NO171468B - Akustisk loggeanordning samt fremgangsmaate ved akustisk logging - Google Patents

Akustisk loggeanordning samt fremgangsmaate ved akustisk logging Download PDF

Info

Publication number
NO171468B
NO171468B NO872552A NO872552A NO171468B NO 171468 B NO171468 B NO 171468B NO 872552 A NO872552 A NO 872552A NO 872552 A NO872552 A NO 872552A NO 171468 B NO171468 B NO 171468B
Authority
NO
Norway
Prior art keywords
transducers
transducer
signal
acoustic
borehole
Prior art date
Application number
NO872552A
Other languages
English (en)
Other versions
NO872552L (no
NO171468C (no
NO872552D0 (no
Inventor
James R Birchak
Robert A Lester
George Attali
Original Assignee
Western Atlas Int 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 Western Atlas Int Inc filed Critical Western Atlas Int Inc
Publication of NO872552D0 publication Critical patent/NO872552D0/no
Publication of NO872552L publication Critical patent/NO872552L/no
Publication of NO171468B publication Critical patent/NO171468B/no
Publication of NO171468C publication Critical patent/NO171468C/no

Links

Classifications

    • GPHYSICS
    • G01MEASURING; TESTING
    • G01VGEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
    • G01V1/00Seismology; Seismic or acoustic prospecting or detecting
    • G01V1/40Seismology; Seismic or acoustic prospecting or detecting specially adapted for well-logging
    • G01V1/44Seismology; Seismic or acoustic prospecting or detecting specially adapted for well-logging using generators and receivers in the same well
    • EFIXED CONSTRUCTIONS
    • E21EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21BEARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B47/00Survey of boreholes or wells
    • E21B47/005Monitoring or checking of cementation quality or level
    • GPHYSICS
    • G01MEASURING; TESTING
    • G01NINVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
    • G01N2291/00Indexing codes associated with group G01N29/00
    • G01N2291/01Indexing codes associated with the measuring variable
    • G01N2291/015Attenuation, scattering
    • GPHYSICS
    • G01MEASURING; TESTING
    • G01NINVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
    • G01N2291/00Indexing codes associated with group G01N29/00
    • G01N2291/02Indexing codes associated with the analysed material
    • G01N2291/023Solids
    • G01N2291/0231Composite or layered materials
    • GPHYSICS
    • G01MEASURING; TESTING
    • G01NINVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
    • G01N2291/00Indexing codes associated with group G01N29/00
    • G01N2291/04Wave modes and trajectories
    • G01N2291/042Wave modes
    • G01N2291/0422Shear waves, transverse waves, horizontally polarised waves
    • GPHYSICS
    • G01MEASURING; TESTING
    • G01NINVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
    • G01N2291/00Indexing codes associated with group G01N29/00
    • G01N2291/10Number of transducers
    • G01N2291/103Number of transducers one emitter, two or more receivers
    • GPHYSICS
    • G01MEASURING; TESTING
    • G01NINVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
    • G01N2291/00Indexing codes associated with group G01N29/00
    • G01N2291/26Scanned objects
    • G01N2291/263Surfaces
    • G01N2291/2636Surfaces cylindrical from inside

Landscapes

  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Geology (AREA)
  • Mining & Mineral Resources (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • Geophysics (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Fluid Mechanics (AREA)
  • Quality & Reliability (AREA)
  • Geochemistry & Mineralogy (AREA)
  • Acoustics & Sound (AREA)
  • Remote Sensing (AREA)
  • General Physics & Mathematics (AREA)
  • Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
  • Investigating Or Analyzing Materials By The Use Of Ultrasonic Waves (AREA)
  • Measurement Of Mechanical Vibrations Or Ultrasonic Waves (AREA)

