NO20130260A1 - Rotary vibrating viscosity and density sensor for downhole applications - Google Patents
Rotary vibrating viscosity and density sensor for downhole applications Download PDFInfo
- Publication number
- NO20130260A1 NO20130260A1 NO20130260A NO20130260A NO20130260A1 NO 20130260 A1 NO20130260 A1 NO 20130260A1 NO 20130260 A NO20130260 A NO 20130260A NO 20130260 A NO20130260 A NO 20130260A NO 20130260 A1 NO20130260 A1 NO 20130260A1
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- fluid
- magnetic field
- sensor
- generate
- energy field
- Prior art date
Links
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 96
- 238000000034 method Methods 0.000 claims abstract description 16
- 230000004044 response Effects 0.000 claims abstract description 9
- 239000000463 material Substances 0.000 claims abstract description 8
- 230000033001 locomotion Effects 0.000 claims description 24
- 238000013016 damping Methods 0.000 claims description 13
- 239000006249 magnetic particle Substances 0.000 claims description 4
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 3
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 claims description 3
- 239000002184 metal Substances 0.000 claims description 3
- 230000005684 electric field Effects 0.000 claims description 2
- 230000005670 electromagnetic radiation Effects 0.000 claims description 2
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 claims description 2
- 230000004907 flux Effects 0.000 claims 1
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 8
- 230000008859 change Effects 0.000 description 8
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 5
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 3
- 239000012212 insulator Substances 0.000 description 3
- 238000011144 upstream manufacturing Methods 0.000 description 3
- 230000008033 biological extinction Effects 0.000 description 2
- 239000000969 carrier Substances 0.000 description 2
- 230000002441 reversible effect Effects 0.000 description 2
- 238000005070 sampling Methods 0.000 description 2
- 238000004062 sedimentation Methods 0.000 description 2
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 2
- 238000005452 bending Methods 0.000 description 1
- 230000005540 biological transmission Effects 0.000 description 1
- 238000011156 evaluation Methods 0.000 description 1
- 229910000154 gallium phosphate Inorganic materials 0.000 description 1
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 1
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- 238000010249 in-situ analysis Methods 0.000 description 1
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 1
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 1
- GQYHUHYESMUTHG-UHFFFAOYSA-N lithium niobate Chemical compound [Li+].[O-][Nb](=O)=O GQYHUHYESMUTHG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000010584 magnetic trap Methods 0.000 description 1
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 1
- 150000002739 metals Chemical class 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 230000010355 oscillation Effects 0.000 description 1
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 1
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 1
- 230000008569 process Effects 0.000 description 1
- 230000001681 protective effect Effects 0.000 description 1
- 239000010453 quartz Substances 0.000 description 1
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N silicon dioxide Inorganic materials O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 1
Classifications
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01N—INVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
- G01N9/00—Investigating density or specific gravity of materials; Analysing materials by determining density or specific gravity
- G01N9/002—Investigating density or specific gravity of materials; Analysing materials by determining density or specific gravity using variation of the resonant frequency of an element vibrating in contact with the material submitted to analysis
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B49/00—Testing the nature of borehole walls; Formation testing; Methods or apparatus for obtaining samples of soil or well fluids, specially adapted to earth drilling or wells
- E21B49/08—Obtaining fluid samples or testing fluids, in boreholes or wells
- E21B49/087—Well testing, e.g. testing for reservoir productivity or formation parameters
- E21B49/0875—Well testing, e.g. testing for reservoir productivity or formation parameters determining specific fluid parameters
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B47/00—Survey of boreholes or wells
- E21B47/10—Locating fluid leaks, intrusions or movements
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01N—INVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
- G01N11/00—Investigating flow properties of materials, e.g. viscosity, plasticity; Analysing materials by determining flow properties
- G01N11/10—Investigating flow properties of materials, e.g. viscosity, plasticity; Analysing materials by determining flow properties by moving a body within the material
- G01N11/16—Investigating flow properties of materials, e.g. viscosity, plasticity; Analysing materials by determining flow properties by moving a body within the material by measuring damping effect upon oscillatory body
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01N—INVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
- G01N9/00—Investigating density or specific gravity of materials; Analysing materials by determining density or specific gravity
- G01N9/10—Investigating density or specific gravity of materials; Analysing materials by determining density or specific gravity by observing bodies wholly or partially immersed in fluid materials
Abstract
Apparat og fremgangsmåte for å estimere en parameter av interesse i et brønnfluid ved hjelp av en fluidanalysator. Fluidanalysatoren kan innbefatte: et element innrettet for å vibrere som reaksjon på en energikilde, et hus for å omslutte elementet og motta et fluid, og en føler innrettet for å reagere på skjærbølger indusert i fluidet av vibrasjonen av elementet. Elementet kan være laget i hvert fall delvis av et materiale som reagerer på et magnetfelt, eller av et piezoelektrisk materiale. Også vist er en fremgangsmåte for bruk av apparatet.Apparatus and method for estimating a parameter of interest in a well fluid by means of a fluid analyzer. The fluid analyzer may include: an element adapted to vibrate in response to an energy source, a housing for enclosing the element and receiving a fluid, and a sensor adapted to respond to shear waves induced in the fluid by the vibration of the element. The element may be at least partially made of a material responsive to a magnetic field, or of a piezoelectric material. Also shown is a method of using the apparatus.
Description
OPPFINNELSENS OMRÅDE FIELD OF THE INVENTION
[0001] Denne oppfinnelsen vedrører generelt innhenting, analyse og/eller opphenting av fluidprøver. I noen aspekter vedrører oppfinnelsen analyse av fluider i et borehull som gjennomskjærer en grunnformasjon. [0001] This invention generally relates to the acquisition, analysis and/or collection of fluid samples. In some aspects, the invention relates to the analysis of fluids in a borehole that intersects a foundation formation.
