NO334153B1 - Nede-i-hulls densitometer - Google Patents

Nede-i-hulls densitometer Download PDF

Info

Publication number
NO334153B1
NO334153B1 NO20023328A NO20023328A NO334153B1 NO 334153 B1 NO334153 B1 NO 334153B1 NO 20023328 A NO20023328 A NO 20023328A NO 20023328 A NO20023328 A NO 20023328A NO 334153 B1 NO334153 B1 NO 334153B1
Authority
NO
Norway
Prior art keywords
frequency
fluid
sample
vibration
tube
Prior art date
Application number
NO20023328A
Other languages
English (en)
Other versions
NO20023328D0 (no
NO20023328L (no
Inventor
James Robert Birchak
Mark Anton Proett
Michael T Pelletier
Thomas Edward Ritter
Bruce H Storm
Original Assignee
Halliburton Energy Serv Inc
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Halliburton Energy Serv Inc filed Critical Halliburton Energy Serv Inc
Publication of NO20023328D0 publication Critical patent/NO20023328D0/no
Publication of NO20023328L publication Critical patent/NO20023328L/no
Publication of NO334153B1 publication Critical patent/NO334153B1/no

Links

Classifications

    • GPHYSICS
    • G01MEASURING; TESTING
    • G01FMEASURING VOLUME, VOLUME FLOW, MASS FLOW OR LIQUID LEVEL; METERING BY VOLUME
    • G01F1/00Measuring the volume flow or mass flow of fluid or fluent solid material wherein the fluid passes through a meter in a continuous flow
    • G01F1/76Devices for measuring mass flow of a fluid or a fluent solid material
    • G01F1/78Direct mass flowmeters
    • G01F1/80Direct mass flowmeters operating by measuring pressure, force, momentum, or frequency of a fluid flow to which a rotational movement has been imparted
    • G01F1/84Coriolis or gyroscopic mass flowmeters
    • G01F1/8409Coriolis or gyroscopic mass flowmeters constructional details
    • G01F1/8413Coriolis or gyroscopic mass flowmeters constructional details means for influencing the flowmeter's motional or vibrational behaviour, e.g., conduit support or fixing means, or conduit attachments
    • EFIXED CONSTRUCTIONS
    • E21EARTH DRILLING; MINING
    • E21BEARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B47/00Survey of boreholes or wells
    • E21B47/06Measuring temperature or pressure
    • EFIXED CONSTRUCTIONS
    • E21EARTH DRILLING; MINING
    • E21BEARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B47/00Survey of boreholes or wells
    • E21B47/10Locating fluid leaks, intrusions or movements
    • E21B47/107Locating fluid leaks, intrusions or movements using acoustic means
    • EFIXED CONSTRUCTIONS
    • E21EARTH DRILLING; MINING
    • E21BEARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B49/00Testing 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
    • E21B49/08Obtaining fluid samples or testing fluids, in boreholes or wells
    • EFIXED CONSTRUCTIONS
    • E21EARTH DRILLING; MINING
    • E21BEARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B49/00Testing 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
    • E21B49/08Obtaining fluid samples or testing fluids, in boreholes or wells
    • E21B49/087Well testing, e.g. testing for reservoir productivity or formation parameters
    • E21B49/0875Well testing, e.g. testing for reservoir productivity or formation parameters determining specific fluid parameters
    • GPHYSICS
    • G01MEASURING; TESTING
    • G01FMEASURING VOLUME, VOLUME FLOW, MASS FLOW OR LIQUID LEVEL; METERING BY VOLUME
    • G01F1/00Measuring the volume flow or mass flow of fluid or fluent solid material wherein the fluid passes through a meter in a continuous flow
    • G01F1/76Devices for measuring mass flow of a fluid or a fluent solid material
    • G01F1/78Direct mass flowmeters
    • G01F1/80Direct mass flowmeters operating by measuring pressure, force, momentum, or frequency of a fluid flow to which a rotational movement has been imparted
    • G01F1/84Coriolis or gyroscopic mass flowmeters
    • G01F1/8409Coriolis or gyroscopic mass flowmeters constructional details
    • G01F1/8436Coriolis or gyroscopic mass flowmeters constructional details signal processing
    • GPHYSICS
    • G01MEASURING; TESTING
    • G01FMEASURING VOLUME, VOLUME FLOW, MASS FLOW OR LIQUID LEVEL; METERING BY VOLUME
    • G01F1/00Measuring the volume flow or mass flow of fluid or fluent solid material wherein the fluid passes through a meter in a continuous flow
    • G01F1/76Devices for measuring mass flow of a fluid or a fluent solid material
    • G01F1/78Direct mass flowmeters
    • G01F1/80Direct mass flowmeters operating by measuring pressure, force, momentum, or frequency of a fluid flow to which a rotational movement has been imparted
    • G01F1/84Coriolis or gyroscopic mass flowmeters
    • G01F1/845Coriolis or gyroscopic mass flowmeters arrangements of measuring means, e.g., of measuring conduits
    • G01F1/8468Coriolis or gyroscopic mass flowmeters arrangements of measuring means, e.g., of measuring conduits vibrating measuring conduits
    • G01F1/849Coriolis or gyroscopic mass flowmeters arrangements of measuring means, e.g., of measuring conduits vibrating measuring conduits having straight measuring conduits
    • G01F1/8495Coriolis or gyroscopic mass flowmeters arrangements of measuring means, e.g., of measuring conduits vibrating measuring conduits having straight measuring conduits with multiple measuring conduits
    • GPHYSICS
    • G01MEASURING; TESTING
    • G01HMEASUREMENT OF MECHANICAL VIBRATIONS OR ULTRASONIC, SONIC OR INFRASONIC WAVES
    • G01H11/00Measuring mechanical vibrations or ultrasonic, sonic or infrasonic waves by detecting changes in electric or magnetic properties
    • G01H11/02Measuring mechanical vibrations or ultrasonic, sonic or infrasonic waves by detecting changes in electric or magnetic properties by magnetic means, e.g. reluctance
    • GPHYSICS
    • G01MEASURING; TESTING
    • G01NINVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
    • G01N11/00Investigating flow properties of materials, e.g. viscosity, plasticity; Analysing materials by determining flow properties
    • G01N11/10Investigating flow properties of materials, e.g. viscosity, plasticity; Analysing materials by determining flow properties by moving a body within the material
    • G01N11/16Investigating 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
    • G01N11/162Oscillations being torsional, e.g. produced by rotating bodies
    • G01N11/167Sample holder oscillates, e.g. rotating crucible
    • GPHYSICS
    • G01MEASURING; TESTING
    • G01NINVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
    • G01N9/00Investigating density or specific gravity of materials; Analysing materials by determining density or specific gravity
    • G01N9/002Investigating 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
    • G01N2009/006Investigating 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 vibrating tube, tuning fork

