BR112019027136B1

BR112019027136B1 - METHOD FOR DETERMINING CEMENT BOND, AND, WELL MEASUREMENT SYSTEM FOR DETERMINING CEMENT BOND

Info

Publication number: BR112019027136B1
Application number: BR112019027136-8A
Authority: BR
Inventors: Batakrishna Mandal
Original assignee: Halliburton Energy Services Inc.
Priority date: 2017-07-17
Filing date: 2018-06-22
Publication date: 2023-07-11

Abstract

Um método e sistema para determinar a ligação de cimento são fornecidos. O método pode compreender dispor uma ferramenta de perfilagem acústica em um poço de petróleo, em que a ferramenta de perfilagem acústica compreende um transmissor e um receptor, transmitir um sinal formatado com o transmissor de modo que o fluido entre os tubos concêntricos dispostos no poço de petróleo seja excitado, registrar um sinal de reverberação com o receptor, processar o sinal de reverberação com um sistema de manipulação de informações e determinar a presença de um material externo de uma parte mais externa dos tubos concêntricos. Um sistema de medição de poço para determinar a ligação de cimento pode compreender uma ferramenta de perfilagem acústica. A ferramenta de perfilagem acústica pode compreender pelo menos um transmissor, em que o pelo menos um transmissor está configurado para transmitir um sinal formatado e pelo menos um receptor, em que o pelo menos um receptor está configurado para registrar um sinal de reverberação. A ferramenta de perfilagem acústica também pode compreender um transporte e um sistema de manipulação de informações.A method and system for determining cement binding is provided. The method may comprise disposing an acoustic logging tool in an oil well, wherein the acoustic logging tool comprises a transmitter and a receiver, transmitting a formatted signal with the transmitter so that fluid between concentric tubes disposed in the oil well oil is excited, record a reverberation signal with the receiver, process the reverberation signal with an information handling system, and determine the presence of an external material from an outermost part of the concentric tubes. A well gauging system for determining cement binding may comprise an acoustic profiling tool. The acoustic profiling tool may comprise at least one transmitter, wherein the at least one transmitter is configured to transmit a formatted signal, and at least one receiver, wherein the at least one receiver is configured to record a reverberation signal. The acoustic profiling tool may also comprise a transport and information handling system.

Description

BACKGROUND

[001] Para exploração e produção de petróleo e gás, uma rede de poços, instalações e outros condutos podem ser estabelecidos conectando seções de tubos de metal em conjunto. Por exemplo, uma instalação de poço pode ser completada, em parte, pela redução de múltiplas seções de tubo de metal (por exemplo, uma coluna de revestimento) em um poço de perfuração, e cimentação da coluna de revestimento no lugar. Em algumas instalações de poço, múltiplas linhas de revestimento são empregadas (por exemplo, um arranjo concêntrico de múltiplas colunas) para permitir diferentes operações relacionadas às opções de completação, produção ou recuperação de óleo avançada (EOR) de poço.[001] For oil and gas exploration and production, a network of wells, facilities and other conduits can be established by connecting sections of metal pipes together. For example, a well installation may be completed, in part, by lowering multiple sections of metal pipe (e.g., a casing string) into a drill hole, and cementing the casing string in place. In some well installations, multiple casing lines are employed (e.g., a concentric arrangement of multiple strings) to enable different operations related to well completion, production, or enhanced oil recovery (EOR) options.

[002] No final de uma vida útil das instalações do poço, a instalação do poço deve ser conectada e abandonada. A compreensão da integridade da ligação de cimento a uma coluna de tubo e/ou coluna de revestimento pode ser benéfica na determinação de como obstruir a instalação do poço. Atualmente, as colunas de tubo podem produzir sinais e/ou ondas de interferência, quando excitadas, que podem ofuscar sinais que podem indicar ligação de cimento a um revestimento e/ou uma coluna de tubo. Uma ferramenta de perfilagem eletromagnética (EM) pode ser utilizada para transmitir um sinal formatado e registrar um sinal reverberado, que pode ser processado para determinar o material atrás de um revestimento e/ou uma coluna de tubo.[002] At the end of a useful life of the well installations, the well installation must be connected and abandoned. Understanding the integrity of the cement bond to a pipe string and/or casing string can be beneficial in determining how to plug the well installation. Currently, tube strings can produce signals and/or interference waves, when excited, which can obfuscate signals that could indicate bonding of cement to a casing and/or a tube string. An electromagnetic (EM) logging tool can be used to transmit a formatted signal and record a reverberated signal, which can be processed to determine the material behind a casing and/or a pipe string.

BRIEF DESCRIPTION OF THE DRAWINGS

[003] Estes desenhos ilustram certos aspectos de alguns exemplos da presente divulgação e não devem ser usados para limitar ou definir a divulgação.[003] These drawings illustrate certain aspects of some examples of the present disclosure and should not be used to limit or define the disclosure.

[004] A Figura 1 ilustra um sistema incluindo uma ferramenta de perfilagem acústica; A Figura 2 ilustra um exemplo de um transmissor e um receptor; A Figura 3 ilustra um diagrama de fluxo do movimento de informação e controle do transmissor e/ou receptor dentro da ferramenta de perfilagem acústica; A Figura 4 ilustra a ferramenta de perfilagem acústica transmitindo um sinal formatado; A Figura 5 ilustra uma pluralidade de sinais reverberados registrados; A Figura 6 ilustra outro exemplo de uma pluralidade de sinais reverberados registrados; A Figura 7 ilustra uma perspectiva de cima para baixo de um poço de perfuração no qual a ferramenta de perfilagem acústica é disposta e que transmite um sinal; e A Figura 8 ilustra um exemplo de configuração experimental para avaliação da ligação de cimento.[004] Figure 1 illustrates a system including an acoustic profiling tool; Figure 2 illustrates an example of a transmitter and a receiver; Figure 3 illustrates a flow diagram of the movement of information and control of the transmitter and/or receiver within the acoustic profiling tool; Figure 4 illustrates the acoustic profiling tool transmitting a formatted signal; Figure 5 illustrates a plurality of recorded reverberated signals; Figure 6 illustrates another example of a plurality of recorded reverberated signals; Figure 7 illustrates a top down view of a drillhole in which the acoustic logging tool is disposed and which transmits a signal; and Figure 8 illustrates an example experimental setup for evaluating cement binding.

