Устройство и способ для оценки пласта

Устройство и способ для оценки пласта

Иллюстрации

Показать все

Реферат

Область техники, к которой относится изобретение

Настоящее изобретение относится к способам оценки подземного пласта посредством скважинного инструмента, расположенного в стволе скважины, проходящем через подземный пласт. Точнее, но без ограничения, настоящее изобретение относится к способам определения параметров флюида, таких как вязкость и плотность пластового флюида, текущего в скважинный инструмент и/или оцениваемого посредством скважинного инструмента.

Уровень техники

Скважины бурят для обнаружения и добычи углеводородов. Скважинный буровой инструмент с долотом на конце углубляют в грунт для формирования ствола скважины. По мере продвижения бурового инструмента через буровой инструмент прокачивают буровой раствор и выпускают его из бурового долота для охлаждения бурового инструмента и выноса обломков выбуренной породы. Кроме того, буровой раствор образует глинистую корку, которая выстилает ствол скважины.

В процессе операции бурения желательно выполнять различные оценки пластов, проходимых стволом скважины. В некоторых случаях буровой инструмент может быть удален, а спускаемый на кабеле инструмент может быть развернут в стволе скважины для исследования и/или отбора пробы из пласта. В других случаях буровой инструмент может быть снабжен устройствами для исследования и/или отбора пробы из окружающего пласта, а буровой инструмент может быть использован для исследований или отбора проб. Эти пробы или результаты испытаний могут быть использованы, например, для определения местоположения больших залежей углеводородов.

Для оценки пласта часто требуется, чтобы флюид из пласта извлекался в скважинный инструмент для исследования и/или отбора пробы. Различные устройства, такие как зонды, выступают от скважинного инструмента для установления сообщения по флюиду с пластом, окружающим ствол скважины, и для извлечения флюида в скважинный инструмент. Типичный зонд представляет собой круговой элемент, выступающий от скважинного инструмента и расположенный напротив боковой стенки ствола скважины. Резиновый пакер на конце зонда используют для создания уплотнения со стенкой ствола скважины. Другое устройство, используемое для образования уплотнения со стволом скважины, известно как двойной пакер. В случае двойного пакера два эластомерных кольца расширяют по радиусам вокруг инструмента для изоляции части ствола скважины между ними. Кольца образуют уплотнение со стенкой ствола скважины и обеспечивают возможность извлечения флюида в изолированную часть ствола скважины и во впускное отверстие в скважинном инструменте.

Глиняная корка, выстилающая ствол скважины, часто является полезной для уплотнения зонда и/или двойных пакеров со стенкой ствола скважины. После осуществления уплотнения флюид из пласта извлекают в скважинный инструмент через впускное отверстие путем понижения давления в скважинном инструменте. Примеры зондов и/или пакеров, используемых в скважинных инструментах, описаны в патентах США №№6301959, 4860581, 4936139, 6585045, 6609568 и 6719049 и в заявке на патент США №2004/0000433.

Оценку пласта обычно выполняют по флюидам, принятым в скважинный инструмент. В настоящее время существуют способы для выполнения различных измерений, предварительных исследований и/или сбора проб флюидов, которые входят в скважинный инструмент. Однако было обнаружено, что когда пластовый флюид входит в скважинный инструмент, различные загрязнители, такие, как скважинные флюиды и/или буровой раствор, могут входить в инструмент вместе с пластовыми флюидами. Эти загрязнители могут влиять на качество измерений и/или на пробы пластовых флюидов. Более того, загрязнение может быть причиной дорогостоящих задержек в эксплуатации скважины вследствие необходимости дополнительного времени для добавочного исследования и/или отбора проб. Кроме того, такие проблемы могут приводить к ошибочным результатам, которые являются ложными и/или бесполезными.

Поэтому для получения достоверных показаний желательно, чтобы пластовый флюид, входящий в скважинный инструмент, был достаточно «чистым». Другими словами, пластовый флюид должен иметь небольшое загрязнение или не иметь его. Делались попытки исключить вхождение загрязнителей в скважинный инструмент вместе с пластовым флюидом. Например, как указано в патенте США №4951749, для предотвращения вхождения загрязнителей в скважинный инструмент вместе с пластовым флюидом в зондах устанавливают фильтры. В дополнение к этому, как указано в патенте США №6301959, зонд снабжают защитным кольцом для отделения загрязненных флюидов от чистого флюида, когда он входит в зонд. Флюид, входящий в скважинный инструмент, обычно проходит по отводной линии и может быть уловлен в отборной камере или сброшен в ствол скважины. Различные клапаны, измерительные приборы и другие компоненты могут быть включены на всем протяжении отводных линий для отклонения, исследования и/или захвата флюида, когда он проходит через скважинный инструмент.