Description

Den foreliggende oppfinnelse vedrører generelt innretninger og fremgangsmåter til måling av fluidtetthet og andre fluidstrømegenskaper i en strøm, hvor fluid skal bety enhver væske, gass eller blanding av dette, inkludert de som inneholder faststoffer. Mer bestemt vedrører den foreliggende oppfinnelse en meget nøyaktig tetthets- og viskosi-tetsmåleinnretning som er egnet til bruk i omgivelser med høy temperatur, høyt trykk, og kraftige støt, så som man møter i en oljebrønn.
Det er mange tilfeller i industrielle prosesser og reguleringer for håndtering av strøm-mende fluider hvor tettheten i det strømmende fluid må bestemmes nøyaktig. En bestemt anvendelse er ved identifikasjonen av reservoarfluider som strømmer i en brønn. Vann finnes ofte sammen med råoljen i enkelte vanlige geologiske formasjoner. Begge substansene blir så sådan ofte pumpet opp sammen i en virksom oljebrønn, og vannet blir til slutt separert ut fra råoljen ved en nedstrøms lokalisering. Det er ønskelig å bestemme mengden olje som forekommer i en strøm av olje og vann som strømmer fra en formasjon. For nøyaktig å bestemme mengden råolje som utvinnes fra en formasjon, kan det brukes en "nettooljedatamaskin" for å skaffe kunnskap om mengden råolje. "Nettooljedatamaskinen" bestemmer den samlede volumstrømhastighet til strømmen og beregner strømmens oljeandel (basert på tetthetsmålinger) for å bestemme netto olje-mengde som kommer fra formasjonen. Gitt de store mengder råolje som vanligvis er involvert, kan enhver liten unøyaktighet ved måling av tettheten på en uheldig måte akkumuleres over et forholdsvis kort tidsintervall, slik at det fremkommer en stor feil i en måling av det samlede volum.
En annen særlig anvendelse av tetthetsmålinger er å bestemme massestrømhastigheten i et fluidmedium. Massestrømhastigheten kan beregnes som et produkt av en fluidtetthet (bestemt av en tetthetsmåler) og en volumstrømhastighet til fluidet (målt med en volu-metrisk strømningsmåler). Det er pr. i dag tilgjengelig massestrømmålere så som masse-strømmålere som baserer seg på Coriolis-kraften eller konvektiv treghetskraft, og mas-sestrømmålere som anvender en termisk sonde. Selv om de funksjonerer utmerket ved måling av massestrøm til fluider med lav viskositet, virker disse typer massestrømmåle-re dårlig ved måling av strøm til meget viskøse fluider. Fluidets viskositet introduserer feil i datainnsamlingen for massestrømhastigheten. En av de mer lovende måter til måling av massestrømhastigheten er å kombinere en nøyaktig tetthetsmåler og en pålitelig volumstrømmåler av fortrengningstypen. Denne kombinasjonen virker særlig godt ved måling av massestrømhastigheter til høyviskøse fluider eller blandinger av fluider og gasser.
Massestrømmålere basertpå Coriolis kan benyttes til å måle tettheten til et ukjent pro-sessfluid. Generelt, i henhold til læren eksempelvis i U.S. patent nr. 4,491,025, kan en Coriolis-måler inneholder to parallelle rør, som hvert typisk er et U-formet strømnings-rør. Hvert strømningsrør drives slik at det svinger om en akse. Når prosessfluidet strømmer gjennom hvert svingende strømningsrør, frembringes det som en reaksjon på bevegelse av fluidet Coriolis-krefter som er orientert vinkelrett på planet til fluidets vin-kelhastighet i røret. Disse Coriolis-kreftene som er frembragt som en reaksjon bevirker at hvert rør vris om en torsjonsakse, som for U-formede strømningsrør står normalt på dets bøyeakse. Nettoeffekten er en liten deformasjon og utbøying av røret som er proporsjonal med fluidets massestrømhastighet. Denne deformasjonen måles vanligvis som en liten differanse mellom utbøyingen ved rørenes innløpsender og utbøyingen ved ut-løpsendene. Begge rør drives i motsatte retninger, slik at hvert rør oppfører seg som en separat tind i en stemmegaffel, og derved på en fordelaktig måte eliminerer eventuelle uønskede vibrasjoner som ellers kunne skjule Coriolis-kreftene. Resonansfrekvensen som hvert strømningsrør svinger med avhenger av dets totale masse, dvs. massen av selve det tomme rør pluss massen av fluidet som strømmer gjennom det. Ettersom den samlede masse varierer når tettheten til fluidet som strømmer gjennom røreet varierer, vil resonansfrekvensen likeledes variere ved enhver endring i tetthet.
Som særlig angitt i læren i U.S. patent nr. 4,491,009, er tettheten til et ukjent fluid som strømmer gjennom et svingende strømningsrør proporsjonal med kvadratet av den periode som røret svinger med. Selv om kretsen som er beskrevet i dette patent kan tilveiebringer nøyaktige tetthetsmålinger, har den uheldigvis flere ulemper. For det første, er det ved visse anvendelser nødvendig med tetthetsmålinger som har en nøyaktighet på en 10 000-del. En nøyaktighet i denne størrelsesorden er generelt ikke mulig ved hjelp av en analog krets, med mindre det benyttes meget nøyaktige analoge komponenter. Slike komponenter er nokså kostbare. For det annet, kan den analoge krets som er beskrevet i dette patent ikke kalibreres uavhengig for kompensasjon for endringer i karakteristikkene til de elektroniske komponenter, så som forskyvning, drift, elding og lignende. Spesi-fikt kalibreres denne kretsen med "enkeltstående kalibrering" ("lumped" basis), dvs. ved først å føre et kjent fluid, så som vann, gjennom måleren, og deretter justere kretsen til å tilveiebringe den korrekte tetthetsavlesing ved sin utgang. Denne prosessen kompense-rer for eventuelle feil som opptrer ved kalibreringstidspunktet, som enten skyldes fysis-ke feil ved måling av tettheten ved bruk av en Coriolis-massestrømmåler eller feil gene-rert ved endring av karakteristikkene i selve de elektriske komponenter. Uheldigvis, etter at kretsen har blitt kalibrert på denne måte, vil komponentenes karakteristikker deretter endres over tid, og dermed innføre feil i tetthetsavlesningene som frembringes av kretsen. Dette vil i sin tur til slutt nødvendiggjøre en fullstendig omkalibrering.
U.S. patent nr. 3,831,433 omhandler en innretning for måling av væsketetthet og masse-strøm. Denne innretningen omfatter et prøverør for mottak av prøvevæsken som vil vibrere ved karakteristiske frekvenser avhengig av væsketettheten.
U.S. patent nr. 4,655,075 omhandler et vibrerende prøverør for måling av væsketetthet, der resonansfrekvensen blir fanget opp ved hjelp av elektronisk utstyr.
U.S. patent nr. 3,688,188 omhandler et system som bruker en resonanssensor for å bestemme væsketettheten i et rør.
Alle densimetere kalibreres generelt ved bruk av et kalibreringsfluid som har en kjent tetthet. Denne tettheten er spesifisert ved en viss temperatur. Uheldigvis varierer tettheten til de fleste fluider med temperaturen; enkelte fluider oppviser en betydelig variasjon, mens andre fluider oppviser relativt liten variasjon. Følgelig krever mange densimetere som er tilgjengelige pr. i dag at temperaturen til kalibreringsfluidet må kontrolle-res nøye før fluidet injiseres inn i densimeteret for kalibrering. Dette nødvendiggjør at beholderen som oppbevarer fluidet på plasseres i et temperaturbad i en tilstrekkelig lang tidsperiode til at fluidet stabiliseres til en ønsket temperatur. I tillegg må det gjøres for-anstaltninger for å sikre at temperaturen i fluidet ikke endres når fluidet pumpes gjennom måleren. Nøyaktig kontroll av temperaturen til et fluid og deretter nøyaktig opp-rettholdelse av dets temperatur, mens fluidet pumpes gjennom måleren, er både en kost-bar og kjedsommelig prosess.
Det kan av det foregående forstås at det innen fagområdet er et behov for et meget nøy-aktig densimeter som kan brukes under tilstander med høy temperatur, høyt trykk, støt og vibrasjoner som er et brønnhull; som bruker relativt rimelige komponenter; som hovedsakelig eliminerer en hver feil forårsaket av endring i karakteristikkene til noen av de elektroniske komponenter; og som virksomt eliminerer feilene som er forbundet med de virkninger temperatur og trykk har på systemet.
Det er følgelig her beskrevet en måleinnretning til bestemmelse av fluidegenskaper fira
vibrasjonsrfekvenser til et prøvehulrom og et referansehulrom. I en utførelse inkluderer måleinnretningen et prøvestrømningsrør, et referansestrømningsrør, vibrasjonskilder og detektorer som er montert på rørene, og en målemodul. Prøvestrømningsrøret mottar en
strøm av prøvefluid for karakterisering. Referansestrømningsrøret fylles med et referansefluid som har velkarakteriserte egenskaper. Referansestrømningsrøret kan trykkbalan-seres til det samme trykk som prøven. Målemodulen anvender vibrasjonskildene for generering av vibrasjoner i begge rør. Målemodulen kombinerer signalene fra vibrasjonsdetektorene på rørene for bestemmelse av egenskapene til prøvefluidet, så som tetthet, viskositet, kompressibilitet, vannfraksjon og boblestørrelse. Målemodulen kan videre detektere visse strømningsmønstere, så som eksempelvis væskeplugger.
For å bestemme prøvefluidets tetthet, måler målemodulen differansen mellom resonansfrekvensene til prøvestrømningsrøret og referansestrømningsrøret. Tettheten kan deretter beregnes i henhold til en formel. Andre fluidegenskaper kan bestemmes fra prøverø-rets resonanstoppamplitude, toppbredde og/eller toppform. Variasjon i tetthetsmålingene kan benyttes til å påvise og karakterisere flerfasefluidstrøm. Bruken av et referanse-rør i den beskrevne måleinnretning forventes å sterkt forbedre nøyaktigheten og påliteligheten til måleinnretningen over et område av temperaturer, trykk og støtaksellerasjo-ner, så som de som er i et borehull.