DETAILED DESCRIPTION

[005] Esta divulgação pode geralmente se referir a métodos para identificar ligações de cimento, bem como materiais atrás de uma coluna de tubo e/ou de revestimento com uma ferramenta de perfilagem acústica. A detecção acústica pode fornecer medições contínuas localmente de parâmetros relacionados à ligação de cimento a uma coluna de tubo e/ou um revestimento. Como resultado, a detecção acústica pode ser usada em aplicações de monitoramento de furo de poço revestido. Conforme divulgado neste documento, as ferramentas de perfilagem acústica podem ser usadas para emitir um sinal acústico que excita o fluido entre dois tubos concêntricos no poço de perfuração (por exemplo, entre a tubulação e o revestimento). O decaimento característico do sinal de reverberação ou limite múltiplo entre os tubos concêntricos pode ser observado, por exemplo, a partir de medições de receptor na ferramenta de perfilagem acústica. O efeito máximo do sinal de reverberação pode ser encontrado quando o transmissor e o receptor estão próximos um do outro (incidência normal). O transmissor-receptor é uma variável para maximizar o sinal de reverberação. A excitação da frequência dominante de reverberação devido ao caminho do fluido entre os tubos concêntricos também pode ser usada para obter um sinal ideal que possa produzir o efeito da ligação ou livre atrás da parte mais externa dos tubos concêntricos (por exemplo, revestimento). A frequência de ressonância do revestimento, por exemplo, pode ser usada para ressonar a coluna de fluidos entre os tubos concêntricos. As ferramentas de perfilagem acústica podem operar em um transporte. A ferramenta de perfilagem acústica pode incluir uma fonte de alimentação independente e pode armazenar os dados adquiridos na memória.[005] This disclosure may generally refer to methods for identifying cement bonds as well as materials behind a pipe and/or casing string with an acoustic profiling tool. Acoustic sensing can provide locally continuous measurements of parameters related to cement bonding to a pipe string and/or a casing. As a result, acoustic detection can be used in cased wellbore monitoring applications. As disclosed herein, acoustic logging tools can be used to emit an acoustic signal that excites fluid between two concentric pipes in the drilling well (e.g., between tubing and casing). The characteristic decay of the reverberation signal or multiple boundary between the concentric tubes can be observed, for example, from receiver measurements in the acoustic profiling tool. The maximum effect of the reverb signal can be found when the transmitter and receiver are close to each other (normal incidence). The transceiver is a variable to maximize the reverb signal. Excitation of the dominant reverberation frequency due to the fluid path between the concentric tubes can also be used to obtain an ideal signal that can produce the effect of binding or free behind the outermost part of the concentric tubes (e.g. casing). The resonant frequency of the casing, for example, can be used to resonate the fluid column between the concentric tubes. Acoustic logging tools can operate on a conveyor. The acoustic profiling tool may include an independent power supply and may store acquired data in memory.

[006] A Figura 1 ilustra um ambiente operacional para uma ferramenta de perfilagem acústica 100 como aqui divulgado. A ferramenta de perfilagem acústica 100 pode compreender o transmissor 102 e um receptor 104. Nos exemplos, pode haver qualquer número de transmissores 102 e/ou qualquer número de receptores 104, que podem estar disponíveis na ferramenta de perfilagem acústica 100. A ferramenta de perfilagem acústica 100 pode ser operativamente acoplada a um transporte 106 (por exemplo, cabo de aço, cabo liso, tubulação enrolada, tubo ou similares) que pode fornecer suspensão mecânica, bem como conectividade elétrica, para a ferramenta de perfilagem acústica 100. O transporte 106 e a ferramenta de perfilagem acústica 100 podem se estender dentro da coluna de revestimento 108 até uma profundidade desejada dentro do poço de petróleo 110. O transporte 106, que pode incluir um ou mais condutores elétricos, pode sair da cabeça de poço 112, pode passar em torno da polia 114, pode engatar o odômetro 116, e pode ser enrolado no guincho 118, que pode ser empregue para elevar e baixar o conjunto de ferramenta no poço de petróleo 110. Os sinais registrados pela ferramenta de perfilagem acústica 100 podem ser armazenados na memória e depois processados pela unidade de exibição e armazenamento 120 após a recuperação da ferramenta de perfilagem acústica 100 a partir do poço de petróleo 110. Alternativamente, os sinais registrados pela ferramenta de perfilagem acústica 100 podem ser conduzidos para exibir e armazenar a unidade 120 por meio do transporte 106. A unidade de exibição e armazenamento 120 pode processar os sinais, e as informações contidas na mesma podem ser exibidas para um operador observar e armazenadas para processamento e referência futuros. Alternativamente, os sinais podem ser processados no fundo de poço antes do recebimento pela unidade de exibição e armazenamento 120 ou no fundo de poço e na superfície 122, por exemplo, pela unidade de exibição e armazenamento 120. A unidade de exibição e armazenamento 120 também pode conter um aparelho para fornecer sinais de controle e energia à ferramenta de perfilagem acústica 100. Uma coluna de revestimento 108 típica pode se estender partir da cabeça de poço 112 no, ou acima do, nível do solo até uma profundidade selecionada dentro de um poço de perfuração 110. A coluna de revestimento 108 pode compreender uma pluralidade de junções 130 ou segmentos de coluna de revestimento 108, cada junção 130 sendo conectada aos segmentos adjacentes por um colar 132. Pode haver qualquer número de camadas na coluna de revestimento 108. Por exemplo, um primeiro revestimento 134 e um segundo revestimento 136. Deve-se notar que pode haver qualquer número de camadas de revestimento.[006] Figure 1 illustrates an operating environment for an acoustic profiling tool 100 as disclosed herein. The acoustic profiling tool 100 may comprise the transmitter 102 and a receiver 104. In the examples, there may be any number of transmitters 102 and/or any number of receivers 104, which may be available on the acoustic profiling tool 100. The acoustic profiling tool Acoustic logging tool 100 may be operatively coupled to a carriage 106 (e.g., wire rope, smooth cable, coiled tubing, tube, or the like) that may provide mechanical suspension, as well as electrical connectivity, to the acoustic logging tool 100. The carriage 106 and acoustic logging tool 100 may extend within casing string 108 to a desired depth within oil well 110. Transport 106, which may include one or more electrical conductors, may exit wellhead 112, may pass around the pulley 114, may engage the odometer 116, and may be wrapped around the winch 118, which may be employed to raise and lower the oil well tool assembly 110. The signals recorded by the acoustic logging tool 100 may be stored in memory and then processed by the display and storage unit 120 upon retrieval of the acoustic logging tool 100 from the oil well 110. Alternatively, the signals recorded by the acoustic logging tool 100 may be routed to the display and storage unit 120 via transport 106. The display and storage unit 120 can process the signals, and the information contained therein can be displayed for an operator to observe and stored for future processing and reference. Alternatively, the signals may be processed downhole prior to receipt by the display and storage unit 120 or downhole and surface 122, e.g., by the display and storage unit 120. The display and storage unit 120 also may contain an apparatus for providing control signals and power to the acoustic logging tool 100. A typical casing string 108 may extend from the wellhead 112 at, or above, ground level to a selected depth within a wellbore casing string 110. The casing string 108 may comprise a plurality of joints 130 or casing string segments 108, each joint 130 being connected to adjacent segments by a collar 132. There may be any number of layers in the casing string 108. For example, a first coating 134 and a second coating 136. It should be noted that there may be any number of coating layers.