Флюид, проходящий через скважинный инструмент, может быть исследован с целью определения различных скважинных параметров или свойств. Теплофизические свойства углеводородных пластовых флюидов, такие как вязкость, плотность и фазовое поведение флюида в пластовых условиях, могут быть использованы для оценки потенциальных запасов, определения течения в пористой среде, а также для проектирования систем заканчивания, разделения, обработки и измерения.

Различные способы были разработаны для определения вязкости флюидов. Вискозиметры, имеющие гирю, подвешенную между точками фиксации крутильной нити, также были предложены и описаны, например, в патентах США №№5763766 и 6070457. Кроме того, были разработаны вискозиметры, образованные из вибрирующих элементов. Один такой вискозиметр использовали в скважинной аппаратуре для измерения вязкости, плотности и диэлектрической постоянной пластового флюида или фильтрата в углеводородной продуктивной скважине. Например, в публикации международной заявки № WO 02/093126 раскрыт камертонный резонатор внутри трубы, предназначенный для получения в реальном времени результатов измерений и оценок вязкости, плотности и диэлектрической постоянной пластового флюида или фильтрата в углеводородной продуктивной скважине. Другой вискозиметр, имеющий закрепленную струну между двумя столбиками, использовали в лабораторных условиях, что описано в публикации “The viscosity of pressurized He above T_λ ^”, Physica, 76, (1974), 177-180; “Vibrating wire viscometer”, The Review of Scientific Instruments, том 35, №10 (октябрь, 1964), стр.1345-1348.

Сущность изобретения

Технической задачей настоящего изобретения является создание устройства и способа, обеспечивающих измерения вязкости в скважине, предпочтительно, вне зависимости от положения скважинного датчика относительно гравитационного поля. Желательно, чтобы такая система была способна обеспечивать проверку достоверности для получения воспроизводимости и/или точности. Также желательно, чтобы такая система имела простую конфигурацию, предназначенную для использования в жестких условиях скважинной среды.

Поставленная задача согласно настоящему изобретению решена путем создания вискозиметра-денсиметра для скважинного инструмента, позиционируемого в стволе скважины, проходящем через подземный пласт. Скважинный инструмент предназначен для передачи по меньшей мере порции флюида из пласта в вискозиметр-денсиметр. Вискозиметр-денсиметр включает в себя чувствительный блок, позиционируемый внутри скважинного инструмента. Чувствительный блок включает в себя по меньшей мере два разнесенных в пространстве соединителя, струну и по меньшей мере один магнит. Струна подвешена с натяжением между по меньшей мере двумя соединителями так, что струна доступна для взаимодействия с флюидом, когда вискозиметр-денсиметр расположен внутри скважинного инструмента, а скважинный инструмент расположен в подземном пласте и принимает флюид из подземного пласта. Соединители и струна образуют частотный осциллятор. По меньшей мере один магнит создает магнитное поле, взаимодействующее со струной.

Соединители и струна изготовлены из материалов, имеющих подобные коэффициенты теплового расширения, чтобы создавался частотный осциллятор. Например, соединители и струна могут быть изготовлены из однотипного материала для по существу исключения вариаций резонансной частоты струны вследствие тепловой и упругой деформации, вызываемой скважинными условиями. Вискозиметр-денсиметр также может быть снабжен отводной трубкой, в которой струна подвешена посредством соединителей, в этом случае желательно, чтобы отводная трубка, соединители и струна были изготовлены из материалов, имеющих подобные коэффициенты теплового расширения, чтобы образовать частотный осциллятор.

Предпочтительно чувствительный блок дополнительно снабжен средством для предотвращения поворота струны по отношению к соединителям. Средство для предотвращения поворота струны может включать в себя втулку, присоединенную к струне, при этом втулка имеет некруговое поперечное сечение.

Предпочтительно вискозиметр-денсиметр дополнительно снабжен расчетной схемой, принимающей ответную реакцию от струны, для вычисления по меньшей мере двух параметров (например, вязкости и плотности) флюида, взаимодействующего со струной.

