinie 46 befindet,
genau beschrieben. Jedoch ist die folgende Beschreibung selbstverständlich ebenso
auf den Bewertungshohlraum, der sich in der Reinigungsfließlinie 46a oder
in der Probenkammer 50 befindet, anwendbar. Obwohl der
Viskositäts-Dichtemesser 60 in
Verbindung mit dem Bohrlochwerkzeug 10 beschrieben wird,
ist diese Beschreibung selbstverständlich auch auf das Bohrlochwerkzeug 30 anwendbar.
Obwohl in den 3A und 3B ein
Viskositäts-Dichtemesser 60 gezeigt
ist, der längs
der Fließlinien 46 und 46a positioniert
ist, kann dieser zudem auch an verschiedenen Orten um das Bohrlochwerkzeug 10 positioniert
sein, um Bohrlochparameter zu messen.With reference to the 4 - 6 now becomes the viscosity-density meter 60 regarding the evaluation cavity, which is in the evaluation flow line 46 is located, exactly described. However, the following description will of course also apply to the evaluation cavity located in the cleaning flow line 46a or in the sample chamber 50 is applicable. Although the viscosity-density meter 60 in conjunction with the downhole tool 10 Of course, this description also applies to the downhole tool 30 applicable. Although in the 3A and 3B a viscosity densitometer 60 shown along the flow lines 46 and 46a In addition, it can also be positioned at various locations around the downhole tool 10 be positioned to measure borehole parameters.
Im
Allgemeinen besitzt der Viskositäts-Dichtemesser 60 eine
Sensoreinheit 62, einen oder mehrere Magneten 64(a,
b), einen Signalprozessor 66 und eine Analyseschaltung 68.
In dem in 4 gezeigten Beispiel ist der
Viskositäts-Dichtemesser 60 mit
zwei Magneten versehen, die in 4 mit den
Bezugszeichen 64a und 64b bezeichnet sind. Die
Sensoreinheit 62 ist mit wenigstens zwei räumlich angeordneten
Verbindern 72 und einem Draht 74 (5)
versehen, der zwischen den wenigstens zwei Verbindern 72 eingespannt
ist, derart, dass der Draht 74 für eine Wechselwirkung mit dem
Fluid verfügbar
ist, wenn die Sensoreinheit 62 des Viskositäts-Dichtemessers 60 in
dem Bohrlochwerkzeug 10 positioniert ist und das Bohrlochwerkzeug 10 in der
unterirdischen Formation F positioniert ist und das Fluid von der
Formation F aufnimmt. Die Magneten 64a und 64b senden
ein Magnetfeld aus, das mit dem sinusförmigen Strom, der durch den
Draht 74 fließt,
in Wechselwirkung tritt. Der Signalprozessor 66 kommuniziert
elektrisch über
Signalpfade 75a und 75b mit dem Draht 74.
Die Signalpfade 75a und 75b können Draht-, Kabel- oder Funkkommunikationsverbindungen
sein. Der Signalprozessor 66 liefert eine Steuerspannung,
die einen sinusförmigen
Strom für
den Draht 74 bildet, der typischerweise bewirkt, dass der
Draht 74 in Übereinstimmung
mit dem gelieferten Signal vibriert oder in Resonanz tritt. Typischerweise
kann das dem Draht 74 vom Signalprozessor 66 gelieferte
Signal als Stromsignal mit einer konstanten Wobbelfrequenz betrachtet
werden, wobei sich die Frequenz des Signals in vorgegebener Weise ändert.In general, the viscosity densitometer possesses 60 a sensor unit 62 , one or more magnets 64 (a, b), a signal processor 66 and an analysis circuit 68 , In the in 4 Example shown is the viscosity-density meter 60 provided with two magnets which in 4 with the reference numerals 64a and 64b are designated. The sensor unit 62 is with at least two spatially arranged connectors 72 and a wire 74 ( 5 ) provided between the at least two connectors 72 is clamped, such that the wire 74 is available for interaction with the fluid when the sensor unit 62 of the viscosity density meter 60 in the downhole tool 10 is positioned and the downhole tool 10 is positioned in the subterranean formation F and receives the fluid from the formation F. The magnets 64a and 64b send out a magnetic field that coincides with the sinusoidal current passing through the wire 74 flows, interacts. The signal processor 66 communicates electrically via signal paths 75a and 75b with the wire 74 , The signal paths 75a and 75b may be wire, cable or radio communication links. The signal processor 66 provides a control voltage, which is a sinusoidal current for the wire 74 forms, which typically causes the wire 74 vibrates or resonates in accordance with the supplied signal. Typically this can be the wire 74 from the signal processor 66 supplied signal can be considered as a current signal with a constant sweep frequency, wherein the frequency of the signal changes in a predetermined manner.
Die
Analyseschaltung 68 empfängt eine Rückkopplung vom Draht 74.
Der sinusförmige
Strom fließt durch
den Draht 74, wobei dann, wenn die Frequenz in der Nähe der Resonanzfrequenz,
typischerweise der Mode niedrigster Ordnung, liegt, eine erfassbare
dynamische elektromotorische Kraft (EMF) erzeugt wird. Die Steuerspannung
und die dynamisch EMF werden als Funktion der Frequenz über der
Resonanz gemessen. Typischerweise empfängt die Analyseschaltung 68 eine
Rückkopplung
vom Draht 74, die für
die Resonanzfrequenz des Drahts 74 kennzeichnend ist. In
Abhängigkeit
von der Viskosität
des Fluids verändert
sich die Resonanzfrequenz des Drahts 74 in vorhersagbarer
Weise, wodurch die Bestimmung der Viskosität des Fluid möglich wird.
Die Art und Weise, in der die Viskosität aus der Rückkopplung vom Draht 74 bestimmt
wird, wird weiter unten näher
besprochen. Die Analyseschaltung 68 kann irgendein Schaltungstyp
sein, der geeignet ist, eine Rückkopplung
vom Draht 74 zu empfangen und die Viskosität des Fluids
zu berechnen. Typischerweise umfasst die Analyseschaltung 68 einen
Rechenprozessor, der ein in einem computerlesbaren Medium wie etwa
einem Speicher oder einer Platte gespeichertes Softwareprogramm
ausführt,
um der Analyseschaltung 68 das Berechnen der Viskosität zu ermöglichen.
Jedoch könnte
die Analyseschaltung 68 selbstverständlich in bestimmten Ausführungsformen
mittels analoger Vorrichtungen oder anderer Vorrichtungstypen implementiert
sein. Beispielsweise könnte
die Analyseschaltung 68 zum Berechnen der Viskosität einen
Analog-Digital-Umsetzer gefolgt von einem Decodierer umfassen. Obwohl
die Analyseschaltung 68 und der Signalprozessor 66 in 4 getrennt
gezeigt sind, können
die Analyseschaltung 68 und der Signalprozessor 66 selbstverständlich in
einer einzigen Schaltung oder in getrennten Schaltungen implementiert
sein. Obwohl die Analyseschaltung 68 und der Signalprozessor 66 in 4 innerhalb
des Bohrlochwerkzeugs 10 gezeigt sind, könnten sie
sich selbstverständlich
außerhalb
des Bohrlochwerkzeugs 10 befinden. Beispielsweise kann
sich der Signalprozessor 66 zum Erzeugen des Wobbelsignals
in dem Bohrlochwerkzeug 10 befinden, während die Analyseschaltung 68 außerhalb
des Bohrlochs 14 in einem in der Nähe des Bohrlochs 14 oder
entfernt von diesem befindlichen Überwachungszentrum angeordnet
ist.The analysis circuit 68 receives feedback from the wire 74 , The sinusoidal current flows through the wire 74 where, when the frequency is near the resonant frequency, typically the lowest order mode, a detectable dynamic electromotive force (EMF) is generated. The control voltage and the dynamic EMF are measured as a function of the frequency over the resonance. Typically, the analysis circuit receives 68 a feedback from the wire 74 which is responsible for the resonant frequency of the wire 74 is characteristic. Depending on the viscosity of the fluid, the resonance frequency of the wire changes 74 in a predictable manner, whereby the determination of the viscosity of the fluid is possible. The way in which the viscosity from the feedback from the wire 74 is determined, will be discussed in more detail below. The analysis circuit 68 can be any type of circuit that is capable of feedback from the wire 74 to receive and calculate the viscosity of the fluid. Typically, the analysis circuit includes 68 a computing processor executing a software program stored in a computer-readable medium, such as a memory or a disk, to the analyzing circuit 68 allow the calculation of the viscosity. However, the analysis circuit could 68 of course, in certain embodiments, be implemented by analog devices or other types of devices. For example, the analysis circuit could 68 for calculating the viscosity, an analog-to-digital converter followed by a decoder. Although the analysis circuit 68 and the signal processor 66 in 4 can be shown separately, the analysis circuit 68 and the signal processor 66 of course be implemented in a single circuit or in separate circuits. Although the analysis circuit 68 and the signal processor 66 in 4 within the downhole tool 10 Of course, they may be outside the downhole tool 10 are located. For example, the signal processor may 66 for generating the wobble signal in the downhole tool 10 while the analysis circuit 68 outside the borehole 14 in a near the borehole 14 or remote from this monitoring center is located.
Die
Sensoreinheit 62 des Viskositäts-Dichtemessers 60 ist
ebenfalls mit einem Gehäuse 76 versehen. Das
Gehäuse 76 definiert
einen Kanal 78 (5 und 6), einen
Einlass 80, der mit dem Kanal 78 kommuniziert,
und einen Auslass 82, der mit dem Kanal 78 kommuniziert.
In dem in 4 gezeigten Beispiel fließt das Fluid
in einer Richtung 84 durch die Bewertungsfließlinie 46.
Folglich fließt
das Fluid, wenn es auf die Sensoreinheit 62 trifft, durch
den Einlass 80 in den Kanal 78 und verlässt das
Gehäuse 76 durch
den Auslass 82. Wenn das Gehäuse 76 eine Außenabmessung
aufweist, die kleiner als die Innenabmessung der Bewertungsfließlinie 46 ist,
fließt
außerdem
eine bestimmte Menge des Fluids durch das Gehäuse 76 hindurch in
einen Kanal 87 (4), der zwischen einer Außenfläche 88 des
Gehäuses 76 und
einer Innfläche 89 der
Bewertungsfließlinie 46 gebildet
ist.The sensor unit 62 of the viscosity density meter 60 is also with a housing 76 Mistake. The housing 76 defines a channel 78 ( 5 and 6 ), an inlet 80 that with the channel 78 communicates, and an outlet 82 that with the channel 78 communicated. In the in 4 As shown, the fluid flows in one direction 84 through the evaluation flowline 46 , Consequently, the fluid flows when applied to the sensor unit 62 meets, through the inlet 80 in the channel 78 and leaves the case 76 through the outlet 82 , If the case 76 has an outer dimension smaller than the inner dimension of the evaluation flow line 46 In addition, a certain amount of fluid flows through the housing 76 through into a canal 87 ( 4 ), between an outer surface 88 of the housing 76 and an inner surface 89 the evaluation flow line 46 is formed.
Der
Draht 74 ist so in dem Kanal 78 positioniert,
dass das Fluid, wenn es durch das Gehäuse 76 strömt, im Wesentlichen
mit dem gesamten Draht 74 zwischen den Verbindern 72 in
Kontakt gelangt. Dies stellt sicher, dass das Fluid über die
gesamte Länge
des Drahts 74 zwischen den Verbindern 72 strömt, um das
Reinigen des Drahts 74 zwischen Fluiden zu erleichtern.