Description

Foreliggende oppfinnelse angår akustisk loggeanordning av den art som er angitt i innledningen til krav 1 samt fremgangsmåte ved akustisk logging som angitt i innledningen til krav 12.
I olje-og gassindustrien blir brønner ferdigstillet ved innsetting av en rørstreng eller en foring i borehullet og ved fylling av ringrommet mellom røret eller foringen og borehullet med betong. Denne sementeringsoperasjon skiller de forskjellige formasjonssoner, og særlig skiller den produktive olje-og gassførende formasjoner fra ikke produktive formasjoner, for eksempel vannførende formasjoner. Etter adskillelse ved sementeringsoperasjonen, blir bare de ønskede olje-og gassførende formasjoner perforert for produksjon. Svikt i eller ufullstendigheter ved sementbindingen, vil etter all sannsynlighet føre til ufullstendig adskillelse mellom de forskjellige formasjoner. Vandring av fluider under trykk gjennom hulrom eller sprekker som finnes i sementen mellom foringen og borehullets vegg, kan føre til forurensning av fluidene i den ene sone med fluider i den annen sone. Denne forurensning er særlig uønsket der fluider fra vannførende strata vandrer inn i fluider i en produse-rende sone. Denne vandring vil i typiske tilfeller resultere i nedsatt produksjon av hydrokarbonfluider og øket produksjon av ikke ønskede fluider og forurensning av utstyret. Dette resulterer ofte i alvorlige finansielle tap og kan til og med føre til at brønnen blir ulønnsom.
Av den grunn er det ønskelig å komme frem til en nøyaktig bestemmelse av kvaliteten av sementbindingen mellom en foring og en vegg i et borehull, noe som lenge har vært siktemålet for de som er knyttet til olje-og gassindustrien. En "god binding" skaper den ønskede adskillelse mellom sonene og oppnås med god vedheftning, selv om mikrosprekker eller en mikroring kan finnes.
Mange tidligere systemer er blitt utviklet for å undersøke bindingskvaliteten mellom en foring og en borehullvegg. Tidligere systemer for inspeksjon av sementbindingen i brønner i olje-og gassindustrien har innbefattet vanlige akustiske sementbindings-systemer, der det anvendes akustisk energi i en rekke forskjellige anordninger og fremgangsmåter. Det er således beskrevet et system av denne art i US-PS 4.255.798, der det anvendes en akustisk pulsekkoteknikk for undersøkelse av kvaliteten av sementbindingen til et for-ingsrør og tykkelsen av et foringsrør som er anbragt i et borehull. Videre omhandler dette patent en rekke ytterligere patenter og artikler som i detalj beskriver mange tidligere kjente systemer til vurdering av sementbindingens kvalitet ved anvendelse av akustisk energi. Det nevnte US-PS og den omfattende beskrivelse av de tidligere kjente systemer, er her tatt med som referanse.
Disse tidligere kjente akustiske systemer lider imidlertid av en eller to alvorlige ulemper. Mange av disse tidligere kjente systemer gir bare en gjennomsnitlig avlesning av bindingens kvalitet rundt hele omkretsen av foringsrøret ved den målte dybde i borehullet. Av den grunn kan en kontrollør som benytter slike systemer ikke bestemme den bestemte asimutale posisjon rundt borehullet der det kan finnes en kanal. Egentlig kan kontrolløren ikke skjeldne mellom en problematisk kanal og mange små rissdannelser. Andre systemer som gir asimutal avsøkning måler bindingstilstanden bare ved bestemte punkter rundt omkretsen og gir ingen indikasjon om bindingens tilstand over buen mellom to og to slike punkter.
Man har derfor lenge hatt et behov i olje-og gassindustrien for en effektiv anordning og fremgangsmåte som gir et kontrollsystem til bestemmelse av betongens bindingskvalitet i bestemte asimutale posisjoner over buer av en faststøpt foring.
Foreliggende oppfinnelse angår en ny og forbedret anordning og en ny og forbedret fremgangsmåte til bestemmelse av kvaliteten på bindingen mellom veggen av et borehull som trenger gjennom en jordformasjon og en foring som er sementert fast i denne. Det akustiske måleverktøy og fremgangsmåten i henhold til oppfinnelsen gir en indikasjon på kvaliteten på bindingen bak en bue av foringen, begrenset med to punkter som er skilt fra hverandre i omkretsretningen i en kjent dybde og orientering i borehullet. Anordningen og fremgangsmåten i henhold til oppfinnelsen gir informasjoner om godheten i bindingen mellom foringen og sementen eller betongen som en funksjon av asimut rundt foringens omkrets.
Ovenfornevnte tilveiebringes ved hjelp av en akustisk loggeanordning av innledningsvis nevnte art hvis karakter-istiske trekk fremgår av krav 1. Ytterligere trekk ved anordningen fremgår av de øvrige uselvstendige anordnings-kravene.
Foreliggende oppfinnelse tilveiebringer videre et nytt og forbedret transdusermønster for sending av akustiske signaler med maksimum styrke og mottagning av akustiske signaler med minimum styrke, for å forbedre påvisningsgrensene for et verktøy til måling av sementbindingens kvalitet. Det forbedrede mønster er hensiktsmessig i anordningen og fremgangsmåten i henhold til oppfinnelsen til bestemmelse av kvaliteten på en binding mellom veggen av et borehull som trenger gjennom en jordformasjon og et foringsrør som er sementert fast i dette.
Den forbedrede transduseroppstilling i henhold til oppfinnelsen danner et middel for optimalisering av det signal som sendes ut eller mottas langs den bue som undersøkes rundt den omgivende foring eller borehullet. I henhold til oppfinnelsen omfatter hver transduser minst to transduserelementer som er i drift i rekkefølge. I den foretrukne utførelsesform omfatter hver transduser et par kvadratiske transduserelementer anbragt langs aksen for verktøyet eller borehullet, med dimensjoner som er halvparten av den akustiske bølge-lengde og står slik at kantene av kvadratet er perpendikulære på linjen for utsendelsen langs stigningen for skruelinjen og fortrinnsvis i vinkler på 45° på verktøyets akse.j De enkelte elementer i disse transdusere blir satt i drift 1 rekkefølge for å optimalisere signalstyrken som sendes langs skruelin-jens stigning, fortrinnsvis ved ± 45° i forhoid til verk-tøyets eller foringens akse, og det rettes mot de mottagende transdusere. Bruk av transduserelementer ved denne forbedrede oppstilling, optimaliserer signalstyrken langs undersø-kelsesbuen og forbedrer nøyaktigheten ved bestemmelsen av bindingens kvalitet.
Undersøkelsesverktøyet omfatter videre innretninger til frembringelse av et første akustisk pulssignal fra den første utsendende transduser og et andre akustisk pulssignal fra den andre utsendende transduser, og innretninger for måling av den maksimale amplitude for en del av det første signal som mottas ved hver av de første og andre mottagende<;> transdusere og den maksimale amplitude for en del av det annert signal som mottas ved hver av de første og andre mottagende transdusere. Sluttelig omfatter verktøyet innretninger til bestemmelse av den tid hver av de akustiske pulssignaler bruker på å
i
forplante seg mellom sammenstøtende par av likt funksjonerende transduktorer som fastlegger de første og andre punkter som er i avstand fra hverandre i omkretsretningen, mellom hvilke bindingens kvalitet bestemmes.