[007] A Figura 1 também ilustra uma coluna de tubo típica 138, que pode ser posicionada no interior da coluna de revestimento 108, estendendo parte da distância para baixo do poço de petróleo 110. A coluna de tubo 138 pode ser tubulação de produção, coluna de tubulação, coluna de revestimento, ou outro tubo disposto dentro da coluna de revestimento 108. A coluna de tubo 138 pode compreender tubos concêntricos. Deve-se notar que os tubos concêntricos podem ser conectados por colares 132. A ferramenta de perfilagem acústica 100 pode ser dimensionada de modo que possa ser baixada para dentro do poço de petróleo 110 através da coluna de tubo 138, evitando assim a dificuldade e o custo associados ao puxar a coluna de tubo 138 para fora do poço de petróleo 110.[007] Figure 1 also illustrates a typical pipe string 138, which may be positioned within the casing string 108, extending part of the distance down the oil well 110. The pipe string 138 may be production piping, pipe string, casing string, or other tube disposed within the casing string 108. The pipe string 138 may comprise concentric tubes. It should be noted that the concentric tubes can be connected by collars 132. The acoustic logging tool 100 can be sized so that it can be lowered into the oil well 110 through the tube string 138, thus avoiding the difficulty and cost associated with pulling the pipe string 138 out of the oil well 110.

[008] Em sistemas de perfilagem, tais como, por exemplo, sistemas de perfilagem utilizando a ferramenta de perfilagem acústica 100, pode ser usado um sistema de telemetria digital, em que um circuito elétrico pode ser usado para alimentar a ferramenta de perfilagem acústica 100 e para transferir dados entre a unidade de exibição e armazenamento 120 e a ferramenta de perfilagem acústica 100. Uma voltagem CC pode ser fornecida à ferramenta de perfilagem acústica 100 por uma fonte de alimentação localizada acima do nível do solo, e os dados podem ser acoplados ao condutor de energia CC por um sistema de pulsos de corrente de banda de base. Alternativamente, a ferramenta de perfilagem acústica 100 pode ser alimentada por baterias localizadas dentro do conjunto de ferramenta de fundo de poço, e/ou os dados fornecidos pela ferramenta de perfilagem acústica 100 podem ser armazenados no conjunto de ferramenta de fundo de poço, em vez de transmitidos para a superfície durante a perfilagem (detecção de corrosão).[008] In logging systems, such as, for example, logging systems utilizing the acoustic logging tool 100, a digital telemetry system may be used, in which an electrical circuit may be used to power the acoustic logging tool 100 and to transfer data between the display and storage unit 120 and the acoustic logging tool 100. A DC voltage may be supplied to the acoustic logging tool 100 by a power supply located above ground level, and the data may be coupled to the DC power conductor by a baseband current pulse system. Alternatively, the acoustic logging tool 100 may be powered by batteries located within the downhole tool assembly, and/or the data provided by the acoustic logging tool 100 may be stored in the downhole tool assembly instead. transmitted to the surface during profiling (corrosion detection).