Der Draht 74 ist aus einem leitenden Material gefertigt, das
in Abhängigkeit
von der Spannung des Drahts 74 und der Viskosität des den
Draht 74 umgebenden Fluids in mehreren Grundmoden-Resonanzfrequenzen
(oder deren Harmonischen) schwingen kann. Der Draht 74 sollte
aus einem Material mit einer hohen Dichte gefertigt sein, da die
Empfindlichkeit umso größer ist,
je größer die
Differenz der Dichte des Drahts 74 gegenüber jener
des Fluids ist. Der Draht 74 muss außerdem einen hohen Elastizitätsmodul
aufweisen, um eine stabile Resonanz zu ergeben, während die
Dichte über
das Verhältnis
der Dichte des Fluids zur Dichte des Drahts die Empfindlichkeit
gegenüber
dem ihn umgebenden Fluid bewirkt. Für den Draht 74 können verschiedenartige
Materialien verwendet werden. Der Draht 74 kann beispielsweise
aus Wolfram oder Chromel gefertigt sein. Wenn der Draht 74 zum
Erfassen eines Gases wie etwa Erdgas verwendet wird, besitzt der
Draht 74 vorzugsweise eine relativ glatte Außenfläche. In
diesem Fall ist Chromel ein bevorzugtes Material für die Herstellung
des Drahts 74.The wire 74 is so in the channel 78 Position the fluid as it passes through the housing 76 flows, essentially with the entire wire 74 between the connectors 72 got in contact. This ensures that the fluid runs the full length of the wire 74 between the connectors 72 flows to clean the wire 74 between fluids. The wire 74 is made of a conductive material, which depends on the voltage of the wire 74 and the viscosity of the wire 74 surrounding fluid in several fundamental mode resonant frequencies (or their harmonics) can oscillate. The wire 74 should be made of a high density material because the greater the difference in the density of the wire, the greater the sensitivity 74 opposite to that of the fluid. The wire 74 In addition, it must have a high elastic modulus to give a stable resonance, while the density over the ratio of the density of the fluid to the density of the wire causes the sensitivity to the fluid surrounding it. For the wire 74 Different materials can be used. The wire 74 can be made of tungsten or chromel for example. If the wire 74 for detecting a gas such as natural gas is used, the wire has 74 preferably a relatively smooth outer surface. In this case, Chromel is a preferred material for the production of the wire 74 ,
Wie
in 4 gezeigt ist, sind die Magneten 64 vorzugsweise
außerhalb
der Bewertungsfließlinie 64 positioniert
und an einer Außenfläche von
dieser angebracht. Die Magneten 64 können auch in dem Gehäuse 76 aufgenommen
sein. Alternativ kann das Gehäuse 76 aus
einem magnetischen Material konstruiert sein.As in 4 shown are the magnets 64 preferably outside the evaluation flow line 64 positioned and attached to an outer surface thereof. The magnets 64 can also in the case 76 be included. Alternatively, the housing 76 be constructed of a magnetic material.
Wie
in den 5 und 6 gezeigt ist, kann das Gehäuse 76 mit
einem ersten Gehäuseelement 90 und
einem zweiten Gehäuseelement 92 versehen
sein. Das erste Gehäuseelement 90 und
das zweite Gehäuseelement 92 wirken
zusammen, um den Kanal 78 zu definieren. Das erste Gehäuseelement 90 und
zweite Gehäuseelement 92 sind
vorzugsweise aus einem leitenden, nicht magnetischen Material gefertigt,
so dass das durch die Magneten 64 erzeugte Magneffeld mit
dem Draht 74 ohne wesentliche Störung vom Gehäuse 76 in
Wechselwirkung sein kann. Beispielsweise können das erste Gehäuseelement 90 und
das zweite Gehäuseelement 92 aus
einem bohrlochverträglichen
Material wie etwa K500 Monel oder Wolfram oder einem anderen Typ
von nicht magnetischem Material, z. B. aus Edelstahl, gefertigt
sein.As in the 5 and 6 shown, the housing can 76 with a first housing element 90 and a second housing member 92 be provided. The first housing element 90 and the second housing element 92 work together to the channel 78 define. The first housing element 90 and second housing element 92 are preferably made of a conductive, non-magnetic material, so that by the magnets 64 generated magnetic field with the wire 74 without significant interference from the housing 76 can interact. For example, the first housing element 90 and the second housing element 92 from a well compatible material such as K500 Monel or tungsten or another type of non-magnetic material, e.g. B. made of stainless steel.
Das
Gehäuse 76 ist
außerdem
mit einer zwischen dem ersten Gehäuseelement 90 und
dem zweiten Gehäuseelement 92 positionierten
Isolierschicht 96 (5) versehen,
um das erste Gehäuseelement 90 von dem
zweiten Gehäuseelement 92 elektrisch
zu isolieren. Der Draht 74 erstreckt sich zwischen gegenüberliegenden
Seiten der Isolierschicht 96, um das erste Gehäuseelement 90 mit dem
zweiten Gehäuseelement 92 elektrisch
zu verbinden. Die Isolierschicht 96 kann aus einem ersten
Isolierelement 98 und einem zweiten Isolierelement 100 konstruiert
sein. Der Draht 74 weist ein erstes Ende 102 und
ein zweites Ende 104 auf. Das erste Isolierelement 98 ist
in der Nähe
des ersten Endes 102 des Drahts 74 positioniert,
während
das zweite Isolierelement 100 in der Nähe des zweiten Endes 104 des
Drahts 74 positioniert ist. Der Draht 74 überspannt den
Kanal 78 und dient dazu, das erste Gehäuseelement 90 mit
dem zweiten Gehäuseelement 92 elektrisch zu
verbinden.The housing 76 is also with a between the first housing element 90 and the second housing member 92 positioned insulating layer 96 ( 5 ) to the first housing element 90 from the second housing element 92 electrically isolate. The wire 74 extends between opposite sides of the insulating layer 96 to the first housing element 90 with the second housing element 92 electrically connect. The insulating layer 96 can be made of a first insulating element 98 and a second insulating member 100 be constructed. The wire 74 has a first end 102 and a second end 104 on. The first insulating element 98 is near the first end 102 of the wire 74 positioned while the second insulating element 100 near the second end 104 of the wire 74 is positioned. The wire 74 spans the channel 78 and serves to the first housing element 90 with the second housing element 92 electrically connect.
In
dem in 4 gezeigten Beispiel der Sensoreinheit 62 können das
erste Gehäuseelement 90 und das
zweite Gehäuseelement 92 jeweils
durch einen ersten Endabschnitt 108, einen zweiten Endabschnitt 110 und
einen zwischen dem ersten Endabschnitt 108 und dem zweiten
Endabschnitt 110 positionierten Mittelabschnitt 112 gekennzeichnet
sein. Der erste Endabschnitt 108 und der zweite Endabschnitt 110 weisen
eine Querschnittsfläche
oder einen Durchmesser auf, der kleiner ist als die Querschnittsfläche oder
der Durchmesser des Mittelabschnitts 112. Folglich besitzen
das erste Gehäuseelement 90 und
das zweite Gehäuseelement 92 jeweils
eine Schulter 114, die den ersten Endabschnitt 108 und
den zweiten Endabschnitt 110 von dem Mittelabschnitt 112 trennt.
Der Einlass 80 und der Auslass 82 sind im ersten
Gehäuseelement 90 und
im zweiten Gehäuseelement 92 in
der Nähe
der Schultern 114 definiert, so dass der Kanal 78 durch
den Mittelabschnitt 112 des Gehäuses 76 verläuft. Die
Schultern 114 sind so gestaltet, dass sie das Fluid direkt
in den Einlass 80 leiten.In the in 4 shown example of the sensor unit 62 may be the first housing element 90 and the second housing element 92 each through a first end portion 108 , a second end portion 110 and one between the first end portion 108 and the second end portion 110 positioned middle section 112 to be marked. The first end section 108 and the second end portion 110 have a cross-sectional area or diameter that is smaller than the cross-sectional area or the diameter of the center section 112 , Consequently, the first housing element 90 and the second housing element 92 one shoulder each 114 that the first end section 108 and the second end portion 110 from the middle section 112 separates. The inlet 80 and the outlet 82 are in the first housing element 90 and in the second housing element 92 near the shoulders 114 defined so that the channel 78 through the middle section 112 of the housing 76 runs. Shoulders 114 are designed to deliver the fluid directly into the inlet 80 conduct.
Um
die Signalpfade 75a und 75b mit der Sensoreinheit 62 zu
verbinden, ist der Viskositäts-Dichtemesser 60 ferner
mit einem ersten Anschluss 116, der mit dem ersten Gehäuseelement 90 gekoppelt
ist, und mit einem zweiten Anschluss 118, der mit dem zweiten
Gehäuseelement 92 gekoppelt
ist, versehen. Der Signalprozessor 66 und die Analyseschaltung 68 stehen
somit über
die Signalpfade 75a und 75b mit dem ersten und dem
zweiten Anschluss 116 und 118 in Verbindung. Es
sei angemerkt, dass sich die Signalpfade 75a und 75b typischerweise über eine
oder mehrere Durchführungen 120 durch
die Bewertungsfließlinie 46 erstrecken.
Die Durchführungen 120 schaffen
eine fluidundurchlässige
Abdichtung, so dass die Signalpfade 75a und 75b durch
die Bewertungsfließlinie 46 verlaufen
können,
ohne dass Fluid durch die darin gebildeten Öffnungen fließen kann.To the signal paths 75a and 75b with the sensor unit 62 To connect is the Viscosity Densimeter 60 further with a first connection 116 that with the first housing element 90 coupled, and with a second port 118 that with the second housing element 92 is coupled provided. The signal processor 66 and the analysis circuit 68 are thus on the signal paths 75a and 75b with the first and the second connection 116 and 118 in connection. It should be noted that the signal paths 75a and 75b typically via one or more feedthroughs 120 through the evaluation flowline 46 extend. The bushings 120 create a fluid impermeable seal so that the signal paths 75a and 75b through the evaluation flowline 46 can pass without fluid can flow through the openings formed therein.
Der
erste Anschluss 116 und der zweite Anschluss 118 können in
der Konstruktion und in der Funktion gleich sein. Um den ersten
Anschluss 116 und den zweiten Anschluss 118 auszuführen, können das
erste Gehäuseelement 90 und
das zweite Gehäuseelement 92 mit
Gewindelöchern 124 versehen
sein, die entweder im ersten Endabschnitt 108 oder im zweiten
Endabschnitt 110 des ersten Gehäuseelements 90 und
des zweiten Gehäuseelements 92 ausgebildet
sind. In dem in 5 gezeigten Beispiel sind das
erste Gehäuseelement 90 und
das zweite Gehäuseelement 92 mit
den Gewindelöchern 124,
die sowohl in ihrem ersten Endabschnitt 108 als auch in
ihrem zweiten Endabschnitt 110 ausgebildet sind, versehen.
Wie in den 4-6 gezeigt ist,
sind der erste Anschluss 116 und der zweite Anschluss 118 außerdem mit
Gewindebefestigungselementen 126 versehen, um die Signalpfade 75a und 75b jeweils
mit dem ersten Gehäuseelement 90 und
dem zweiten Gehäuseelement 92 zu
verbinden.The first connection 116 and the second connection 118 can be the same in construction and in function. To the first connection 116 and the second port 118 can perform the first housing element 90 and the second housing element 92 with threaded holes 124 be provided, either in the first end section 108 or in the second end section 110 of the first housing element 90 and the second housing member 92 are formed. In the in 5 example shown are the first housing element 90 and the second housing element 92 with the threaded holes 124 both in their first end section 108 as well as in its second end section 110 are provided provided. As in the 4 - 6 shown are the first port 116 and the second connection 118 also with threaded fasteners 126 provided to the signal paths 75a and 75b each with the first housing element 90 and the second housing member 92 connect to.
Das
erste Gehäuseelement 90 und
das zweite Gehäuseelement 92 sind
mittels einer geeigneten mechanischen oder chemischen Verbindung
miteinander verbunden. Wie in 6 gezeigt
ist, ist der Viskositäts-Dichtemesser 60 mit
mehreren Gewindebefestigungselementen 130 (6)
zum Befestigen des ersten Gehäuseelements 90 an
dem zweiten Gehäuseelement 92 versehen.
Es sei angemerkt, dass die Gewindebefestigungselemente 130 typischerweise
aus leitenden Materialien wie etwa Stahl oder Aluminium gefertigt sind.
