专利名称：用于进行在流体中振动的缆线的测量的方法、设备和制造物品的制作方法
技术领域：
本专利总体上涉及在流体中振动的缆线，更特别地，涉及用于进行在流体中振动的缆线的测量的方法、设备和制造物品。
背景技术：
钻井以例如定位和生产碳氢化合物。在钻探作业中，会期望执行穿过的地层和/ 或遭遇的地层流体的评估。在一些情形中，钻具被移除，缆线工具然后布置到井眼中以测试和/或取样地层和/或与地层相关的流体。在其它的情形中，钻具可以设置有用于测试和/ 或取样周围地层和/或地层流体的装置，而不需要从井眼移除钻具。这些样品或者测试可以用于例如表征从地层提取的碳氢化合物。地层评估通常要求来自地层的流体被抽到井下工具中，用于测试、评估和/或取样。各种装置，例如探针，从井下工具延伸以建立与井眼周围的地层的流体连接，并将流体抽到井下工具中。当井下工具定位在原处即井眼中时，穿过井下工具和/或收集在井下工具中的流体可以被测试和/或分析以确定各种参数和/或属性。碳氢化合物储藏流体的各种属性，例如流体在储藏条件下的粘度、密度和相性能可以用于评估潜在的储藏，确定多孔介质中的流体并设计其中的完井、分离、处理和测量系统。
发明内容
公开进行流体中振动的缆线的测量的示例性的方法、设备和制造物品。公开的示例性设备包括井下组件和地表组件。井下组件包括传感器，用于测量表征在井眼中在井下位置流体流动中振动的缆线的运动的波形；波形模拟器，用于从测量的波形计算模型参数； 以及第一遥测模块，用于传递计算的模型参数到地表位置。地表组件包括第二遥测模块， 用于从井下组件接收计算的模型参数；以及粘度分析器，用于从计算的模型参数评估流体的粘度。公开的示例性的方法包括促动在流体内的缆线传感器；测量代表在流体内的缆线传感器的振动的波形；从测量的波形计算包括至少其中一个共振频率或者对数衰减阻尼因子的缆线振动模型参数；和从计算的模型参数估计流体的粘度。公开的用于井眼的井下位置的示例性设备包括致动器，其促动在井眼中的井下位置的流体内的缆线；测量器，其测量代表在流体内的缆线的振动的波形；变换器，其计算测量的波形的Hilbert变换并基于Hilbert变换和测量的波形计算目标波形；衰减拟合器，其选择线性模型的第一和第二系数以减小线性模型和计算的目标波形之间的差异并基于第一系数计算对数衰减阻尼因子；以及遥测模块，其发送计算的对数衰减阻尼因子到地表位置。另一个公开的示例性的方法包括促动在井眼中的井下位置的流体内的缆线；测量代表流体内的缆线的振动的波形；计算测量的波形的Hilbert变换；基于Hilbert变换和测量的波形计算目标波形；选择线性模型的第一和第二系数以减小线性模型和计算的目标波形之间的差异；基于第一系数计算对数衰减阻尼因子；和发送计算的对数衰减阻尼因子到地表位置。又一公开的示例性的方法包括在地表位置接收用于在井眼内在井下位置处在流体内振动的缆线的对数衰减阻尼因子；在地表位置从井下位置接收在井下位置在井眼内的流体内的振动缆线的共振频率；和基于接收到的对数衰减阻尼因子和接收到的共振频率估计流体的粘度。
图1和2是具有井下流体粘度分析组件和地表流体粘度分析组件以进行在流体流中振动的缆线的测量的示例性的地层评估设备的示意性局部横截面视图。图3示出实施图1和2的示例性的井下流体粘度分析组件的示例性的方式。图4示出实施图1和2的示例性的地表流体粘度分析组件的示例性的方式。图5示出可以执行以实施图1-3的示例性的井下流体粘度分析组件的示例性流程。图6示出可以执行以实施图1-2和4的示例性地表流体粘度分析组件的示例性的流程。图7是可以用于和/或编程以执行图5和6的示例性流程和/或实施在此公开的所有方法、设备和制造物品的示例性处理器平台的示意性说明。某些例子在上面提及的附图中示出并在下面详细地进行描述。在描述的这些例子中，相似或者相同的附图标记可以用于表示共同的或者相似的元件。附图不一定是按比例的，附图的某些特征以及某些视图可以以放大比例示出，或者示意性地示出，以为了清楚和 /或简洁。而且，尽管在此公开某些优选的实施例，但是还可以利用其它的实施例，可以进行结构变化而不脱离本发明的范围。