BAKGRUNN FOR OPPFINNELSEN BACKGROUND OF THE INVENTION
[0002] Fluidevalueringsteknikker er velkjent for fagmannen. Generelt kan analyse av fluider gi verdifulle data som indikerer formasjons- og brønnhullsparametere. Mange fluider, så som formasjonsfluider, produksjonsfluider og borefluider, inneholder et stort antall bestanddeler med en kompleks sammensetning. [0002] Fluid evaluation techniques are well known to those skilled in the art. In general, analysis of fluids can provide valuable data indicating formation and wellbore parameters. Many fluids, such as formation fluids, production fluids and drilling fluids, contain a large number of components with a complex composition.
[0003] Den komplekse sammensetningen til disse fluidene kan være følsom for endringer i miljøet, f.eks. trykkendringer, temperaturendringer, fremmedstoffer etc. Opphenting av en prøve kan derfor forårsake uønsket separasjon eller bunnfelling i fluidet. I tillegg kan enkelte bestanddeler i fluidet endre tilstand (gass til væske, eller væske til fast stoff) når de tas opp til overflateforholdene. Dersom bunnfelling eller separasjon finner sted, kan det være umulig å gjenopprette fluidets opprinnelige sammensetning. [0003] The complex composition of these fluids can be sensitive to changes in the environment, e.g. pressure changes, temperature changes, foreign substances etc. Picking up a sample can therefore cause unwanted separation or sedimentation in the fluid. In addition, certain components of the fluid can change state (gas to liquid, or liquid to solid) when they are taken up to the surface conditions. If sedimentation or separation takes place, it may be impossible to restore the fluid's original composition.
[0004] Denne oppfinnelsen tilveiebringer et apparat og en fremgangsmåte for mer effektiv opphenting og analyse av fluider. [0004] This invention provides an apparatus and a method for more efficient collection and analysis of fluids.
SAMMENFATNING AV OPPFINNELSEN SUMMARY OF THE INVENTION
[0005] I aspekter vedrører denne oppfinnelsen generelt leting etter hydrokarboner som involverer in-situ analyse av fluider i et borehull som gjennomskjærer en grunnformasjon. Mer spesifikt vedrører denne oppfinnelsen analyse av fluid med bruk av en anordning forsynt med et vibratorelement. [0005] In aspects, this invention relates generally to exploration for hydrocarbons involving in-situ analysis of fluids in a borehole intersecting a foundation formation. More specifically, this invention relates to the analysis of fluid using a device provided with a vibrator element.
[0006] Én utførelsesform ifølge foreliggende oppfinnelse inkluderer et apparat for å estimere minst én parameter av interesse vedrørende et fluid, omfattende: et element i fluidet, der elementet reagerer på et påført energifelt, hvor responsen inkluderer minst én vibrasjonsmodus. [0006] One embodiment according to the present invention includes an apparatus for estimating at least one parameter of interest regarding a fluid, comprising: an element in the fluid, where the element responds to an applied energy field, where the response includes at least one vibration mode.
[0007] En annen utførelsesform ifølge foreliggende oppfinnelse kan inkludere en fremgangsmåte for å estimere minst én parameter av interesse vedrørende et fluid, omfattende å: estimere den minst ene parameteren av interesse ved hjelp av informasjon som representerer en dempning av minst én vibrasjonsmodus for et element i fluidet, der bevegelsen bevirkes av et påtrykket energifelt. [0007] Another embodiment according to the present invention may include a method for estimating at least one parameter of interest regarding a fluid, comprising: estimating the at least one parameter of interest using information representing a damping of at least one vibration mode for an element in the fluid, where the movement is caused by an applied energy field.
[0008] Eksempler på særtrekkene ved oppfinnelsen er oppsummert nokså generelt for at den detaljerte beskrivelsen av disse som følger skal forstås bedre og for at bidragene de representerer til teknikken skal kunne sees. [0008] Examples of the distinctive features of the invention are summarized generally enough so that the detailed description of these that follows will be better understood and so that the contributions they represent to the technique can be seen.
KORT BESKRIVELSE AV TEGNINGENE BRIEF DESCRIPTION OF THE DRAWINGS
[0009] For en gjennomgående forståelse av foreliggende oppfinnelse henvises til den følgende detaljerte beskrivelsen av utførelsesformer, sett sammen med de vedlagte tegningene, der like elementer er gitt like henvisningstall, og hvor: Figur 1 viser en skjematisk tegning av en fluidanalysator utplassert i et brønnhull med en kabel ifølge én utførelsesform av foreliggende oppfinnelse; Figur 2 viser en skjematisk tegning av en fluidanalysator ifølge én utførelsesform av foreliggende oppfinnelse; Figur 3 viser en skjematisk tegning av en fluidanalysator ifølge en annen utførelsesform av foreliggende oppfinnelse; Figur 4 viser en skjematisk tegning av en fluidanalysator ifølge en annen utførelsesform av foreliggende oppfinnelse; Figur 5 viser en skjematisk tegning av en fluidanalysator ifølge en annen utførelsesform av foreliggende oppfinnelse; Figur 6 viser en skjematisk tegning av en fluidanalysator ifølge en annen utførelsesform av foreliggende oppfinnelse; Figur 7 viser et flytdiagram av en fremgangsmåte for å estimere en parameter av interesse ved anvendelse av en fluidanalysator ifølge én utførelsesform av foreliggende oppfinnelse; og Figur 8 viser et flytdiagram av en annen fremgangsmåte for å estimere en parameter av interesse ved anvendelse av en fluidanalysator ifølge én utførelsesform av foreliggende oppfinnelse. [0009] For a thorough understanding of the present invention, reference is made to the following detailed description of embodiments, taken together with the attached drawings, where like elements are given like reference numbers, and where: Figure 1 shows a schematic drawing of a fluid analyzer deployed in a wellbore with a cable according to one embodiment of the present invention; Figure 2 shows a schematic drawing of a fluid analyzer according to one embodiment of the present invention; Figure 3 shows a schematic drawing of a fluid analyzer according to another embodiment of the present invention; Figure 4 shows a schematic drawing of a fluid analyzer according to another embodiment of the present invention; Figure 5 shows a schematic drawing of a fluid analyzer according to another embodiment of the present invention; Figure 6 shows a schematic drawing of a fluid analyzer according to another embodiment of the present invention; Figure 7 shows a flow diagram of a method for estimating a parameter of interest using a fluid analyzer according to one embodiment of the present invention; and Figure 8 shows a flow diagram of another method for estimating a parameter of interest using a fluid analyzer according to one embodiment of the present invention.