Согласно еще одному аспекту настоящее изобретение относится к скважинному инструменту для размещения в стволе скважины, имеющем стенку и проходящем через подземный пласт. Пласт обычно содержит флюид, например природный газ или нефть. Скважинный инструмент снабжен корпусом, устройством для движения флюида и вискозиметром-денсиметром. Корпус окружает по меньшей мере одну оценочную полость. Устройство для подачи флюида проходит от корпуса и образует уплотнение со стенкой ствола скважины. Устройство для подачи флюида имеет по меньшей мере одно впускное отверстие, сообщающееся с оценочной полостью, для приема флюида из пласта и помещения флюида в оценочную полость. Вискозиметр-денсиметр снабжен чувствительным блоком, расположенным внутри оценочной полости. Чувствительный блок снабжен по меньшей мере двумя разнесенными в пространстве соединителями, струной и магнитом. Струна подвешена с натяжением между по меньшей мере двумя соединителями, так что обеспечивается ее взаимодействие с флюидом внутри оценочной полости. Соединители и струна сконструированы так, чтобы создавался частотный осциллятор. По меньшей мере один магнит создает магнитное поле, взаимодействующее со струной. Вискозиметр может быть любым из вариантов, рассмотренных выше.

Предпочтительно скважинный инструмент может быть снабжен камерой сравнения, содержащей флюид с известными свойствами, такими как вязкость и плотность. Скважинные условия, например давление и температура, внутри камеры сравнения подобны (а предпочтительно, идентичны) скважинным условиям внутри оценочной полости. Скважинный инструмент также снабжен чувствительным блоком внутри камеры сравнения, так что скважинный инструмент включает в себя один чувствительный блок, расположенный во флюиде с неизвестными параметрами внутри оценочной полости, и другой чувствительный блок, расположенный во флюиде с известными параметрами внутри камеры сравнения. Затем оценивают сигнал, указывающий на по меньшей мере два неизвестных параметра флюида (например, вязкость и плотность) внутри оценочной полости.

Согласно еще одному аспекту настоящее изобретение относится к способу для измерения по меньшей мере двух неизвестных параметров неизвестного флюида внутри ствола скважины, проходящего через пласт, содержащий флюид. В этом способе устройство для подачи флюидов скважинного инструмента размещено с уплотнением в стенке ствола скважины. Затем флюид извлекают из пласта и подают в оценочную полость внутри скважинного инструмента. Данные флюида внутри оценочной полости отбирают посредством вискозиметра-денсиметра, имеющего струну, расположенную внутри оценочной полости и подвешенную между двумя соединителями. Струна и соединители предназначены для образования частотного осциллятора.

Предпочтительно оценочная полость может быть отводной линией или отборной камерой. В случае данных, отобранных посредством вискозиметра-денсиметра, по меньшей мере два параметра могут быть вычислены путем использования данных, отобранных внутри оценочной полости. Эти по меньшей мере два параметра включают в себя вязкость и плотность.

Способ может дополнительно содержать этап отбора данных, касающихся известного флюида внутри камеры сравнения, имеющей температуру и давление, связанные с температурой и давлением флюида внутри оценочной полости. В этом случае способ обычно дополнительно включает в себя этап вычисления по меньшей мере двух параметров неизвестного флюида внутри оценочной полости путем использования данных, отобранных из камеры сравнения, и данных, отобранных из оценочной полости.

В дополнительном аспекте настоящее изобретение относится к считываемой компьютером среде, которая может быть либо предусмотрена в расчетной схеме или включена в расчетную схему, предназначенную для вычисления по меньшей мере двух параметров флюида, таких как вязкость и плотность флюида. В этом случае считываемая компьютером среда включает в себя логическое устройство для приема ответной реакции от по меньшей мере двух чувствительных блоков, при этом один чувствительный блок расположен во флюиде с неизвестными параметрами, а другой чувствительный блок расположен во флюиде с известными параметрами, и вычисления сигнала, указывающего на по меньшей мере два неизвестных параметра флюида, в котором расположен один чувствительный блок, при по существу исключении вариаций условий ствола скважины, окружающих чувствительный блок во флюиде с неизвестными параметрами. Логическое устройство для вычисления сигнала может включать в себя, например, логическое устройство для выполнения комплексного обращения данных, принятых от чувствительных блоков.

В каждом из аспектов настоящего изобретения, изложенных выше, предпочтительно, чтобы по меньшей мере два параметра флюида вычислялись одновременно.