具体实施例方式在此公开的示例性的方法、设备和制造物品提供用于地层评估的某些优点。给定流体的密度P，流体的粘度n可以利用振动缆线传感器进行估计。传统地，缆线传感器的振动的测量数据从在井下位置的井下工具传输到地表位置，用于随后在地表上的处理以估计流体粘度n。但是，从井下位置传输测量数据到地表位置所需要的遥测传输带宽会超过可用带宽，其会阻碍在地层评估过程中流体粘度的实时确定。为了克服这些困难，在此描述的例子分两个阶段进行缆线传感器振动的测量。在第一阶段，其可以利用在井下工具中的通常的和/或容易获得的处理和/或计算资源实施， 表征和/或代表缆线传感器的振动的共振频率ω和对数衰减阻尼因子△从所述测量数据进行计算。计算的模型参数，即计算的共振频率ω和对数衰减阻尼因子△，仅利用发送测量数据自身到地表位置所需的遥测带宽的一部分从井下工具传输到地表位置。在第二阶段，在更多计算资源容易获得的地表位置，计算的模型参数ω和△与一个或多个校准参数组合以限定流体粘度模拟等式g()，其被迭代以估计和/或求解流体的粘度，其中缆线传感器的振动在该流体中进行测量。因为在井下工具和遥测带宽要求上的计算负担减少，在此描述的例子能够在进行地层评估时大致实时地确定地层流体粘度n。图1示出示例性的地层评估设备100的示意性局部横截面视图。在图1的示例性例子中，图1的井下工具10从形成在地质地层G中的井眼14中的钻塔12悬挂。示例性的井下工具10可以实施任何类型的能够执行地层评估例如莹光性、地层流体分析、地层流体取样、井记录等的井下工具。图1的示例性的井下工具10是经由缆绳线缆16从钻塔12展开进入到井眼14中并定位为与地质地层G的特定部分F相邻的缆绳工具。为了密封图1的示例性的井下工具10到井眼14的壁20 (在此及后称为“壁20” 或者“井眼壁20”)，示例性的井下工具10包括探针18。图1的示例的探针18抵靠着壁20 形成密封并将流体从地层F抽到井下工具10中，如箭头所示的。支撑活塞22和M有助于推动井下工具10的示例性的探针18抵靠井眼壁20。为了执行流体粘度分析，图1的示例性的地层评估设备100包括根据本公开的教导构造的井下流体粘度分析组件26和地表流体粘度分析组件27。示例性的井下组件沈从探针18经由评估流线46接收地层流体。图1的示例性的井下流体粘度分析组件沈测量电动势(emf)D(t)，其是由于当缆线在包含在流线46中和/或在流线46中流动的流体内振动时通过由缆线的位置、位移、运动和/或振动部分地限定的穿过环的磁通量的瞬变引起和/ 或产生的电压。示例性的井下组件沈计算表征和/或代表测量的emf D(t)的共振频率ω 和对数衰减阻尼因子△，并利用任何数量和/或类型的遥测和/或数据传输装置传输计算的模型参数ω和△到地表组件27。在一些例子中，井下组件沈从计算的对数衰减Δ计算流体的粘度Π的估计值和/或近似值以促进由井下工具10执行的其它的地层评估。例如，井下组件26可以估计粘度η为衰减Δ的平方的固定倍数。井下工具10可以比较粘度η的这样的估计值与阈值以例如确定用于地层评估测试的流体下抽(draw down)速率。 实施图1的示例性的井下组件流体粘度分析沈的示例性的方式在下面连同图3进行描述。图1的示例性的地表流体粘度分析组件27从井下组件沈接收计算的模型参数ω 和Δ，并将它们与一个或多个校准参数组合以限定粘度模拟等式g()。地表组件27迭代地计算粘度模拟等式g()的输出以估计和/或求解流线46内的流体的粘度η。在一些例子中，示例性的地表流体粘度分析组件27可额外地或者替代地从井下组件沈接收粘度η的估计值，该估计值可以如上所述地进行计算。从井下组件26接收的粘度η可以由示例性的地表组件27作为用于粘度模拟等式g()的迭代的初始起始点no使用。实施图1的示例性的地表组件流体粘度分析27的示例性的方式在下面结合图4进行描述。图2示出另一示例性地层评估设备200的示意性局部横截面视图。在图2的示例性例子中，井下工具30附连到钻绳32和由钻塔12驱动的钻头33和/或由泥浆流动驱动的泥浆马达(未示出)以形成在地质地层G中的井眼14。图2的示例性的井下工具30在测量同时钻探(MWD)工具、记录同时钻探(LWD)工具或者本领域技术人员知晓的其它类型的井下工具的一个或多个中传送(或者它自身可以是上述的井下工具)。