DETALJERT BESKRIVELSE DETAILED DESCRIPTION
[0010] Denne oppfinnelsen vedrører generelt analyse av fluider. I ett aspekt vedrører foreliggende oppfinnelse analyse av fluider med bruk av en analysator som innbefatter et element innrettet for dykkes ned i et fluid og for å vibrere i fluidet, og med det generere skjærbølger. Vibrasjonsbevegelsen eller responsen til elementet kan bevirkes ved å eksponere elementet for et påtrykket energifelt. I noen utførelsesformer kan det påtrykkede energifeltet være generert av en energikilde, så som en syklusaktivert eller pulset elektromagnetisk kilde (f.eks. elektromagnet, vekselstrøm eller pulset likestrøm). I noen utførelsesformer kan det påtrykkede energifeltet inkludere et magnetfelt. Elementet kan være laget av et materiale som reagerer på den pulsede elektromagnetiske kilden eller et piezoelektrisk materiale. I noen utførelsesformer kan elementet være isolert fra andre vibrasjons- eller energikilder. Når energikilden er aktiv, kan bevegelse bli generert i elementet; når energikilden er inaktiv, derimot, kan den genererte bevegelsen og skjærbølgene i fluidet bli dempet av tilstedeværelse av fluid rundt elementet. Elementet kan være anordnet inne i et hus eller en beholder på en slik måte at den primære dempningen av bevegelsen av elementet kan være som følge av tilstedeværelsen av det omkringliggende fluidet. Dempningen eller utdøelsen av skjærbølgene kan bli målt ved hjelp av en føler innrettet for å generere informasjon som antyder et estimat av minst én av: (i) responsen til elementet, (ii) et magnetfelt generert av responsen til elementet, (iii) en mengde energi forbrukt av kilden for det påtrykkede energifeltet og (iv) en kraft på elementet. Her kan "informasjon" inkludere rådata, behandlede data, analoge signaler og digitale signaler. Trekk ved utdøelsen kan bli anvendt for å estimere produktet av fluidets densitet og viskositet. I noen utførelsesformer kan elementet bli beveget eller vibrert i forskjellige modi, så som torsjonsvibrasjon og sideveis vibrasjon, slik at viskositet og densitet kan estimeres også om andre egenskaper ved fluidet (f.eks. kompressibiliteten) er ukjent. I noen utførelsesformer kan impedansen til et piezoelektrisk element bli målt, ettersom impedansen kan gi en indikasjon på skjærbølgedempningen som følge av fluidet. Viskositet og densitet kan bli anvendt for å estimere gass/olje-forhold, estimere kvaliteten til fluidprøven tatt fra formasjonen, estimere et nivå av fremmedstoffer, og beregne permeabilitet i formasjonen. [0010] This invention generally relates to the analysis of fluids. In one aspect, the present invention relates to the analysis of fluids using an analyzer which includes an element arranged to be immersed in a fluid and to vibrate in the fluid, thereby generating shear waves. The vibrational movement or response of the element can be effected by exposing the element to an applied energy field. In some embodiments, the applied energy field may be generated by an energy source, such as a cycled or pulsed electromagnetic source (eg, electromagnet, alternating current or pulsed direct current). In some embodiments, the applied energy field may include a magnetic field. The element can be made of a material that responds to the pulsed electromagnetic source or a piezoelectric material. In some embodiments, the element may be isolated from other sources of vibration or energy. When the energy source is active, movement can be generated in the element; when the energy source is inactive, on the other hand, the generated motion and shear waves in the fluid can be dampened by the presence of fluid around the element. The element may be arranged within a housing or container in such a way that the primary damping of the movement of the element may be due to the presence of the surrounding fluid. The attenuation or extinction of the shear waves may be measured using a sensor adapted to generate information indicative of an estimate of at least one of: (i) the response of the element, (ii) a magnetic field generated by the response of the element, (iii) a quantity energy consumed by the source of the applied energy field and (iv) a force on the element. Here, "information" can include raw data, processed data, analog signals and digital signals. Features of the extinction can be used to estimate the product of the fluid's density and viscosity. In some embodiments, the element can be moved or vibrated in different modes, such as torsional vibration and lateral vibration, so that viscosity and density can be estimated even if other properties of the fluid (eg compressibility) are unknown. In some embodiments, the impedance of a piezoelectric element may be measured, as the impedance may provide an indication of the shear wave attenuation due to the fluid. Viscosity and density can be used to estimate gas/oil ratios, estimate the quality of the fluid sample taken from the formation, estimate a level of foreign matter, and calculate permeability in the formation.