Um zu verhindern, dass die Gewindebefestigungselemente 130 elektrische
Pfade zwischen dem ersten Gehäuseelement 90 und
dem zweiten Gehäuseelement 92 bilden,
ist der Viskositäts-Dichtemesser 60 außerdem mit
mehreren elektrisch isolierenden Durchführungen 132 versehen,
um die Gewindebefestigungselemente 130 jeweils von dem
entsprechenden ersten Gehäuseelement 90 und
zweiten Gehäuseelement 92 elektrisch
zu isolieren.The first housing element 90 and the second housing element 92 are interconnected by means of a suitable mechanical or chemical compound. As in 6 is shown is the viscosity densitometer 60 with several threaded fasteners 130 ( 6 ) for securing the first housing element 90 on the second housing element 92 Mistake. It should be noted that the threaded fasteners 130 typically made of conductive materials such as steel or aluminum. To prevent the threaded fasteners 130 electrical paths between the first housing element 90 and the second housing member 92 Make up is the Viscosity Densimeter 60 also with several electrically insulating bushings 132 provided to the threaded fasteners 130 each from the corresponding first housing element 90 and second housing element 92 electrically isolate.
Die
Sensoreinheit 62 des Viskositäts-Dichtemessers 60 kann
durch eine geeignete Verbindung in der Bewertungsfließlinie 46 verankert
sein. Selbstver ständlich
sollte die Sensoreinheit 62 so verankert sein, dass weder
ihre Längsbewegung
noch ihre Drehbewegung in der Bewertungsfließlinie 46 zugelassen
ist. Die Signalpfade 75a und 75b weisen vorzugsweise
eine Steifigkeit auf, die ausreichend ist, um die Längsbewegung und/oder
die Drehbewegung der Sensoreinheit 62 in der Bewertungsfließlinie 46 zu
verhindern. Außerdem können weitere
Verankerungsmittel verwendet werden, um eine Bewegung der Sensoreinheit 62 in
der Bewertungsfließlinie 46 zu
verhindern. Beispielsweise kann die Bewertungsfließlinie 46 stromabwärts von
der Sensoreinheit 62 abgesetzt sein, um die Längsbewegung
der Sensoreinheit 62 in der Bewertungsfließlinie 46 zu verhindern.The sensor unit 62 of the viscosity density meter 60 can by a suitable connection in the evaluation flow line 46 be anchored. Of course, should the sensor unit 62 be anchored so that neither their longitudinal movement nor their rotational movement in the evaluation flow line 46 is allowed. The signal paths 75a and 75b preferably have a rigidity which is sufficient to the longitudinal movement and / or the rotational movement of the sensor unit 62 in the evaluation flow line 46 to prevent. In addition, further anchoring means may be used to facilitate movement of the sensor unit 62 in the evaluation flow line 46 to prevent. For example, the evaluation flowline 46 downstream of the sensor unit 62 be discontinued to the longitudinal movement of the sensor unit 62 in the evaluation flow line 46 to prevent.
Wie
einem Fachmann klar ist, wirken das erste Gehäuseelement 90 und
das zweite Gehäuseelement 92,
wenn sie mittels der Gewindebefestigungselemente 130 verbunden
sind, so zusammen, dass sie die Verbinder 72 bilden. Der
Draht 74 wird wie folgt verbunden und gespannt. Der Draht 74 wird
an einem Ende verbunden. Das andere Ende wird durch den zweiten
Verbinder 72 geführt,
jedoch nicht befestigt. An dem von dem losen Verbinder 72 vorstehenden
Ende wird eine (nicht gezeigte) Masse angebracht. Die Größe der am Draht 74 hängenden
Masse im Gravitationsfeld bestimmt die Spannung bei gegebenem Drahtdurchmesser und
daher die Resonanzfrequenz; mit einer Masse von 500 g, die an einem
Draht mit einem Durchmesser von 0,1 mm aufgehängt ist, kann eine Resonanzfrequenz
von etwa 1 kHz erzielt werden. Um den zu messenden Viskositätsbereich
zu verändern,
kann der Durchmesser des Drahts 74 verändert werden. Nach etwa 24
Stunden wird der Draht 74 am zweiten Ende eingeklemmt und
die Masse entfernt. Diese Prozedur verringert die Verwindung im
Draht 74. Der Draht 74 wird dann erwärmt und
abgekühlt,
um einen Draht mit einer Resonanzfrequenz zu erzeugen, die zwischen
jedem Wärmezyklus
annehmbar stabil ist; bei dem Viskositäts-Dichtemesser 60 muss
die Resonanzfrequenz des Drahts 74 während der Zeit, die zum Bestimmen
der komplexen Spannung als Funktion der Frequenz über der
Resonanz erforderlich ist und im Bereich von 60 s liegt, stabil
sein.As one skilled in the art will appreciate, the first housing member acts 90 and the second housing element 92 when using the threaded fasteners 130 connected together so that they are the connectors 72 form. The wire 74 is connected and stretched as follows. The wire 74 is connected at one end. The other end is through the second connector 72 guided, but not fixed. At the one of the loose connector 72 projecting end is attached a mass (not shown). The size of the wire 74 hanging mass in the gravitational field determines the voltage for a given wire diameter and therefore the resonance frequency; With a mass of 500 g suspended on a wire with a diameter of 0.1 mm, a resonant frequency of about 1 kHz can be achieved. To change the viscosity range to be measured, the diameter of the wire 74 to be changed. After about 24 hours the wire becomes 74 clamped at the second end and removed the mass. This procedure reduces the twist in the wire 74 , The wire 74 is then heated and cooled to produce a wire with a resonant frequency that is reasonably stable between each heat cycle; at the viscosity density meter 60 must be the resonant frequency of the wire 74 during the time required to determine the complex voltage as a function of frequency over the resonance and is in the range of 60 s, to be stable.
Zum
Berechnen der Viskosität
wird in Gegenwart eines Magnetfelds ein sinusförmiger Strom durch den Draht 74 geleitet.
Das Magnetfeld ist senkrecht zum Draht 74 und bewirkt,
dass sich der Draht 74 bei Vorhandensein des sinusförmigen Stroms
bewegt. Die resultierende induzierte elektromotorische Kraft (dynamische
EMF) oder komplexe Spannung kommt zur Steuerspannung hinzu. Die
dynamische EMF kann über
die Analyseschaltung 68 mit Signalprozessoren, die synchronisierte
Verstärker,
bei denen die Steuerspannung verschoben oder zu null gemacht werden
kann, oder Spektrum-Analysatoren umfassen, erfasst werden. Wenn die
Frequenz des Stroms der Grundresonanzfrequenz entspricht oder in
der Nähe
von dieser liegt, tritt der Draht 74 in Resonanz. Die komplexe
Spannung wird gewöhnlich
an Frequenzen über
der Resonanz gemessen, wobei die Beobachtungen mit den Arbeitsgleichungen,
der Drahtdichte und dem Drahtradius kombiniert werden, um die Viskosität für ein Fluid
bekannter Dichte zu bestimmen. Die Stärke des Stroms hängt von
der Viskosität
des Fluids ab und wird so verändert,
dass mit der Erfassungsschaltung ein annehmbares Signal-Rauschverhältnis erhalten
wird; es werden typischerweise Werte verwendet, die kleiner als
35 mA sind, wobei sich eine komplexe dynamische EMF von einigen
Mikrovolt ergibt. Neben der Stärke
des Stroms bestimmt auch der Durchmesser des Drahts 74 die
obere Betriebsviskosität;
das Vergrößern des
Drahtdurchmessers vergrößert die
obere Betriebsviskosität.
Es gibt weitere Möglichkeiten,
die Drahtbewegung anzuregen und zu erfassen, jedoch ist keine so
zweckmäßig wie
ein synchronisierter Verstärker.To calculate the viscosity, a sinusoidal current is passed through the wire in the presence of a magnetic field 74 directed. The magnetic field is perpendicular to the wire 74 and causes the wire 74 moved in the presence of the sinusoidal current. The resulting induced electromotive force (dynamic EMF) or complex voltage adds to the control voltage. The dynamic EMF can be through the analysis circuit 68 with signal processors comprising synchronized amplifiers, in which the control voltage can be shifted or made to zero, or spectrum analyzers are detected. If the frequency of the current is equal to or near the fundamental resonance frequency, the wire will enter 74 in resonance. The complex stress is usually measured at frequencies above the resonance, the observations being combined with the working equations, the wire density and the wire radius to determine the viscosity for a fluid of known density. The magnitude of the current depends on the viscosity of the fluid and is varied to give the detection circuit an acceptable signal-to-noise ratio; typically values less than 35 mA are used, resulting in a complex dynamic EMF of a few microvolts. In addition to the strength of the current be The diameter of the wire is also correct 74 the upper operating viscosity; increasing the wire diameter increases the upper operating viscosity. There are other ways to stimulate and detect wire movement, but none is as convenient as a synchronized amplifier.
Zum
Berechnen der Viskosität
und der Dichte des Fluids aus der vom Draht 74 empfangenen
Rückkopplung
arbeitet die Analyseschaltung 68 wie folgt. Der Draht 74 wird
in einem Magnetfeld angeordnet und durch Hindurchleiten eines Wechselstroms
zu stationären
Querschwingungen angetrieben. Die resultierende Spannung V, die über dem
Draht entsteht, ist aus zwei Komponenten zusammengesetzt: V = V1 +
V2 (1) To calculate the viscosity and density of the fluid from the wire 74 received feedback operates the analysis circuit 68 as follows. The wire 74 is arranged in a magnetic field and driven by passing an alternating current to stationary transverse vibrations. The resulting voltage V, which arises across the wire, is composed of two components: V = V 1 + V 2 (1)
Der
erste Ausdruck V1 rührt einfach von der elektrischen
Impedanz des stationären
Drahts her, während
der zweite Ausdruck V2 von der Bewegung
des Drahts in Gegenwart des Magnetfelds herrührt. V1 wird wiedergegeben
durch V1 =
a + i(b + cf). (2) The first term V 1 simply results from the electrical impedance of the stationary wire, while the second term V 2 results from the movement of the wire in the presence of the magnetic field. V 1 is reproduced by V 1 = a + i (b + cf). (2)
In
Gleichung (2) ist f die Frequenz, mit der der Draht 74 in
Gegenwart des Magnetfelds angetrieben wird, während a, b, und c einstellbare
Parameter sind, die durch Regression mit experimentellen Ergebnissen bestimmt
werden. Die Parameter a, b, und c tragen der elektrischen Impedanz
des Drahts Rechnung und fangen die in dem synchronisierten Verstärker verwendete
Messwertverschiebung auf, um sicherzustellen, dass das Spannungssignal
in einem Bereich erfasst wird, der so empfindlich wie möglich ist.
Die zweite Komponente V2 ist in der Arbeitsgleichung
des Instruments gegeben durch In equation (2), f is the frequency at which the wire is 74 while a, b, and c are adjustable parameters determined by regression with experimental results. The parameters a, b, and c take into account the electrical impedance of the wire and capture the measurement displacement used in the synchronized amplifier to ensure that the voltage signal is detected in a region that is as sensitive as possible. The second component V 2 is given in the working equation of the instrument by
In
Gleichung (3) ist Λ eine
Amplitude, f0 die Resonanzfrequenz des Drahts
im Vakuum, Δ0 die Eigendämpfung des Drahts, β die zusätzliche
Masse, die von der Verdrängung
des Fluids durch den Draht herrührt, und β' die durch die Fluidviskosität bedingte
Dämpfung.In equation (3), Λ is an amplitude, f 0 is the resonant frequency of the wire in vacuum, Δ 0 is the self-damping of the wire, β is the additional mass resulting from the displacement of the fluid through the wire, and β 'is the fluid viscosity Damping.
Die
Fluidmechanik eines Vibrationsdrahts, der die zusätzliche
Masse β des
Fluids und den viskosen Widerstand β' aufweist, kann wiedergegeben werden
durch wobei
k und k' gegeben
sind durch k = –1 + 2I(A)
und (6) k' = 2R(A). (7) The fluid mechanics of a vibrating wire having the additional mass β of the fluid and the viscous resistance β 'can be represented by where k and k 'are given by k = -1 + 2I (A) and (6) k '= 2R (A). (7)
In
den Gleichungen (6) und (7) ist A eine komplexe Größe, die
gegeben ist durch wobeiIn equations (6) and (7), A is a complex quantity given by in which
In
Gleichung (8) sind K0 und K1 modifizierte
Besselfunktionen, wobei sich Ω auf
die Reynoldszahl bezieht, die die Strömung um den zylindrischen Draht
oder den Radius R kennzeichnet. In Gleichung (9) sind die Fluidviskosität und die
Fluiddichte durch η bzw. ρ gegeben.