为了密封图2的示例性井下工具30密封到井眼14的壁20，井下工具30包括探针 18a。图2的示例性探针18a抵靠着壁20形成密封以从地层F将流体抽到井下工具30中， 如箭头所示的。支撑活塞2 和2 帮助推动井下工具30的示例性探针18a抵靠着井眼壁20。在探针18a接触壁20之前，钻削停止。为了执行流体粘度分析，图2的示例性的地层评估设备200包括根据本公开的教导构造的井下流体粘度分析组件26a和地表流体粘度分析组件27a。示例性的井下组件26a 从探针18a经由评估流线46a接收地层流体。图2的示例性的井下流体粘度分析组件26a 测量emf D(t)，其是由于当缆线在包含在流线46a中和/或在流线46a中流动的流体内振动时通过部分地由缆线的位置、位移、运动和/或振动限定的穿过环的磁通量的瞬变引起和/或产生的电压。示例性的井下组件26a计算表征和/或代表测量的emf D (t)的共振频率ω和对数衰减阻尼因子△，并利用任何数量和/或类型的遥测和/或数据传输装置传输计算的模型参数ω和Δ到地表组件27a。在一些例子中，井下组件26a从计算的对数衰减Δ计算流体的粘度η的估计值和/或近似值以促进由井下工具30执行的其它的地层评估。例如，井下组件26a可以估计粘度η为衰减Δ的平方的固定倍数。井下工具30可以比较这样的粘度η的估计值与阈值以例如确定用于地层评估测试的流体下抽速率。实施图2的示例性的井下组件流体粘度分析^a的示例性的方式在下面连同图3进行描述。图2的示例性的地表流体粘度分析组件27a从井下组件26a接收计算的模型参数 ω和△，并将它们与一个或多个校准参数组合以限定粘度模拟等式g()。地表组件27a迭代地计算粘度模拟等式g()的输出以估计和/或求解流线46a内的流体的粘度η。在一些例子中，示例性的地表流体粘度分析组件27a可额外地或者替代地从井下组件26a接收粘度Π的估计值，该估计值可以如上所述地进行计算。从井下组件26a接收的粘度η可以由示例性的地表组件27a作为用于粘度模拟等式g()的迭代的初始起始点η0使用。实施图2的示例性的地表组件流体粘度分析27a的示例性的方式在下面连同图4进行描述。图3示出实施图1和2的示例性井下流体粘度分析组件沈和的示例性的方式。尽管示例性的井下流体粘度分析组件26和^a的任一个可以通过图3的例子实施，但是，为了易于讨论，图3所示的例子将称作井下流体粘度分析组件300，或者简单地称作井下组件300。为了获得代表在流线315中流动的流体310的粘度η的测量数据，图3的示例性的井下组件300包括任何类型的振动缆线传感器305、任何类型的致动器320和任何类型的波形测量器325。图3的示例性的振动缆线传感器305包括在流线315内保持拉伸的缆线306。图3的示例性的致动器320包括作何数量和/或类型的电磁源和磁体以促动、激活和/或引起缆线306在缆线传感器305内的位移。图3的示例性的波形测量器325测量响应致动器320跨过缆线306产生的并取决于流体310的粘度η的感应电动势电压D(t)。 尽管在实践中波形测量器325输出代表感应电动势电压D(t)的数字采样，但是为了易于讨论，波形测量器325的输出将在此称作D (t)。感应电动势电压D (t)示出表征和/或代表缆线306随着时间的运动的波形。示例性的振动缆线传感器305、致动器320和波形测量器325描述在于2009年8 月 18 日授权的名称为 “Vibrating Wire Viscosity Sensor” 的美国专利 No. 7，574，898 ； 于2009年8月2日提交的名称为“Vibrating Wire Viscometers”的美国专利申请
8No. 12/534，151 ；于 2009 年 8 月 7 日提交的名称为"Vibrating Wire Viscometers 的美国专利申请No. 12/537, 257 ；于 2007 年 3 月 27 日授权的名称为"Apparatus and Method for Formation Evaluation”的美国专利No. 7，194，902 ；以及于2007年3月29日授权的名称 % "Apparatus and Method for Formation Evaluation" ^ ^ No. 7, 222, 671 ψ, 它们全部转让给了本专利的受让人，并且它们全部的全文通过引用结合于此。