[0011] Figur 1 representerer skjematisk et tverrsnitt av en undergrunnsformasjon 10 i hvilken det er boret et borehull 12. Inne i borehullet 12 ved den nedre enden av en føringsanordning, så som en kabel 14, er det opphengt en nedihullsenhet 100. Kabelen 14 er gjerne ført over en trinse 18 støttet av et boretårn 20. Innkjøring og trekking av kabelen besørges av en motordrevet vinsj som for eksempel er anordnet på en servicevogn 22. Et styrepanel 24 koblet til nedihullsenheten 100 gjennom kabelen 14 på tradisjonell måte styrer overføring av elektrisk kraft, data/kommandosignaler og muliggjør også styring av driften av komponentene i nedihullsenheten 100. Dataene kan bli overført i analog eller digital form. Nedihullsenheten 100 kan inkludere en fluidtestingsmodul 112. Nedihullsenheten 100 kan også innbefatte en prøvetakingsanordning 110. Her kan nedihullsenheten 100 bli anvendt i et boresystem (ikke vist) like gjerne som med en kabel. Selv om et kabelbasert føringssystem er vist, må det forstås at utførelsesformer av foreliggende oppfinnelse kan bli anvendt i forbindelse med verktøy som fraktes på stive bærere (f.eks. skjøtet rør eller kveilrør) like gjerne som bøyelige bærere (f.eks. kabel, glatt vaier, e-linje etc). Noen utførelsesformer av foreliggende oppfinnelse kan bli anvendt med logging-under-boring-/måling-under-boring-(LWD/MWD)-verktøy. [0011] Figure 1 schematically represents a cross-section of an underground formation 10 in which a borehole 12 has been drilled. Inside the borehole 12 at the lower end of a guide device, such as a cable 14, a downhole unit 100 is suspended. The cable 14 is preferably guided over a pulley 18 supported by a derrick 20. Drive-in and pulling of the cable is provided by a motor-driven winch which is, for example, arranged on a service cart 22. A control panel 24 connected to the downhole unit 100 through the cable 14 in the traditional way controls the transmission of electrical power , data/command signals and also enables control of the operation of the components in the downhole unit 100. The data can be transmitted in analogue or digital form. The downhole unit 100 can include a fluid testing module 112. The downhole unit 100 can also include a sampling device 110. Here, the downhole unit 100 can be used in a drilling system (not shown) as well as with a cable. Although a cable-based guide system is shown, it should be understood that embodiments of the present invention may be used in connection with tools carried on rigid carriers (e.g., spliced pipe or coiled tubing) as well as flexible carriers (e.g., cable, smooth wire, e-line etc). Some embodiments of the present invention may be used with logging-while-drilling/measurement-while-drilling (LWD/MWD) tools.
[0012] Figur 2 viser et eksempel på utførelse av foreliggende oppfinnelse. Fluidanalysatoren 200 kan innbefatte et hus 210, så som en rørdel, innrettet for å motta et fluid 220. Fluidet 220 kan inkludere, men er ikke begrenset til én eller flere av: (i) borefluid, (ii) formasjonsfluid og (iii) fraktureringsfluid. Fluidet 220 kan komme inn i huset 210 gjennom et innløp 224 (oppstrøms) og gå ut gjennom et utløp 228 (nedstrøms). I noen utførelsesformer kan innløpet 224 og utløpet 228 være reversible. Et element 230 kan være festet eller operativt koblet til innsiden av huset 210. Elementet 230 kan inkludere en bøyearm 240 og et hode 250, som kan være atskilte deler eller partier av et uniform element. Elementet 230 kan være plassert inne i huset 210 slik at det er omgitt av fluid 220. En magnetfeltkilde 260 kan være anordnet utenfor huset 210 og plassert nær ved hodeandelen 250 av elementet 230. Magnetfeltkilden 260 kan innbefatte en elektromagnet. Hodet 250 kan innbefatte en magnet 270 som reagerer på magnetfeltet generert av magnetfeltkilden 260. Bruk av en magnetfeltkilde for å påtrykke et magnetfelt på elementet er kun et eksempel og en illustrasjon, ettersom andre typer energikilder kan bli anvendt for å påtrykke et energifelt på elementet. Magneten 270 kan inkludere minst én av: (i) en elektromagnet og (ii) en permanentmagnet. Bruk av en magnet er kun et eksempel og en illustrasjon, ettersom et hvilket som helst element, motordrevet eller hånddrevet, som reagerer på et magnetfelt kan bli anvendt. En føler 280 som kan være innrettet for å måle endringer i et magnetfelt kan være anbragt nær hodet 250. Bruk av en føler 280 innrettet for å reagere på magnetfeltendringer er kun et eksempel og en illustrasjon, ettersom noen utførelsesformer kan anvende følere innrettet for å reagere på andre stimuli, inkludert, men ikke begrenset til én eller flere av: (i) mekanisk kraft, (ii) elektriske felter, (iii) elektromagnetisk stråling, (iv) differensiell oppvarming og (v) elektrostatisk kraft. I noen utførelsesformer kan føleren 280 være radialt anordnet på samme sted som magneten 270, men føleren 280 kan imidlertid også være anordnet inne i eller utenfor huset 210 og kan være anordnet foran, langs med eller bak hodet 250.1 drift kan magnetfeltkilden 260 bli pulset for å generere vibrasjoner i elementet 230 når magneten 270 i hodet 250 reagerer på det genererte magnetfeltet. Kraften som skapes på hodet 250 av magnetfeltet kan bevirke elementet 230 til å rotere eller bevege seg i minst én vibrasjonsmodus, så som torsjonsvibrasjon og/eller sideveis vibrasjon. Bevegelsen av elementet 230 kan generere en skjærbølge i fluidet 220. Dempningsraten av skjærbølgen i fluidet 220 kan bli anvendt for å karakterisere egenskaper ved fluidet 220. Dempningen av skjærbølgen kan bli estimert fra endringen i bevegelse av elementet 230 siden fluidet 220 motvirker vibrsjonsbevegelsen av elementet 230. Endringen i bevegelsen til elementet 230 kan bli estimert fra endringen i magnetfeltet generert av bevegelsen av magneten 270. Bevegelsen til magneten 270 kan generere et magnetfelt som kan bli detektert av føleren 280. Mengden og/eller raten av endring i magnetfeltet, med hensyn til fase og amplitude, kan bli anvendt for å bestemme reologiske egenskaper ved fluidet 220.1 noen utførelsesformer kan i hvert fall en del av magnetfeltkilden 260 bli brukt som føler ved å innrette magnetfeltkilden 260 for å avgi et signal som reaksjon på magnetfeltet fra magneten 270 når magnetfeltkilden 260 ikke genererer et magnetfelt. Dersom magnetfeltkilden 260 har denne doble funksjonen trenger ikke føleren 280 være nødvendig. I noen utførelsesformer kan en fanger 290 være plassert oppstrøms hodet 250 for å redusere mengden magnetiske partikler i fluidet 220 før