En bedre forståelse av den foreliggende oppfinnelse kan fås når den følgende detaljerte beskrivelse av den foretrukne utførelse gjennomgås sammen med de ledsagende teg-ninger, hvor: Figur IA viser et densimeter ifølge en foretrukket utførelse av den foreliggende oppfinnelse; Figur IB viser en piezoelektrisk vibrasjonskilde; Figur 2 viser en alternativ utførelse av et densimeter ifølge den foreliggende oppfinnelse; Figur 3 viser en graf av en eksemplifiserende resonanstopp; Figur 4 viser en eksemplifiserende målemodul; Figur 5 viser en fremgangsmåte til adaptiv følging av en resonansrfekvens; Figur 6 viser en fremgangsmåte til måling av resonanstoppfrekvens, amplitude og bredde; og
Figur 7 viser en graf av en måletetthet som en funksjon av tid.
Selv om oppfinnelsen kan ha forskjellige modifikasjoner og alternative former, er spesi-fikke utførelser av denne vist som et eksempel på tegningene, hvilket her vil bli beskrevet i detalj. Det skal imidlertid forstås at tegningene og den detaljerte beskrivelse ikke er ment å begrense oppfinnelsen til den bestemte form som er beskrevet, idet meningen tvert i mot er å dekke alle modifikasjoner, ekvivalenter og alternativer som faller innenfor den foreliggende oppfinnelses ramme og ide som angitt i de ledsagende krav.
Med henvisning til figur IA, inkluderer en utførelse av en innretning til måling av tetthet og viskositet i et strømmende fluid generelt et stivt hus 102, to skillevegger 104, festeanordninger 106, strømningsrør 108, vibrasjonskilder 110, vibrasjonsdetektorer 112, og en målemodul (ikke vist). Det stive hus 102 omgir og beskytter et volum som strømningsrørene 108 passerer gjennom, og som reduserer responsen på vibrasjoner som ikke er forbundet med bestemte modi av strømningsrørene. Skilleveggene 104 tet-ter volumet og holder strømningsrørene 108 fast innenfor dette volumet. Festeanord-ningen 106 er anordnet til å holde skilleveggene 104 fast til det stive huset 102. Volumet inneholder fortrinnsvis luft, et vakuum eller en relativt inert gass så som nitrogen eller argon. Hvis det brukes gasser, er de fortrinnsvis ved atmosfærisk trykk når innretningen er ved romtemperatur.
Det stive hus 102, skilleveggene 104, og strømningsrørene 108 er fortrinnsvis laget av materialer som kan motstå trykk på mer enn 20 000 psi (pund pr. kvadrattomme) ved temperaturer på 250°C eller mer. To eksempler på egnede materialer er titan og "Hasta-loy-HA276C". Strømningsrørene 108 kan være sveiset til skilleveggene 104, eller (som omtalt nærmere nedenfor) mekanisk isolert fira skilleveggene 104.
Strømningsrørene 108 er fortrinnsvis rette, ettersom dette reduserer enhver tilbøyelighet til plugging og erosjon av materialer som passerer gjennom strømningsrørene 108. Det forstås imidlertid at bøyde rør av forskjellige former, inkludert "U"-formede rør, kan tilveiebringe større målefølsomheter.
Aktuelle dimensjoner for utførelsen på figur IA er vist i tabell 1:
Det skal imidlertid bemerkes at andre dimensjoner kan brukes uten å avvike fra oppfin-nelsens ramme.
Vibrasjonskildene 110 er piezoelektriske omformere så som de som er vist på figur IB. De inkluderer en klemme 118 for fastholdelse av vibrasjonskilden til strømningsrøret 108, en treghetsmasse eller en "bakside"-masse 114, og et piezoelektrisk lag 116 som er plassert mellom klemmen 118 og treghetsmassen 114. Når en spenning påføres på det piezoelektriske lag 116, ekspanderer laget og driver røret 108 og massen 114 bort fra hverandre. Når spenningen er hovedsakelig fjernet eller snudd, trekker laget seg sammen og trekker røret og massen sammen. Påføring av en svingende spenning på det piezoelektriske lag påfører en vibrasjonsbevegelse på strømningsrøret.
Som omtalt videre nedenfor, har strømningsrøret 108 en resonansfrekvens som avhenger av tettheten til fluidet det inneholder. Når vibrasjonskilden 110 driver strømningsrø-ret 108 ved en resonansfrekvens, når rørets vibrasjon maksimum amplitude (forflytning), og den energi som er påkrevet for å drive vibrasjonen når et lokalt minimum.
Vibrasjonsdetektorene 112 vist på figur IA er piezoelektriske innretninger med en konstruksjon som ligner vibrasjonskildene 110. En piezoelektriske omformer er plassert mellom en klemme og en treghetsmasse. Når den piezoelektriske omformer komprime-res (eksempelvis ved bevegelse av klemmen mot treghetsmassen), genererer den en spenning. Når laget senere gjenopprettes eller utvides (eksempelvis ved bevegelse av klemmen bort fra treghetsmassen) minker spenningen. Vibrasjon av vibrasjonsdetektoren 112 bevirker at detektoren genererer et elektrisk signal som svinger ved en vibrasjonsfrekvens. Amplituden til det elektriske signal øker med vibrasjonens amplitude.
Med henvisning til figur 4, inkluderer en utførelse av målemodulen generelt en digital signalprosessor 402, to spenning-til-frekvensomformere 404, to strømdrivere 406, to filter/forsterkere 408, to amplitudedetektorer 410 og et leselager (ROM) 412. Den digitale signalprosessor 402 kan være konfigurert og styrt av en systemstyreenhet 414 som opererer som respons på aksjoner til brukeren på brukergrensesnittet 416. Systemstyreenheten 414 henter også fortrinnsvis målinger fira den digitale signalprosessor 402 og tilveiebringer dem til brukergrensesnittet 416 for å vise dem til brukeren.
Den digitale signalprosessor 402 utfører fortrinnsvis et sett programinstruksjoner som er lagret i ROM 412. Konfigurasjonsparametere er typisk fremskaffet av program-programmereren, slik at noen aspekter av den digitale signalprosessors operasjon kan brukertilpasses av brukeren via grensesnittet 416 og systemstyreenheten 414. Settet av programinstruksjoner bevirker fortrinnsvis at den digitale signalprosessor 402 utfører tetthetsmålinger i henhold til en eller flere av de fremgangsmåter som er nærmere utde-taljert nedenfor. Den digitale signalprosessor inkluderer fortrinnsvis kretser for digital til analog (D/A) og analog til digital (A/D) omforming, for fremskaffelse og mottak av analoge signaler til komponenter som befinner seg utenfor brikken. Generelt blir mesteparten av de operasjoner som utføres av den digitale signalprosessor innenfor brikken utført på digitale signaler.
Ved utførelse av en eller flere av de fremgangsmåter som er beskrevet nærmere nedenfor, tilveiebringer den digitale signalprosessor 402 et spenningssignal til spenning-til-frekvensomformeren 404. Spenning-til-frekvensomformeren 404 frembringer et frekvenssignal som har en frekvens som er proporsjonal med inngangsspenningen. Strøm-driveren 406 mottar dette frekvenssignal og forsterker det for å drive vibrasjonskilden 110. Vibrasjonskilden 110 bevirker at strømningsrøret vibrerer, og vibrasjonene detekteres av vibrasjonsdetektoren 112. En filter/forsterker 408 mottar detekteringssignalet fira vibrasjonsdetektoren 112, og tilveiebringer noen filtrering og forsterkning av detekteringssignalet før detekteringssignalet føres til amplitudedetektoren 410. Fil-ter/forsterkeren 408 tjener til å isolere vibrasjonsdetektoren 112 fra amplitudedetektoren 410, for å forhindre at amplitudedetektoren 410 elektrisk påvirker vibrasjonsdetektoren 112 og dermed utgunstig påvirker detekteringsfølsomheten. Amplitudedetektoren 410 frembringer et spenningssignal som viser amplituden til detekteringssignalet. Den digitale signalprosessor 402 måler dette spenningssignalet, og er dermed i stand til å bestemme en vibrasjonsamplitude for den valgte fibrasjonsfrekvens.
Målemodulen anvender vibrasjonskildene 110 og vibrasjonsdetektorene 112 til å lokali-sere og karakterisere resonansfrekvensene til strømningsrørene 108. Flere forskjellige fremgangsmåter kan tenkes. I en første fremgangsmåte bevirker målemodulen at vibrasjonskildene 110 utfører et frekvens-"sveip" over området av interesse, og registrerer amplitudeavlesningene fra vibrasjonsdetektorene 112 som en funksjon av frekvensen. Som vist på figur 3, vil et plott av vibrasjonsamplituden mot frekvensen vise en topp ved resonansfrekvensen fo. Resonansfrekvensen kan omformes til en tetthetsmåling, og toppens form kan gi ytterligere informasjon, så som informasjon om viskositet og flerer-fase.
Ved en annen fremgangsmåte, følger målemodulen adaptivt resonansfrekvensen ved brukt av en tilbakemeldingskontrollteknikk. En implementering av denne fremgangsmåten er vist på figur 5. En initial trinnstørrelse for å endre frekvensen velges i blokk 502. Denne trinnstørrelsen kan være positiv eller negativ, for økning hhv. reduksjon av fre kvensen. I blokk 504 aktiveres vibrasjonskilden, og det utføres en initial amplitudemå-ling. I blokk 506 justeres vibrasjonsfrekvensen med en mengde som er bestemt av trinn-størrelsen. I blokk 508 utføres det en måling av amplituden ved den nye frekvensen, og av dette kan det foretas et estimat av den avledede verdi. Den avledede verdi kan estimeres til å være endringen i amplitude dividert med endringen i frekvens, men estimatet inkluderer fortrinnsvis noe filtrering for å redusere virkningen av målestøy. Fra denne estimerte avledede verdi kan det estimeres en avstand og retning til resonanstoppen. Hvis den avledede verdi for eksempel er stor og positiv, er det med henvisning til figur 3 klart at den gjeldende frekvensen er mindre enn resonansfrekvensen, men at resonansfrekvensen er like ved. For små avledede verdier, hvis fortegnet til den avledede verdi endres regelmessig, er den gjeldende frekvens meget nær resonansfrekvensen. For små negative avledede verdier uten noen endringer i fortegn mellom interasjonene, er den gjeldende frekvensen mye høyere enn resonansrfekvensen. Med fornyet henvisning til figur 5, benyttes denne informasjonen til å justere trinnstørrelsen i blokk 510, og den digitale signalprosessor 402 returnerer til blokk 506. Denne fremgangsmåten kan virke best for fremskaffelse av en rask målerespons ved endrede fluidtettheter.