处理感应电动势电压波形D(t)以估计流体310的粘度η的示例性的方法描述在出现在Fluid Phase Equilibra 276 Q008)，pp99_107 中的作者为 Sullivan 等人的文章 ‘‘On the Nonlinear Interpretation of a Vibrating Wire Viscometer Operated at a Large Amplitude，， 中，该文章至少部分地由本专利的发明人写作，并且该文章的全文通过引用结合于此。在瞬时模式中，在存在流体310下跨过缆线306产生的感应电动势电压D(t)是符合简单阻尼谐模型的短时的振动，其可以被数学表示为V(t) = Αθ-δ "tSin (cot+Φ)等式(1)其中V(t)是测量的感应电动势电压D(t)的估计值，其中A是初始瞬时的振幅，Δ 是控制运动阻尼的对数衰减阻尼因子，ω是缆线306的共振频率(单位弧度/秒)，t是时间指数，Φ是未知的相角。等式(1)的对数衰减Δ与流体310的属性和缆线306的属性相关。对数衰减Δ 可以数学地表示为
权利要求
1.一种设备，包括 井下组件，其包括传感器，其测量表征在井眼中在井下位置的流体中振动的缆线的运动的波形； 波形模拟器，其从所述测量的波形计算模型参数；和第一遥测模块，其传递所述计算的模型参数到地表位置；和地表组件，其包括第二遥测模块，其从所述井下组件接收所述计算的模型参数；和粘度分析器，其从所述计算的模型参数估计所述流体的粘度。
2.如权利要求1所述的设备，其中，所述波形模拟器通过求解第一最小化问题计算所述模型参数，所述粘度分析器通过求解第二最小化问题估计所述粘度。
3.如权利要求1所述的设备，其中，所述计算的模型参数包括振动缆线的对数衰减阻尼因子或者共振频率的至少其中一个。
4.如权利要求1所述的设备，其中，所述波形模拟器包括变换器，其计算测量的波形的Hilbert变换和基于所述Hilbert变换和测量的波形计算目标波形；和衰减过滤器，其选择线性模型的第一和第二系数以减小所述线性模型和所述计算的目标波形之间的差异，并从所述第一系数计算所述模型参数。
5.如权利要求1所述的设备，其中，所述波形模拟器包括谱分析器以计算所述测量的波形的功率谱并识别所述计算的功率谱的峰值，其中所述模型参数代表所述计算的功率谱的所述峰值。
6.如权利要求1所述的设备，其中，所述波形模拟器包括用于更新所述计算的模型参数的模拟器以减小所述测量的波形和预期的波形之间的差异。
7.如权利要求1所述的设备，其中，所述粘度分析器包括模拟器，其计算表征所述振动的缆线的非线性函数的输出值，所述非线性函数由所述计算的模型参数和至少一个校准参数限定；和迭代器，其通过基于所述计算的输出值识别所述非线性函数的零点估计粘度。
8.如权利要求7所述的设备，其中，所述迭代器是通过以下来识别所述零点 选择粘度的第一估计值；和从第一估计的粘度值利用Newton-Raphson迭代计算粘度的第二估计值。
9.一种方法，包括 促动在流体内的缆线传感器；测量代表在所述流体内的所述缆线传感器的振动的波形；从所述测量的波形计算包括共振频率或者对数衰减阻尼因子的至少一个的缆线振动模型参数；和从所述计算的模型参数估计所述流体的粘度。
10.如权利要求9所述的方法，其中，所述缆线振动模型参数通过求解第一最小化问题计算，流体的粘度通过求解第二最小化问题而进行估计。
11.如权利要求9所述的方法，进一步包括 计算所述测量的波形的Hilbert变换；基于所述Hilbert变换和所述测量的波形计算目标波形；选择线性模型的第一和第二系数以减小所述线性模型和所述计算的目标波形之间的差异；和基于所述第一系数计算所述模型参数。
12.如权利要求9所述的方法，进一步包括 计算所述测量的波形的功率谱；以及识别所述计算的功率谱的峰值，其中所述模型参数代表所述计算的功率谱的所述峰值。
13.如权利要求9所述的方法，进一步包括通过识别由所述计算的模型参数和至少一个校准参数限定的非线性函数的零点估计所述流体的粘度。
14.如权利要求9所述的方法，进一步包括 选择粘度的第一估计值；以及执行Newton-Raphson迭代以形成粘度的第二估计值。
15.一种用于井眼的井下位置的设备，包括致动器，其促动在所述井眼的井下位置的流体内的缆线； 测量器，其测量代表在所述流体内的所述缆线的振动的波形； 变换器，其计算所述测量的波形的Hilbert变换并基于所述Hilbert变换和所述测量的波形计算目标波形；衰减拟合器，其选择线性模型的第一和第二系数以减小所述线性模型和所述计算的目标波形之间的差异并基于所述第一系数计算对数衰减阻尼因子；以及遥测模块，其发送计算的对数衰减阻尼因子到地表位置。