analyseprosessene. Fangeren 290 kan innbefatte minst én av: (i) en elektromagnet og (ii) en permanentmagnet. Fangeren 290 kan ha en beholder for å samle opp de magnetiske partiklene. [0012] Figure 2 shows an example of the embodiment of the present invention. The fluid analyzer 200 may include a housing 210, such as a tubing portion, adapted to receive a fluid 220. The fluid 220 may include, but is not limited to, one or more of: (i) drilling fluid, (ii) formation fluid, and (iii) fracturing fluid . The fluid 220 can enter the housing 210 through an inlet 224 (upstream) and exit through an outlet 228 (downstream). In some embodiments, inlet 224 and outlet 228 may be reversible. A member 230 may be attached or operatively connected to the interior of the housing 210. The member 230 may include a flex arm 240 and a head 250, which may be separate parts or portions of a uniform member. The element 230 can be placed inside the housing 210 so that it is surrounded by fluid 220. A magnetic field source 260 can be arranged outside the housing 210 and placed close to the head portion 250 of the element 230. The magnetic field source 260 can include an electromagnet. The head 250 may include a magnet 270 which responds to the magnetic field generated by the magnetic field source 260. Using a magnetic field source to apply a magnetic field to the element is only an example and an illustration, as other types of energy sources may be used to apply an energy field to the element. The magnet 270 may include at least one of: (i) an electromagnet and (ii) a permanent magnet. The use of a magnet is only an example and an illustration, as any element, motorized or hand operated, that responds to a magnetic field may be used. A sensor 280 that may be configured to measure changes in a magnetic field may be located near the head 250. The use of a sensor 280 configured to respond to magnetic field changes is exemplary and illustrative only, as some embodiments may utilize sensors configured to respond on other stimuli, including but not limited to one or more of: (i) mechanical force, (ii) electric fields, (iii) electromagnetic radiation, (iv) differential heating, and (v) electrostatic force. In some embodiments, the sensor 280 can be radially arranged in the same place as the magnet 270, but the sensor 280 can also be arranged inside or outside the housing 210 and can be arranged in front of, along with or behind the head 250.1 operation, the magnetic field source 260 can be pulsed to generate vibrations in the element 230 when the magnet 270 in the head 250 reacts to the generated magnetic field. The force created on the head 250 by the magnetic field may cause the member 230 to rotate or move in at least one mode of vibration, such as torsional vibration and/or lateral vibration. The movement of the element 230 can generate a shear wave in the fluid 220. The damping rate of the shear wave in the fluid 220 can be used to characterize properties of the fluid 220. The damping of the shear wave can be estimated from the change in movement of the element 230 since the fluid 220 counteracts the vibrational movement of the element 230 .The change in the movement of the element 230 can be estimated from the change in the magnetic field generated by the movement of the magnet 270. The movement of the magnet 270 can generate a magnetic field that can be detected by the sensor 280. The amount and/or rate of change in the magnetic field, with respect to phase and amplitude, can be used to determine rheological properties of the fluid 220. In some embodiments, at least part of the magnetic field source 260 can be used as a sensor by arranging the magnetic field source 260 to emit a signal in response to the magnetic field from the magnet 270 when the magnetic field source 260 does not generate a magnetic field. If the magnetic field source 260 has this double function, the sensor 280 need not be necessary. In some embodiments, a trap 290 may be located upstream of the head 250 to reduce the amount of magnetic particles in the fluid 220 prior to the analysis processes. The catcher 290 may include at least one of: (i) an electromagnet and (ii) a permanent magnet. The catcher 290 may have a container to collect the magnetic particles.
[0013] Figur 3 viser en annen utførelsesform av foreliggende oppfinnelse, hvor analysatoren 300 anvender en føler 380 operativt koblet til bøyearmen 240. Bevegelsen til elementet 230 kan estimeres ved spenningen detektert ved føleren 380. Fra denne spenningen kan de reologiske egenskapene ved fluidet 220 bli estimert. Føleren 380 kan også være en vibrasjonsfølsom anordning tilkoblet gjennom veggen i innkapslingen. [0013] Figure 3 shows another embodiment of the present invention, where the analyzer 300 uses a sensor 380 operatively connected to the bending arm 240. The movement of the element 230 can be estimated by the voltage detected by the sensor 380. From this voltage, the rheological properties of the fluid 220 can be estimated. The sensor 380 can also be a vibration-sensitive device connected through the wall of the enclosure.
[0014] Figur 4 viser en annen utførelsesform av foreliggende oppfinnelse, hvor analysatoren 400 ikke anvender en magnet i hodet 250. I stedet kan hodet 250 inkludere et metallisk lag 450 eller omfatte ett eller flere metaller som reagerer på et magnetfelt. Hodet 250 kan ha utsparinger (så som øyne eller slisser) 410 som har vegger 420 som står hovedsakelig vinkelrett på magnetfeltet generert av magnetfeltkilden 260.1 operasjon kan magnetfeltet som genereres av magnetfeltkilden 260 bli aktivert i sykluser og vekselvirke med metallet i laget 450. Vekselvirkningen kan resultere i vibrasjoner som forårsaker skjærbølger i fluidet 220. Dempningen av disse vibrasjonene kan bli detektert av føleren 380. [0014] Figure 4 shows another embodiment of the present invention, where the analyzer 400 does not use a magnet in the head 250. Instead, the head 250 may include a metallic layer 450 or comprise one or more metals that react to a magnetic field. The head 250 may have recesses (such as eyes or slots) 410 that have walls 420 that are substantially perpendicular to the magnetic field generated by the magnetic field source 260.1 operation, the magnetic field generated by the magnetic field source 260 may be activated in cycles and interact with the metal in the layer 450. The interaction may result in vibrations that cause shear waves in the fluid 220. The damping of these vibrations can be detected by the sensor 380.