Ved en tredje fremgangsmåte, anvender målemodulen en iterativ teknikk for å søke etter maksimumamplituden når frekvensen varieres diskret. En hver av de velkjente søkeal-goritmer for minima eller maksima kan benyttes. Et illustrativt eksempel vil nå bli beskrevet, men det skal forstås at oppfinnelsen ikke er begrenset til de beskrevne detal-jer. I hovedsak benytter den eksemplifiserte søkemetode en frem- og tilbakesøkemetode hvor målemodulen sveiper over vibrasjonskildefrekvensen fra et halv-amplitudepunkt, over toppen, til det andre halv-amplitudepunktet og tilbake igjen. En implementering av denne metoden er vist på figur 6.1 blokk 602 fremkalles vibrasjoner ved en initial (minimum) frekvens. I blokk 604 blir vibrasjonsamplituden ved den gjeldende vibrasjonsfrekvens målt og satt som en terskel. I blokk 606 økes frekvensen med en forhåndsbe-stemt størrelse, og i blokk 608 måles amplituden ved den nye frekvensen. Blokk 610 sammenligner den målte amplitude med terskelen, og hvis amplituden er større, settes terskelen lik den målte amplitude i blokk 612. Blokkene 606-612 gjentas inntil den målte amplitude faller under terskelen. Ved dette punkt indikerer terskelen den maksimale målte amplitude, hvilken opptrådte ved resonanstoppen. Amplituden og frekvensen registreres i blokk 614. Frekvensen øker og amplitudemålingene fortsetter i blokk 616 og 618, og blokk 620 sammenligner amplitudemålingene med halvparten av den registrerte resonansfrekvens. Blokkene 616-620 gjentas inntil amplitudemålingen faller under
halvparten av resonanstoppamplituden, ved hvilket punkt denne halvamplitudefrekven-sen registreres i blokk 622. Blokkene 624-642 dupliserer operasjoner i de korresponde-
rende blokker 602-622, med unntak av at frekvenssveipet over resonanstoppen skjer i
motsatt retning. For hver kryssing av toppen, registrerer målemodulen resonansamplitu-den og -frekvensen, og deretter registreres den etterfølgende halvamplitudefrekvens. Fra denne informasjon kan toppens bredde og asymmetri bestemmes, og fluidtettheten, vis-kositeten og flerfaseinformasjon kan beregnes.
Målemodulen er en elektronisk krets som kan ha temperatur-, trykk-, og alderavhengige variasjoner. Densimeterkonstruksjonen som en helhet kan også oppvise disse variasjoner. Siden det forventes at densimeteret vil utsettes for ekstreme temperaturer og trykk over innretningens levetid, er det urealistisk å tro at innretningen kan opprettholde et gitt sett av kalibreringsinnstillinger. For å omgå behovet for hyppige omkalibreringer, anordnes et av strømningsrørene 108 som en "vibrasjonsstandard" som har en godt bestemt resonansfrekvens, og resonansfrekvensen i det andre strømningsrøret (heretter benevnt prøvestrømningsrøret) måles i forhold til standard-, eller referansestrømnings-røret. Prøvestrømningsrøret mottar i en ende en strøm av prøvefluid som har en tetthet som skal måles, og strømmen avgis fira den andre enden.
Ettersom egenskapene til vann er meget velkjente, er det foretrukket at referansestrøm-ningsrøret er fylt med vann. Alternativt kan referansestrømningsrøret være fylt med vakuum, en gass, eller en annen substans med velkjente tetthetsegenskaper (for eksempel et referansefaststoff). For de foreliggende formål, anses referanserøret å inneholde vakuum, idet det indre trykk ved romtemperatur er mindre enn 0,05 atmosfærer. Et eventuelt fluid i referansestrømningsrøret utsettes fortrinnsvis for det trykk og den temperatur som er i prøvefluidets omgivelser. Det er fortrinnsvis tilveiebragt termometere og trykkmålere for å bestemme verdiene på denne temperatur og dette trykk.
Målemodulen anvender fortrinnsvis en vibrasjonskilde 110 og en vibrasjonsdetektor 112 som adaptivt følger resonansfrekvensen til referansestrømningsrøret 108. Målemodulen måler deretter frekvensen til vibrasjonssignalet fira prøverøret i forhold til reso-nansfrekvenssignalet fra referanserøret. I en utførelse, adderer målemodulen de to signaler for å fremskaffe et signal som oppviser en støtfrekvens. Støtenes frekvens er lik den (fortegnsløse) differanse mellom resonansfrekvensen og vibrasjonssignalets frekvens. Fortegnet til differansen kan bestemmes på en rekke måter. En måte er å benytte et fluid i referanserøret som er utenfor det forventede tetthetsområde (enten lettere eller tyngre) for prøven. En annen er å justere prøverørets frekvens bort fra dets resonansfrekvens og observere endringen i den målte frekvensdifferanse. For eksempel, hvis en økning i drivfrekvensen resulterer i en økning i frekvensdifferansen, er prøvens resonansfrekvens større enn referansens resonansfrekvens. Alternativt, kan referanserørets drivfrekvens justeres bort med tilsvarende resultater. Tettheten til det ukjente fluidet kan bestemmes fra differansen med fortegn. En fremgangsmåte til å bestemme tettheten til det ukjente fluidet er presentert videre nedenfor.
Med henvisning til figur 2, er det vist en annen utførelse. På figur 2 er strømningsrørene mekanisk isolert fira monteringskonstruksjonen med elastomeriske tetninger 202. Dette gjør at endene kan vibrere fritt, fordi tetningene er myke og utbøyningene er små, men kanskje av større betydning, denne konfigurasjonen kan eliminere mesteparten av den uvedkommende vibrasjonsstøyen fira strømningsrørene. Vibrasjonskildene som er vist for denne utførelse er induktive spoler 204. Elektriske strømmer som passerer gjennom de induktive spoler genererer et magnetfelt som tiltrekker eller frastøter en permanent magnet. Ved å skifte strømretningen med en ønsket vibrasjonsfrekvens, kan magneten tvinges til å vibrere strømningsrørene ved denne frekvensen.
Magnetens posisjon kan måles fra den motelektromotoriske spenning (back EMF)
(elektromotive force) som spolen genererer, slik at de induktive spoler også kan brukes som vibrasjonssensorer. Alternativt kan en separat induktiv spole tjene som en vibrasjonssensor, og det samme kan enhver av en rekke andre posisjonssensorer, inkludert piezoelektriske innretninger, halveffektsensorer, interferensmålere, strekklapper, kapasi-tansmålere, aksellerometere, osv.
Det skal bemerkes at i begge utførelser er vibrasjonskildene og vibrasjonsdetektorene fortrinnsvis montert nær en antinode (punkt for maksimum forflytning fra likevektspo-sisjonen) for den vibrasjonsmodus som det er meningen at de skal eksitere og overvåke. Man kan tenke seg at det kan anvendes mer enn en vibrasjonsmodus (vibrasjonskilden kan eksempelvis veksle mellom flere frekvenser for å fremskaffe informasjon fira høyere harmoniske resonansfrekvenser). Vibrasjonskildene og detektorene er fortrinnsvis posi-sjonert slik at de er nær antinodene for hver av de vibrasjonsmodi som er av interesse.
Lokaliseringene til nodene (punktene med null vibrasjonsamplitude) og antinodene bestemmes av bølgelengden for vibrasjonsmodusen. Frekvensen/og bølgelengden X er relatert til materialets lydhastighet v ved ligningen v =fk.
Den følgende notasjon benyttes for resonansfrekvensens utledning:
A vibrasjonssystemkonstant (22,4 for innspente ender, 22,4 for frie ender, 3,52 for
utkraget i en ende)
A kalibreringskonstant (lbf/(in<3->sec<2>)
B kalibreringskonstant (lbf/(in<3>)
f„ egenfrekvens (Hz)
p periode ved egenfrekvens (sec)
p fluidtetthet (lbf/in<3>)
Pt rørmaterialets tetthet (lbf/in<3>)
fi systemmasse pr. lengdenehet (lbf-sec<2>/in<2>)
fif fluidmasse pr. lengdeenhet (lbf-sec<2>/in<2>)
Ut rørmasse pr. lengdenhet (lbf-sec<2>/in2)
d0rørets utvendige diameter (in)
dtrørets innvendige diameter (in)
/ rørlengde (in)
E rørets elastisitetsmodul (psi)
/ arealtreghetsmoment for rørets tverrsnitt (in<4>)
g gravitasjonskonstant (386,4 in/sec<2>)
Rørets egenfrekvens kan beregnes som følger (se side 1-14 i Shock and Vibration Hand-book, McGraw Hill, NY, 1976):
A er bestemt av systemets geometri, og er 22,4 for den første vibrasjonsmodus i et rør med innspente ender eller frie ender. Arealtreghetsmomentet til et rør (I) er gitt av:
Massen pr. lengdenhet, u, består av rørets vekt og fluidets vekt delt på rørets lengde og gravitasjonskonstanten (g = 386,4 in/sec<2>):
Innsetting av ligning 2 og 5 i ligning 1 gir et estimat for egenfrekvensen:
Løsing av ligning 6 med hensyn på tetthet gir:
Ligning 7 kan uttrykkes ved konstante koeffisienter A og B:
Hvor koeffisientene A og B er bestemt av rørets materialegenskaper og geometri:
I praksis kan konstantene A og B estimeres ved tilpassing av en kalibreringskurve.