[009] A ferramenta de perfilagem acústica 100 pode ser usada para excitação do transmissor 102. Como ilustrado, um ou mais receptores 104 podem ser posicionados na ferramenta de perfilagem acústica 100 a distâncias selecionadas (por exemplo, espaçamento axial) longe do transmissor 102. O espaçamento axial do receptor 104 a partir do transmissor 102 pode variar, por exemplo, de cerca de 0 polegadas (0 cm) a cerca de 40 polegadas (101,6 cm) ou mais. Em algumas modalidades, pelo menos um receptor 104 pode ser colocado perto do transmissor 102 (por exemplo, dentro de pelo menos 1 polegada (2,5 cm) enquanto um ou mais receptores adicionais podem ser espaçados de 1 pé (30,5 cm) a cerca de 5 pés (152 cm) ou mais do transmissor 102. Deve ser entendido que a configuração da ferramenta de perfilagem acústica 100 mostrada na Figura 1 é meramente ilustrativa e outras configurações da ferramenta de perfilagem acústica 100 podem ser usadas com as presentes técnicas. Além disso, a ferramenta de perfilagem acústica 100 pode incluir mais de um transmissor 102 e mais de um receptor 104. Por exemplo, uma matriz de receptores 104 pode ser usada. Os transmissores 102 podem incluir qualquer fonte acústica adequada para gerar ondas acústicas no fundo de poço, incluindo, mas não se limitando a, fontes monopolares e multipolares (por exemplo, transmissores dipolo, dipolo cruzado, quadrupolo, hexapolo ou multipolos de ordem superior). Exemplos específicos de transmissores adequados 102 podem incluir, mas não estão limitados a, elementos piezoelétricos, barras dobráveis ou outros transdutores adequados para gerar ondas acústicas no fundo de poço. O receptor 104 pode incluir qualquer receptor acústico adequado para uso no fundo de poço, incluindo elementos piezoelétricos que podem converter ondas acústicas em um sinal elétrico.[009] The acoustic logging tool 100 may be used for exciting the transmitter 102. As illustrated, one or more receivers 104 may be positioned on the acoustic logging tool 100 at selected distances (e.g., axial spacing) away from the transmitter 102. The axial spacing of the receiver 104 from the transmitter 102 may vary, for example, from about 0 inches (0 cm) to about 40 inches (101.6 cm) or more. In some embodiments, at least one receiver 104 may be placed close to the transmitter 102 (e.g., within at least 1 inch (2.5 cm)) while one or more additional receivers may be spaced 1 foot (30.5 cm) apart. about 5 feet (152 cm) or more from transmitter 102. It should be understood that the configuration of acoustic logging tool 100 shown in Figure 1 is merely illustrative and other configurations of acoustic logging tool 100 may be used with the present techniques. Additionally, the acoustic profiling tool 100 may include more than one transmitter 102 and more than one receiver 104. For example, an array of receivers 104 may be used. The transmitters 102 may include any acoustic source suitable for generating acoustic waves in the downhole, including, but not limited to, monopole and multipole sources (e.g., dipole, cross-dipole, quadrupole, hexapole, or higher-order multipole transmitters). Specific examples of suitable transmitters 102 may include, but are not limited to , piezoelectric elements, bendable bars or other transducers suitable for generating acoustic waves at the bottom of the well. Receiver 104 may include any acoustic receiver suitable for downhole use, including piezoelectric elements that can convert acoustic waves into an electrical signal.

[0010] A Figura 2 ilustra exemplos de transmissor 102 e receptor 104. Por exemplo, o transmissor 102 pode ser um tubo piezelétrico cilíndrico e/ou segmentado. Os receptores 104 podem incluir um tubo piezelétrico segmentado, receptor individual ou receptores azimutais, que podem produzir variação azimutal da ligação atrás do primeiro revestimento 134. Deve-se notar que o transmissor 102 e o receptor 104 podem ser combinados em um único elemento com a capacidade de transmitir ondas acústicas e receber ondas acústicas.[0010] Figure 2 illustrates examples of transmitter 102 and receiver 104. For example, transmitter 102 may be a cylindrical and/or segmented piezoelectric tube. The receivers 104 may include a segmented piezoelectric tube, individual receiver, or azimuthal receivers, which may produce azimuthal variation of the bond behind the first cladding 134. It should be noted that the transmitter 102 and the receiver 104 may be combined into a single element with the ability to transmit acoustic waves and receive acoustic waves.