Краткое описание чертежей

В дальнейшем настоящее изобретение поясняется описанием предпочтительных вариантов осуществления со ссылками на сопровождающие чертежи, на которых:

фиг.1 изображает схематический местный разрез скважинного спускаемого на кабеле инструмента, имеющего внутренний вискозиметр-денсиметр, при этом спускаемый на кабеле инструмент подвешен на буровой установке;

фиг.2 - разрез скважины со скважинным буровым инструментом, имеющим внутренний вискозиметр-денсиметр, при этом скважинный буровой инструмент подвешен к буровой установке согласно изобретению;

фиг.3А - часть скважинного инструмента, имеющего зонд, установленный напротив боковой стенки ствола скважины, и вискозиметр-денсиметр, расположенный внутри оценочной линии в скважинном инструменте, согласно изобретению;

фиг.3В - другой вариант выполнения скважинного инструмента, имеющего очистную отводную линию, используемую в сочетании с двойным пакером, согласно изобретению;

фиг.4 - вид сбоку вискозиметра-денсиметра, расположенного внутри оценочной полости, согласно изобретению;

фиг.5 - разрез чувствительного блока вискозиметра-денсиметра, иллюстрирующий подвешенную струну, согласно изобретению;

фиг.6 - общий вид с пространственным разделением элементов чувствительного блока вискозиметра-денсиметра, показанного на фиг.4, согласно изобретению;

фиг.7а - блок-схема последовательности операций способа для одновременного вычисления вязкости и плотности согласно изобретению;

фиг.7b - блок-схема последовательности операций другого варианта способа для одновременного вычисления вязкости и плотности согласно изобретению;

фиг.8 - диаграмма, иллюстрирующая поверхность характеристик по критерию хи-квадрат, пересекаемую гиперплоскостью фиксированных значений f₀, иллюстрирующий минимум, используемый при вычислении плотности и вязкости, согласно изобретению;

фиг.9 - общий вид с пространственным разделением элементов другого чувствительного блока вискозиметра-денсиметра согласно изобретению;

фиг.10 - вид сверху чувствительного блока, показанного на фиг.9, согласно изобретению;

фиг.11 - вид сбоку чувствительного блока согласно другому варианту изобретения;

фиг.12 - разрез чувствительного блока по линии XII-XII на фиг.11 согласно изобретению;

фиг.13 - схема скважинного инструмента, имеющего два или более вискозиметров-денсиметров, при этом один из вискозиметров-денсиметров расположен во флюиде с неизвестными вязкостью и плотностью, а другой вискозиметр-денсиметр расположен во флюиде с известными вязкостью и плотностью, другой вариант воплощения;

фиг.14а - блок-схема последовательности операций способа одновременного вычисления вязкости и плотности путем использования конструкции, показанной на фиг13, согласно изобретению;

фиг.14b - блок-схема последовательности операций другого способа для одновременного вычисления вязкости и плотности путем использования конструкции, показанной на фиг.13, согласно изобретению.

Подробное описание предпочтительных вариантов воплощения изобретения

Определения

На настоящем описании некоторые термины определяются тогда, когда они используются впервые, а некоторые термины, использованные в этом описании, определены ниже.

«Кольцевой» применительно к кольцу или к образованию кольца означает, например, линию, полосу или конструкцию в форме замкнутой кривой, такой как окружность или эллипс.

«Загрязненный флюид» означает флюид, например газ или жидкость, который обычно является нежелательным при отборе пробы и/или при оценке углеводородного флюида, поскольку флюид содержит загрязнители, такие как фильтрат бурового раствора, используемого при бурении скважины.

«Скважинный инструмент» означает инструменты, развертываемые в стволе скважины посредством, например, бурильной колонны, каротажного кабеля или колонны гибких труб для выполнения скважинных работ, связанных с оцениванием, добычей и/или контролем одного или нескольких пластов, представляющих интерес.

«Функционально соединенный» означает непосредственно или косвенно соединенный для передачи или пропуска информации, силы, энергии или вещества (включая флюиды).

«Беспримесный флюид» означает подземный флюид, например газ или жидкость, который является достаточно чистым, исходным, реликтовым или, иначе, считающийся с приемлемой степенью представляющим определенный пласт для отбора надежных проб и/или оценки углеводородов при взятии пробы флюида и анализе месторождения.

«Флюид» означает либо «беспримесный флюид», либо «загрязненный флюид».

«Зажим» означает устройство, предназначенное для сжатия или сдавливания, или прижима двух или более деталей друг к другу с тем, чтобы они надежно удерживались.