Folglich können
die Viskosität
und die Dichte eines Fluids bestimmt werden, indem die Werte so
eingestellt werden, dass eine gleichphasige und eine um 90° phasenverschobene
Spannung, die aus den Gleichungen (1) bis (9) vorhergesagt werden,
mit experimentell bestimmten Werten über eine Frequenzfunktion übereinstimmen.
Der Frequenzbereich, über
den Daten gesammelt werden, beträgt
typischerweise etwa fr ± 5g, wobei g die halbe Breite
der Resonanzkurve ist und fr die Grundresonanzfrequenz
in Querrichtung ist. Bei einer elektrisch perfekten Vorrichtung,
bei der das Signal-Rauschverhältnis groß ist und
die elektrische Kreuzkopplung, die sich mit zunehmender Frequenz
erhöht, null
ist, ist die Bandbreitenwahl nicht kritisch. Jedoch ist diese kritisch,
wenn Q {= f/(2g)} nach eins strebt, was eintritt, wenn die Bandbreite
mit zunehmender Viskosität
zunimmt, und, sofern der Steuerstrom nicht erhöht wird, eine entsprechende
Abnahme des Signal-Rauschverhältnisses
zur Folge hat; die Wichtigkeit des Bestimmens der Bandbreite, über die
Messungen durchgeführt
werden, wird im Folgenden deutlich.In equation (8), K 0 and K 1 are modified Bessel functions, where Ω refers to the Reynolds number that characterizes the flow around the cylindrical wire or radius R. In equation (9) are the Fluid viscosity and the fluid density given by η or ρ. Thus, the viscosity and density of a fluid may be determined by adjusting the values such that in-phase and quadrature voltages predicted from equations (1) through (9) are compared with experimentally determined values over one Frequency function match. The frequency range over which data is collected is typically about f r ± 5g, where g is half the width of the resonance curve and f r is the fundamental frequency in the transverse direction. In an electrically perfect device, where the signal-to-noise ratio is large and the electrical crosstalk, which increases with increasing frequency, is zero, the bandwidth selection is not critical. However, this is critical if Q {= f / (2g)} tends to one, which occurs as the bandwidth increases with increasing viscosity and, if the control current is not increased, results in a corresponding decrease in signal-to-noise ratio; the importance of determining the bandwidth over which measurements are made will become apparent below.
Die
Gleichungen (4) bis (9) werden unter Annahme des Folgenden erhalten:
1. Der Radius des Drahts 74 ist klein im Vergleich zur
Länge des
Drahts 74, 2. die Kompressibilität des Fluids ist vernachlässigbar,
3. der Radius des Gehäuses 76,
das das Fluid enthält,
ist groß im
Vergleich zum Drahtradius, so dass die Randeffekte vernachlässigbar
sind, und 4. die Schwingungsamplitude ist klein. Bei Vibrationsdraht-Viskosimetern, über die
in der Literatur berichtet wird, ist die Resonanzfrequenz sowohl
gegenüber
der Spannung im Draht als auch gegenüber der Dichte des Fluids,
das diesen umgibt, empfindlich; diese Empfindlichkeit gegenüber der
Dichte nimmt häufig
zu, wenn der Draht an der Oberseite eingespannt ist und am unteren
Ende eine Masse angebracht ist, woran das Archimedische Prinzip
beteiligt ist. Wenn die Dichte jedoch aus einer alternativen Quelle,
beispielsweise einer Zustandsgleichung, bestimmt wird, muss lediglich
die Resonanzlinienbreite stabil bleiben.Equations (4) to (9) are obtained assuming the following: 1. The radius of the wire 74 is small compared to the length of the wire 74 , 2. the compressibility of the fluid is negligible, 3. the radius of the housing 76 containing the fluid is large in comparison with the wire radius, so that the edge effects are negligible, and 4. the vibration amplitude is small. In vibrating wire viscometers, reported in the literature, the resonant frequency is sensitive to both the tension in the wire and the density of the fluid surrounding it; this sensitivity to density often increases when the wire is clamped at the top and a mass is attached at the bottom, which involves the Archimedean principle. However, if the density is determined from an alternative source, such as a state equation, only the resonance line width needs to remain stable.
Im
Allgemeinen ist das Vibrationsdraht-Viskosimeter wie etwa der Viskositäts-Dichtemesser 60 eine absolute
Vorrichtung, bei der theoretisch kein Bestimmen von Eichkonstanten
erforderlich ist. Jedoch können in
der Praxis einige physikalische Eigenschaften des Drahts 74 wie
etwa die Dichte und der Radius nicht mit ausreichender Genauigkeit
durch unabhängige
Verfahren bestimmt werden; folglich werden jene Eigenschaften gewöhnlich durch
Eichung bestimmt. Dazu werden sowohl im Vakuum als auch an einem
Fluid, dessen Viskosität
und dessen Dichte bekannt sind, Messungen durchgeführt. Die
erste Messung ergibt Δ0. Der Drahtradius R ist die einzige weitere
unbekannte Variable, die zur Durchführung von Viskositätsmessungen
benötigt
wird. Der Drahtradius kann bei gegebener Viskosität und gegebener
Dichte des Eichfluids in einer einzigen Messung bestimmt werden.In general, the vibrating wire viscometer is such as the viscosity densitometer 60 an absolute device that theoretically does not require the determination of calibration constants. However, in practice, some physical properties of the wire 74 such as density and radius can not be determined with sufficient accuracy by independent methods; consequently those properties are usually determined by calibration. For this purpose, measurements are carried out both in a vacuum and on a fluid whose viscosity and density are known. The first measurement gives Δ 0 . Wire radius R is the only other unknown variable needed to make viscosity measurements. The wire radius can be determined in a single measurement given the viscosity and density of the calibration fluid.
1. Modifikation
der Arbeitsgleichungen1st modification
the working equations
Die
komplexen Spannungen V, die an dem Draht 74 entstehen,
bestehen aus V1, das von der elektrischen
Impedanz des Drahts 74 herrührt, und V2,
das von der Bewegung des Drahts 74 in Gegenwart des Magnetfelds
herrührt
(Gleichung 1). Neben dem Beitrag von der elektrischen Impedanz trägt V1 auch dem Hintergrundrauschen wie etwa der
elektrischen Kreuzkopplung oder anderen Formen von Kopplung Rechnung.
Diese Störung
ruft einen relativ ebenen Hinter grund über das Frequenzintervall in
der Nähe
der Resonanzfrequenz des Vibrationsdrahts 74 hervor. Um
die gemessenen komplexen Spannungen als Funktion der Frequenz hinreichend
zu rekonstruieren, ist in Gleichung (2) ein zusätzlicher frequenzabhängiger Parameter
aufgenommen, d. h.: V1 = a + bf + i(c + df) (10) The complex voltages V attached to the wire 74 arise, consist of V 1 , that of the electrical impedance of the wire 74 comes from, and V 2 , from the movement of the wire 74 in the presence of the magnetic field (equation 1). In addition to the contribution of electrical impedance, V 1 also accounts for background noise such as electrical crosstalk or other forms of coupling. This disturbance causes a relatively flat background over the frequency interval near the resonant frequency of the vibrating wire 74 out. To adequately reconstruct the measured complex voltages as a function of frequency, an additional frequency-dependent parameter is included in equation (2), ie: V 1 = a + bf + i (c + df) (10)
Ohne
Berücksichtigung
des zusätzlichen
frequenzabhängigen
Ausdrucks in der Gleichung (10) entsprechen die gemessenen komplexen
Spannungen den Arbeitsgleichen häufig
nicht besonders, weshalb große
Fehler in der Fluiddichte und der Fluidviskosität entstehen. Dies gilt vor
allem für
hochviskose Fluide.Without
consideration
of the additional
frequency-dependent
Expression in equation (10) correspond to the measured complex
Tensions often affect the working class
not particularly, which is why big
Errors in fluid density and fluid viscosity arise. This is true
everything for
highly viscous fluids.
2. Bestimmung der Fluiddichte
und der Fluidviskosität
mit dem Vibrationsdraht2. Determination of the fluid density
and the fluid viscosity
with the vibration wire
Die
Bestimmung der Fluiddichte und der Fluidviskosität erfordert eine Datenanpassung
an die Arbeitsgleichungen des Vibrationsdrahts 74. Das
Verfahren der Anpassung mit Hilfe der Fehlerquadratmethode basiert
auf der Idee, dass die optimale Kennzeichnung einer Datenmenge jene
ist, die die Summe der Quadrate der Abweichung der Daten von dem
Anpassungsmodell (oder den Arbeitsgleichungen) minimiert. Die Summe der
Quadrate der Abweichung hängt
eng mit der statistischen Größe für Anpassungsgüte, die
als Chi-Quadrat (oder X2) bezeichnet
wird, zusammen, wobei fi der Frequenzindex
ist, D(fi) und V(fi)
die aufgezeichneten komplexen Spannungen bzw. die Arbeitsgleichungen
sind und v die Anzahl von Freiheitsgraden zum Anpassen von N Datenpunkten
ist. Das Fehlerquadratkriterium ist als Finden von unbekannten Parametern
einschließlich
der Fluiddichte und der Fluidviskosität, die das in (11) definierte
Chi-Quadrat-Maß minimieren,
formuliert, d. h. wobei "ρ', "η', "f0'", "Λ", "a", "b", "c" und "d" die unbekannten Parameter sind. Der
Levenberg-Marquardt-Algorithmus [14] stellt zur Lösung dieses
Minimierungsproblems eine nichtlineare Regressionsprozedur bereit.The determination of fluid density and fluid viscosity requires data fitting to the working equations of the vibratory wire 74 , The least squares fit method is based on the idea that the optimal tag of a data set is the one that minimizes the sum of the squares of the data deviation from the fit model (or working equations). The sum of the squares of the deviation is closely related to the statistical quantity for goodness of fit, which is called chi square (or X 2 ) where f i is the frequency index, D (f i ) and V (f i ) are the recorded complex voltages and the working equations, respectively, and v is the number of degrees of freedom for fitting N data points. The least squares criterion is formulated as finding unknown parameters including fluid density and fluid viscosity that minimize the chi-square measure defined in (11), ie where "ρ ',"η',"f 0 '", "Λ", "a", "b", "c" and "d" are the unknown parameters. The Levenberg-Marquardt algorithm [14] provides a nonlinear regression procedure to solve this minimization problem.