[0011] Com referência novamente à Figura 1, a transmissão de ondas acústicas pelo transmissor 102 e a gravação de sinais pelos receptores 104 podem ser controladas pela unidade de exibição e armazenamento 120, que pode incluir um sistema de manipulação de informações 144. Como ilustrado, o sistema de manipulação de informações 144 pode ser um componente da unidade de exibição e de armazenamento 120. Alternativamente, o sistema de manipulação de informações 144 pode ser um componente da ferramenta de perfilagem acústica 100. Um sistema de manipulação de informações 144 pode incluir qualquer instrumentalidade ou agregado de instrumentos operáveis para calcular, estimar, classificar, processar, transmitir, receber, recuperar, originar, trocar, armazenar, exibir, manifestar, detectar, registrar, reproduzir, manipular ou utilizar qualquer forma de informações, inteligência ou dados para fins comerciais, científicos, de controle ou outros. Por exemplo, um sistema de manipulação de informações 144 pode ser um computador pessoal, um dispositivo de armazenamento em rede ou qualquer outro dispositivo adequado e pode variar em tamanho, forma, desempenho, funcionalidade e preço. O sistema de manipulação de informações 144 pode incluir uma unidade de processamento 146 (por exemplo, microprocessador, unidade de processamento central, etc.) que pode processar dados de registro EM executando software ou instruções obtidas de um meio legível por computador não transitório local 148 (por exemplo, discos ópticos, discos magnéticos). O meio legível por computador não transitório 148 pode armazenar software ou instruções dos métodos aqui descritos. O meio legível por computador não transitório 148 pode incluir qualquer instrumento ou agregação de instrumentos que possam reter dados e/ou instruções por um período de tempo. O meio legível por computador não transitório 148 pode incluir, por exemplo, meio de armazenamento como um dispositivo de armazenamento de acesso direto (por exemplo, uma unidade de disco rígido ou unidade de disquete), um dispositivo de armazenamento de acesso sequencial (por exemplo, uma unidade de disco de fita), disco compacto, CD-ROM, DVD, RAM, ROM, memória somente de leitura programável apagável eletricamente (EEPROM) e/ou memória flash; bem como meios de comunicação tais como fios, fibras ópticas, micro-ondas, ondas de rádio e outros portadores eletromagnéticos e/ou ópticos; e/ou qualquer combinação do precedente. O sistema de manipulação de informações 144 também pode incluir dispositivo(s) de entrada 150 (por exemplo, teclado, mouse, touchpad, etc.) e dispositivo(s) de saída 152 (por exemplo, monitor, impressora, etc.). O(s) dispositivo(s) de entrada 150 e o(s) dispositivo(s) de saída 152 fornecem uma interface de usuário que permite que um operador interaja com a ferramenta de perfilagem acústica 100 e/ou software executado pela unidade de processamento 146. Por exemplo, o sistema de manipulação de informações 144 pode permitir que um operador selecione opções de análise, visualize dados de registro coletados, visualize resultados de análise e/ou execute outras tarefas.[0011] Referring again to Figure 1, the transmission of acoustic waves by the transmitter 102 and the recording of signals by the receivers 104 may be controlled by the display and storage unit 120, which may include an information handling system 144. As illustrated , the information handling system 144 may be a component of the display and storage unit 120. Alternatively, the information handling system 144 may be a component of the acoustic profiling tool 100. An information handling system 144 may include any instrumentality or aggregate of instruments operable to calculate, estimate, classify, process, transmit, receive, retrieve, originate, exchange, store, display, manifest, detect, record, reproduce, manipulate or use any form of information, intelligence or data to commercial, scientific, control or other purposes. For example, an information handling system 144 may be a personal computer, a network storage device, or any other suitable device and may vary in size, shape, performance, functionality, and price. The information handling system 144 may include a processing unit 146 (e.g., microprocessor, central processing unit, etc.) that may process EM register data by executing software or instructions obtained from a local non-transitory computer-readable medium 148 (e.g. optical discs, magnetic discs). The non-transitory computer-readable medium 148 may store software or instructions for the methods described herein. The non-transitory computer-readable medium 148 may include any instrument or aggregation of instruments that can retain data and/or instructions for a period of time. Non-transitory computer-readable medium 148 may include, for example, storage medium such as a direct access storage device (e.g., a hard disk drive or floppy disk drive), a sequential access storage device (e.g., , a tape disk drive), compact disk, CD-ROM, DVD, RAM, ROM, electrically erasable programmable read-only memory (EEPROM), and/or flash memory; as well as communication media such as wires, optical fibers, microwaves, radio waves and other electromagnetic and/or optical carriers; and/or any combination of the foregoing. The information handling system 144 may also include input device(s) 150 (e.g., keyboard, mouse, touchpad, etc.) and output device(s) 152 (e.g., monitor, printer, etc.). The input device(s) 150 and the output device(s) 152 provide a user interface that allows an operator to interact with the acoustic profiling tool 100 and/or software executed by the processing unit 146. For example, the information handling system 144 may allow an operator to select analysis options, view collected log data, view analysis results, and/or perform other tasks.

[0012] A Figura 3 ilustra o movimento de informação e controle do transmissor 102 e/ou receptor 104 dentro da ferramenta de perfilagem acústica 100. A ferramenta de perfilagem acústica 100 pode processar uma entrada para definir um parâmetro de poço 302. Nos exemplos, os componentes da ferramenta de perfilagem acústica 100 podem ser conectados. Como representado, os componentes conectados com fio podem ser representados por uma linha sólida 303. Em exemplos alternativos, os componentes podem opcionalmente comunicar qualquer processo adequado a um microcontrolador 304. Os componentes que se comunicam com o microcontrolador 304 podem ser representados por uma linha tracejada 305. O microcontrolador 304 pode instruir o transmissor 102 a transmitir um sinal 306. O sinal 306 pode compreender um pulso formatado. O pulso formatado pode ser otimizado com base em observações. Para estimar a característica do pulso formatado, um pulso de banda larga, chirp ou ruído branco pode ser usado inicialmente para estimar uma faixa de frequência adequada para informações de ligação de revestimento. Uma resposta do receptor 104 a partir do pulso de banda larga, chirp e/ou ruído branco pode ter perda de frequência característica devido aos múltiplos saltos das diferentes lacunas entre a coluna de tubo 138 (Referindo- se à Figura 1) e o primeiro revestimento 134 (Referindo-se à Figura 1) Um loop de feedback pode ser encontrado no módulo de feedback 324, que pode estimar o pulso de forma otimizada a partir da observação.[0012] Figure 3 illustrates the movement of information and control from the transmitter 102 and/or receiver 104 within the acoustic logging tool 100. The acoustic logging tool 100 may process an input to set a well parameter 302. In the examples, components of the acoustic profiling tool 100 can be connected. As depicted, wired connected components may be represented by a solid line 303. In alternative examples, the components may optionally communicate any suitable process to a microcontroller 304. Components communicating with the microcontroller 304 may be represented by a dashed line 305. The microcontroller 304 may instruct the transmitter 102 to transmit a signal 306. The signal 306 may comprise a shaped pulse. The shaped pulse can be optimized based on observations. To estimate the characteristic of the shaped pulse, a broadband pulse, chirp, or white noise can be used initially to estimate a suitable frequency range for cladding binding information. A response from the receiver 104 from the broadband pulse, chirp and/or white noise may have characteristic frequency loss due to the multiple jumps of the different gaps between the tube string 138 (Referring to Figure 1) and the first coating. 134 (Referring to Figure 1) A feedback loop can be found in the feedback module 324, which can optimally estimate the pulse from observation.