Tabell 2 er et eksempel på en beregning av egenfrekvensene for forskjellige konfigura-sjoner og materialer. Frekvensene er beregnet som en funksjon av fiuidspesifikk vekt (p-sg) i et område fira nær 0 (luft) til 2 (tungt slam). Innretningens følsomhet kan define-res som endringen i frekvens fira luft til et tungt slam dividert på en senterfrekvens som er bestemt med vann (spesifikk vekt = 1) i røret. Den utkragede innretning har en føl-somhet på 10,87% og det rette røret på 16" med innspente ender har en noe større føl-somhet på 10,89%. Et rett rør på 6" med innspente ender har en økt frekvens, som med vann (sg = 1) er 1659 Hz. Det skal bemerkes at selv om frekvensen økte, forble følsom-heten uendret (10,89%). Følsomhetsforholdene kan økes til 19% ved å bruke titan, på grunn av dets bedre forhold mellom stivhet og vekt. Når huset er laget av stål, oppviser det en mye høyere egenfrekvens enn rørene (5960 Hz). Det koples således ikke med rørets modi.
Rørenes dominerende egenfrekvens er dominert av rørmaterialet og dets egenskaper. Det skal bemerkes at rørets lengde har den mest betydningsfulle innvirkning på egenfrekvensen. Måleinstrumentets oppløsning (følsomhet) kan økes uttrykt ved frekvens-endring sammenstilt med tetthet ved å redusere rørets vekt eller tetthet.
Ved bruk av ligning 8, kan ps (tettheten til prøvefluidet i prøverøret) uttrykkes ved pr (tettheten til referansefluidet i referanserøret) og Af (den målte frekvensdifferanse):
Det forventes at nøyaktigheten ved denne beregningen kan begrenses av beregnings-nøyaktigheten til A og B og frekvensoppløsningen.
Figur 7 viser et eksempel på tetthetsmålinger som er utført i henhold til den beskrevne fremgangsmåte som en funksjon av tid. Prøvestrømningsrøret fylles initialt med olje, og tetthetsmålingen konvergerer raskt mot en spesifikk vekt på 0,80. Når en blandbar gass føres inn i strømmen, mottar prøverøret en flerfasestrøm, og tetthetsmålingen oppviser en betydelig målevariasjon. Når strømmen hovedsakelig blir gass, danner oljen et grad-vis tynnere belegg på rørets vegg, og tetthetsmålingen konvergerer jevnt mot 0,33. Det skal bemerkes at i flerfasestrømområdet, oppviser tetthetsmålingen en varians som kan kan brukes til å detektere tilstedeværelsen av flere faser.
Luft eller gass som er tilstede i det strømmende fluidet påvirker densimetermålingene. Gass som er godt blandet eller revet med i væsken kan simpelthen kreve litt mer driv-kraft for å holde røret vibrerende. Gass som frigjøres, som danner voider i væsken, vil redusere vibrasjonenes amplitude på grunn av dempingen av det vibrerende røret. Små voidfraksjoner vil forårsake variasjoner i signaler på grunn av lokal variasjon i system-tettheten, og effekttap i fluidet. Resultatet er et variabelt signal som har en omhyllings-kurve som korresponderer med tetthetene i de individuelle faser. I energibegrensede systemer, kan store voidfraksjoner forårsake at røret helt stopper å vibrere når energien som absorberes av fluidet overstiger den som er tilgjengelig. Ikke desto mindre kan væskepluggstrømningstilstander i mange tilfelle detekteres av strømmålerelektronikken, fordi de fremtrer som periodiske endringer i målekarakteristika så som driveffekt, målt tetthet eller amplitude. På grunn av evnen til å detektere bobler, kan det beskrevne densimeter benyttes til å bestemme boblepunkttrykket. Når trykket på prøvefluidet varieres, vil bobler bli dannet ved boblepunkttrykket, og de vil detekteres av den beskrevne innretning.
Hvis en prøve strømmer gjennom røret kontinuerlig under en nede-i-hulls prøvetakings-hendelse, vil fluidene endres fira borehullsslam, til slamfiltrat og kakefragmenter, til hovedsakelig filtrat, og deretter til reservoarfluider (gass, olje eller vann). Når det er tydelig at flere faser strømmer gjennom røret, vil sensorens utgang svinge innenfor et område som er avgrenset av de individuelle fasetettheter. Hvis systemet er godt homo-genisert, vil den rapporterte tetthet nærme seg fluidets bulktetthet. For å forbedre detek-teringen av bulkfluidtettheter, kan de beskrevne måleinnretninger konfigureres til å benytte høyere strømningsrater gjennom røret for å oppnå en statistisk mer signifikant prøvetetthet. Prøvens strømningshastighet gjennom innretningen kan således reguleres til å forbedre detektering av flere faser (ved å redusere strømningshastigheten) eller til å forbedre bestemmelsene av bulktetthet (ved å øke strømningshastigheten). Hvis strøm-ningstilstandene påvirkes for å tillate faseutfellingen og agglomerering (intermitterende strøm eller slippstrøm med lave strømningshastigheter), kan det vibrerende rørsystem konfigureres til å nøyaktig detektere flere faser ved forskjellige trykk og temperaturer. Fluidprøven kan holdes i ro i prøvekammeret eller den kan bringes til å strømme gjennom prøvekammeret.
Toppformer i frekvensspekteret kan tilveiebringe signaturer som muliggjør detektering av gassbobler, blandinger av olje/vann, og slamfiltratpartikler. Disse signaturene kan identifiseres ved bruk av nervesystemlignende nett med "maltilpasnings"-teknikker, eller parameterisk kurvetilpassing kan være foretrukket. Ved bruk av disse teknikker kan det være mulig å bestemme en vannfraksjon fira disse toppformene. Toppformene kan også gi andre fluidegenskaper så som kompressibilitet og viskositet. Effekten som er påkrevet for å opprettholde vibrasjon kan også tjene som en indikator på visse fluidegenskaper.
I tillegg kan resonansfrekvensen (eller en frekvensdifferanse) kombineres med den målte amplituden av vibrasjon til å beregne viskositet av fluidprøven. Tettheten og en andre fluidegenskap (f.eks. viskositet) kan også beregnes fra resonansfrekvensen og en eller
begge av de halv-amplitude frekvenser. Endelig kan vibrasjonsfrekvensen av prøverøret varieres for å bestemme toppformen av prøverørets frekvensrespons, og formen brukes til å bestemme egenskaper ved fluidprøven.
Det beskrevne instrument kan konfigureres til å detektere fluidtyper (fluider kan eksempelvis karakteriseres ved tetthet), flere faser, faseendringer og ytterligere fluidegenskaper så som viskositet og kompressibilitet. Røret kan konfigureres til å være meget føl-somt overfor endringer i prøvetetthet og faser. For eksempel kan strømningsrørene for-mes i en hvilken som helst av en variasjon av bøyede utforminger som tilveiebringer større forflytninger og frekvensfølsomheter. Andre eksiteringskilder kan brukes. Iste-denfor å bruke en variabel frekvensvibrasjonskilde, kan rørene bankes på eller ristes for å bevirke en vibrasjon. Frekvensene og omhyllingskurven for den avtagende vibrasjon vil gi lignende fluidinformasjon og kan tilveiebringe ytterligere informasjon i forhold til den pr. i dag foretrakkede vibrasjonskilde med variabel frekvens.
De beskrevne innretninger kan raskt og nøyaktig tilveiebringe målinger av nede-i-hulls tetthet og trykkgradienter. Gradientinformasjonen forventes å være verdifull ved bestemmelse av reservoartilstander på lokaliseringer som ligger bort fra borehullets umid-delbare nærhet. Særlig kan gradientinformasjonen tilveiebringe identifikasjon av fluider som befinner seg i reservoaret og lokaliseringen(e) av fluidkontakter. Tabell 3 viser eksemplifiserende gradienter som er et resultat av reservoarfluider i en formasjon.
Bestemmelse av fluidkontakter (gass/olje og olje/vann) er av største betydning ved ing-eniørarbeid i forbindelse med reservoarer. En kontinuerlig vertikal søyle kan inneholde soner av gass, olje og vann. Gjeldende fremgangsmåter krever gjentatt prøvetaking av reservoartrykk som en funksjon av sann vertikal dybde for å beregne trykkgradienten (vanligvis psi/ft) i hver sone. En fluidkontakt tilkjennegis ved krysningen mellom gradienter fra to tilstøtende soner (som en funksjon av dybde). Tradisjonelt er to eller flere prøver innenfor en sone nødvendig for å definere trykkgradienten.
Trykkgradienten (Ap/Ah) er relatert til fluidtettheten i en bestemt sone. Dette følger av uttrykket for trykket som utøves av en hydrostatisk søyle med høyde h.
hvor P angir trykk, p angir tetthet, g angir tyngdens aksellerasjon, og h angir høyde.
I en bestemt sone, med trykk fra overliggende lag som er forskjellig fra det som er i en kontinuerlig fluidsøyle, kan fluidets tetthet bestemmes ved måling av trykket ved to eller flere dybder i en sone, og beregne trykkgradienten:
Det nede-i-hulls plasserte densimeter bestemmer imidlertid direkte fluidets tetthet. Dette muliggjør estimering av kontakt med kun et prøvepunkt pr. sone. Hvis flere prøver tas innenfor en sone, forbedres datakvaliteten. Gradientbestemmelsen kan deretter kryssjekkes for feil, som kan forekomme. En høy grad av pålitelighet oppnås når både densimeteret og den klassisk bestemte gradient faller sammen.
Så snart gradienten for hver fluidsone har blitt bestemt, bestemmes krysningene av gra-dientene for tilstøtende soner. Kontaktdybden beregnes som gradientkrysningen ved sann vertikal dybde.
Det skal bemerkes at når den beskrevne innretningen bruker et referansefluid i referan-senrøret, er referansefluidet fortrinnsvis underkastet hovedsakelig samme trykk og temperatur som prøvefluidet. Når referanserøret har en eksiteringskilde montert på røret for å generere vibrasjoner ved referanserøret, kan vibrasjonen av referanserøret også indu-sere vibrasjon av prøverøret.