En anordning til beregning av hastigheten på dempningen av de akustiske pulssignaler mellom sammenstøtende par av likt funksjonerende transdusere basert på de målte maksimum amplituder, og forplantningstiden står i elektrisk forbindelse med de ovennevnte måle-og bestemmelsesanordninger. I mer foretrukne utførelsesformer står transduserene med like avstander rundt et langstrakt hus med en langsgående akse. Et eksempel på oppstillingen omfatter fem transdusere som i står med like avstander fra hverandre rundt huset i et enkelt plan perpendikulært på husets lengdeakse, og dette danner fem forskjellige transdusersatser som sørger for målinger av bindingens kvalitet bak hvert av fem segmenter på 72° hver. På grunn av geometriproblemet man støter på ved plassering av transduserene rundt huset, særlig når man ønsker mindre målebuer, vil foretrukne utførelsesformer ha skrueformet anbringelse av transduserene. I en idag foretrukket utfø-relsesf orm er ni transdusere anbragt like langt fra hverandre langs en enkel skruelinje på 480°, slik at man får måling langs seks segmenter som hvert er på 60°. Alternative foretrukne utførelsesformer innbefatter tolv transdusere som er anbragt på to skruelinjer med seks transdusere i hver, der de to skruelinjer er forskjøvet 180° fra hverandre rundt huset. Andre alternative utførelser omfatter 12 transdusere anbragt i tre skruelinjer med fire transdusere i hver, der hver skruelinje ligger 120° fra hverandre rundt huset. Transdusere som står ved siden av hverandre, er fortrinnsvis adskilt med en avstand som er minst så stor som 3X, der X er bølgelengden for de akustiske pulssignaler i systemet, eller med en avstand som er minst så stor som 12tn, der t^ er tykkelsen på foringen i borehullet.
Foreliggende oppfinnelse angår også en fremgangsmåte ved akustisk logging som angitt i innledningen og disse karakter-istiske trekk fremgår av krav 12. Ytterligere trekk ved fremgangsmåten fremgår av de øvrige uselvstendige fremgangs-måtekravene.
Anordningen og fremgangsmåten i henhold til oppfinnelsen utgjør et middel til nøyaktig bestemmelse av kvaliteten av sementbindingen bak en bue av foringen i et sementert borehull. Anordningen og fremgangsmåten i henhold til oppfinnelsen gjør det mulig å lokalisere nøyaktig kanaler, rissdannelser og andre ufullkommenheter i sementbindingen bak foringen.
Oppfinnelsen er kjennetegnet ved de i kravene gjengitte trekk og vil i det følgende "bli forklart nærmere under henvisning til tegningene der: Figur 1 viser et akustisk måleverktøy for en wireline, utført i henhold til oppfinnelsen og anbragt i en sementert foring i et borehull,
figur 1Å er et snitt gjennom en akustisk transduser som er hensiktsmessig for det akustiske verktøy i henhold til oppfinnelsen,
figur 2 viser en projeksjon av et transdusermønster med tredobbelt skruelinje, der hver skruelinje på 180° er forskjøvet 120° rundt det akustiske måleverktøy i henhold til oppfinnnelsen,
figur 3 viser en del av utsiden av et akustisk måleverktøy i henhold til oppfinnelsen, utstyrt med den transdusersats som er vist på figur 2,
figur 4 viser et snitt gjennom det akustiske måleverktøy på figur 3, tatt etter linjen 4-4,
figur 5 viser et tverrsnitt av det akustiske måleverktøy på figur 3, tatt etter linjen 5-5,
figur 6 viser en projeksjon av et transdusermønster langs en enkel skruelinje på 480° rundt et akustisk måleverktøy i henhold til oppfinnelsen,
figur 7 viser en projeksjon av et transdusermønster med to skruelinjer, hver skruelinje på 300° og forskjøvet 180° rundt et akustisk måleverktøy i henhold til foreliggende oppfinnelse ,
figur 8 viser en idag foretrukket utførelsesform for et akustisk måleverktøy, sett fra siden og beregnet for en wireline,
figur 9 er et snitt gjennom det akustiske måleverktøy på figur 8, tatt etter linjen 9-9,
figur 10 viser en akustisk transduserpute for måleverktøyet på figur 8,
figur 11 viser en del av et akustisk måleverktøy med et retningsbestemmende transdusermønster i henhold til oppfinnelsen ,
figur 12 viser et blokkdiagram for hoveddelene og kretsene i et akustisk måleverktøy i henhold til oppfinnelsen,
figur 13 er en grafisk fremstilling av demningen som observeres i en forsøksforing med et sementhulrom i en bue omtrent 120° bred og sentrert ved den angitte null posisjon,
figur 14 er en grafisk fremstilling av den dempning som observeres med en prøveforing, der man har et sementhulrom i en bue på omtrent 120° og sentrert ved det angitte nullpunkt,
figur 15 er en grafisk fremstilling av dempningen som observeres i en prøve med foring, der man har et sementhulrom over en bue på omtrent 17,6° og sentrert ved det angitte nullpunkt,
figur 16 er en grafisk fremstilling av dempningen som observeres med en prøveforing, der man har et sementhulrom i en bue på omtrent 17,6° og sentrert ved det angitte nullpunkt og
figur 17 er en grafisk fremstilling av et utgangssignal for et akustisk måleverktøy i henhold til foreliggende oppfin-
neise, der det frembringes resultater for seks sektorer som danner omkretsen rundt foringen, der man ser de forskjellige bindingsegenskaper.
Foreliggende oppfinnelse gjelder en anordning og en fremgangsmåte til bestemmelse av kvaliteten av en binding mellom en vegg i et borehull som trenger gjennom en jordformasjon og en fastsementert foring i dette. Denne bestemmelse gjøres mellom to punkter som er adskilt fra hverandre i omkretsretningen og ligger på en bue av foringen. Anordningen og fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen gjør bruk av en rekke transdusere til sending og mottagning av en akustisk puls-kompresjonsbølge gjennom foringen mellom de to punkter som ligger adskilt fra hverandre i omkretsretningen. Måling av den maksimale amplitude for en valgt del av det signal som mottas av transduserene ved de to adskilte punkter og den tid det tar mellom dem for hver av to slike akustiske pulskom-presjonsbølger, muliggjør beregning av dempningshastigheten for det akustiske pulssignal mellom de to punkter og sammen-ligning med dempningen mellom tilsvarende punkter for en god binding eller en binding av kjent kvalitet.
Figur 1 viser et akustisk måleverktøy 10 festet ved 12 til en wireline 24, som løper over en skive 26 til vanlig over-flateutstyr (ikke vist) for wirelinen. Rundt overflaten av verktøyet 10 finnes det en flerhet av transduserputer 30 som innbefatter transduserelementer 40, og disse virker enten som sendere eller mottagere for et akustisk pulssignal. Til transduserelementene 30 er det elektrisk tilkoblet hensikts-messige elektriske kretser 20 til styring av driften av transduserene og til mottagning og behandling av informasjoner, slik at man får signalamplituder, bevegelsestid og dempningshastighet til bestemmelse av bindingens kvalitet. Data gjengis på en vanlig registreringsanordning 22 eller annet passende utstyr.