Unter
allen unbekannten Parametern werden die Schwingungsamplitude (d.
h. Λ) und
die Konstanten, die sich auf die elektrische Impedanz des stationären Drahts
und weitere Hintergrundstörungen
beziehen, (d. h. a, b, c und d) werden durch die Minimierungsprozedur
wohl bestimmt. Jedoch verhindert eine grundlegende Unbestimmtheit
unter der Dichte, der Viskosität
und f0, dass sich die Anpassung selbst die
korrekten Dichte- und Viskositätswerte
aussortiert. Um diese grundlegende Unbestimmtheit auszuräumen, werden
zusätzliche Beziehungen
zwischen der Dichte, der Viskosität und f0 als
Randbedingungen bei der Anpassungsprozedur verwendet. Mathematisch
kann eine Beziehung zwischen diesen Variablen in einer allgemeinen
funktionalen Form geschrieben werden als G(ρ, η, f0) = 0 (13) Of all the unknown parameters, the amplitude of vibration (ie, Λ) and the constants related to the stationary wire electrical impedance and other background noise (ie, a, b, c, and d) are well determined by the minimization procedure. However, a fundamental uncertainty in density, viscosity and f 0 prevents the fit itself from sorting out the correct density and viscosity values. To eliminate this basic vagueness, additional relationships between density, viscosity, and f 0 are used as boundary conditions in the fitting procedure. Mathematically, a relationship between these variables can be written in a general functional form as G (ρ, η, f 0 ) = 0 (13)
Alternativ
kann die Beziehung auch zusätzliche
Messwerte wie etwa die halbe Breite der Resonanz (g) und die Resonanzfrequenz
(fr) enthalten, die aus den Daten hergeleitet
werden können: H(ρ, η, f0,
g, fr) = 0 (14) Alternatively, the relationship may also include additional measurements such as half the width of the resonance (g) and the resonant frequency (f r ) that can be derived from the data: H (ρ, η, f 0 , g, f r ) = 0 (14)
Die
Gleichungen (13)-(14) können
experimentell durch Eichprozeduren oder empirisch anhand von Felddaten
erstellt werden. Eine bevorzugte Ausführungsform ist hier ein Spezialfall
der Gleichungen (13)-(14); speziell eine durch ein festes f0 definierte Hyperebene. Wie bei Retsina
u. a. (T. Retsina, S. M. Richardson, W. A. Wakeham, Applied Scientific
Research, 1987, 43, S. 325-346, und T. Retsina, S. M. Richardson,
W. A. Wakeham, 1986, 43, S. 127-158) besprochen worden ist, kann
f0 als Resonanzfrequenz des Drahts 74 im
Vakuum, die direkt mit der auf den Draht 74 ausgeübten Spannung
zusammenhängt, bezeichnet
werden. Wenn f0 bekannt oder gegeben ist,
kann die Suche nach dem Minimum auf die durch das feste f0 definierte Hyperebene begrenzt werden.Equations (13) - (14) can be created experimentally by calibration procedures or empirically based on field data. A preferred embodiment here is a special case of equations (13) - (14); specifically a hyperplane defined by a fixed f 0 . As in Retsina et al. (T. Retsina, SM Richardson, WA Wakeham, Applied Scientific Research, 1987, 43, pp. 325-346, and T. Retsina, SM Richardson, WA Wakeham, 1986, 43, pp. 127-158). f 0 can be considered as the resonant frequency of the wire 74 in the vacuum, which is directly on the wire 74 exerted stress. If f 0 is known or given, the search for the minimum can be limited to the hyperplane defined by the fixed f 0 .
7A zeigt
einen Ablaufplan 134 zum gleichzeitigen Berechnen der Viskosität und der
Dichte, wie oben besprochen worden ist. Zu Beginn werden, wie durch
die Blöcke 134a, 134b und 134c angegeben
ist, die Konstanten für
den Drahtdurchmesser, die Drahtdichte bzw. den Eigendämpfungsfaktor,
die Anfangsschätzwerte
für die
Fluiddichte, die Fluidviskosität
und die Resonanzfrequenz f0 sowie die Randbedingungen G
(Dichte, Viskosität
und Resonanzfrequenz f0) in einen Berechnungsblock 134d eingegeben.
Wie durch den Block 134d wiedergegeben ist, wird danach
eine anfängliche
Drahtantwort berechnet. Die anfängliche Drahtantwort
kann als eine gleichphasige und eine um 90° phasenverschobene Spannung
berechnet werden. 7A shows a flowchart 134 for simultaneously calculating viscosity and density as discussed above. At the beginning, as through the blocks 134a . 134b and 134c is given, the constants for the wire diameter, the wire density or the self-damping factor, the initial estimates of the fluid density, the fluid viscosity and the resonance frequency f 0 and the boundary conditions G (density, viscosity and resonance frequency f 0 ) in a calculation block 134d entered. As by the block 134d is reproduced, an initial wire response is then calculated. The initial wire response can be calculated as an in-phase and a quadrature voltage.
Eingabedaten
wie etwa die gleichphasige und die um 90° phasenverschobene Spannung
als Funktion der Frequenz werden dann empfangen, wie durch einen
Block 134e angegeben ist, und danach die Chi-Quadrate anhand
der Differenz zwischen den Daten und der berechneten Antwort berechnet,
wie durch einen Block 134f angegeben ist. Dann wird eine
Aktualisierung der Schätzwerte
von Fluiddichte, Fluidviskosität
und Resonanzfrequenz, Lambda, a, b, c und d empfangen. Um Aktualisierungen
bereitzustellen, kann eine nichtlineare Regressionsanalyse angewandt
werden, wie durch einen Block 134g angegeben ist. Die Analyseschaltung 68 wendet
dann einen Konvergenztest (wie durch einen Block 134h angegeben
ist) anhand der Chi-Quadrate und der Aktualisierung der Schätzwerte
an. Falls der Konvergenztest eine Konvergenz in einem vorgegebenen
oder annehmbaren Maße
angibt, verzweigt der Prozess zu einem Schritt 134i, in
dem die Fluiddichte und die Fluidviskosität ausgegeben werden. Falls
der Konvergenztest jedoch keine Konvergenz in dem vorgegebenen Maße angibt,
springt der Prozess zurück
zum Schritt 134d, in dem die Drahtantwort anhand der aktualisierten
Fluiddichte, Fluidviskosität
und Resonanzfrequenz neu berechnet wird, wobei die Schritte 134d, 134e, 134f, 134g und 134h wiederholt
werden, bis der Konvergenztest eine Konvergenz in dem vorgegebenen Maße angibt.Input data such as the in-phase and quadrature voltage as a function of frequency are then received, as by a block 134e and then calculates the chi-squares by the difference between the data and the calculated answer, as by a block 134f is specified. Then, an update of the estimates of fluid density, fluid viscosity, and resonant frequency, lambda, a, b, c, and d is received. To provide updates, a non-linear regression analysis can be applied, such as by a block 134g is specified. The analysis circuit 68 then apply a convergence test (as by a block 134h indicated) on the basis of the chi-squares and the updating of the estimated values. If the convergence test indicates convergence to a predetermined or acceptable extent, the process branches to a step 134i in which the fluid density and the fluid viscosity are output. However, if the convergence test does not indicate convergence to the predetermined extent, the process returns to the step 134d in which the wire response is recalculated based on the updated fluid density, fluid viscosity, and resonant frequency, the steps 134d . 134e . 134f . 134g and 134h be repeated until the convergence test indicates a convergence to the extent specified.
7B zeigt
einen Ablaufplan 136 zum gleichzeitigen Berechnen der Viskosität und der
Dichte in einer Weise, die bis auf die folgenden Ausnahmen der oben
mit Bezug auf 7A beschriebenen gleicht. Es sei
angemerkt, dass Schritte in 7B, die
zu jenen von 7A gleich sind, zwecks Klarheit
mit gleichen Bezugszeichen bezeichnet sind. 7B shows a flowchart 136 for simultaneously calculating the viscosity and the density in a manner that, with reference to the following exceptions to that described above 7A is similar. It should be noted that steps in 7B that belong to those of 7A are the same, for clarity with the same reference numerals.
In
dem in 7B gezeigten Prozess zum Berechnen
der Viskosität
und der Dichte wird die Sensoreinheit 62 getestet, um die
Resonanzfrequenz f0 zu bestimmen. Um die
Sensoreinheit 62 zu eichen, wird sie in eine Umgebungskammer
mit einem bekannten Fluid gesetzt, worauf die Temperatur und der
Druck verändert
werden, um Eichdaten zu liefern. Die Eichdaten werden dann in die
Analyseschaltung 68 eingegeben, wie durch einen Block 136b angegeben
ist, wobei solche Eichdaten verwendet werden, um die Resonanzfrequenz f0 zu berechnen, wie durch einen Block 136c angegeben
ist.In the in 7B The process shown for calculating the viscosity and the density becomes the sensor unit 62 tested to determine the resonant frequency f 0 . To the sensor unit 62 To calibrate, it is placed in an environmental chamber with a known fluid, whereupon the temperature and pressure are changed to provide calibration data. The calibration data are then in the analysis circuit 68 entered, as by a block 136b such a calibration data is used to calculate the resonant frequency f 0 , as by a block 136c is specified.
8 ist
ein Graph, der die Chi-Quadrat-Leistungsfläche zeigt, die dort, wo sich
ein globales Minimum befindet, durch die Hyperebene bei festem f0 geschnitten wird. Der Graph enthält die Achsen
F, D und V. Die F-Achse repräsentiert
die Frequenz f0 in Hz. Die D-Achse repräsentiert
die Dichte des den Draht 74 umgebenden Fluids in kg/m3. Die V-Achse repräsentiert die Viskosität des den
Draht 74 umgebenden Fluids in cP. Die Bedeutung des Schattens
ist der Wert des Chi-Quadrats – die
dunkle Farbe bedeutet einen niedrigeren Chi-Quadratwert. Der Ort des Minimums 137 liefert
die Dichte- und Viskositätsschätzwerte. 8th Figure 12 is a graph showing the chi-square power area which is intersected by the hyperplane at fixed f 0 where there is a global minimum. The graph contains the axes F, D and V. The F-axis represents the frequency f 0 in Hz. The D-axis represents the density of the wire 74 surrounding fluid in kg / m 3 . The V axis represents the viscosity of the wire 74 surrounding fluid in cP. The meaning of the shadow is the value of the chi square - the dark color means a lower chi square value. The place of the minimum 137 provides the density and viscosity estimates.
Falls
f0 stabil und innerhalb ± 1 Hz bekannt ist, kann die
Fluiddichte für
einen weiten Bereich von Fluiden innerhalb von 3-4 % bestimmt werden.
Der Fehler ist bei hochviskosen Fluiden kleiner (1-2 %). Falls f0 innerhalb ± 0,5 Hz bekannt ist, verkleinert
sich der Dichtefehler für
einen weiten Bereich von Fluiden auf 1-2 %. Der Fehler bezüglich der
Viskosität
ist im Allgemeinen kleiner als der Fehler bezüglich der Dichte (etwa 3 %),
falls f0 innerhalb ± 1 Hz liegt. Ähnlich ist
der Fehler bezüglich
der Viskosität
bei hochviskosen Fluiden kleiner. Zum gleichzeitigen Schätzen der
Fluiddichte und der Fluidviskosität erfordert die bevorzugte Ausführungsform
eine Sensoreinheit, die einen Frequenzoszillator bildet, der in
einem weiten Bereich unterschiedlicher Temperaturen und Drücke ein
stabiles und vorhersagbares f0 liefert.
Typische Temperatur- und Druckbereiche in einer Bohrlochumgebung
gehen von 50 bis 200 °C
und 2,07 bis 172,4 MPa (300 bis 25000 psi).If f 0 is stable and known within ± 1 Hz, the fluid density for a wide range of fluids can be determined within 3-4%. The error is lower for highly viscous fluids (1-2%). If f 0 is known within ± 0.5 Hz, the density error decreases to 1-2% for a wide range of fluids. The viscosity error is generally smaller than the density error (about 3%) if f 0 is within ± 1 Hz. Similarly, the viscosity error is lower for high viscosity fluids. For simultaneously estimating fluid density and fluid viscosity, the preferred embodiment requires a sensor unit that forms a frequency oscillator that provides a stable and predictable f 0 over a wide range of different temperatures and pressures. Typical temperature and pressure ranges in a downhole environment are from 50 to 200 ° C and 2.07 to 172.4 MPa (300 to 25,000 psi).
In 9 ist
eine weitere Version einer Sensoreinheit 150 zur Verwendung
mit dem Viskositäts-Dichtemesser 60 gezeigt.
Wie später
noch näher
beschrieben wird, gleicht die Sensoreinheit 150 in der
Konstruktion und in der Funktion der oben beschriebenen Sensoreinheit 62,
mit Ausnahme, dass die Sensoreinheit 150 mit einem Paar
leitender Verbinder 152, die durch ein isolierendes Strömungsrohr 154,
das einen Draht 156 umgibt, getrennt sind, anstatt mit
dem leitenden ersten Gehäuseelement 90 und
dem zweiten Gehäuseelement 92,
die durch eine parallel verlaufende Isolierschicht 96 getrennt
sind, versehen ist. Die Sensoreinheit 150 wird nachstehend
näher beschrieben.In 9 is another version of a sensor unit 150 for use with the viscosity densitometer 60 shown. As will be described later, the sensor unit is similar 150 in the construction and function of the sensor unit described above 62 , except that the sensor unit 150 with a pair of conductive connectors 152 passing through an insulating flow tube 154 that a wire 156 surrounds, are separated, rather than with the conductive first housing element 90 and the second housing member 92 passing through a parallel insulating layer 96 are separated, is provided. The sensor unit 150 will be described in more detail below.