[0013] Nos exemplos, uma fonte de tensão 308 pode ser implementada para fornecer uma grande fonte de energia para transmissão 102 e/ou recepção 104. Uma grande fonte de energia pode ser definida como cerca de 1000 Volts. Nos exemplos, uma grande fonte de energia pode variar de 900 Volts a 1000 Volts ou 1000 Volts a 1100 Volts. Como discutido acima, o transmissor 102 e o receptor 104 podem ser dispostos próximos um do outro, o que pode afetar o receptor 104 durante um pulso de disparo de alta tensão quando transmitido a partir do transmissor 102. O receptor 104 pode ser afetado à medida que a resposta registrada pelo receptor 104 pode ser cortada a partir de respostas pré- registradas pelo receptor 104. Em alguns exemplos, o receptor 104 pode ser disposto entre dois transmissores 102 para obter um sinal forte da interface de revestimento devido à frente de onda de incidência normal. Em exemplos alternativos, o transmissor 102 pode ser disposto entre dois receptores 104. Sem limitação, o receptor 104 pode ser disposto a qualquer distância adequada do transmissor 102. Nos exemplos, uma distância adequada pode estar entre cerca de uma polegada e cerca de três pés. Por exemplo, a distância entre o receptor 104 e o transmissor 102 pode ser de uma polegada, em que um cilindro piezo para o transmissor independente 102 e o receptor 104 pode ser de uma polegada. Em outros exemplos, uma distância de zero polegada entre um receptor 104 e o transmissor 102 pode ser alcançada quando um receptor 104 é disposto entre dois transmissores 102 ou vice-versa.[0013] In the examples, a voltage source 308 can be implemented to provide a large power source for transmission 102 and/or reception 104. A large power source can be defined as about 1000 Volts. In examples, a large power source may range from 900 Volts to 1000 Volts or 1000 Volts to 1100 Volts. As discussed above, transmitter 102 and receiver 104 may be disposed close to each other, which may affect receiver 104 during a high voltage trigger pulse when transmitted from transmitter 102. Receiver 104 may be affected as that the response recorded by the receiver 104 may be cut from pre-recorded responses by the receiver 104. In some examples, the receiver 104 may be disposed between two transmitters 102 to obtain a strong signal from the cladding interface due to the wavefront of normal incidence. In alternative examples, the transmitter 102 may be disposed between two receivers 104. Without limitation, the receiver 104 may be disposed at any suitable distance from the transmitter 102. In the examples, a suitable distance may be between about one inch and about three feet. . For example, the distance between the receiver 104 and the transmitter 102 may be one inch, where a piezo cylinder for the independent transmitter 102 and the receiver 104 may be one inch. In other examples, a distance of zero inches between a receiver 104 and transmitter 102 can be achieved when a receiver 104 is disposed between two transmitters 102 or vice versa.

[0014] Como ilustrado na Figura 3, um amplificador 310 pode ser empregado na ferramenta de perfilagem acústica 100 que afeta o sinal 306 do pulso formatado produzido pelo transmissor 102. O amplificador 310 pode ser fornecido por uma alta tensão da fonte de tensão 308. Sem limitações, o amplificador 310 pode ser linear, de comutação e/ou combinações dos mesmos.[0014] As illustrated in Figure 3, an amplifier 310 may be employed in the acoustic profiling tool 100 that affects the shaped pulse signal 306 produced by the transmitter 102. The amplifier 310 may be supplied by a high voltage from the voltage source 308. Without limitation, amplifier 310 may be linear, switching and/or combinations thereof.

[0015] Nos exemplos, um mecanismo de atraso e de silenciamento 312 pode ser implementado no início da transmissão para evitar a saturação do pré- amplificador 316. O atraso fornecido pelo mecanismo de atraso e de silenciamento 312 pode depender da duração da transmissão do pulso formatado, bem como da geometria do poço de petróleo 110 (Referindo-se à Figura 1). O sinal 306 processado pelo mecanismo de atraso e de silenciamento 312 pode ser enviado para o módulo 314.[0015] In the examples, a delay and muting mechanism 312 may be implemented at the beginning of the transmission to avoid saturation of the preamplifier 316. The delay provided by the delay and muting mechanism 312 may depend on the duration of the pulse transmission. formatted, as well as the geometry of the oil well 110 (Referring to Figure 1). The signal 306 processed by the delay and squelch mechanism 312 can be sent to the module 314.

[0016] O módulo 314 pode compreender um pré-amplificador 316, um conversor de analógico para digital (ADC) 318. Deve-se notar que a saída do ADC 318 pode produzir uma sequência digital que pode representar a forma de onda 320. Sem limitação, pode haver uma pluralidade de formas de onda 320 que podem ser transmitidas a partir do ADC 318. As formas de onda 320 podem ser armazenadas em uma memória da ferramenta e/ou no furo transmitido para processamento em tempo real e/ou pós-processamento. Por exemplo, as formas de onda digitais observadas do receptor 104 para cada fonte disparada com comprimento de 10 a 50 ms podem ser armazenadas na memória e enviadas para cima do poço para processamento. Deve-se notar que as formas de onda 320 podem ser processadas no fundo de poço ou em cima do poço em tempo real. Além disso, formas de onda podem ser usadas para análises adicionais a partir de dados de memória para identificação de fluidos/sólidos dispostos atrás da coluna de tubo 138 e/ou qualquer revestimento na coluna de revestimento 108 (por exemplo, referindo-se à Figura 1). A ferramenta de perfilagem acústica 100 pode produzir uma pluralidade de perfis 322 como resultado do processamento 321 da pluralidade de formas de onda 320. Isso pode ser realizado para cada resposta azimutal individual registrada pelo receptor 104 para determinar a excentricidade da coluna de tubo 138 no primeiro revestimento 134 (por exemplo, referindo-se à Figura 1). Nos exemplos, um pulso de disparo ideal pode ser estimado localmente a partir de observações.[0016] Module 314 may comprise a preamplifier 316, an analog-to-digital converter (ADC) 318. It should be noted that the output of the ADC 318 may produce a digital sequence that may represent waveform 320. Without limitation, there may be a plurality of waveforms 320 that may be transmitted from the ADC 318. The waveforms 320 may be stored in a memory of the tool and/or in the transmitted hole for real-time and/or post-processing. processing. For example, digital waveforms observed from receiver 104 for each source fired with a length of 10 to 50 ms can be stored in memory and sent up the well for processing. It should be noted that waveforms 320 can be processed downhole or uphole in real time. Additionally, waveforms can be used for further analysis from memory data for identifying fluids/solids disposed behind the tube string 138 and/or any casing in the casing string 108 (e.g., referring to FIG. 1). The acoustic logging tool 100 may produce a plurality of profiles 322 as a result of processing 321 the plurality of waveforms 320. This may be performed for each individual azimuth response recorded by the receiver 104 to determine the eccentricity of the tube string 138 in the first coating 134 (e.g., referring to Figure 1). In the examples, an ideal clock pulse can be estimated locally from observations.