[0015] Figur 5 viser et eksempel på utførelse hvor analysatoren 500 innbefatter et hus 510, så som en rørdel, innrettet for å motta et fluid 220. Fluidet 220 kan komme inn huset 510 gjennom et innløp 524 (oppstrøms) og gå ut gjennom et utløp 528 (nedstrøms). I noen utførelsesformer kan innløpet 524 og utløpet 528 være reversible. Et piezoelektrisk element 530 kan være festet eller operativt koblet til innsiden av huset 510. Det piezoelektriske elementet 530 kan være av et hvilket som helst piezoelektrisk materiale, inkludert, men ikke begrenset til én eller flere av: (i) kvarts, (ii) litium-niobat, (iii) langasitt og (iv) GaP04. Det piezoelektriske materialet kan velges basert på det tiltenkte driftsmiljøet. Det piezoelektriske elementet 530 kan være dekket av et ledende lag 550. Det ledende laget 550 kan være jordet eller forspent gjennom en elektrisk forbindelse 540 med huset 510. Elementet 530 kan være anordnet inne i huset 510 på en slik måte at det er omgitt av fluid 220. Et par av elektroder 560 kan være anordnet på innsiden av huset 510 og radialt konsentrisk med det piezoelektriske elementet 530. Elektrodene 560 kan inkludere et isolerende lag 565 for å beskytte elektrodene mot kontakt med fluidet 220. Ett eller flere av koblingspunktene 540 kan være operativt koblet til en føler 580 innrettet for å måle endringer i bevegelsen til det piezoelektriske elementet 530.1 operasjon kan en kraftkilde (ikke vist) aktivisere elektrodene 560 til å generere vibrasjoner i det piezoelektriske elementet 530. Bevegelsen til det piezoelektriske elementet 530 kan generere en skjærbølge i fluidet 220. Viskøs dempning av fluidet 220 på overflaten av det piezoelektriske elementet 530 kan bli detektert i tidsdomenet ved å observere den frie dempningen av torsjonsoscillasjon av det piezoelektriske elementet 530 eller i frekvensdomenet ved å anvende en føler 580. Dempingsraten til skjærbølgene i fluidet 220 kan bli anvendt for å karakterisere egenskaper ved fluidet 220. Dempningen av skjærbølgene kan bli estimert fra endringen i bevegelsen til det piezoelektriske elementet 530 når fluidet 220 motvirker vibrasjonsbevegelsen av det piezoelektriske elementet 530. Endringen i bevegelsen til det piezoelektriske elementet 530 kan bli estimert ved føleren 580. Mengden og/eller raten av endring i bevegelsen til det piezoelektriske elementet 530 kan bli anvendt for å bestemme reologiske egenskaper ved fluidet 220. [0015] Figure 5 shows an example of an embodiment where the analyzer 500 includes a housing 510, such as a pipe part, arranged to receive a fluid 220. The fluid 220 can enter the housing 510 through an inlet 524 (upstream) and exit through a outlet 528 (downstream). In some embodiments, inlet 524 and outlet 528 may be reversible. A piezoelectric element 530 may be attached or operatively connected to the interior of the housing 510. The piezoelectric element 530 may be of any piezoelectric material, including but not limited to one or more of: (i) quartz, (ii) lithium -niobate, (iii) langasite and (iv) GaP04. The piezoelectric material can be selected based on the intended operating environment. The piezoelectric element 530 may be covered by a conductive layer 550. The conductive layer 550 may be grounded or biased through an electrical connection 540 with the housing 510. The element 530 may be arranged inside the housing 510 in such a way that it is surrounded by fluid 220. A pair of electrodes 560 may be arranged inside the housing 510 and radially concentric with the piezoelectric element 530. The electrodes 560 may include an insulating layer 565 to protect the electrodes from contact with the fluid 220. One or more of the connection points 540 may be operatively connected to a sensor 580 arranged to measure changes in the movement of the piezoelectric element 530.1 operation, a power source (not shown) may activate the electrodes 560 to generate vibrations in the piezoelectric element 530. The movement of the piezoelectric element 530 may generate a shear wave in the fluid 220. Viscous damping of the fluid 220 on the surface of the piezoelectric element 530 can be detected in the time domain by observing the free damping of torsional oscillation of the piezoelectric element 530 or in the frequency domain by using a sensor 580. The damping rate of the shear waves in the fluid 220 can be used to characterize properties of the fluid 220. The damping of the shear waves can be estimated from the change in the movement of the piezoelectric element 530 when the fluid 220 counteracts the vibrational movement of the piezoelectric element 530. The change in the movement of the piezoelectric element 530 can be estimated by the sensor 580. The amount and/or rate of change in the movement of the piezoelectric element 530 can be used to determine rheological properties of the fluid 220.
[0016] Figur 6 viser en annen utførelsesform av analysatoren 500 som anvender et piezoelektrisk element 530 som er innsatt i fluidet 220 slik at fluidet strømmer på tvers av det piezoelektriske elementet 530 heller enn langs dets lengde (figur 5). Elektrodene 560 kan være anordnet utenfor huset 510 og kan være isolert fra fluidet 220 av en isolator 665. Det piezoelektriske elementet 530 kan være delvis innesluttet i isolatoren 665. Den delen av det piezoelektriske elementet 530 som ikke er innesluttet i isolatoren 665 kan ha et ledende lag 550 for å isolere det piezoelektriske elementet 530 fra fluidet 220. Isolatoren 665 kan være innrettet for å motta en føler 580 som kan være operativt koblet til det piezoelektriske elementet 530 og kan estimere impedansen til det piezoelektriske elementet 530.1 noen utførelsesformer reagerer føleren 580 på bevegelsen til det piezoelektriske elementet 530.1 noen utførelsesformer kan en beskyttende skjerm eller sil 690 omgi det piezoelektriske elementet 530 for å redusere skade som følge av partikler i fluidet 220. [0016] Figure 6 shows another embodiment of the analyzer 500 which uses a piezoelectric element 530 which is inserted in the fluid 220 so that the fluid flows across the piezoelectric element 530 rather than along its length (Figure 5). The electrodes 560 may be arranged outside the housing 510 and may be isolated from the fluid 220 by an insulator 665. The piezoelectric element 530 may be partially enclosed in the insulator 665. The part of the piezoelectric element 530 which is not enclosed in the insulator 665 may have a conductive layer 550 to isolate the piezoelectric element 530 from the fluid 220. The isolator 665 may be adapted to receive a sensor 580 that may be operatively connected to the piezoelectric element 530 and may estimate the impedance of the piezoelectric element 530. In some embodiments, the sensor 580 responds to the movement to the piezoelectric element 530.1 some embodiments, a protective screen or strainer 690 may surround the piezoelectric element 530 to reduce damage from particles in the fluid 220.