Det akustiske måleverktøy 10 er vist anbragt i en foring 84 som er støpt fast med sement 86 til veggen i et borehull 82 i en jordformasjon 80. Transduktorputene 30 stikker ut fra overflaten 14 av verktøyet 10 og kan holdes i kontakt med foringen 84 av fjærer 46 som virker på baksiden. Forsterk-ningsringer 11 eller andre sentreringsanordninger som er kjent for fagfolk på området, holder verktøyet 10 sentralt i foringen 84. Figur IA viser mer i detalj et eksempel på en transduserpute 30 for anvendelse i et verktøy 10 i henhold til oppfinnelsen. Transduserputen 30 omfatter et transduserelement 40 i form av en tynn skiveformet del av passende kjeramisk piesoelektrisk materiale, for eksempel barium titanat, blysirkonat titanat eller lignende, sentralt anbragt i den sylindriske bæredel 32. En stor støttedel 41 er laget av et dårlig akustisk overføringsmedium som for eksempel volframholdig epoksy eller lignende, og er anbragt direkte bak transduserelementet 40. Disse deler er anbragt og støtdempet i et akustisk absorberende materiale 42 av porøs gummi eller lignende for akustisk å isolere transduserelementet fra overflaten 40 på verktøyet 10. Den sylindriske undersøttelse 32 innbefatter en beskyt-tende del 34 av et beskyttelsesmateriale så som teflon eller lignende, for å beskytte transduserelementet 40 mot kontakt med innsiden av foringen 84. Den sylindriske undersøttel-sesdel 32 ender innvendig med en flens 36 som har en flate 38 for anleggskontakt med flaten 18 mellom konsentriske monte-ringsboringer 16 og 17, for begrensning av den radielle bevegelse av transduserputen 30. En fjær 46 holder transduserputen 30 mot innsiden av foringen 84 eller helt utskjøvet med flensen 36 i anlegg ved flaten 18. En lignende akustisk transiverpute er beskrevet i US-PS 3.811.529 og det skal vises til dette. Elektriske kontakter 44 strekker seg fra transduserelementet 40 til styrekretsene 20 gjennom en sentral boring 48 gjennom verktøyet 11. Figur 11 viser en transduserpute i henhold til den forbedrede oppbygning ifølge oppfinnelsen. Hver transduserpute 30 omfatter etpar transduserelementer 40a og 40b som arbeider i rekkefølge, enten som sendere som sender i rekkefølge eller mottagere som mottar i rekkefølge. Transduseren omfatter transduserelementene 30a og 30b som er sentrert ved a og b og fortrinnsvis anbragt langs aksen for verktøyet 10 eller foringen 84, begge vist med linjen "Å". Senteravstanden mellom transduserelementene 40a og 40b er dj_. Transduserelementene 40a og 40b er utformet og har sine sentere plassert slik at riktig tidsbestemt igangsetning av elemen-tene, frambringer konstruktiv interferens mellom de akustiske pulser langs buen der undersøkelsen foretas og destruktiv interferens i andre retninger. Når de er plassert slik og drives på denne måte, frembringer transduserelementene 40a og 40b forbedrede "styrte" signaler langs den bue der undersø-kelsen foretas. Når de står på en linje parallelt med verktøyets akse som vist på figur 11, kan signalene lett "styres" langs banen for begge de venstre og høyre skruelinjer. Hvis de står langs en linje som ikke er parallell med verktøyets akse, er fremdeles "styring" langs både venstre og høyre skruelinje mulig etter passende forsinkelse for hver retning er beregnet. Selv om det er noe vanske-ligere, vil bereging av denne forsinkelse ligge innenfor det en fagmann på området er istand til.
I den foretrukne utførelsesform innbefatter hvert transduserelement 40a og 40b en i det vesentlige lineær forkant som står perpendikulært på buen som skal undersøkes og på enn linje som forbinder transduserene/mottakerene i satsen. I den mest foretrukne utførelsesform er transduserelementene kvadratiske med sider lik halvparten av bølgelengden for det akustiske signal som skal sendes ut, hvorved sentrene a og b og frontflatene blir skilt fra hverandre med en avstand på halvparten av den akustiske pulsbølgelengde langs denne bue. Med riktig tidsstyring vil igangsetning av transduktorelementene 40a og 40b i rekkefølge i denne mest foretrukne utførelsesform resultere i en optimalisering av signalstyrken ved vinkelen 6, og det teller også stigningen for skruelinjen og vinkelen for den bue som skal undersøkes på figur 11. I denne mest foretrukne utførelsesform der stigningen på skruelinjen for transduktoroppbygningen er 45° og vinkelen mellom verktøyets akse og den linje som forbinder sentrene a og b for transduktorelementene 40a og 40b er null, vil denne oppbygning optimalisere signalstyrken ved ± 45° for å gi forbedrede resultater. Avfyring av transduserelementet som ligger nærmest mottagerene i den viste utførelsesform transduserelementet 40a for mottagerene 34 eller transduserelementet 40b for mottagere (ikke vist) anbragt over trans-duktorputen 30, blir forsinket med en faktor t(j = d2/Vs, der d2 er avstanden langs den bue som skal undersøkes mellom perpendikulæret som er felt ned fra sentrene a og b for transduktorelementene. Mer bestemt er
der t(j = tidsforsinkelse mellom avfyring av transduserele mentene 40a og 40b,
d^ = senteravstanden mellom tranduserelementene 40a og
40b,
Vs = hastigheten for den akustiske bølge i buen som skal
bestemmes i foringen eller formasjonen, og
G = vinkelen mellom den linje som forbinder sentrene a og b for transduktorelementene 40a og 40b og den bue som skal undersøkes.
Figur 12 viser skjematisk og som blokkdiagram hovedkretsene og funksjonene ved foreliggende oppfinnelse. Valg av sendere som skal settes i virksomhet når hvert par sendere settes i drift, foregår med vendervelgeren 50 med signalaktiverings-styring fra senderens avfyringsanordning 52. Valg av paret av mottagere som skal tre i virksomhet sammen med hver sender i virksomhet, gjøres ved hjelp av kanalmottagervelgeren 60. Det mottatte signal blir behandlet gjennom forsterkeren 62, som har regulerbar forsterkningsgrad og føres til en målean-ordning 64 for mottageramplitude og en portstyrt tidsdetektor 66. Inngang og utgang til og fra kretsene i disse styrean-ordninger styres av et styre- og datafremskaffelsessystem 68. Sluttelig kan signaler sendes til og fra styret og datafrem-skaffelsessystemet 68 over vanlige telemetrisystemer 70. De ovenfor beskrevne styrekretser anvender vanlige kretser og underkretser som er velkjente for fagfolk på området, og de vil derfor ikke bli beskrevet nærmere her.
I de to mest primitive utførelsesformer omfatter et akustisk måleverktøy som kan anvendes i henhold til oppfinnelsen, fem eller seks transdusere som er symmetrisk anbragt i et enkelt plan perpendikulært på aksen for verktøyet 10, og anbragt med like store avstander fra hverandre rundt overflaten 14 ved toppunktene av henholdsvis en femkant eller sekskant. Det kan også sies at disse transduktorer er anbragt langs en bue av en skruelinje på 360° og med en stigning på null. Et femkantet mønster gir fire satser med fire transdusere som står like langt fra hverandre og som gir informasjoner vedrørende hver av fem sektorer på 72° rundt omkretsen av foringen. I det sekskantede mønster vil satsen på seks transdusere gi tilsvarende informasjon fra seks like 60° seketorer som ligger rundt omkretsen. I virkeligheten vil imidlertid slik plan fordeling av transduserene være van-skelig å få til, fordi det blir for trangt om plassen når man forsøker å plassere fem eller seks transdusere i et enkelt plan i et verktøy hvis diameter er begrenset til å skulle passere gjennom et borehull. På grunn av dette har søkerene kommet frem til flere foretrukne utførelsesformer for anbringelse av et minst mulig antall transdusere som alli-kevel gir de ønskede resultater.