[0017] Em exemplos alternativos, após a pluralidade de formas de onda 320 ser obtida, um módulo de feedback 324 pode ser implementado. O módulo de feedback 324 pode compreender a seleção de uma janela de frequência 326 com base em um dado parâmetro de poço 302, estimar uma frequência de ressonância 328 e gerar um novo pulso formatado 330. Nos exemplos, o módulo de feedback 324 pode funcionar para fornecer um loop de feedback para otimizar a pluralidade de formas de onda 320 com a pluralidade de novos pulsos formatados. A otimização do novo pulso formatado pode obter uma resposta clara da integridade da ligação atrás do revestimento 134 (isto é, referindo-se à Figura 1). Os parâmetros de poço podem ser utilizados para selecionar a janela de frequência 326 do novo pulso formatado 330. Por exemplo, se a coluna de tubo 138 e o primeiro revestimento 134 forem conhecidos, a lacuna mínima e a lacuna máxima entre a coluna de tubo 138 e o revestimento 134 podem ser limitadas. Assim, a maior frequência de ressonância devido à lacuna entre a coluna de tubo 138 e o primeiro revestimento 134 pode ser limitada. Também deve ser observado, sem limitação, que os parâmetros do poço podem incluir propriedades de fluidos, como velocidade, densidade, atenuação e/ou qualquer combinação dos mesmos. A partir desses parâmetros do poço, o módulo de feedback 324 pode executar a função de estimar a frequência de ressonância que pode se encaixar na janela de frequência 326 com base nos parâmetros do poço. Um novo pulso formatado apropriado 330 pode então ser formado. O novo pulso formatado 330 pode ser enviado através do mecanismo de atraso e de silenciamento 312 para o módulo 314 e, em seguida, para ser processado ou voltar ao módulo de feedback 324 para repetir um determinado número de vezes até que um limiar seja atingido.[0017] In alternative examples, after the plurality of waveforms 320 are obtained, a feedback module 324 can be implemented. The feedback module 324 may comprise selecting a frequency window 326 based on a given well parameter 302, estimating a resonant frequency 328, and generating a new shaped pulse 330. In the examples, the feedback module 324 may function to provide a feedback loop to optimize the plurality of waveforms 320 with the plurality of new shaped pulses. Optimization of the new shaped pulse can obtain a clear answer of the integrity of the bond behind the coating 134 (i.e., referring to Figure 1). The well parameters can be used to select the frequency window 326 of the new formatted pulse 330. For example, if the pipe string 138 and the first casing 134 are known, the minimum gap and the maximum gap between the pipe string 138 and coating 134 may be limited. Thus, the higher resonance frequency due to the gap between the tube string 138 and the first casing 134 may be limited. It should also be noted, without limitation, that well parameters may include fluid properties such as velocity, density, attenuation and/or any combination thereof. From these well parameters, the feedback module 324 can perform the function of estimating the resonance frequency that can fit into the frequency window 326 based on the well parameters. A new appropriately shaped pulse 330 can then be formed. The new formatted pulse 330 may be sent through the delay and muting mechanism 312 to the module 314 and then be processed or returned to the feedback module 324 to repeat a certain number of times until a threshold is reached.

[0018] A Figura 4 ilustra a ferramenta de perfilagem acústica 100 disposta no poço de petróleo 110, em que o transmissor 102 pode transmitir um sinal formatado 400 através da coluna de tubo 138, que pode excitar um fluido 402 que pode ser disposto entre a coluna de tubo 138 e o primeiro revestimento 134. Deve-se notar que o fluido 402 pode compreender “lama” disposta no fundo de poço para operações de perfuração. A deterioração característica do salto múltiplo e/ou reverberação do sinal formatado 400 entre a coluna de tubo 138 e o primeiro revestimento 134 pode ser registrada pelo receptor 104. O efeito máximo do sinal de reverberação 404 pode ser encontrado quando o transmissor 102 e o receptor 104 podem ser dispostos próximos um do outro, como discutido acima. A distância entre o transmissor 102 e o receptor 104 pode ser importante para maximizar o sinal de reverberação 404. A excitação da frequência dominante do sinal de reverberação 404 devido ao fluido 402 entre a coluna de tubo 138 e o primeiro revestimento 134 também pode ser outra característica para otimizar o sinal de reverberação 404.[0018] Figure 4 illustrates the acoustic logging tool 100 disposed in the oil well 110, wherein the transmitter 102 can transmit a formatted signal 400 through the pipe string 138, which can excite a fluid 402 that can be disposed between the pipe string 138 and the first casing 134. It should be noted that the fluid 402 may comprise “mud” disposed at the bottom of the well for drilling operations. The characteristic deterioration of the multiple jump and/or reverberation of the formatted signal 400 between the tube column 138 and the first casing 134 can be registered by the receiver 104. The maximum effect of the reverberation signal 404 can be found when the transmitter 102 and the receiver 104 can be arranged next to each other, as discussed above. The distance between the transmitter 102 and the receiver 104 may be important to maximize the reverberation signal 404. Excitation of the dominant frequency of the reverberation signal 404 due to the fluid 402 between the tube string 138 and the first casing 134 may also be another feature for optimizing the reverb signal 404.