«Соединитель» означает любое устройство или узел, например зажим, для жесткого соединения или захвата участка струны.

«Частотный осциллятор» означает резонансную частоту натянутой струны в вакууме (в дальнейшем обозначаемую как «f₀»), являющуюся настолько предсказуемой, что изменения условий в стволе скважины, например температуры и давления, не оказывают значительного влияния на резонансную частоту натянутой струны, в результате чего при изменении условий в стволе скважины данные, получаемые на основании натянутой струны, с приемлемой степенью точности представляют характеристики флюида, взаимодействующего с натянутой струной.

На фиг.1 показан находящийся в стволе 14 скважины скважинный инструмент 10, согласно настоящему изобретению подвешенный к буровой установке 12. Скважинный инструмент 10 может быть инструментом любого типа, способным выполнять оценку пласта, таким как буровой инструмент, инструмент на гибкой насосно-компрессорной колонне или другой скважинный инструмент. В данном случае скважинный инструмент 10 представляет собой обычный спускаемый на кабеле инструмент, развернутый с буровой установки 12 в стволе 14 скважины с помощью каротажного кабеля 16 и расположенный вблизи пласта F. Скважинный инструмент 10 снабжен зондом 18, выполненным с возможностью уплотнения со стенкой 20 ствола 14 скважины (называемой в дальнейшем «стенкой 20» или «стенкой 20 ствола скважины») и, как показано стрелками, извлечения флюида из пласта F в скважинный инструмент 10. Опорные поршни 22 и 24 способствуют прижатию зонда 18 скважинного инструмента 10 к стенке 20 ствола скважины.

На фиг.2 показан другой пример скважинного инструмента 30 согласно настоящему изобретению. В этом варианте скважинный инструмент 30 представляет собой буровой инструмент, который может быть доставлен в числе одного или нескольких (или может быть доставлен отдельно) из бурового инструмента с измерениями в процессе бурения (ИПБ), бурового инструмента с каротажем в процессе бурения (КПБ) или другого бурового инструмента, который известен специалистам в данной области техники. Скважинный инструмент 30 прикреплен к бурильной колонне 32, приводимой в действие буровой установкой 12 для формирования ствола 14 скважины. Скважинный инструмент 30 содержит зонд 18, выполненный с возможностью уплотнения со стенкой 20 ствола 14 скважины и предназначенный для извлечения флюида из пласта F в скважинный инструмент 30 (показано стрелками). Вискозиметр-денсиметр или чувствительные блоки, описанные ниже, могут быть использованы как в скважинном инструменте 10, так и в скважинном инструменте 30.

На фиг.3А представлена схематично часть скважинного инструмента 10, иллюстрирующая систему 34 для подачи флюида. Предпочтительно, для вхождения в зацепление со стенкой 20 ствола скважины зонд 18 выступает от корпуса 35 скважинного инструмента 10. Зонд 18 снабжен пакером 36, предназначенным для создания уплотнения со стенкой 20 ствола скважины. Пакер 36 контактирует со стенкой 20 ствола скважины и образует уплотнение с глинистой коркой 40, выстилающей ствол 14 скважины. Глинистая корка 40 просачивается в стенку 20 ствола скважины и образует зону 42 проникновения вокруг ствола 14 скважины. Зона 42 проникновения содержит буровой раствор и другие скважинные флюиды, которые загрязняют окружающие пласты, включая пласт F и участок беспримесного флюида 44, содержащегося в нем.

Предпочтительно, чтобы зонд 18 был снабжен оценочной отводной линией 46. Примеры устройств, обеспечивающих движение флюида, таких как зонды и двойные пакеры, используемых при извлечении флюида в отводную линию, раскрыты в патентах США №№4860581 и 4936139.

Оценочная отводная линия 46 проходит в скважинный инструмент 10 и используется для пропускания флюида, например беспримесного флюида 44, в скважинный инструмент 10 для исследования и/или взятия пробы. Оценочная отводная линия 46 продолжается до отборной камеры 50, предназначенной для сбора проб беспримесного флюида 44. Для извлечения флюида через отводную линию 46 может быть использован насос 52.

Хотя на фиг.3А показана примерная конфигурация скважинного инструмента, используемого для извлечения флюида из пласта, специалистам в данной области техники должно быть понятно, что объем изобретения этим не ограничивается, могут быть использованы различные конфигурации зондов, отводных линий и скважинных инструментов.