Claims (13)

1. Nede-i-hulls innretning til bestemmelse av en egenskap for et prøvefluid, hvori innretningen omfatter: et prøverør (108) med en boring som er konfigurert til mottak av en fluidprøve, hvor røret er konfigurert til å vibrere ved en frekvens som er karakteristisk for en eller flere egenskaper ved fluidprøven; en vibrasjonssensor (112) som er konfigurert til å omforme vibrasjoner av prøverøret (108) til et målesignal; en referansestandard som er konfigurert til å tilveiebringe et referansefrekvenssignal; og en målemodul som er konfigurert til mottak av målesignalet og referansefrekvenssigna-let,karakterisert vedat målemodulen bestemmer en resonanstoppform fira målesignalet, og bestemmer fluidegenskapene fira toppens form.
2. Innretning ifølge krav 1,hvori referansestandarden inkluderer et referanserør (108) som har en boring.
3. Innretning ifølge krav 2, hvori referanserørets (108) boring inneholder et vakuum.
4. Innretning ifølge krav 2, hvori referanserørets (108) boring inneholder et referansefaststoff.
5. Innretning ifølge krav 2, hvori referanserørets (108) boring inneholder et referansefluid som utsettes for hovedsakelig det samme trykk og temperatur som prøvefluidet.
6. Innretning ifølge krav 2, hvori den videre omfatter: et andre referanserør med en boring som har innhold som er forskjellig fra det første referanserør, hvori det andre referanserør er konfigurert til å fremskaffe et annet refe-ransesignal til målemodulen.
7. Innretning ifølge kravene 1 eller 2, hvori målemodulen bestemmer en støtfrekvens for måle- og referansesignalene for å bestemme en egenskap ved prøvefluidet.
8. Innretning ifølge et hvilket som helst av de foregående krav, hvori den bestemte egenskapen er viskositet.
9. Innretning ifølge et hvilket som helst av de foregående krav 1 til 7, hvori den bestemte egenskapen er tetthet.
10. Fremgangsmåte til måling av en egenskap ved et fluid, hvori fremgangsmåten omfatter: mottak av et prøvefluid i et prøvehulrom (108); vibrering av prøvehulrommet (108) for fremskaffelse av et vibrasjonssignal som har en vibrasjonsfrekvens for prøverommet; frembringelse av et resonanssignal fira en vibrasjonsstandard, hvor resonanssignalet har en resonansfrekvens; bestemmelse av en frekvensdifferanse mellom resonansfrekvensen og prøvehulrommets vibrasjonsfrekvens; hvori fremgangsmåten erkarakterisertved trinn somomfatter: variering av prøvehulrommets vibrasjonsfrekvens for å bestemme en resonanstoppform for prøvehulrommet; og bestemmelse av fluidegenskapene fra toppens form.
11. Fremgangsmåte ifølge krav 10, hvori bestemmelsen av en frekvensdifferanse omfatter: kombinering av vibrasjonssignalet med resonanssignalet for frembringelse av et støtfre-kvenssignal; og måling av en støtfrekvens i støtfrekvenssignalet.
12. Fremgangsmåte ifølge krav 10 eller 11, hvoriden bestemte egenskapen er viskositet.
13. Fremgangsmåte for anvendelse av innretningen ifølge et hvilket som helst av de kravene 1 til 9, hvori fremgangsmåten omfatter en fremgangsmåte for bestemmelse av en fluidegenskap ifølge et hvilket som helst av de kravene 10 til 12.
NO20023328A 2000-01-13 2002-07-10 Nede-i-hulls densitometer NO334153B1 (no)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US09/482,793 US6378364B1 (en) 2000-01-13 2000-01-13 Downhole densitometer
PCT/US2001/000790 WO2001051898A1 (en) 2000-01-13 2001-01-10 Downhole densitometer