Die
Sensoreinheit 150 bildet einen Frequenzoszillator, der
ein stabiles und vorhersagbares f0 liefert, so
dass wenigstens zwei verschiedene Parameter wie etwa die Dichte
und die Viskosität
des Fluids, in das die Sensoreinheit 150 eingetaucht ist,
gleichzeitig aus den durch die Sensoreinheit 150 erzeugten
Daten berechnet werden können.The sensor unit 150 forms a frequency oscillator that provides a stable and predictable f 0 so that at least two different parameters, such as the density and viscosity of the fluid into which the sensor unit 150 immersed, simultaneously from the through the sensor unit 150 generated data can be calculated.
Die
Verbinder 152 sind in 9 zwecks
Klarheit mit den Bezugszeichen 152a und 152b bezeichnet. Die
Verbinder 152 sind in der Konstruktion und in der Funktion
gleich. Somit wird nur der Verbinder 152a nachstehend beschrieben.
Der Verbinder 152a ist mit einem Klemmelement 158,
einer Klemmplatte 160 und wenigstens einem Befestigungselement 162 zum
Verbinden der Klemmplatte 160 mit dem Klemmelement 158 versehen.
Das Klemmelement 158 ist über eine geeignete Gegenverbindung
mit dem Strömungsrohr 154 verbunden.
Wie in 9 gezeigt ist, ist das Klemmelement 158 beispielsweise
mit einem Endträger 166,
der mit einem vorgegebenen Abschnitt des Strömungsrohrs 154 zusammenpasst,
versehen, so dass der Endträger 166 durch
das Strömungsrohr 154 unterstützt ist.
In der in 9 gezeigten Version ist das
Strömungsrohr 154 mit
einem abgesetzten Abschnitt 168 versehen, während der
Endträger 166 einen
Kragen definiert, der über dem
abgesetzten Abschnitt 168 positioniert ist. Das Klemmelement 158 ist
außerdem
mit einem Flansch 170 versehen, der mit dem Endträger 166 verbunden
ist und sich von diesem erstreckt. Um den Draht 156 auf
den Flansch 170 zu zentrieren, ist an dem Flansch 170 wenigstens
ein Bezugsstift 174 vorgesehen. Vorzugsweise ist das Klemmelement 158 mit
wenigstens zwei voneinander beabstandeten Bezugsstiften 174 versehen,
so dass der Draht 156 zwischen den Bezugsstiften 174 eingefädelt werden
kann, wie in 9 gezeigt ist.The connectors 152 are in 9 for the sake of clarity with the reference numerals 152a and 152b designated. The connectors 152 are the same in construction and in function. Thus, only the connector becomes 152a described below. The connector 152a is with a clamping element 158 , a clamping plate 160 and at least one fastener 162 for connecting the clamping plate 160 with the clamping element 158 Mistake. The clamping element 158 is via a suitable mating connection with the flow tube 154 connected. As in 9 is shown, is the clamping element 158 for example, with a final carrier 166 that with a given section of the flow tube 154 mates, provided so that the end carrier 166 through the flow tube 154 is supported. In the in 9 version shown is the flow tube 154 with a stepped section 168 provided while the end carrier 166 a collar defined over the stepped portion 168 is positioned. The clamping element 158 is also with a flange 170 provided with the end carrier 166 is connected and extends from this. To the wire 156 on the flange 170 to center is on the flange 170 at least one reference pen 174 intended. Preferably, the clamping element 158 with at least two spaced reference pins 174 provided so that the wire 156 between the reference pins 174 can be threaded, as in 9 is shown.
Die
Befestigungselemente 162 verbinden die Klemmplatte 160 mit
dem Klemmelement 158, um den Draht 156 daran festzuklemmen.
Die Befestigungselemente 162 können irgendein Vorrichtungstyp
sein, der geeignet ist, das Klemmelement 158 mit der Klemmplatte 160 zu
verbinden. Das Befestigungselement 162 kann beispielsweise
eine Schraube sein.The fasteners 162 connect the clamping plate 160 with the clamping element 158 to the wire 156 to it. The fasteners 162 may be any type of device that is suitable for the clamping element 158 with the clamping plate 160 connect to. The fastener 162 For example, it can be a screw.
Das
Strömungsrohr 154 ist
vorzugsweise aus einem Material gefertigt, das einen ähnlichen
Wärmeausdehnungskoeffizienten
wie der Draht 156 hat. Wenn der Draht 156 aus
Wolfram gefertigt ist, kann das Strömungsrohr 154 aus
einer Keramik wie etwa Shapal-M gefertigt sein.The flow tube 154 is preferably made of a material having a similar coefficient of thermal expansion as the wire 156 Has. If the wire 156 Made of tungsten, the flow tube can 154 be made of a ceramic such as Shapal-M.
In
dem Klemmelement 158 ist wenigstens eine Öffnung 180 ausgebildet,
um einem Fluid das Eintreten oder Verlassen des Strömungsrohrs 154 durch
die Öffnung 180 zu
ermöglichen.
Wie in 9 gezeigt ist, kann das Klemmelement 158 mit
wenigstens zwei Öffnungen 180 versehen
sein, wobei jede Öffnung 180 eine
Halbkreisform besitzt. Jedoch kann die Form der Öffnungen 180 selbstverständlich je
nach Wunsch des Entwicklers variieren. Insbesondere können die Öffnungen 180 eine
asymmetrische, eine symmetrische oder eine ausgefallene Form besitzen.In the clamping element 158 is at least one opening 180 adapted to a fluid entering or leaving the flow tube 154 through the opening 180 to enable. As in 9 is shown, the clamping element 158 with at least two openings 180 Be provided with each opening 180 has a semicircular shape. However, the shape of the openings 180 Of course, vary according to the developer's request. In particular, the openings 180 have an asymmetrical, a symmetrical or a fancy shape.
Der
Draht 156 ist in ähnlicher
Weise wie der oben besprochene Draht 74 konstruiert. Der
Draht 156 ist ähnlich,
wie der Draht 74 in dem Gehäuse 76 gehalten und
gespannt ist, in dem Strömungsrohr 154 gehalten und
gespannt. Die Signalpfade 75a und 75b vom Signalprozessor 66 und
der Analyseschaltung 68 sind in geeigneter Weise wie etwa
durch Schrauben, Bolzen, Anschlüsse
oder dergleichen mit den entsprechenden Verbindern 152 verbunden.The wire 156 is similar to the wire discussed above 74 constructed. The wire 156 is similar to the wire 74 in the case 76 held and stretched in the flow tube 154 held and excited. The signal paths 75a and 75b from the signal processor 66 and the analysis circuit 68 are suitably such as by screws, bolts, connectors or the like with the corresponding connectors 152 connected.
Wie
oben besprochen worden ist, ist es dann, wenn f0,
die Resonanz frequenz im Vakuum von Gleichung (1), der Sensoreinheit 150 stabil
ist, möglich,
sowohl die Dichte als auch die Viskosität aus den gemessenen komplexen
Spannungen als Funktion der Frequenz über der Resonanz zu bestimmen.
Da die Sensoreinheit 150 zwei metallische Verbinder 152 enthält, die
durch das Strömungsrohr 154,
das aus einem elektrisch isolierenden Material gebildet ist, getrennt
sind, besitzen diese Materialien verschiedene elastische Eigenschaften
und in manchen Fällen
auch verschiedene Wärmeeigenschaften.
Die Verbinder 152 und das Strömungsrohr 154 sind
vorzugsweise ausschließlich
durch die Spannung des Drahts 156 zusammengehalten.As has been discussed above, when f 0 is the resonant frequency in vacuum of equation (1), the sensor unit 150 is stable, it is possible to determine both density and viscosity from the measured complex voltages as a function of frequency versus resonance. Because the sensor unit 150 two metallic connectors 152 Contains that through the flow tube 154 Made of an electrically insulating material, these materials have different elastic properties and, in some cases, different thermal properties. The connectors 152 and the flow tube 154 are preferably solely by the tension of the wire 156 held together.
Die
Sensoreinheit 150 besitzt vorzugsweise ein f0,
das durch die Fluideigenschaften und den Fluiddruck nicht beeinflusst
wird. Der Letztere kann wegen der Drahtmaterialkompressibilität einen
kleinen, jedoch berechenbaren Beitrag liefern. Außerdem sollte
die Antwort des Drahts 156 auf Temperaturschwankungen,
die eine verschiedene Wärmeausdehnung
umfasst, die aus der Verwendung unterschiedlicher Materialen bei
der Konstruktion des Resonators herrührt, entweder messbar oder
berechenbar sein. Der Draht 156 wird gespannt und durch
Hindurchleiten eines elektrischen Stroms in Gegenwart eines dazu
senkrechten Magnetfelds in eine transversale Bewegung versetzt.
Diese Faktoren besagen, dass die Sensoreinheit 150 durch
Beseitigen der Drehbewegung des Drahts 156, die dadurch
entstehen kann, dass er einen elliptischen Querschnitt besitzt, verbessert
werden könnte,
wobei die Sensoreinheit 150 auch jedes Ende des Drahts 156 elektrisch
isolieren muss, um ein Hindurchfließen von Strom zu erlauben.The sensor unit 150 preferably has a f 0 which is unaffected by the fluid properties and fluid pressure. The latter can provide a small but predictable contribution due to wire material compressibility. In addition, the answer should be the wire 156 temperature variations, which include a different thermal expansion resulting from the use of different materials in the construction of the resonator, be either measurable or predictable. The wire 156 is stretched and placed in a transverse movement by passing an electric current in the presence of a magnetic field perpendicular thereto. These factors state that the sensor unit 150 by eliminating the rotational movement of the wire 156 , which may be caused by having an elliptical cross section, could be improved, wherein the sensor unit 150 also every end of the wire 156 must electrically isolate to allow passage of current.
Wolfram
ist trotz seiner Oberflächenrauheit
aufgrund dessen, dass sowohl der Elastizitätsmodul E(≈ 411 GPa) als auch die Dichte ρs (≈ 19.300 kg·m–3)
relativ hoch im Vergleich zu anderen Materialien sind, das bevorzugte
Material für
den Draht 156 bei Messungen, die eine Flüssigkeit
betreffen. Wenn der Draht 156 gespannt ist, trägt das Erste
zu einer stabilen Resonanz bei, während das Letzte wegen des
Verhältnisses ρ/ρs in
den Gleichungen (4) und (5) zur Empfindlichkeit gegenüber dem
umgebenden Fluid beiträgt.
Die Auswirkung der Oberflächen rauheit
ist unter der Voraussetzung, dass die Vibrationsamplitude klein
ist und die Reynoldszahl kleiner als 100 ist, vernachlässigbar.
Zum Messen der Dichte sollte die Drahtdichte in Richtung der Dichte des
Fluids gehen, was von Zusatzmassenkonzepten hergeleitet ist. Somit
kann Wolfram verwendet werden, jedoch sind andere Materialien mit
einer niedrigeren Dichte in Abhängigkeit
von der erwarteten Dichte des zu messenden Fluids ebenso annehmbar.Tungsten, despite its surface roughness, is the preferred material for the wire due to the fact that both modulus of elasticity E (≈ 411 GPa) and density ρ s (≈ 19,300 kg · m- 3) are relatively high compared to other materials 156 for measurements concerning a liquid. If the wire 156 the first contributes to a stable resonance, while the latter contributes to the sensitivity to the surrounding fluid because of the ratio ρ / ρ s in equations (4) and (5). The effect of surface roughness is negligible provided that the vibration amplitude is small and the Reynolds number is less than 100. To measure the density, the wire density should go in the direction of the density of the fluid, which is derived from additional mass concepts. Thus, tungsten may be used, but other lower density materials are also acceptable depending on the expected density of the fluid to be measured.
Um
die Auswirkung der unterschiedlichen Wärmeausdehnung zu minimieren,
schreibt diese Drahtmaterialwahl auch das für die Verbinder 152,
das Strömungsrohr 154 und
den Spannmechanismus zu verwendende Material vor. Die mechanischen
Eigenschaften des elektrisch isolierenden Materials, aus dem das
Strömungsrohr 154 gebildet
ist, sollten jenen der für
den Draht 156 und für
die Verbinder 152 verwendeten Materialien so nahe wie möglich kommen.