На фиг.3В представлена схема части скважинного инструмента 10 согласно другому варианту воплощения, снабженного модифицированным зондом 18а и системой 34а для подачи флюида, предназначенной для извлечения флюида в отдельные отводные линии. Система 34а для движения флюида (фиг.3В) аналогична системе 34 для движения флюида (фиг.3А), за исключением того, что система 34а включает в себя очистную отводную линию 46а в дополнение к оценочной отводной линии 46, а также насосы 52а и 52b, связанные с соответствующими отводными линиями 46 и 46а. Зонд 18а (фиг.3В) подобен зонду 18 (фиг.3А), за исключением того, что зонд 18а имеет две отдельные полости 56а и 56b, при этом полость 56а сообщается с отводной линией 46, а полость 56b сообщается с отводной линией 46а. Полость 56b расположена вокруг полости 56а так, что в полость 56b извлекается «загрязненный флюид» из пласта F, чтобы обеспечивалась возможность извлечения в полость 56а «беспримесного флюида» из пласта F. Загрязненный флюид выпускается из очистной отводной линии 46а в ствол 14 скважины через выпускное отверстие 57. Примеры, обеспечивающие движение флюидов в устройствах, таких как зонды и двойные пакеры, используемые для извлечения флюида в отдельные отводные линии, описаны в патенте США №6719049, в опубликованной заявке США №20040000433 и в патенте США №6301959.

Согласно настоящему изобретению вискозиметр-денсиметр 60 (a, b, c) связан с оценочной полостью внутри скважинного инструмента 10, например с оценочной отводной линией 46, очистной отводной линией 46а или отборной камерой 50, для измерения вязкости флюида внутри оценочной полости. Для ясности на фиг.3В вискозиметр-денсиметр 60 обозначен позициями 60a, 60b и 60 с. Вискозиметр-денсиметр 60 более детально показан на фиг.4, 5 и 6.

Аналогично скважинный инструмент 30, как и скважинный инструмент 10 (фиг.3А и 3В), также может содержать корпус, зонд, систему для подачи флюида, пакер, оценочную отводную линию, очистную отводную линию, отборную камеру, насос (насосы) и вискозиметр-денсиметр (вискозиметры-денсиметры).

Вискозиметр-денсиметр 60 будет подробно описан ниже при описании оценочной полости, находящейся внутри оценочной отводной линии 46. Однако должно быть понятно, что нижеследующее описание равным образом применимо к оценочной полости, находящейся внутри очистной отводной линии 46а или отборной камеры 50. Хотя вискозиметр-денсиметр 60 будет описан в сочетании со скважинным инструментом 10, такое описание равным образом применимо к скважинному инструменту 30. Более того, хотя вискозиметр-денсиметр 60 показан на фиг.3А и 3В расположенным по ходу отводных линий 46 и 46а, но для измерения скважинных параметров вискозиметр-денсиметр 60 может быть расположен в различных местах относительно скважинного инструмента 10.

Вискозиметр-денсиметр 60 (фиг.4, 5, 6) имеет чувствительный блок 62, один или несколько магнитов 64 (a, b), процессор 66 сигналов и расчетную схему 68. В примере на фиг.4 вискозиметр-денсиметр 60 снабжен двумя магнитами 64а и 64b. Чувствительный блок 62 снабжен по меньшей мере двумя разнесенными в пространстве соединителями 72 и струной 74 (фиг.5), подвешенной между по меньшей мере двумя соединителями 72 так, что струна 74 является доступной для взаимодействия с флюидом, когда чувствительный блок 62 вискозиметра-денсиметра 60 расположен внутри скважинного инструмента 10, а скважинный инструмент 10 находится в подземном пласте F и принимает флюид из пласта F. Магниты 64а и 64b создают магнитное поле, которое взаимодействует с синусоидальным током, протекающим через струну 74. Процессор 66 сигналов электрически связан со струной 74 посредством сигнальных трактов 75а и 75b. Сигнальные тракты 75а и 75b могут быть проводными, кабельными или воздушными линиями связи. Процессор 66 сигналов обеспечивает напряжение возбуждения, создающее в струне 74 синусоидальный ток, который обычно побуждает струну 74 вибрировать или резонировать в соответствии с сигналом, поданным на нее. Обычно сигнал, подаваемый на струну 74 с процессора 66 сигналов, можно считать сигналом качающейся частоты с неизменным током, при этом частота сигнала изменяется заданным образом.