16.如权利要求15所述的设备，其中，计算对数衰减阻尼因子包括计算流体内的所述缆线的所述第一系数和共振频率的比率。
17.如权利要求15所述的设备，进一步包括谱分析器，其计算所述测量的波形的功率谱并识别在所述流体内的所述缆线的共振频率下计算的功率谱的峰值，其中所述遥测模块用于发送所述共振频率到所述地表位置。
18.如权利要求15所述的设备，进一步包括去偏器以计算所述测量的波形的平均值并从所述测量的波形减去该平均值以形成零平均值测量波形，其中所述变换器用于计算所述零平均值测量波形的所述Hilbert变换。
19.如权利要求15所述的设备，进一步包括模拟器以更新计算的对数衰减阻尼因子以减小所述测量的波形和预期的波形之间的差异。
20.一种方法，包括促动在井眼中的井下位置的流体内的缆线； 测量代表所述流体内的所述缆线的振动的波形； 计算所述测量的波形的Hilbert变换； 基于所述Hilbert变换和所述测量的波形计算目标波形；选择线性模型的第一和第二系数以减小所述线性模型和所述计算的目标波形之间的差异；基于所述第一系数计算对数衰减阻尼因子；和发送计算的对数衰减阻尼因子到地表位置。
21.如权利要求20所述的方法，其中，计算对数衰减阻尼因子包括计算在所述流体内的所述缆线的共振频率下所述第一系数的比率。
22.如权利要求20所述的方法，进一步包括 计算所述测量的波形的功率谱；识别在所述流体内的所述缆线的共振频率下计算的功率谱的峰值；以及发送所述共振频率到所述地表位置。
23.如权利要求20所述的方法，进一步包括 计算所述测量的波形的平均值；以及从所述测量的波形减去该平均值以形成零平均值测量波形，其中所述Hilbert变换是在所述零平均值测量波形上计算的。
24.如权利要求20所述的方法，进一步包括更新计算的对数衰减阻尼因子以减小所述测量的波形和预期的波形之间的差异。
25.如权利要求M所述的方法，其中，更新计算的对数衰减阻尼因子以减小所述测量的波形和所述预期的波形之间的差异包括Levenberg-Marquardt迭代。
26.如权利要求20所述的方法，进一步包括基于计算的对数衰减阻尼因子估计所述流体的粘度；以及基于估计的粘度确定地层评估测试的参数。
27.如权利要求沈所述的方法，其中，估计粘度包括 计算所述计算的对数衰减阻尼因子的平方值；以及计算该平方值和一常数的乘积。
28.如权利要求沈所述的方法，其中，地层评估测试的参数包括下抽速率。
29.一种方法，包括在地表位置接收用于在井眼内在井下位置处在流体内振动的缆线的对数衰减阻尼因子；在地表位置从所述井下位置接收在所述井下位置在所述井眼内的所述流体内的所述振动缆线的共振频率；和基于接收的对数衰减阻尼因子和接收的共振频率估计所述流体的粘度。
30.如权利要求四所述的方法，其中，估计所述流体的粘度包括识别由粘度、接收的对数衰减阻尼因子、接收的共振频率和校准参数限定的非线性函数的零点。
31.如权利要求30所述的方法，其中，所述非线性函数包括接收的对数衰减阻尼因子和利用粘度、接收的共振频率和校准参数计算的模拟的对数衰减阻尼因子之间的差异。
32.如权利要求四所述的方法，其中，估计所述流体的粘度包括 选择粘度的第一估计值；和执行Newton-Raphson迭代以计算粘度的第二估计值。
全文摘要
公开用于进行在流体中振动的缆线的测量的示例性的方法、设备和制造物品。公开的示例性设备包括井下组件和地表组件。井下组件300包括传感器305，325，用于测量表征在井眼中在井下位置流体中振动的缆线的运动的波形；波形模型器332，用于从测量的波形计算模型参数；以及第一遥测模块340，用于传递计算的模型参数到地表位置。地表组件包括第二遥测模块，用于从井下组件接收计算的模型参数；以及粘度分析器，用于从计算的模型参数估计流体的粘度。
文档编号G01V11/00GK102439486SQ201080021799
公开日2012年5月2日 申请日期2010年2月24日 优先权日2009年3月18日
发明者A.R.H.古德文, A.斯密茨, C.哈里森, K.苏, M.T.沙利文, M.斯坦格兰德 申请人:普拉德研究及开发股份有限公司