Publications (3)

Publication Number Publication Date
NO20023328D0 NO20023328D0 (no) 2002-07-10
NO20023328L NO20023328L (no) 2002-09-05
NO334153B1 true NO334153B1 (no) 2013-12-23

Family

ID=23917478

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
NO20023328A NO334153B1 (no) 2000-01-13 2002-07-10 Nede-i-hulls densitometer

Country Status (6)

Country Link
US (2) US6378364B1 (no)
EP (1) EP1254352B1 (no)
CA (1) CA2397409C (no)
DE (1) DE60121916T2 (no)
NO (1) NO334153B1 (no)
WO (1) WO2001051898A1 (no)

Families Citing this family (120)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US7623932B2 (en) * 1996-03-28 2009-11-24 Fisher-Rosemount Systems, Inc. Rule set for root cause diagnostics
US7630861B2 (en) * 1996-03-28 2009-12-08 Rosemount Inc. Dedicated process diagnostic device
US8290721B2 (en) 1996-03-28 2012-10-16 Rosemount Inc. Flow measurement diagnostics
US6688176B2 (en) * 2000-01-13 2004-02-10 Halliburton Energy Services, Inc. Single tube densitometer
US7162918B2 (en) * 2001-05-15 2007-01-16 Baker Hughes Incorporated Method and apparatus for downhole fluid characterization using flexural mechanical resonators
US7317989B2 (en) * 2001-05-15 2008-01-08 Baker Hughes Incorporated Method and apparatus for chemometric estimations of fluid density, viscosity, dielectric constant, and resistivity from mechanical resonator data
US6938470B2 (en) * 2001-05-15 2005-09-06 Baker Hughes Incorporated Method and apparatus for downhole fluid characterization using flexural mechanical resonators
AU2007203367B2 (en) * 2001-10-29 2008-03-20 Halliburton Energy Services, Inc. Single tube downhole densitometer
US7005019B2 (en) * 2001-11-26 2006-02-28 Emerson Electric Co. Manufacturing flow meters having a flow tube made of a fluoropolymer substance
US7075062B2 (en) 2001-12-10 2006-07-11 Schlumberger Technology Corporation Apparatus and methods for downhole determination of characteristics of formation fluids
DE10220734C1 (de) * 2002-03-06 2003-04-24 Krohne Ag Basel Massendurchflußmeßgerät
US6748328B2 (en) * 2002-06-10 2004-06-08 Halliburton Energy Services, Inc. Determining fluid composition from fluid properties
DE10237209B4 (de) * 2002-08-14 2004-07-29 Siemens Flow Instruments A/S Durchflußmesseranordnung
US6873916B2 (en) * 2002-10-18 2005-03-29 Symyx Technologies, Inc. Application specific integrated circuitry for controlling analysis of a fluid
US7036362B2 (en) 2003-01-20 2006-05-02 Schlumberger Technology Corporation Downhole determination of formation fluid properties
JP2006520906A (ja) * 2003-03-21 2006-09-14 サイミックス テクノロジーズ, インコーポレイテッド 流体解析の制御用特定用途向け集積回路
US7158897B2 (en) * 2003-03-21 2007-01-02 Symyx Technologies, Inc. Integrated circuitry for controlling analysis of a fluid
US7234519B2 (en) * 2003-04-08 2007-06-26 Halliburton Energy Services, Inc. Flexible piezoelectric for downhole sensing, actuation and health monitoring
US6998999B2 (en) * 2003-04-08 2006-02-14 Halliburton Energy Services, Inc. Hybrid piezoelectric and magnetostrictive actuator
CA2524075A1 (en) * 2003-05-02 2004-11-18 Baker Hughes Incorporated A method and apparatus for an advanced optical analyzer
US7036363B2 (en) * 2003-07-03 2006-05-02 Pathfinder Energy Services, Inc. Acoustic sensor for downhole measurement tool
US6995500B2 (en) * 2003-07-03 2006-02-07 Pathfinder Energy Services, Inc. Composite backing layer for a downhole acoustic sensor
US7513147B2 (en) * 2003-07-03 2009-04-07 Pathfinder Energy Services, Inc. Piezocomposite transducer for a downhole measurement tool
US7075215B2 (en) * 2003-07-03 2006-07-11 Pathfinder Energy Services, Inc. Matching layer assembly for a downhole acoustic sensor
US20070017672A1 (en) * 2005-07-22 2007-01-25 Schlumberger Technology Corporation Automatic Detection of Resonance Frequency of a Downhole System
US7523667B2 (en) * 2003-12-23 2009-04-28 Rosemount Inc. Diagnostics of impulse piping in an industrial process
US7024917B2 (en) * 2004-03-16 2006-04-11 Baker Hughes Incorporated Method and apparatus for an acoustic pulse decay density determination
US7284449B2 (en) * 2004-03-19 2007-10-23 Endress + Hauser Flowtec Ag In-line measuring device
US7040181B2 (en) * 2004-03-19 2006-05-09 Endress + Hauser Flowtec Ag Coriolis mass measuring device
US7194902B1 (en) 2004-12-23 2007-03-27 Schlumberger Technology Corporation Apparatus and method for formation evaluation
US7222671B2 (en) * 2004-12-23 2007-05-29 Schlumberger Technology Corporation Apparatus and method for formation evaluation
GB2421573B (en) * 2004-12-23 2009-09-23 Schlumberger Holdings Apparatus and method for formation evaluation
US20060211981A1 (en) * 2004-12-27 2006-09-21 Integrated Sensing Systems, Inc. Medical treatment procedure and system in which bidirectional fluid flow is sensed
US7216738B2 (en) * 2005-02-16 2007-05-15 Halliburton Energy Services, Inc. Acoustic stimulation method with axial driver actuating moment arms on tines
US7213681B2 (en) * 2005-02-16 2007-05-08 Halliburton Energy Services, Inc. Acoustic stimulation tool with axial driver actuating moment arms on tines
US7702478B2 (en) * 2005-02-28 2010-04-20 Rosemount Inc. Process connection for process diagnostics
BRPI0520150B1 (pt) * 2005-03-29 2017-10-31 Micro Motion, Inc. Coriolis flow meter and method for determining draining characteristics
US8112565B2 (en) 2005-06-08 2012-02-07 Fisher-Rosemount Systems, Inc. Multi-protocol field device interface with automatic bus detection
US20070068225A1 (en) 2005-09-29 2007-03-29 Brown Gregory C Leak detector for process valve
US7913566B2 (en) * 2006-05-23 2011-03-29 Rosemount Inc. Industrial process device utilizing magnetic induction
US7953501B2 (en) * 2006-09-25 2011-05-31 Fisher-Rosemount Systems, Inc. Industrial process control loop monitor
US8788070B2 (en) 2006-09-26 2014-07-22 Rosemount Inc. Automatic field device service adviser
WO2008042290A2 (en) 2006-09-29 2008-04-10 Rosemount Inc. Magnetic flowmeter with verification
US7549319B2 (en) * 2006-11-16 2009-06-23 Halliburton Energy Services, Inc. High pressure resonant vibrating-tube densitometer
US7874220B2 (en) * 2006-11-16 2011-01-25 Abb Patent Gmbh Coriolis mass flowmeter with an oscillatable straight measuring tube
US8132621B2 (en) * 2006-11-20 2012-03-13 Halliburton Energy Services, Inc. Multi-zone formation evaluation systems and methods
EP3029624A1 (en) * 2006-12-01 2016-06-08 SK Planet Co., Ltd. Method and apparatus for providing gift by using communication network and system including the apparatus
US7587936B2 (en) * 2007-02-01 2009-09-15 Smith International Inc. Apparatus and method for determining drilling fluid acoustic properties
WO2008109841A1 (en) 2007-03-07 2008-09-12 Invensys Systems, Inc. Coriolis frequency tracking
MY152694A (en) * 2007-07-10 2014-11-28 Schlumberger Technology Bv Methods of calibrating a fluid analyzer for use in a wellbore
US8898036B2 (en) 2007-08-06 2014-11-25 Rosemount Inc. Process variable transmitter with acceleration sensor
US7861777B2 (en) * 2007-08-15 2011-01-04 Baker Hughes Incorporated Viscometer for downhole pumping
CA2696816C (en) * 2007-08-20 2013-12-24 Halliburton Energy Services, Inc. Apparatus and method for fluid property measurements
US7590511B2 (en) * 2007-09-25 2009-09-15 Rosemount Inc. Field device for digital process control loop diagnostics
US8166801B2 (en) * 2007-09-30 2012-05-01 Los Alamos National Security, Llc Non-invasive fluid density and viscosity measurement
US7983856B2 (en) 2007-10-12 2011-07-19 Eldec Corporation Flow meter
US8511379B2 (en) * 2007-11-13 2013-08-20 Halliburton Energy Services, Inc. Downhole X-ray source fluid identification system and method
CN105043477B (zh) * 2007-12-19 2019-05-07 微动公司 振动流动装置和用于制造振动流动装置的方法
JP2011508210A (ja) * 2007-12-19 2011-03-10 マイクロ モーション インコーポレイテッド 振動式流れデバイスおよび振動式流れデバイスを製作するための方法
GB0725199D0 (en) 2007-12-22 2008-01-30 Precision Energy Services Inc Measurement tool and method of use
US8250924B2 (en) * 2008-04-22 2012-08-28 Rosemount Inc. Industrial process device utilizing piezoelectric transducer
DE102008035877A1 (de) 2008-08-01 2010-02-04 Endress + Hauser Flowtec Ag Meßwandler vom Vibrationstyp
AU2009293404B2 (en) * 2008-09-19 2012-06-28 Halliburton Energy Services, Inc. Apparatus and method for detecting a property of a fluid
US7977924B2 (en) * 2008-11-03 2011-07-12 Rosemount Inc. Industrial process power scavenging device and method of deriving process device power from an industrial process
DE102008044186A1 (de) 2008-11-28 2010-06-02 Endress + Hauser Flowtec Ag Magneteinrichtung sowie Meßaufnehmer vom Vibrationstyp mit einer solchen Magneteinrichtung
DE102008059920B4 (de) * 2008-12-02 2016-07-14 Krohne Meßtechnik GmbH & Co KG Verfahren zum Betreiben eines Resonanzmeßsystems und diesbezügliches Resonanzmeßsystem
US8117907B2 (en) * 2008-12-19 2012-02-21 Pathfinder Energy Services, Inc. Caliper logging using circumferentially spaced and/or angled transducer elements
US8484003B2 (en) * 2009-03-18 2013-07-09 Schlumberger Technology Corporation Methods, apparatus and articles of manufacture to process measurements of wires vibrating in fluids
CN102803923B (zh) * 2009-03-24 2016-03-09 圣克莱尔系统股份有限公司 不具有移动部件的内嵌式粘度计及用于维持所要的粘度的方法
US9341059B2 (en) 2009-04-15 2016-05-17 Schlumberger Technology Corporation Microfluidic oscillating tube densitometer for downhole applications
US9200512B2 (en) * 2009-04-15 2015-12-01 Schlumberger Technology Corporation Formation fluid evaluation
AU2009346364B9 (en) 2009-05-20 2013-01-24 Halliburton Energy Services, Inc. Determining fluid density
US20110100112A1 (en) * 2009-10-30 2011-05-05 Schlumberger Technology Corporation Piezo-based downhole flow meter
WO2011078869A1 (en) 2009-12-23 2011-06-30 Halliburton Energy Services, Inc. Interferometry-based downhole analysis tool
US9388686B2 (en) 2010-01-13 2016-07-12 Halliburton Energy Services, Inc. Maximizing hydrocarbon production while controlling phase behavior or precipitation of reservoir impairing liquids or solids
CA2766252A1 (en) 2010-03-29 2011-10-06 Halliburton Energy Services, Inc. Apparatus and methods of determining fluid viscosity
CA2794711C (en) 2010-06-01 2016-02-16 Halliburton Energy Services, Inc. Spectroscopic nanosensor logging systems and methods
GB2562349B (en) * 2011-03-16 2019-02-06 Baker Hughes A Ge Co Llc Piezoelectric transducer and downhole tool for measuring fluid properties
US9207670B2 (en) 2011-03-21 2015-12-08 Rosemount Inc. Degrading sensor detection implemented within a transmitter
DE102011075113A1 (de) * 2011-05-03 2012-11-08 Endress + Hauser Gmbh + Co. Kg Vorrichtung und Verfahren zum Betreiben einer Vorrichtung zur Bestimmung und/oder Überwachung mindestens einer physikalischen Prozessgröße
WO2012161693A1 (en) 2011-05-24 2012-11-29 Halliburton Energy Services, Inc. Methods to increase the number of filters per optical path in a downhole spectrometer
US10041870B2 (en) 2011-06-21 2018-08-07 Halliburton Energy Services, Inc. Fluid densitometer with temperature sensor to provide temperature correction
US9275009B2 (en) 2011-09-02 2016-03-01 Schlumberger Technology Corporation Calibration and consistency check of variable volume systems
RU2593440C2 (ru) 2012-05-03 2016-08-10 Халлибертон Энерджи Сервисез, Инк. Плотномер флюида, содержащий одиночный магнит
US9052240B2 (en) 2012-06-29 2015-06-09 Rosemount Inc. Industrial process temperature transmitter with sensor stress diagnostics
CN102735586B (zh) * 2012-06-29 2014-04-30 天津大学 谐振筒式液体密度传感器
CN102797453B (zh) * 2012-08-14 2015-04-29 北京科力博奥仪表技术有限公司 一种测井密度计
EP2875331A1 (en) * 2012-08-28 2015-05-27 Halliburton Energy Services, Inc. Sensor characterization apparatus, methods, and systems
US10443378B2 (en) 2012-08-31 2019-10-15 Halliburton Energy Services, Inc. Apparatus and method for downhole in-situ determination of fluid viscosity
MX350735B (es) 2012-08-31 2017-09-15 Halliburton Energy Services Inc Aparato y método para la determinación in-situ en fondo de pozo de viscosidad de fluido.
US9602122B2 (en) 2012-09-28 2017-03-21 Rosemount Inc. Process variable measurement noise diagnostic
US10260338B2 (en) 2013-05-30 2019-04-16 Schlumberger Technology Corporation Optical fluid analyzer with calibrator and method of using same
EP2989280A4 (en) * 2013-07-24 2016-11-16 Halliburton Energy Services Inc METHOD AND DEVICE FOR IN-SITU SIMULTANEOUS DETERMINATION OF DENSITY AND VISCOSITY OF A FLUID
US8915145B1 (en) * 2013-07-30 2014-12-23 Fred G. Van Orsdol Multiphase mass flow metering system and method using density and volumetric flow rate determination
BR112016006872A2 (pt) * 2013-11-06 2017-08-01 Halliburton Energy Services Inc sistema de fundo de poço, aparelho para determinar uma propriedade de fluido de uma amostra de fluido de um poço e método para determinar a viscosidade de um fluido de produção em um poço
US20170082765A1 (en) * 2014-07-23 2017-03-23 Halliburton Energy Services, Inc Thermal Modulated Vibrating Sensing Module for Gas Molecular Weight Detection
CN104155209A (zh) * 2014-08-11 2014-11-19 范明军 一种谐振式液体密度计的驱动
GB201417539D0 (en) * 2014-10-03 2014-11-19 Bios Developments Ltd Measurement system and methods
BR112017005918A2 (pt) * 2014-10-24 2017-12-12 Halliburton Energy Services Inc método para medir uma viscosidade de fluido e sistema de medição de viscosidade de fluido
US10012077B2 (en) 2014-10-30 2018-07-03 Halliburton Energy Services, Inc. Downhole sensor for formation fluid property measurement
DE102014119061A1 (de) * 2014-12-18 2016-06-23 Endress + Hauser Gmbh + Co. Kg Vibronischer Sensor
WO2016133542A1 (en) * 2015-02-20 2016-08-25 Halliburton Energy Services, Inc. Determining the density and viscosity of a fluid using an electromagnetic force contactless driven densitoviscous sensor
US10365194B2 (en) * 2015-05-01 2019-07-30 Scientific Drilling International, Inc. High temperature densitometer device and steam quality measurement method and device
US10316648B2 (en) * 2015-05-06 2019-06-11 Baker Hughes Incorporated Method of estimating multi-phase fluid properties in a wellbore utilizing acoustic resonance
GB2538233A (en) * 2015-05-08 2016-11-16 Rosemount Measurement Ltd Improvements in or relating to level switches
GB201511406D0 (en) * 2015-06-30 2015-08-12 Hydramotion Ltd Apparatus and method for measuring fluid properties
US10101255B2 (en) 2015-09-11 2018-10-16 Schlumberger Technology Corporation Apparatus and methods for analysis of reservoir fluids
EP3214424A1 (en) * 2016-03-04 2017-09-06 Buira Nunez, Ernest A detection device, a system and a method for measuring fluid properties including viscosity and/or density
EP3482046B1 (en) 2016-09-30 2022-11-23 Halliburton Energy Services, Inc. Frequency sensors for use in subterranean formation operations
WO2018067117A1 (en) * 2016-10-04 2018-04-12 Halliburton Energy Services, Inc. Using offset parameters in viscosity calculations
US10677703B2 (en) 2016-10-21 2020-06-09 Halliburton Energy Services, Inc. Methods and systems for determining fluid density by distributed acoustic sensing
WO2018125138A1 (en) * 2016-12-29 2018-07-05 Halliburton Energy Services, Inc. Sensors for in-situ formation fluid analysis
WO2018236390A1 (en) 2017-06-23 2018-12-27 Halliburton Energy Services, Inc. DETECTION OF INORGANIC GASES
US11187635B2 (en) 2017-12-27 2021-11-30 Halliburton Energy Services, Inc. Detecting a fraction of a component in a fluid
WO2019132878A1 (en) 2017-12-27 2019-07-04 Halliburton Energy Services, Inc. Detecting a fraction of a component in a fluid
CN109540963B (zh) * 2018-12-22 2023-08-18 浙江大学城市学院 一种基于管壁激励的强化换热实验系统
US11287357B2 (en) 2018-12-28 2022-03-29 Halliburton Energy Services, Inc. Vortex fluid sensing to determine fluid properties
CN110374564B (zh) * 2019-07-25 2021-08-17 东北石油大学 一种压力和黏度可实时测调的分压装置及其测量方法
CA3139149C (en) 2019-09-17 2023-12-12 Halliburton Energy Services, Inc. Strain sensor based downhole fluid density measurement tool
WO2023177327A1 (ru) * 2022-03-14 2023-09-21 Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственное предприятие "Электротех" Узел крепления измерительных труб в корпусе вибрационного измерительного устройства