[0017] Figur 7 viser et eksempel på en fremgangsmåte 700 ifølge én utførelsesform av foreliggende oppfinnelse. I fremgangsmåten 700 kan en fluidanalysator 200 bli plassert inne i et borehull 12 i trinn 710.1 noen utførelsesformer kan fluidanalysatoren 200 være innrettet for permanent installasjon nedihulls. Deretter, i trinn 720, kan fluidet 220 bli ført inn i fluidanalysatoren 200 fra borehullet 12 eller en prøvetakingsanordning 110.1 trinn 730, som er valgfritt, kan fluidet 220 passere en magnetisk fanger 290 (tilveiebragt i noen utførelsesformer) innrettet for å redusere mengden magnetiske partikler i fluidet 220.1 trinn 740 kan magnetfeltkilden 260 bli aktivisert til å påtrykke et pulset magnetfelt på elementet 230, som kan bevirke elementet 230 til å vibrere i minst én modus. Fluidet 220 som er ført inn i fluidanalysatoren 200 kan være i ro eller strømme mens magnetfeltkilden 260 er aktivisert. Bruk av en magnetfeltkilde for å påtrykke et magnetfelt på elementet er kun et eksempel, ettersom andre energikilder kan bli anvendt for å påtrykke energi på elementet. I noen utførelsesformer kan den minst ene vibrasjonsmodusen være én av: (i) torsjonsvibrasjon, (ii) sideveis vibrasjon og (iii) torsjonsvibrasjon og sideveis vibrasjon. I noen utførelsesformer, i stedet for magnetfeltkilden 260, kan elektroder 560 bli aktivisert for å sette det piezoelektriske elementet 530 i vibrasjon. I trinn 750 genererer en føler 280, 380 som reagerer på mekanisk bevegelse eller magnetiske fluktuasjoner som følge av vibrasjonen av elementet 230 informasjon som indikerer bevegelsen og sender informasjonen til minst én prosessor. I trinn 760 estimerer minst én prosessor dempningen forårsaket av fluidet 220 basert på signalet fra føleren 280, 380.1 noen utførelsesformer kan trinn 750, i stedet eller i tillegg, inkludere å estimere energien som forbrukes av magnetfeltkilden 260 for å påtrykke magnetfeltet på elementet 230. [0017] Figure 7 shows an example of a method 700 according to one embodiment of the present invention. In method 700, a fluid analyzer 200 can be placed inside a borehole 12 in step 710.1 In some embodiments, the fluid analyzer 200 can be arranged for permanent downhole installation. Then, in step 720, the fluid 220 may be introduced into the fluid analyzer 200 from the wellbore 12 or a sampling device 110.1 step 730, which is optional, the fluid 220 may pass a magnetic trap 290 (provided in some embodiments) arranged to reduce the amount of magnetic particles in the fluid 220.1 step 740, the magnetic field source 260 can be activated to apply a pulsed magnetic field to the element 230, which can cause the element 230 to vibrate in at least one mode. The fluid 220 that is introduced into the fluid analyzer 200 can be at rest or flow while the magnetic field source 260 is activated. Using a magnetic field source to apply a magnetic field to the element is only an example, as other energy sources can be used to apply energy to the element. In some embodiments, the at least one vibration mode may be one of: (i) torsional vibration, (ii) lateral vibration, and (iii) torsional vibration and lateral vibration. In some embodiments, instead of the magnetic field source 260, electrodes 560 may be activated to vibrate the piezoelectric element 530. In step 750, a sensor 280, 380 responsive to mechanical movement or magnetic fluctuations resulting from the vibration of the element 230 generates information indicative of the movement and sends the information to at least one processor. In step 760, at least one processor estimates the attenuation caused by the fluid 220 based on the signal from the sensor 280, 380. In some embodiments, step 750 may instead or additionally include estimating the energy consumed by the magnetic field source 260 to apply the magnetic field to the element 230.
[0018] Figur 8 viser et flytdiagram av et eksempel på en fremgangsmåte 800 ifølge én utførelsesform av foreliggende oppfinnelse. I trinn 810 kan elementet 530 i fluidanalysatoren 500 bli dykket ned i fluid 220. I noen utførelsesformer kan fluidanalysatoren 500 bli utplassert i et borehull 12.1 trinn 820 kan et elektrisk signal bli påtrykket på elementet 530 som bevirker elementet 530 til å vibrere i minst én modus. I trinn 830 kan føleren 580 generere informasjon om dempningen av bevegelsen til elementet 530 som følge av fluidet 220.1 trinn 840 estimerer minst én prosessor minst én parameter av interesse basert på informasjonen fra føleren 580. [0018] Figure 8 shows a flow diagram of an example of a method 800 according to one embodiment of the present invention. In step 810, element 530 of fluid analyzer 500 may be immersed in fluid 220. In some embodiments, fluid analyzer 500 may be deployed in a borehole 12.1 step 820, an electrical signal may be applied to element 530 that causes element 530 to vibrate in at least one mode . In step 830, the sensor 580 may generate information about the damping of the movement of the element 530 as a result of the fluid 220.1 step 840 at least one processor estimates at least one parameter of interest based on the information from the sensor 580.
[0019] Mens beskrivelsen over er rettet de foretrukne utførelsesformer av oppfinnelsen vil forskjellige modifikasjoner sees av fagmannen. Det er meningen at alle variasjoner skal inkluderes av beskrivelsen over. [0019] While the description above is directed to the preferred embodiments of the invention, various modifications will be seen by those skilled in the art. All variations are intended to be included by the description above.