Расчетная схема 68 принимает ответную реакцию от струны 74. Через струну 74 протекает синусоидальный ток, и, когда частота близка к частоте резонанса, обычно к моде низшего порядка, создается обнаруживаемая, связанная с движением электродвижущая сила («ЭДС»). Напряжение возбуждения и связанная с движением электродвижущая сила измеряются как функция частоты выше резонанса. Обычно расчетная схема 68 принимает ответную реакцию от струны 74, указывающую на резонансную частоту струны 74. Резонансная частота струны 74 изменяется предсказуемым образом в зависимости от вязкости флюида, что обеспечивает возможность определения вязкости флюида. Способ, которым вязкость определяют по ответной реакции от струны 74, будет рассмотрен более подробно ниже. Расчетная схема 68 может быть схемой любого типа, способной принимать ответную реакцию от струны 74 и вычислять вязкость флюида. Обычно расчетная схема 68 содержит процессор компьютера, выполняющий вспомогательную программу, хранимую в считываемой компьютером среде, такой как запоминающее устройство или диск, для обеспечения возможности вычисления вязкости расчетной схемой 68. Однако должно быть понятно, что в некоторых вариантах осуществления расчетная схема 68 может быть реализована путем использования аналогового устройства или устройств других типов. Например, для вычисления вязкости флюида расчетная схема 68 может включать в себя аналого-цифровой преобразователь, за которым следует декодер. Хотя на фиг.4 расчетная схема 68 и процессор 66 сигналов показаны отдельно, должно быть понятно, что расчетная схема 68 и процессор 66 сигналов могут быть реализованы в виде одной схемы или реализованы в виде отдельных схем. Кроме того, хотя расчетная схема 68 и процессор 66 сигналов показаны на фиг.4 находящимися внутри скважинного инструмента 10, должно быть понятно, что процессор 66 сигналов и/или расчетная схема 68 могут быть размещены за пределами скважинного инструмента 10. Например, процессор 66 сигналов, предназначенный для формирования сигнала качающейся частоты, может быть размещен внутри скважинного инструмента 10, в то время как расчетная схема 68 размещена за пределами ствола 14 скважины в контрольном центре, находящемся либо вблизи ствола 14 скважины, либо на удалении от ствола 14 скважины.

Чувствительный блок 62 вискозиметра-денсиметра 60 также содержит корпус 76. Корпус 76 содержит канал 78 (фиг.5 и 6), впускное отверстие 80, сообщающееся с каналом 78, и выпускное отверстие 82, сообщающееся с каналом 78. Флюид протекает (фиг.4) через оценочную отводную линию 46 в направлении 84. Поэтому, когда флюид сталкивается с чувствительным блоком 62, флюид втекает через впускное отверстие 80 в канал 78 и выходит из корпуса 76 через выпускное отверстие 82. Когда внешний размер корпуса 76 меньше по сравнению с внутренним размером оценочной отводной линии 46, некоторое количество флюида будет также протекать мимо корпуса 76 по каналу 87 (фиг.4), образованному между внешней поверхностью 88 корпуса 76 и внутренней поверхностью 89 оценочной отводной линии 46.

Струна 74 расположена в канале 78 так, чтобы флюид приходил в соприкосновение с по существу всей струной 74 между соединителями 72, когда он проходит через корпус 76. Этим гарантируется протекание флюида по всей длине струны 74 между соединителями 72 для очистки струны 74 между флюидами. Струна 74 изготовлена из проводящего материала, способного вибрировать на множестве резонансных частот основной моды (или на ее гармониках), зависящих от натяжения струны 74 и вязкости флюида, окружающего струну 74. Желательно изготавливать струну 74 из материала, имеющего большую плотность, поскольку, чем больше отличие плотности струны 74 от плотности флюида, тем выше чувствительность. Струна 74 также должна иметь высокий модуль Юнга для обеспечения стабильного резонанса, причем плотность обеспечивает чувствительность к флюиду вокруг струны через посредство отношения плотности флюида к плотности струны. Для изготовления струны 74 может быть использован ряд материалов. Например, струна 74 может быть изготовлена из вольфрама или хромеля. Когда струну 74 используют для измерения свойств газа, например природного газа, предпочтительно, чтобы струна 74 имела относительно гладкую внешнюю поверхность. В этом случае хромель является предпочтительным материалом для изготовления струны 74.