Beispielsweise könnte
die Auswirkung der unterschiedlichen Wärmeausdehnung auf die Drahtspannung,
wenn die Temperatur von der Umgebungstemperatur abweicht, durch
Wahl eines Materials, dessen linearer Wärmeausdehnungskoeffizient gleich
jenem von Wolfram ist, verringert werden; Shapal-M, das eine bearbeitbare
Keramik mit einer hohen Wärmeleitfähigkeit
und einer Druckfestigkeit von 1 GPa ist, besitzt einen linearen
Wärmeausdehnungskoeffizienten α = (1/L)dL/dT
= 5,2·10–6K–1 bei
T = 298 K, wobei α(W,
298 K) ≈ 4,5·10–6K–1.
Alternative Materialien für
das Isoliermaterial könnten
Aluminiumnitrid oder Macor umfassen, jedoch ist α bei diesen Materialien nicht
gleich W.To minimize the effect of differential thermal expansion, this wire material choice also dictates that for the connectors 152 , the flow tube 154 and the clamping mechanism to be used material. The mechanical properties of the electrically insulating material from which the flow tube 154 should be those of the wire 156 and for the connectors 152 used materials as close as possible. For example, if the temperature deviates from the ambient temperature, the effect of differential thermal expansion on the wire tension could be reduced by choosing a material whose linear thermal expansion coefficient is equal to that of tungsten; Shapal-M, which is a machinable ceramic with a high thermal conductivity and a compressive strength of 1 GPa has a linear thermal expansion coefficient α = (1 / L) dL / dT = 5.2 × 10 -6 K -1 at T = 298 K, where α (W, 298 K) ≈ 4.5 × 10 -6 K -1 . Alternative materials for the insulating material could include aluminum nitride or Macor, but α is not equal to these materials.
Die
im vorhergehenden Absatz beschriebenen Kriterien werden angewandt,
um eine weitere Version einer Sensoreinheit 200 für einen
Vibrationsdraht-Viskositäts-Dichtemesser 60 zu
formulieren, die in den 11 und 12 gezeigt
ist, um die Veränderung
von f0, die von der Temperatur und dem Druck
sowie von Fluideigenschaften herrührt, zu verringern. Die Sensoreinheit 200 gleicht
in der Konstruktion und in der Funktion der Sensoreinheit 150,
mit Ausnahme, dass die Temperatur- und Druckauswirkungen verringert
sind, da die Sensoreinheit 200 größtenteils aus demselben Material
wie etwa Wolfram gefertigt ist, das dieselbe Wärmeausdehungs- und Elastizitätseigenschaften
besitzt und dabei auch die Drehung des Drahts 156 minimiert ist,
um die Auswirkung auf f0, die durch Schwankungen
von Fluideigenschaften entsteht, zu reduzieren. Die in 11 gezeigte
Sensoreinheit 200 besteht aus zwei Verbindern 204 und 206,
die beide aus Wolfram gebildet sind, und einem Strömungsrohr 208,
das zwischen den Verbindern 204 und 206, zwischen
denen der Draht 202 gehalten ist, positioniert ist. Der
Draht 202 ist mit den Verbindern 204 und 206 jeweils
starr verbunden. Beispielsweise ist der Draht 202 in dem
in den 11 und 12 gezeigten
Beispiel mit den Verbindern 204 und 206 jeweils
durch Elektronenstrahl verschweißt.The criteria described in the previous paragraph are applied to another version of a sensor unit 200 for a Vibration Wire Viscosity Densimeter 60 to formulate in the 11 and 12 is shown to reduce the change in f 0 due to temperature and pressure as well as fluid properties. The sensor unit 200 is similar in construction and function of the sensor unit 150 , except that the temperature and pressure effects are reduced because the sensor unit 200 is made for the most part of the same material as tungsten, which has the same thermal expansion and elasticity properties and also the rotation of the wire 156 is minimized to reduce the effect on f 0 caused by variations in fluid properties. In the 11 shown sensor unit 200 consists of two connectors 204 and 206 both made of tungsten and a flow tube 208 that between the connectors 204 and 206 between which the wire 202 is held, is positioned. The wire 202 is with the connectors 204 and 206 each rigidly connected. For example, the wire 202 in the in the 11 and 12 shown example with the connectors 204 and 206 each welded by electron beam.
Der
Verbinder 204 weist einen Nocken oder Zugring 212 und
ein Endstück 214 auf.
Der Nocken 212 ist mit dem Draht 202 verbunden
und so beschaffen, dass er eine Drehung des Drahts 202 verhindert.
Der Nocken 212 kann beispielsweise einen nicht kreisförmigen,
z. B. quadratischen, Querschnitt aufweisen, um die Drehung des Drahts 202 zu
verhindern. Der Nocken 212 ist in einem in dem Endstück 214 ausgebildeten
Hohlraum positioniert. Der Nocken 212 ist so gestaltet,
dass er seine Ausrichtung auf den Verbinder 206 erleichtert. Der
Nocken 212 kann in irgendeiner Form ausgebildet sein, die
seine Ausrichtung auf den Verbinder 206 erleichtern kann.
Der Nocken 212 kann beispielsweise ein verjüngtes oder
konisches Ende aufweisen, um seine Ausrichtung auf den Verbinder 206 zu
erleichtern. Der Draht 202 kann an dem Nocken 212 in
irgendeiner geeigneten Weise, die den Draht 202 starr an
dem Nocken 212 fixiert, befestigt sein. Der Draht 202 kann
beispielsweise in einem (nicht gezeigten) Schlitz, der in dem Nocken 212 ausgebildet
ist, positioniert und wie oben beschrieben durch Elektronenstrahl
so verschweißt
sein, dass der Nocken 212 eine Klammer um den Draht 202 bildet.The connector 204 has a cam or pull ring 212 and a tail 214 on. The cam 212 is with the wire 202 connected and arranged so that it turns the wire 202 prevented. The cam 212 For example, a non-circular, z. B. square, have cross section to the rotation of the wire 202 to prevent. The cam 212 is in one in the tail 214 positioned cavity formed. The cam 212 is designed so that it aligns with the connector 206 facilitated. The cam 212 may be formed in any form that its orientation on the connector 206 can facilitate. The cam 212 For example, it may have a tapered or conical end to align it with the connector 206 to facilitate. The wire 202 can on the cam 212 in any suitable way, the wire 202 rigidly on the cam 212 fixed, fixed. The wire 202 For example, in a slot (not shown) formed in the cam 212 is formed, positioned and welded by electron beam as described above, that the cam 212 a clamp around the wire 202 forms.
Der
Verbinder 206 ist mit einer Endhalterung 216,
einem Nocken 218, einem Isolator 220 und einer Einstellanordnung 222 zum
Einstellen der relativen Positionen des Nocken 218 und
der Endhalterung 216 versehen. Der Nocken 218 ist
in derselben Weise wie der Nocken 212 mit dem Draht 202 verbunden.
Der Nocken 218 ist so beschaffen, dass er eine Drehung
des Drahts verhindert. Der Nocken 218 kann beispielsweise
einen nicht kreisförmigen,
z. B. quadratischen, Querschnitt aufweisen, um die Drehung des Drahts 202 zu
verhindern. Der Nocken 218 ist in einem in dem Endstück 216 ausgebildeten
Hohlraum 224 positioniert.The connector 206 is with an end bracket 216 , a cam 218 , an insulator 220 and an adjustment assembly 222 for adjusting the relative positions of the cam 218 and the end bracket 216 Mistake. The cam 218 is in the same way as the cam 212 with the wire 202 connected. The cam 218 is designed to prevent rotation of the wire. The cam 218 For example, a non-circular, z. B. square, have cross section to the rotation of the wire 202 to prevent. The cam 218 is in one in the tail 216 trained cavity 224 positioned.
Der
Isolator 220 sorgt für
eine elektrische Isolation zwischen dem Endstück 216 und dem Nocken 218. In
der in den 11 und 12 gezeigten
Ausführungsform
ist der Isolator 220 als Hülse ausgebildet, die den Hohlraum 226 innerhalb
des Endstücks 216 auskleidet
und sich über
eine Seite 226 des Endstücks 216 erstreckt.
Der Isolator 220 kann aus irgendeinem Isolationsmaterial
gebildet sein, das einer Bohrlochumgebung widerstehen kann. Der
Isolator 220 kann beispielsweise aus einem Keramikmaterial
wie etwa Shapal-M gefertigt sein.The insulator 220 ensures electrical insulation between the end piece 216 and the cam 218 , In the in the 11 and 12 the embodiment shown is the insulator 220 formed as a sleeve, which is the cavity 226 inside the tail 216 lining and extending over one side 226 of the tail 216 extends. The insulator 220 may be formed of any insulating material that can withstand a borehole environment. The insulator 220 For example, it may be made of a ceramic material such as Shapal-M.
Die
Einstellanordnung 222 kann irgendeine Vorrichtung sein,
die geeignet ist, die relativen Positionen zwischen dem Nocken 212 und
dem Endstück 216 einzustellen,
um eine Einstellung der Spannung in dem Draht 202 zu ermöglichen.
Die Einstellanordnung 222 kann beispielsweise eine Drahtspannmutter 230,
die auf den Nocken 212 geschraubt ist, umfassen. Natürlich gibt
es viele weitere Anordnungen, die zum Festspannen des Drahts 202 an
einem Gehäuse,
um das Spannen des Drahts 202 zu erlauben, beispielsweise,
wie gezeigt ist, zwischen zwei Klemmen oder Verbindern oder durch
Verwendung einer Feder, verwendet werden könnten.The adjustment arrangement 222 may be any device capable of determining the relative positions between the cam 212 and the tail 216 adjust to a setting of the tension in the wire 202 to enable. The adjustment arrangement 222 For example, a wire tightening nut 230 on the cam 212 screwed, include. Of course, there are many other arrangements for tightening the wire 202 on a housing to tighten the wire 202 for example, as shown could be used between two clamps or connectors or by use of a spring.
Wie
oben besprochen worden ist, sollte der gespannte Vibrationsdraht 74, 156 oder 202 eine
gegenüber
der Temperatur, dem Druck und dem Fluid stabile Resonanzfrequenz
besitzen. Eine stabile Resonanzfrequenz verringert wesentlich die
Anforderung nach einer konstanten Drahtspannung. Obwohl es aus rein
mechanischen Überlegungen
plausibel ist, einen stabilen Oszillator zu konstruieren, wird eine
andere Lösung durch
das Konzept der relativen Messungen ermöglicht. In 13 ist
eine fragmentarische Ansicht einer anderen Version eines Bohrlochwerkzeugs 10a gezeigt,
das im Aufbau und in der Funktion dem oben besprochenen Bohrlochwerkzeug 10 gleicht,
mit Ausnahme, dass das Bohrlochwerkzeug 10a zwei oder mehr
Viskositäts-Dichtemesser 60 enthält, wovon
der eine (mit 60a bezeichnet) in einem Fluid unbekannter
Viskosität
und unbekannter Dichte positioniert ist und der andere (mit 60b bezeichnet)
in einem Fluid bekannter Viskosität und bekannter Dichte positioniert
ist. Jeder der Viskositäts-Dichtemesser 60a und 60b ist
mit Magneten 64a, 64b versehen. Bei diesem Lösungsweg
werden zwei gleiche Sensoreinheiten 250a und 250b verwendet,
wovon die eine in das das Fluid mit unbekannten Eigenschaften, z.