Claims (20)
Applications Claiming Priority (3)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US39086710P | 2010-10-07 | 2010-10-07 | |
| US13/252,756 US20120085161A1 (en) | 2010-10-07 | 2011-10-04 | Torsionally vibrating viscosity and density sensor for downhole applications |
| PCT/US2011/054919 WO2012047995A2 (en) | 2010-10-07 | 2011-10-05 | Torsionally vibrating viscosity and density sensor for downhole applications |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| NO20130260A1 true NO20130260A1 (en) | 2013-02-28 |
Family
ID=45924062
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| NO20130260A NO20130260A1 (en) | 2010-10-07 | 2013-02-15 | Rotary vibrating viscosity and density sensor for downhole applications |
Country Status (5)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US20120085161A1 (en) |
| BR (1) | BR112013007129A2 (en) |
| GB (1) | GB2497446A (en) |
| NO (1) | NO20130260A1 (en) |
| WO (1) | WO2012047995A2 (en) |
Families Citing this family (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US10443378B2 (en) | 2012-08-31 | 2019-10-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Apparatus and method for downhole in-situ determination of fluid viscosity |
| EP2875332A4 (en) * | 2012-08-31 | 2016-03-16 | Halliburton Energy Services Inc | Apparatus and method for downhole in-situ determination of fluid viscosity |
| MX2017003511A (en) | 2014-09-16 | 2017-06-21 | Halliburton Energy Services Inc | Downhole formation fluid viscometer sensor. |
| US9617845B2 (en) * | 2014-10-10 | 2017-04-11 | Baker Hughes Incorporated | Resonator assembly limiting magnetic particle accumulation from well fluids |
| AU2019466267A1 (en) | 2019-09-17 | 2021-11-25 | Halliburton Energy Services, Inc. | Strain sensor based downhole fluid density measurement tool |
| US11899034B2 (en) | 2022-01-19 | 2024-02-13 | Saudi Arabian Oil Company | Method and device for measuring fluid density |
Family Cites Families (12)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4025433A (en) * | 1976-01-22 | 1977-05-24 | Barnes Drill Co. | Magnetic separating apparatus |
| US6494079B1 (en) * | 2001-03-07 | 2002-12-17 | Symyx Technologies, Inc. | Method and apparatus for characterizing materials by using a mechanical resonator |
| US6910366B2 (en) * | 2001-08-24 | 2005-06-28 | Endress + Hauser Flowtec Ag | Viscometer |
| DE10218937B4 (en) * | 2002-04-27 | 2013-04-25 | Schaeffler Technologies AG & Co. KG | Protective device for a rolling bearing with speed measurement |
| US7721590B2 (en) * | 2003-03-21 | 2010-05-25 | MEAS France | Resonator sensor assembly |
| DE10331730A1 (en) * | 2003-07-11 | 2005-01-27 | Endress + Hauser Gmbh + Co. Kg | Field unit for measuring density, viscosity or height of a medium in a tank has a vibration unit made up of three vibration bodes with a clamping region for transferring reaction forces and moments to a process connection |
| US20070186684A1 (en) * | 2003-07-24 | 2007-08-16 | Pham Nghieu Q | Vibrating tube mass flow meter |
| US7222671B2 (en) * | 2004-12-23 | 2007-05-29 | Schlumberger Technology Corporation | Apparatus and method for formation evaluation |
| DK1698880T3 (en) * | 2005-03-04 | 2012-01-16 | Schlumberger Technology Bv | Density and viscosity sensor |
| DK1804048T3 (en) * | 2005-12-30 | 2010-09-06 | Sclumberger Technology B V | Density and viscosity sensor |
| US20090120168A1 (en) * | 2007-11-08 | 2009-05-14 | Schlumberger Technology Corporation | Microfluidic downhole density and viscosity sensor |
| US8434356B2 (en) * | 2009-08-18 | 2013-05-07 | Schlumberger Technology Corporation | Fluid density from downhole optical measurements |
-
2011
- 2011-10-04 US US13/252,756 patent/US20120085161A1/en not_active Abandoned
- 2011-10-05 GB GB1302829.5A patent/GB2497446A/en not_active Withdrawn
- 2011-10-05 WO PCT/US2011/054919 patent/WO2012047995A2/en active Application Filing
- 2011-10-05 BR BR112013007129A patent/BR112013007129A2/en not_active Application Discontinuation
-
2013
- 2013-02-15 NO NO20130260A patent/NO20130260A1/en not_active Application Discontinuation
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| GB201302829D0 (en) | 2013-04-03 |
| WO2012047995A2 (en) | 2012-04-12 |
| BR112013007129A2 (en) | 2016-06-14 |
| WO2012047995A3 (en) | 2012-06-14 |
| US20120085161A1 (en) | 2012-04-12 |
| GB2497446A (en) | 2013-06-12 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| NO20130260A1 (en) | Rotary vibrating viscosity and density sensor for downhole applications | |
| CA2684293C (en) | A vibrating wire viscosity sensor | |
| AU2013394872B2 (en) | Method and device for the concurrent determination of fluid density and viscosity in-situ | |
| RU2593440C2 (en) | Density meter fluid containing single magnet | |
| US10030506B2 (en) | Downhole fluid monitoring system having colocated sensors | |
| US9739142B2 (en) | Fiber optic vibration monitoring | |
| WO2016065009A1 (en) | Three-phase flow identification and rate detection using acoustic guide array | |
| US10012077B2 (en) | Downhole sensor for formation fluid property measurement | |
| NO347695B1 (en) | Formation measurements using nonlinear guided waves | |
| WO2011011512A2 (en) | Detector for characterizing a fluid | |
| EP3259446B1 (en) | Determining the density and viscosity of a fluid using an electromagnetic force contactless driven densitoviscous sensor | |
| NO20131034A1 (en) | Surface wave sensor for borehole applications | |
| US10428648B2 (en) | Downhole formation fluid viscometer sensor | |
| NO20130391A1 (en) | Method and apparatus for estimating down-well viscosity and density using a relaxed vibrating electrically conductive element | |
| US10876398B2 (en) | Fluid viscometer suitable for downhole use | |
| US20180328830A1 (en) | Using Offset Parameters in Viscosity Calculations |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| FC2A | Withdrawal, rejection or dismissal of laid open patent application |