Family Cites Families (16)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3688188A (en) * 1970-12-21 1972-08-29 Bendix Corp Means for measuring the density of fluid in a conduit
HU164642B (no) * 1971-12-07 1974-03-28
US4192184A (en) * 1978-11-13 1980-03-11 Halliburton Company Mass flowmeter
GB8304783D0 (en) 1983-02-21 1983-03-23 Shell Int Research Coriolis-type mass flow meter
US4655075A (en) * 1984-09-26 1987-04-07 University Of Delaware Vibrating tube densimeter
US4823614A (en) * 1986-04-28 1989-04-25 Dahlin Erik B Coriolis-type mass flowmeter
US5005400A (en) 1989-07-18 1991-04-09 Lew Hyok S Dual frequency density meter
US5363706A (en) * 1989-11-24 1994-11-15 Lew Hyok S Convective acceleration flowmeter
US5009109A (en) * 1989-12-06 1991-04-23 Micro Motion, Inc. Flow tube drive circuit having a bursty output for use in a coriolis meter
US5448921A (en) * 1991-02-05 1995-09-12 Direct Measurement Corporation Coriolis mass flow rate meter
US5497665A (en) * 1991-02-05 1996-03-12 Direct Measurement Corporation Coriolis mass flow rate meter having adjustable pressure and density sensitivity
US5231884A (en) * 1991-07-11 1993-08-03 Micro Motion, Inc. Technique for substantially eliminating temperature induced measurement errors from a coriolis meter
US5230254A (en) * 1992-01-22 1993-07-27 Ametek Aerospace Products Inc. Coriolis mass flowmeter with multiple vibrating tubes
EP0596178B1 (de) * 1992-11-06 1995-02-01 Endress + Hauser Flowtec AG Coriolis-Massendurchflussmesser
US5827979A (en) * 1996-04-22 1998-10-27 Direct Measurement Corporation Signal processing apparati and methods for attenuating shifts in zero intercept attributable to a changing boundary condition in a Coriolis mass flow meter
US5796012A (en) * 1996-09-19 1998-08-18 Oval Corporation Error correcting Coriolis flowmeter

Also Published As

Publication number Publication date
US6543281B2 (en) 2003-04-08
EP1254352B1 (en) 2006-08-02
EP1254352A4 (en) 2004-12-01
DE60121916D1 (de) 2006-09-14
EP1254352A1 (en) 2002-11-06
CA2397409C (en) 2008-06-10
US20020178803A1 (en) 2002-12-05
WO2001051898A1 (en) 2001-07-19
US6378364B1 (en) 2002-04-30
CA2397409A1 (en) 2001-07-19
NO20023328D0 (no) 2002-07-10
NO20023328L (no) 2002-09-05
DE60121916T2 (de) 2007-03-01

Similar Documents

Publication Publication Date Title
NO334153B1 (no) Nede-i-hulls densitometer
CA2409884C (en) Single tube downhole densitometer
AU2013394872B2 (en) Method and device for the concurrent determination of fluid density and viscosity in-situ
US10301938B2 (en) Microfluidic oscillating tube densitometer for downhole applications
AU2009293404B2 (en) Apparatus and method for detecting a property of a fluid
US6301973B1 (en) Non-intrusive pressure/multipurpose sensor and method
US20090120168A1 (en) Microfluidic downhole density and viscosity sensor
US20120072128A1 (en) Determining Fluid Density
Gonzalez et al. Viscosity and density measurements using mechanical oscillators in oil and gas applications
KR102519609B1 (ko) 유량계 상 분율 및 농도 측정 조정 방법 및 장치
JP7238133B2 (ja) 平面的振動部材、粘度計、及び振動式粘度計を動作させる方法
WO2006062856A1 (en) Multi-phase flow meter system and method of determining flow component fractions
AU2007203367B2 (en) Single tube downhole densitometer

Legal Events

Date Code Title Description
MM1K Lapsed by not paying the annual fees