Figur 6 gjelder en slik utførelsesform, der ni transdusere er anbragt med like store avstander langs en enkel skruelinje på 480° rundt lengdeaksen for verktøyet 10. Figur 6 viser det satsmønster som ville fremkomme ved en slik oppstilling. Der det sentrale par i hvilke som helst fire transdusere som står ved siden av hverandre virker som mottagere og de ytre transdusere virker som sendere, vil verktøyet som har mønstere på figur 6 gi informasjoner vedrørende bindingens kvalitet mellom transduserene T2 og T3, med den sats som omfatter transduserene T1-T4. PÅ samme måte vil bindingskvaliteten mellom transduserene T3 og T4 fremkomme ved hjelp av satsen som omfatter transduserene T1-T5 og så videre, inntil informasjon vedrørende bindingskvaliteten mellom transduserene T7 og Tg fremkommer ved hjelp av satsen som omfatter transduserene T^-Tg. Fagfolk på området vil lett forstå at andre oppstillinger, for eksempel RTTR og TTRR mønstere som er vist omhandlet i oppsummeringen, kan anvendes i stedet for det nettopp beskrevne TRRT mønster, til å fremskaffe informasjoner vedrørende hver sektor rundt omkretsen av foringsrøret. Videre vil fagfolk på området se at transduserene ikke behøver stå 60° fra hverandre og at tettere avstander med et større antall transdusere langs en skruelinje med større stigning, ville muliggjøre bestemmelse av bindingskvaliteten i smalere buer rundt omkretsen av foringen. Det skal imidlertid påpekes at avstanden mellom transdusere som står ved siden av hverandre må fortrinnsvis holdes så stor som 3X, der X er bølgelengden for de akustiske signaler, for å frembringe tilfredsstillende resultater. Fordi bølgelengden ikke må overstige 4tn, der t^ er tykkelsen på foringen, må dessuten avstanden mellom transdusere som står ved siden av hverandre ikke være mindre enn 12tn. Da t^ for vanlige foringer er 6 til 12 mm, vil avstanden mellom transdusere som står ved siden av hverandre i typiske eksempler ikke være mindre enn 150 mm.
Figur 7 viser en alternativ transduseroppstilling der det anvendes tolv transdusere T^-T-j^ som er anbragt på to skruelinjer over 300° hver rundt overflaten av et verktøy 10. Transduserene benyttes både som sendere og mottagere. Skruelinjene er forskjøvet 180° fra hverandre rundt overflaten 14 av verktøyet 10. Målinger gjøres på samme måte som forklart i forbindelse med den enkle skruelinje med ni transdusere. Ved denne oppstilling blir bindingskvaliteten melllom T2 og T3, T3 og T4, og T4 og T5 bestemt ved bruk av transduserene T^-T^ i den første skruelinje og bindingskvaliteten mellom Tg og Tg, Tg og T10, og Tjq og Tu fåes ved anvendelse av transduserene T7-T12 * den annen skruelinje. Med denne oppstilling vil to transdusere bli stående diametralt overfor hverandre i hvert av seks plan perpendikulært på aksen for verktøyet 10, for å gi informasjoner vedrørende hvert av seks segmenter som står like langt fra hverandre rundt foringen over en kortere vertikal distanse.
Figurene 2-5 viser en oppstilling med 12 transdusere anbragt på tre skruelinjer, hver over 180° og forskjøvet 120° fra hverandre rundt overflaten av et verktøy 10. En slik oppstilling gir fire transdusere som ligger på en enkel bue i hver av tre venstregående og tre høyregående skrueliner, slik at hver skruelinje anvendes til å bestemme bindingskvaliteten i en av seks sektorer rundt en omløpende foring. Denne oppstilling gir informasjoner som er begrenset innenfor et smalt vertikalt område d. Ved denne oppstilling omfatter hver sats de to mottagere og to sendere som finnes langs hver diagonale linje på figur 2. Målingene gjøres mellom mottagere som står ved siden av hverandre som vist med de hel-trukne linjer på figur 2.
En prøveanordning med sendere T^ og T2°S mottagere R^ og R2 i mønsteret TRRT, ble konstruert der transduserene ble stilt opp rundt en 180° skruelinje, hver adskilt med 60° og med en vertikal distanse d på 150 mm i overensstemmelse med den oppstilling er vist på figurene 2 og 3. Aksene for de to sendere sto i 180° i forhold til hverandre og målebuen for satsen er buen mellom de to mottagere R^ og R2.
Under bruk sendte T^ ut et akustisk pulssignal i den omgivende foring og frembragte et signal først ved Rj og deretter ved R£. Den maksimale amplitude for signalet som først ble mottatt ved R^ og senere ved R2 ble målt og registrert. T2 ble da anvendt for å sende ut et tilsvarende signal som ble mottatt og målt først ved R2 og deretter ved R-^. Videre ble den tid signalet tok på å bevege seg mellom R^ og R2 målt for den ene eller begge de akustiske trykkbølger. Demningshas-tigheten ble bestemt ved ligningen:
der 12 = dempningshastigheten mellom R-^ og R2;
Vs = hastigheten for den akustiske bølge i foringen;
Aij = amplituden for det signal som mottas ved R-j
fra senderen T-^, der i = 1 eller 2 og j = 1
eller 2; og
t^-j = tidspunktet da signalet fra T-^ blir mottatt ved
R-j , der i = 1 eller 2 og j = 1 eller 2.
Den ovenfor beskrevne anordning ble prøvet i et simulert borehull, der foringen var sementert fast med hydrolitt til en simulert borehullvegg. Foringen var en vanlig foring med en utvendig diameter på 24,7 cm, med en veggtykkelse på 1,17 eller 0.22 X der X var bølgelengden for det akustiske pulssignal. Et tomrom som utgjorde en 120° ubundet sektor ble laget rundt et nul1referansepunkt. Denne modell ble anbragt i en vannfylt tank og målinger ble foretatt i et område som innbefattet den ubundne sektor og 60° på hver side av denne. Data ble nedtegnet med 10° mellomrom rundt rørets omkrets og dempningen for maksimal signal E<1> og det sekundære signal E<2> ble nedtegnet og ga de resultater som er gjengitt på figurene 14 og 13. Det slående trekk ved disse kurver er den symmetriske form på den minste dempning ved punkter svarende til tomrommet eller en bue av røret med dårlig bindingsskvalitet.
En tilsvarende prøve ble foretatt med en prøvering som hadde et tomrom svarende til 17,6° i form av en vertikal kanal ved referansepunktet null. Alle andre betingelser var identiske. Resultatene av den målte dempning er vist på figurene 15 og 16 og man ser en fremtredende målbar dempningsforskjell som er tydligst ved den smale vertikale kanal.
Innbygningen av en slik anordning i et akustisk måleverktøy som henger i en wireline og er tilsluttet en vanlig strim-melskrive, kan resultere i lett lesbare utganger, for eksempel de som er vist på figur 17. Vanlige dybde og asimutanordninger 13 vil gi kontrolløren dybden for hver måling og asimutposisjonen for hver av sektorene 1-2, 2-3 til 6-1. En slik anordning kan lett anvise om foringen og sementen har fått en god binding rundt hele omkretsen av foringen eller om det eksisterer en dårlig binding i en eller flere av de målte sektorer rundt foringen.
Verktøyet som er vist på figurene 8-10 er den utførelsesform som for tiden er å foretrekke når det gjelder et wireline-verktøy i henhold til foreliggende oppfinnelse. Verktøyet 110 innbefatter innstillbare transduserputer 130 som er anbragt i det putemønster som figur 2 gjengir. Verktøyet 110 har seks justerbare armer, der hver arm innbefatter to transduserputer 130 adskilt med avstandsstenger 128. Hver arm innbefatter videre en øvre arm 124 som er hengslet fast til den sentrale hoveddel 120 av verktøyet 110 ved den øvre ende, og er ved 134 hengslet til den øvre transduserpute 130a. En tilsvarende nedre arm 126 er hengslet fast ved den nedre ende til den sentrale verktøydel 120 og er ved sin øvre ende hengslet til den nedre kant av den nedre pute 130b. Den ene eller begge armer 124 og 126 er glidbare langs midtpar-tiet 120 av verktøyet 110, for å gjøre det mulig for en glidbar ring og motor (ikke vist) å skyve og trekke armene langs den sentrale del 120 av verktøyet 110, for å skyve ut eller trekke tilbake transduserputene 130. I tilbaketrukken stilling er putene 130 trukket inn til den sentrale verk-tøydel 120 i utsparinger 122, slik at man får et verktøy som er letter å trekke gjennom foringen. Utvidelse av armene som bærer transduserputene 130 fører transduserelementene 140a, 140b som er montert i et absorberende materiale 142, i nær kontakt med innsiden av foringen som skal undersøkes.