B. einer unbekannten Dichte und einer unbekannten Viskosität, eingetaucht
ist und die andere in das Fluid mit bekannten Eigenschaften eingetaucht
ist. Die Sensoreinheiten 250a und 250b können in
der oben mit Bezug auf die Sensoreinheiten 62, 150 oder 200 beschriebenen
Weise konstruiert sein.As discussed above, the tensioned vibratory wire should be 74 . 156 or 202 have a relation to the temperature, the pressure and the fluid stable resonance frequency. A stable resonant frequency substantially reduces the requirement for a constant wire tension. Although it is plausible to construct a stable oscillator for purely mechanical reasons, another approach is made possible by the concept of relative measurements. In 13 Figure 13 is a fragmentary view of another version of a downhole tool 10a shown in the construction and in the function of the well tool discussed above 10 resembles, except that the downhole tool 10a two or more viscosity densitometers 60 contains, of which the one (with 60a in a fluid of unknown viscosity and unknown density is positioned and the other (with 60b designated) is positioned in a fluid of known viscosity and density. Each of the viscosity density meters 60a and 60b is with magnets 64a . 64b Mistake. This approach uses two identical sensor units 250a and 250b of which the one into which the fluid with unknown properties, eg. B. an unknown density and an unknown viscosity, immersed and the other is immersed in the fluid having known properties. The sensor units 250a and 250b can in the above with respect to the sensor units 62 . 150 or 200 be constructed as described.
Die
Sensoreinheit 250a ist in einer Bewertungsfließlinie 252 positioniert,
die die Bewertungsfließlinie 46,
die Reinigungsfließlinie 46a oder
die Probenkammer 50, die oben besprochen worden sind, sein
kann. In dem Bohrlochwerkzeug 10a ist ein Kniestück oder
eine Verbindungsstelle 254 vorgesehen, das bzw. die mit der
Fließlinie 252 in
Fluidkommunikation steht. Die Verbindungsstelle 254 definiert
eine Vergleichskammer 255, in der das bekannte Fluid und
die Sensoreinheit 250b positioniert sind. Das Bohrlochwerkzeug 10a ist
mit einer Druckausgleichsanordnung 256 versehen, die den
Druck in der Bewertungsfließlinie 252 ausgleicht.
Im Allgemeinen kann die Druckausgleichsanordnung 256 irgendeine
Vorrichtung sein, die geeignet ist, den Druck zwischen der Bewertungsfließlinie 252 und
der Vergleichskammer 255 auszugleichen. Wie in 13 gezeigt ist,
kann die Druckausgleichsanordnung 256 einen sich hin- und
herbewegenden Kolben 258 umfassen, der sich relativ zu
der Vergleichskammer 255 bewegt, um den Druck auszugleichen.The sensor unit 250a is in a valuation flowline 252 positioned the rating flow line 46 , the cleaning flow line 46a or the sample chamber 50 that can be discussed above. In the downhole tool 10a is an elbow or joint 254 provided, the one with the flow line 252 is in fluid communication. The connection point 254 defines a comparison chamber 255 in which the known fluid and the sensor unit 250b are positioned. The borehole tool 10a is with a pressure equalization arrangement 256 provided the pressure in the evaluation flow line 252 balances. In general, the pressure compensation arrangement 256 Any device capable of controlling the pressure between the evaluation flow line 252 and the comparison chamber 255 compensate. As in 13 is shown, the pressure compensation arrangement 256 a floating piston 258 include, which is relative to the comparison chamber 255 moved to equalize the pressure.
Die
Sensoreinheiten 250a und 250b sind mit einem oder
mehreren Signalprozessoren 260 und einer oder mehreren
Analyseschaltungen 262 verbunden, um wie oben besprochen
die Steuerspannung bereitzustellen und einen oder mehrere Fluidparameter
wie etwa die Viskosität
oder die Dichte zu bestimmen. Der Signalprozessor 260 und
die Analyseschaltung 262 gleichen im Aufbau und in der
Funktion dem Signalprozessor 66 und der Analyseschaltung 68,
die oben besprochen worden sind.The sensor units 250a and 250b are with one or more signal processors 260 and one or more analysis circuits 262 to provide the control voltage and to determine one or more fluid parameters, such as viscosity or density, as discussed above. The signal processor 260 and the analysis circuit 262 same in structure and in function to the signal processor 66 and the analysis circuit 68 that have been discussed above.
Das
Verhältnis
der Resonanzen zwischen den Sensoreinheiten 250a und 250b wird
bestimmt, wie beispielsweise in den 14A und 14B gezeigt ist. 14A zeigt
einen Prozess 170 zum Berechnen der Dichte und der Viskosität des Fluids
unter Verwendung der in 13 gezeigten
dualen Viskositäts-Dichtemesser 60a und 60b.
Der Prozess 170 umfasst ähnliche Schritte wie jene,
die in der oben besprochenen 7A verwendet
worden sind. Zwecks Klarheit sind die ähnlichen Schritte mit denselben
Bezugszeichen 134a, 134b, 134d, 134e, 134f, 134g, 134h und 134i beschrieben
und werden hier nicht nochmals beschrieben.The ratio of the resonances between the sensor units 250a and 250b is determined, such as in the 14A and 14B is shown. 14A shows a process 170 for calculating the density and viscosity of the fluid using in 13 shown dual viscosity density meter 60a and 60b , The process 170 includes similar steps to those discussed in the above 7A have been used. For clarity, the similar steps are denoted by the same reference numerals 134a . 134b . 134d . 134e . 134f . 134g . 134h and 134i described and will not be described again here.
Im
Allgemeinen werden die Dichte und die Viskosität des Fluids, das sich in der
Vergleichskammer 255 befindet, durch herkömmliche
Verfahren wie etwa anhand von Tabellen des United States National
Institute of Standards and Technology (NIST), wie durch einen Schritt 176 angegeben
ist, bestimmt. Die Analyseschaltung 262 empfängt Signale
von der Sensoreinheit 250b, worauf anhand der bekannten
Dichte und der bekannten Viskosität des Fluids in der Vergleichskammer 255 die
Resonanzfrequenz berechnet wird, wie durch einen Schritt 178 angegeben
ist. Die Analyseschaltung 262 berechnet dann die Viskosität und die
Dichte in der oben mit Bezug auf 7A beschriebenen
Weise.In general, the density and viscosity of the fluid, which is in the comparison chamber 255 as by a step, by conventional methods such as United States National Institute of Standards and Technology (NIST) tables 176 is specified. The analysis circuit 262 receives signals from the sensor unit 250b , based on the known density and the known viscosity of the fluid in the comparison chamber 255 the resonance frequency is calculated as by a step 178 is specified. The analysis circuit 262 then calculate the viscosity and density in the above with reference to 7A described way.
In 14B ist ein weiterer Prozess 180 zum
Berechnen der Fluiddichte und der Fluidviskosität des unbekannten Fluids in
der Fließlinie 252 gezeigt.
In dem Prozess 180 werden Anfangsschätzwerte von Fluiddichte, Fluidviskosität sowie
Lambda, a, b, c und d in die Analyseschaltung 262 eingegeben,
wie durch den Block 182 angegeben ist. Wie durch einen
Block 184 angegeben ist, werden Konstanten wie etwa der
Drahtdurchmesser, die Drahtdichte und der Eigendämpfungsfaktor in die Analyseschaltung 262 eingegeben.
Wie durch einen Block 186 angegeben ist, werden weitere
Eingaben, wie etwa die Temperatur und der Druck, denen die Sensoreinheit 250a in
der Fließlinie 252 ausgesetzt
ist, in die Analyseschaltung 262 eingegeben. Die Eingabedaten
wie etwa die gleichphasige und die um 90° phasenverschobene Spannung
werden dann von den Sensoreinheiten 250a und 250b abgelesen,
wie durch Blöcke 188 und 189 wiedergegeben
ist, worauf eine gemeinsame Inversion der Daten von den Sensoreinheiten 250a und 250b berechnet
wird, wie durch den Block 183 angegeben ist. Die Analyseschaltung 262 gibt
dann die Dichte und die Viskosität
des die Sensoreinheit 250a umgebenden Fluids aus, wie durch
einen Block 192 angegeben ist.In 14B is another process 180 for calculating the fluid density and the fluid viscosity of the unknown fluid in the flow line 252 shown. In the process 180 For example, initial estimates of fluid density, fluid viscosity, and lambda, a, b, c, and d are included in the analysis circuit 262 entered, as by the block 182 is specified. As if by a block 184 are constants such as the wire diameter, the wire density and the self-damping factor in the analysis circuit 262 entered. As if by a block 186 are specified, other inputs, such as the temperature and pressure, which the sensor unit 250a in the flow line 252 is exposed in the analysis circuit 262 entered. The input data, such as in-phase and quadrature voltage, are then provided by the sensor units 250a and 250b read, as by blocks 188 and 189 whereupon a common inversion of the data from the sensor units 250a and 250b is calculated as by the block 183 is specified. The analysis circuit 262 then gives the density and viscosity of the sensor unit 250a surrounding fluid, as by a block 192 is specified.
Obwohl
oben zwei Verfahren zum Berechnen von Dichte und Viskosität beschrieben
worden sind, könnte
selbstverständlich
eine andere Methode wie etwa eine Verhältnismessung der von den zwei
Sensoreinheiten 250a und 250b erzeugten Ausgangsgrößen angewandt
werden.Although two methods of calculating density and viscosity have been described above, it should be understood that another method, such as a ratio measurement, could be that of the two sensor units 250a and 250b generated output variables are applied.
Unter
der Voraussetzung, dass die Drähte
in den Sensoreinheiten 250a und 250b eine ähnliche
(vorzugsweise eine gleiche) Konstruktion besitzen und derselben
Temperatur und demselben Druck ausgesetzt sind, sind Instabilitäten, die
von diesen Variablen herrühren,
beseitigt und es werden Daten erhalten, die für einen stabilen Oszillator
kennzeichnend sind. Wenn beide Konzepte, nämlich eine Vergleichs- oder
Verhältnismessung
und eine stabile Geometrie, wie oben mit Bezug auf die Sensoreinheiten 150 und 200 angeführt worden
ist, kombiniert werden, ist es einleuchtend, dass der Resonator
stabil ist und sowohl die Dichte als auch die Viskosität liefern
kann.Provided that the wires in the sensor units 250a and 250b have similar (preferably the same) construction and are exposed to the same temperature and pressure, instabilities resulting from these variables are eliminated and data is obtained for a stable oscillator are characteristic. If both concepts, namely a comparison or ratio measurement and a stable geometry, as above with respect to the sensor units 150 and 200 It should be understood that the resonator is stable and can provide both density and viscosity.
Selbstverständlich können anhand
der vorangehenden Beschreibung verschiedene Abwandlungen und Veränderungen
an den bevorzugten und alternativen Ausführungsformen der Erfindung
vorgenommen werden, die nicht vom Umfang der Erfindung abweichen.
Die hier enthaltenen Vorrichtungen können manuell und/oder automatisch
betätigt
werden, um den gewünschten
Vorgang auszuführen.
Die Betätigung
kann nach Bedarf und/oder basierend auf erzeugten Daten, erfassten
Bedingungen und/oder der Analyse von Ergebnissen von Bohrlochoperationen
erfolgen.Of course you can use
From the foregoing description, various modifications and changes
in the preferred and alternative embodiments of the invention
be made, which do not deviate from the scope of the invention.
The devices contained herein can be manually and / or automatically
actuated
be to the desired
To perform the operation.
The operation
can be captured as needed and / or based on generated data
Conditions and / or analysis of results of well operations
respectively.
Diese
Beschreibung ist lediglich zur Veranschaulichung gedacht und soll
nicht in einschränkendem Sinn
ausgelegt werden. Daher soll der Umfang der Erfindung nur durch
die beigefügten
Ansprüche
begrenzt sein. Die Begriffe "umfassen" und "umfasst" in den Ansprüchen sollen
die Bedeutung von "umfassen
wenigstens" bzw. "umfasst wenigstens" besitzen, so dass
die angeführte
Auflistung von Elementen in einem Anspruch eine offene Gruppe ist. "Ein", "einer" und andere Einzahlbegriffe
dieser Art sollen die Pluralform davon umfassen, sofern dies nicht
speziell ausgeschlossen wird.These
Description is for illustrative purposes only and is intended
not in a restrictive sense
be interpreted. Therefore, the scope of the invention is intended only by
the attached
claims
be limited. The terms "comprising" and "comprising" in the claims are intended to be
the meaning of "include
at least "or" comprises at least ", so that
the cited
Listing items in a claim is an open group. "One", "one" and other deposit terms
this type should include the plural form of it, if not
is specifically excluded.