Как показано на фиг.4, предпочтительно, чтобы магниты 64 были расположены на наружной стороне оценочной отводной линии 46 и прикреплены к внешней поверхности оценочной отводной линии 46. Кроме того, магниты 64 могут быть встроены в корпус 76. В качестве альтернативы корпус 76 может быть изготовлен из магнитного материала.

Корпус 76 (фиг.5, 6) может быть образован первым корпусным элементом 90 и вторым корпусным элементом 92, которые объединены для образования канала 78. Предпочтительно изготавливать первый корпусный элемент 90 и второй корпусный элемент 92 из проводящего немагнитного материала, чтобы магнитное поле, создаваемое магнитами 64, могло взаимодействовать со струной 74 без значительной помехи со стороны корпуса 76. Например, первый корпусный элемент 90 и второй корпусный элемент 92 могут быть изготовлены из материала, совместимого с условиями в скважине, такого как монель K500, вольфрам или немагнитный материал другого типа, например нержавеющая сталь.

Корпус 76 также снабжен изолирующим слоем 96 (фиг.5), расположенным между первым корпусным элементом 90 и вторым корпусным элементом 92, чтобы электрически изолировать первый корпусный элемент 90 от второго корпусного элемента 92. Струна 74 протянута между противоположными сторонами изолирующего слоя 96 для электрического соединения первого корпусного элемента 90 со вторым корпусным элементом 92. Изолирующий слой 96 может быть образован в виде первого изолирующего элемента 98 и второго изолирующего элемента 100. Струна 74 имеет первый конец 102 и второй конец 104. Первый изолирующий элемент 98 прилегает к первому концу 102 струны 74, а второй изолирующий элемент 100 прилегает ко второму концу 104 струны 74. Струна 74 перекрывает канал 78 и служит для электрического соединения первого корпусного элемента 90 со вторым корпусным элементом 92.

В чувствительном блоке 62 (фиг.4) каждый из первого корпусного элемента 90 и второго корпусного элемента 92 может быть охарактеризован как имеющий первый концевой участок 108, второй концевой участок 110 и средний участок 112, расположенный между первым концевым участком 108 и вторым концевым участком 110. Первый концевой участок 108 и второй концевой участок 110 имеют площадь поперечного сечения или диаметр, который меньше, чем площадь поперечного сечения или диаметр среднего участка 112. Поэтому и первый корпусной элемент 90 и второй корпусной элемент 92 имеет уступ 114, отделяющий первый концевой участок 108 и второй концевой участок 110 от средней части 112. Впускное отверстие 80 и выпускное отверстие 82 в первом корпусном элементе 90 и втором корпусном элементе 92 образованы непосредственно у уступов 114, так что канал 78 проходит через средний участок 112 корпуса 76. Для направления флюида во впускное отверстие 80 уступы 114 имеют соответствующую форму, показанную на фиг.4.

Для подключения сигнальных трактов 75а и 75b к чувствительному блоку 62 вискозиметр-денсиметр снабжен первым зажимом 116, присоединенным к первому корпусному элементу 90, и вторым зажимом 118, присоединенным ко второму корпусному элементу 92. Поэтому процессор 66 сигналов и расчетная схема 68 связаны с первым и вторым зажимами 116 и 118 через сигнальные тракты 75а и 75b. Следует отметить, что сигнальные тракты 75а и 75b обычно проходят через оценочную отводную линию 46 через один или нескольких проходников 120. Проходники 120 создают герметичное уплотнение по флюиду для прохода сигнальных трактов 75а и 75b через оценочную отводную линию 46 с предотвращением протекания флюида через отверстия, образованные в оценочной отводной линии 46.

Первый зажим 116 и второй зажим 118 могут быть идентичными по конструкции и функции. Чтобы реализовать первый зажим 116 и второй зажим 118, первый корпусной элемент 90 и второй корпусной элемент 92 могут быть снабжены резьбовыми отверстиями 124, образованными как на первом концевом участке 108, так и на втором концевом участке 110 первого корпусного элемента 90 и второго корпусного элемента 92. На фиг.5 первый корпусной элемент 90 и второй корпусной элемент 92 снабжены резьбовыми отверстиями, образованными как на их первом концевом участке 108, так и на их втором концевом участке 110. Как показано на фиг.4-6, первый зажим 116 и второй зажим 118 также снабжены резьбовыми крепежными деталями 126 для присоединения каждого из сигнальных трактов 75а и 75b к первому корпусному элементу 90 и второму корпусному элементу 92.

Первый корпусный элемент 90 и второй корпус