Claims (16)

1. Akustisk loggeanordning innbefattende en sonde (10) for anbringelse i et borehull (82) og inneholdende flere transdusere (40), idet to av transduserne (40) kan opereres for å sende akustiske pulssignaler og hvor to av transduserne (40) kan opereres for å motta akustiske pulssignaler, idet det er innretninger (20, 50, 60) for å operere de to sendetransduserne og innretninger (20, 64, 70) for å generere et signal som reagerer på amplitudene til de akustiske pulssignalene mottatt av de to mottakertransduserne og som resulterer fra sendingen fra de to sendetransduserne og representative for en akustisk overføringskarakteristikk til en bane som ligger langs en ytre overflate til sonden, karakterisert ved at hver transduser (40) kan operere selektivt som en mottaker og en sender, idet transduserne er anordnet i et slikt antall og anbrakt slik at operasjonsinnretningen (20, 50, 60) kan operere transduserne som flere rekker i forskjellige plan, idet hvert av et antall transdusere kan være i stand til å tilhøre flere enn en rekke og hvor hver rekke innbefatter fire av transduserne anbrakt på en bue som strekker seg langs den ytre overflaten med to av transduserne i hver rekke operert som sendere (T) og to som mottakere (R).
2. Anordning ifølge krav 1, karakterisert ved at signalgenereringsinnretningen (20', 64, 70) innbefatter innretning for å bestemme utbredelsestiden til et akustisk pulssignal som utbreder seg mellom to mottakertrans-dusere (R) med hensyn til den opererte rekken med transdusere (40).
3. Anordning ifølge krav 1 eller 2, karakterisert ved at signalgenereringsinnretningen (20, 64, 70) har innretning for å bestemme dempningen til et akustisk pulssignal som utbreder seg mellom to mottakende transdusere (R) i forhold til hver av de opererte rekkene med transdusere (40).
4. Anordning ifølge et hvilket som helst av de foregående krav, karakterisert ved at den innbefatter flere puter (30) tilpasset til å bli forlenget radialt fra sonden (10) for å kontakte en vegg eller en foring til borehull når sonden er anbrakt deri, idet transduserne (40) er anbrakt tilliggende den ytre overflaten til putene.
5. Anordning ifølge et hvilket som helst av de foregående krav, karakterisert ved at tilliggende transdusere (40) er anbrakt med avstand fra hverandre med minst så stor som tre ganger den valgte bølgelengden til det akustiske pulssignalet.
6. Anordning ifølge et hvilket som helst av de foregående krav, karakterisert ved at transduseren (40) innbefatter første og andre transduserelementer (40a, 40b), og at opereringsinnretningen (20, 50, 60) aktiverer det første og andre element i en sekvens valgt til å ha en tendens til å øke amplituden til det akustiske pulssignalet i en retning langs nevnte bue.
7. Anordning ifølge hvilket som helst av de foregående krav, karakterisert ved at transduserne (40) er anbrakt ved i det minste en skruelinje om en lengdeakse til sonden (10).
8. Anordning ifølge krav 7, karakterisert ved at det er anordnet tolv transdusere (40) ved to av skruelinjene med seks transdusere hver, idet transduserne er anbrakt i seks plan perpendikulært på nevnte lengdeakse, og at hvert av planene innbefatter en transduser som trenger gjennom til en av skruelinjene anbrakt diametralt motsatt en transduser som går inn i den andre av skruelinjene.
9. Anordning ifølge krav 7, karakterisert ved at tolv av transduserne (4) er anbrakt i tre av nevnte skruelinjer med fire transdusere i hver, idet transduserne er anbrakt i fire plan perpendikulært på lengdeaksen, og at hvert plan innbefatter en transduser som går gjennom til hver av skruelinjene anbrakt ved 120° fra hverandre om nevnte akse.
10. Anordning ifølge krav 7, karakterisert ved at nevnte transduser (40) er anbrakt i en skruelinje med 480° om aksen, idet opereringsinnretningen (20, 50, 60) opererer transduserne i seks rekker med fire transdusere i hver rekke.
11. Anordning ifølge hvilket som helst av de foregående krav, karakterisert ved at anordningen er tilpasset for mottakelse i en foring sementert i borehullet, og at signalene frembrakt av signalgenereringsinnretningen (20, 64, 70) er representativ for kvaliteten på sementbindingen mellom foringen og borehullsveggen i respektive sektorer om aksen tilknyttet hver av de opererte rekkene med transdusere.
12. Fremgangsmåte ved akustisk logging innbefattende anbringelse av en sonde (10) i et borehull (82), idet sonden innbefatter flere transdusere, idet to av transduserne (40) kan opereres for å sende akustiske pulssignaler, og to av transduserne (4) kan opereres for å motta akustiske pulssignaler, operering av de to sendetransduserne og generering av et signal som reaksjon på amplituden til de akustiske pulssignalene mottatt av de to mottakertransduserne og som resulterer fra sendingen av de to sendetransduserne og som er representative for den akustiske sendingen av karakteristikker til en bane som ligger langs en ytre overflate til sonden, karakterisert ved at hver transduser opereres som en mottaker og en sender selektivt, og at transduseren opererer som et antall rekker i forskjellige plan, idet hvert antall transdusere er i stand til å kunne tilhøre mer enn en rekke, og hver av rekkene innbefatter fire av transduserne anbrakt på en bue som strekker seg langs den ytre overflaten, og som definerer en slik bane som ligger i en sektor til omkretsen av borehullet, idet to av transduserne i hver rekke opereres som sendere (T) og to opereres som mottakere (E).
13. Fremgangsmåte ifølge krav 12, karakterisert ved at generering av et signal innbefatter bestemmelse av dempningen av det akustiske pulssignalet som utbreder seg mellom to mottakende transdusere.
14. Fremgangsmåte ifølge krav 12 eller 13, karakterisert ved at trinnene i krav 12 gjentas i forhold til forskjellige sektorer for å fullføre en omkrets om sonden.
15. Fremgangsmåte ifølge et hvilket som helst av kravene 12 til 14 utført ved et borehull med en sementert foring, karakterisert ved at genereringen av et signal innbefatter generering av et signal representativt for kvaliteten til en sementbinding mellom foringen og borehullsveggen i respektive sektorer.
16. Fremgangsmåte ifølge krav 15, karakterisert ved at sementbindingskvalitetsignalet sammenlignes med lignende signal representativt for en sementbinding av forutbestemt kvalitet.
NO872552A 1986-09-22 1987-06-18 Akustisk loggeanordning samt fremgangsmaate ved akustisk logging NO171468C (no)

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US06/910,076 US4805156A (en) 1986-09-22 1986-09-22 System for acoustically determining the quality of the cement bond in a cased borehole

Publications (4)

Publication Number Publication Date
NO872552D0 NO872552D0 (no) 1987-06-18
NO872552L NO872552L (no) 1988-03-23
NO171468B true NO171468B (no) 1992-12-07
NO171468C NO171468C (no) 1993-03-17

Family

ID=25428278

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
NO872552A NO171468C (no) 1986-09-22 1987-06-18 Akustisk loggeanordning samt fremgangsmaate ved akustisk logging

Country Status (6)

Country Link
US (1) US4805156A (no)
EP (1) EP0261825B1 (no)
CA (1) CA1283201C (no)
DE (1) DE3779538T2 (no)
DK (1) DK166396C (no)
NO (1) NO171468C (no)

Families Citing this family (58)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
NO172359C (no) * 1986-09-30 1993-07-07 Schlumberger Ltd Fremgangsmaate og apparat for bestemmelse av egenskaper hos materiale bak foringsroer i broennhull
US4896303A (en) * 1986-09-30 1990-01-23 Schlumberger Technology Corporation Method for cementation evaluation using acoustical coupling and attenuation
US5146050A (en) * 1989-04-25 1992-09-08 Western Atlas International, Inc. Method and apparatus for acoustic formation dip logging
US5130950A (en) * 1990-05-16 1992-07-14 Schlumberger Technology Corporation Ultrasonic measurement apparatus
DE4117638A1 (de) * 1990-05-30 1991-12-05 Toshiba Kawasaki Kk Stosswellengenerator mit einem piezoelektrischen element
US6018496A (en) * 1991-12-17 2000-01-25 Schlumberger Technology Corporation Method and apparatus for hydraulic isolation determination
CA2133286C (en) * 1993-09-30 2005-08-09 Gordon Moake Apparatus and method for measuring a borehole
US5763773A (en) * 1996-09-20 1998-06-09 Halliburton Energy Services, Inc. Rotating multi-parameter bond tool
US5924499A (en) * 1997-04-21 1999-07-20 Halliburton Energy Services, Inc. Acoustic data link and formation property sensor for downhole MWD system
US6125079A (en) * 1997-05-14 2000-09-26 Gas Research Institute System and method for providing dual distance transducers to image behind an acoustically reflective layer
US5995447A (en) * 1997-05-14 1999-11-30 Gas Research Institute System and method for processing acoustic signals to image behind reflective layers
US6002639A (en) * 1997-05-14 1999-12-14 Gas Research Institute Sensor configuration for nulling reverberations to image behind reflective layers
US6021093A (en) * 1997-05-14 2000-02-01 Gas Research Institute Transducer configuration having a multiple viewing position feature
US5841734A (en) * 1997-06-05 1998-11-24 Halliburton Energy Services, Inc. Rotating acoustic transducer head for cement bond evaluation tool
US6098017A (en) * 1997-09-09 2000-08-01 Halliburton Energy Services, Inc. Adjustable head assembly for ultrasonic logging tools that utilize a rotating sensor subassembly
US6085836A (en) * 1997-10-15 2000-07-11 Burris; Sanford A. Well pump control using multiple sonic level detectors
US6213250B1 (en) * 1998-09-25 2001-04-10 Dresser Industries, Inc. Transducer for acoustic logging
US6354146B1 (en) 1999-06-17 2002-03-12 Halliburton Energy Services, Inc. Acoustic transducer system for monitoring well production
US6310426B1 (en) 1999-07-14 2001-10-30 Halliburton Energy Services, Inc. High resolution focused ultrasonic transducer, for LWD method of making and using same
US6568271B2 (en) 2001-05-08 2003-05-27 Halliburton Energy Services, Inc. Guided acoustic wave sensor for pipeline build-up monitoring and characterization
US20060203612A1 (en) * 2003-01-10 2006-09-14 Schlumberger Technology Corporation Sonde System Including Rotationally and Vertically Offset Tools
US20040136267A1 (en) * 2003-01-10 2004-07-15 Kear George R. Dual imaging sonde including a rotationally and vertically offset second imaging tool
EP1464959B1 (en) * 2003-04-03 2006-07-12 Services Petroliers Schlumberger Acoustic method for cement bond evaluation in boreholes
US20050128873A1 (en) * 2003-12-16 2005-06-16 Labry Kenneth J. Acoustic device and method for determining interface integrity
US7525872B2 (en) * 2004-02-26 2009-04-28 Baker Hughes Incorporated Method and apparatus for cement bond evaluation using transversely polarized shear waves
US7697375B2 (en) * 2004-03-17 2010-04-13 Baker Hughes Incorporated Combined electro-magnetic acoustic transducer
US7663969B2 (en) * 2005-03-02 2010-02-16 Baker Hughes Incorporated Use of Lamb waves in cement bond logging
US7150317B2 (en) * 2004-03-17 2006-12-19 Baker Hughes Incorporated Use of electromagnetic acoustic transducers in downhole cement evaluation
EP1672169B1 (en) * 2004-12-20 2009-07-22 Services Petroliers Schlumberger Method to measure and locate a fluid communication pathway in a material behind a casing
US7913806B2 (en) * 2005-05-10 2011-03-29 Schlumberger Technology Corporation Enclosures for containing transducers and electronics on a downhole tool
US8256565B2 (en) * 2005-05-10 2012-09-04 Schlumberger Technology Corporation Enclosures for containing transducers and electronics on a downhole tool
US20070070811A1 (en) * 2005-08-23 2007-03-29 Baker Hughes, Inc. Multiple tracks scanning tool
US7787327B2 (en) * 2006-11-15 2010-08-31 Baker Hughes Incorporated Cement bond analysis
WO2009038456A1 (en) * 2007-09-18 2009-03-26 Röntgen Technische Dienst B.V. Inspection device and method for inspection
US20090231954A1 (en) * 2008-03-17 2009-09-17 Baker Hughes Incorporated Micro-Annulus Detection Using Lamb Waves
WO2010040045A2 (en) * 2008-10-03 2010-04-08 Schlumberger Canada Limited Identification of casing collars while drilling and post drilling and using lwd and wireline
US20120188236A1 (en) * 2009-06-04 2012-07-26 Fabienne Legendre System, Method and Apparatus for Visualizing Changes in Cylindrical Volumes
WO2013186768A2 (en) 2012-06-11 2013-12-19 Acousticeye Ltd Non-traversing tube inspection system
US9557435B2 (en) 2012-12-20 2017-01-31 Schlumberger Technology Corporation Acoustic isolators
NO347488B1 (en) * 2013-03-15 2023-11-20 Statoil Petroleum As Acoustic Measurement Tool
US9389330B2 (en) * 2014-03-31 2016-07-12 Baker Hughes Incorporated Formation measurements using flexural modes of guided waves
EP3111044A4 (en) * 2014-04-22 2017-11-29 Halliburton Energy Systems Inc. Circumferential array borehole evaluation tool
US10539698B2 (en) * 2014-06-18 2020-01-21 Schlumberger Technology Corporation Determining a quantitative bond using signal attenuation
GB2531792B (en) 2014-10-31 2020-08-12 Bae Systems Plc Communication system
GB2531795B (en) 2014-10-31 2018-12-19 Bae Systems Plc Communication system
GB2531793A (en) 2014-10-31 2016-05-04 Bae Systems Plc Communication apparatus
US9664030B2 (en) 2014-11-05 2017-05-30 Piezotech Llc High frequency inspection of downhole environment
GB2536420B (en) * 2015-03-11 2018-02-28 Schlumberger Holdings Logging perforation flow in a wellbore
US9982527B2 (en) * 2015-06-30 2018-05-29 Gowell International, Llc Apparatus and method for a matrix acoustic array
RU2682269C2 (ru) * 2017-01-10 2019-03-18 Акционерное общество Научно-производственная фирма "Геофизика" (АО НПФ "Геофизика") Скважинный прибор акустического контроля качества цементирования скважин
WO2018140038A1 (en) * 2017-01-27 2018-08-02 Halliburton Energy Services, Inc. Hybrid axial and radial receiver configurations for electromagnetic ranging systems
NO344280B1 (en) * 2018-01-25 2019-10-28 Wellguard As A tool, system and a method for determining barrier and material quality behind multiple tubulars in a hydrocarbon wellbore
US10835842B2 (en) * 2018-05-14 2020-11-17 COG Operating LLC Ultrasonic transducer system for degassing of hydrocarbon production fluid
US10787617B2 (en) 2018-05-14 2020-09-29 COG Operating LLC Ultrasonic degassing of hydrocarbon production fluid
US11822032B2 (en) * 2018-11-08 2023-11-21 Baker Hughes, A Ge Company, Llc Casing wall thickness detection from higher order shear-horizontal mode signals
US11719090B2 (en) 2019-03-22 2023-08-08 Baker Hughes Oilfield Operations Llc Enhanced cement bond and micro-annulus detection and analysis
CN113092590B (zh) * 2021-05-17 2024-05-14 中国人民解放军63653部队 一种无临空面水泥塞干缩测量方法
CN117129571B (zh) * 2023-10-24 2024-02-13 自然资源部第二海洋研究所 一种海底沉积物力学与声学特性原位测量装置及方法

Family Cites Families (13)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3512407A (en) * 1961-08-08 1970-05-19 Schlumberger Technology Corp Acoustic and radioactivity logging method and apparatus
US3324453A (en) * 1966-10-18 1967-06-06 Gen Dynamics Corp Recirculating delay line phase control system for use in producing a variable direction beam from a fixed transmitting array
US3811529A (en) * 1970-04-07 1974-05-21 Schlumberger Technology Corp Acoustic logging apparatus for travel time and cement bond logging
US3781784A (en) * 1972-07-05 1973-12-25 Inst Francais Du Petrole Method and devices for determining characteristics of geological formations by transmission of acoustic signals
NL187089C (nl) * 1977-07-11 1991-05-16 Schlumberger Prospection Werkwijze voor het bepalen van de kwaliteit van de cementhechting rondom een verbuizing.
US4255798A (en) * 1978-05-30 1981-03-10 Schlumberger Technology Corp. Method and apparatus for acoustically investigating a casing and cement bond in a borehole
US4293934A (en) * 1979-06-18 1981-10-06 Shell Oil Company Circumferential acoustic device
FR2491123A1 (fr) * 1980-09-30 1982-04-02 Schlumberger Prospection Procede et dispositif d'obtention d'un enregistrement de la qualite de cimentation dans un sondage
US4551823A (en) * 1981-11-19 1985-11-05 Dresser Industries, Inc. Method and apparatus for acoustic cement bond logging
US4757479A (en) * 1982-07-01 1988-07-12 Schlumberger Technology Corporation Method and apparatus for cement bond logging
US4641724A (en) * 1982-07-30 1987-02-10 Schlumberger Technology Corporation Fracture detection using circumferential offset acoustic paths
FR2532059A1 (fr) * 1982-08-19 1984-02-24 Schlumberger Prospection Procede et dispositif pour la presentation visuelle, notamment l'enregistrement graphique de resultats de mesures dans un puits
US4709357A (en) * 1985-08-14 1987-11-24 Gearhart Industries, Inc. Method and apparatus for acoustically investigating a borehole casing cement bond

Also Published As

Publication number Publication date
EP0261825A2 (en) 1988-03-30
EP0261825B1 (en) 1992-06-03
DK494187A (da) 1988-03-23
DK166396B (da) 1993-05-10
NO872552L (no) 1988-03-23
CA1283201C (en) 1991-04-16
US4805156A (en) 1989-02-14
DE3779538D1 (de) 1992-07-09
NO171468C (no) 1993-03-17
EP0261825A3 (en) 1989-08-23
DK166396C (da) 1993-09-27
DE3779538T2 (de) 1993-01-07
DK494187D0 (da) 1987-09-21
NO872552D0 (no) 1987-06-18

Similar Documents

Publication Publication Date Title
NO171468B (no) Akustisk loggeanordning samt fremgangsmaate ved akustisk logging
US5089989A (en) Method and apparatus for measuring the quality of a cement to a casing bond
US6018496A (en) Method and apparatus for hydraulic isolation determination
US6678616B1 (en) Method and tool for producing a formation velocity image data set
US6131694A (en) Vertical seismic profiling in a drilling tool
US11808908B2 (en) Real-time reconfiguration of phased array operation
NO339289B1 (no) Akustisk isolator for anvendelse i et borehull i undergrunnen
US6181642B1 (en) Apparatus and method for borehole seismic exploration
NO340512B1 (no) Akustisk transmitter innbefattende en flerhet av piezoelektriske plater
WO1995014845A1 (en) Transducer arrangement
NO334711B1 (no) Akustisk isolator for akustisk loggeverktøy
US6684159B2 (en) Mapping subsurface open fractures in a reservoir using a surface impulse and a downhole vibratory source
EP1592988B1 (en) Signal processing of array data from an acoustic logging tool
Zuo et al. Evaluation of azimuth cement bond quality based on the arcuate phased array acoustic receiver station
EP0549419B1 (en) Method and apparatus for hydraulic isolation determination
US6091668A (en) Static marine seismic system and method
Che et al. Azimuthal cement evaluation with an acoustic phased-arc array transmitter: numerical simulations and field tests
US4635746A (en) Timing correction methods for seismic energy source operation
JPS60222786A (ja) 岩盤音響測定装置
IE914077A1 (en) High resolution logging method and apparatus
Diez et al. Ultrasonic Logging of Creeping Shale
Nakken et al. A new MWD concept for geological positioning of horizontal wells
NO963770L (no) Fremgangsmåte og apparat til akustisk refleksjonslogging i borehull
CA2254162C (en) Method of borehole compensation of earth formation characteristic measurements using depth measurements
Kamata et al. Drill-Bit Seismic A Service For Drilling Optimization