[0019] O sinal de reverberação 404 pode ser processado para determinar ainda mais se um material 406 (isto é, cimento) pode ser ligado ao primeiro revestimento 134 e à formação 408. Nos exemplos, o sinal de reverberação 404 pode ser processado para determinar ainda se um material 406 pode ser ligado ao primeiro revestimento 134 e ao segundo revestimento 136 (por exemplo, referindo-se à Figura 1) ou se o material 406 pode ser ligado a qualquer revestimento externo à formação 408. Se nenhuma ligação ocorreu, pode haver um sinal forte detectado. Deve-se notar que, embora o cimento seja referido, outro material sólido pode ser usado no lugar do cimento para ligação. Para esta divulgação, o cimento pode incluir ainda todo o material sólido que pode ser descartável no fundo de poço atrás do primeiro revestimento 134, do segundo revestimento 136 ou de qualquer outro revestimento.[0019] The reverberation signal 404 can be processed to further determine whether a material 406 (i.e., cement) can be bonded to the first casing 134 and the formation 408. In the examples, the reverberation signal 404 can be processed to determine whether a material 406 can be bonded to the first cladding 134 and the second cladding 136 (e.g., referring to Figure 1) or whether material 406 can be bonded to any cladding external to formation 408. If no bonding has occurred, it can there is a strong signal detected. It should be noted that although cement is referred to, another solid material may be used in place of cement for bonding. For this disclosure, the cement may further include all solid material that can be disposed of in the well bottom behind the first casing 134, the second casing 136, or any other casing.

[0020] A Figura 5 ilustra o sinal formatado transmitido 400, que pode ser registrado como sinal de reverberação de ar 500, sinal de reverberação de fluido de furo de poço 502 ou sinal de reverberação de cimento 504. Deve-se notar que a energia da janela de ressonância da forma de onda observada pode diferir do sinal de reverberação de ar 500, sinal de reverberação de fluido de furo de poço 502 ou sinal de reverberação de cimento 504. Por exemplo, o sinal de reverberação de ar 500 e o sinal de reverberação de fluido de furo de poço 502 podem ter uma energia mais alta da janela de ressonância do que o sinal de reverberação de cimento 504. Isso pode ser devido à coluna de tubo 138 ou a qualquer revestimento, como o primeiro revestimento 134, que pode ressonar mais livremente no fluido do que com cimento atrás dele. A Figura 5 ilustra dados em que o sinal de reverberação de ar 500 compreende a resposta mais alta, o sinal de reverberação de fluido de furo de poço 502 compreende uma resposta mais baixa e o sinal de reverberação de cimento 504 compreende a resposta mais baixa. Atualmente, o sinal formatado transmitido 400 pode incluir uma frequência de ressonância que pode depender da espessura ou da lacuna entre a coluna de tubo 138 e o primeiro revestimento 134. Isso pode ser imitado para ressonar um fluido 402, referindo-se à Figura 4, entre a coluna de tubo 138 e o primeiro revestimento 134 (Referindo-se à Figura 4). Vários pulsos de disparo de frequência formatados podem ser utilizados para determinar as propriedades entre a coluna de tubo 138 e o primeiro revestimento 134. Além disso, várias vantagens de pulsos de disparo de frequência formatados podem determinar o material atrás do primeiro revestimento 134 através da coluna de tubo 138. A Figura 5 mostra a comparação das respostas registradas, que ilustram as diferenças na amplitude dos sinais de reverberação 404, referentes à Figura 4, que podem delinear entre quais materiais podem estar fora do primeiro revestimento 134, do segundo revestimento 136 (não ilustrado) e/ou de qualquer outro revestimento. Por exemplo, o ar pode incluir mais “ruídos” (daí amplitude) do que a água.[0020] Figure 5 illustrates the transmitted formatted signal 400, which can be recorded as air reverberation signal 500, wellbore fluid reverberation signal 502, or cement reverberation signal 504. It should be noted that the energy of the resonance window of the observed waveform may differ from the air reverb signal 500, wellbore fluid reverb signal 502, or cement reverb signal 504. For example, the air reverb signal 500 and the wellbore fluid reverberation signals 502 may have a higher resonance window energy than the cement reverberation signal 504. This may be due to the pipe string 138 or any casing, such as the first casing 134, which it can resonate more freely in fluid than with cement behind it. Figure 5 illustrates data in which the air reverb signal 500 comprises the highest response, the wellbore fluid reverb signal 502 comprises the lowest response, and the cement reverb signal 504 comprises the lowest response. Currently, the transmitted formatted signal 400 may include a resonant frequency that may depend on the thickness or gap between the tube string 138 and the first casing 134. This may be imitated to resonate a fluid 402, referring to Figure 4, between the tube string 138 and the first casing 134 (Referring to Figure 4). Various shaped frequency trigger pulses can be used to determine the properties between the pipe string 138 and the first casing 134. Additionally, various advantages of shaped frequency trigger pulses can determine the material behind the first casing 134 through the column. of tube 138. Figure 5 shows the comparison of the recorded responses, which illustrate the differences in the amplitude of the reverberation signals 404, referring to Figure 4, which can delineate between which materials may be outside the first coating 134, the second coating 136 ( not illustrated) and/or any other coating. For example, air may include more “noise” (hence amplitude) than water.

[0021] A Figura 6 ilustra outro exemplo de um sinal de reverberação registrado 404 (Referindo-se à Figura 4). Como ilustrado, um sinal de campo livre (onde nenhuma coluna de tubo 138 ou nenhum primeiro revestimento 134) 600 inclui uma amplitude maior do que apenas um sinal somente de tubulação 602. O sinal de retorno de ar 604 pode indicar ar atrás do primeiro revestimento 134, referente à Figura 1, e ter uma amplitude maior que o sinal de retorno de água 606, que pode indicar água atrás do primeiro revestimento 134, referente à Figura 1.[0021] Figure 6 illustrates another example of a reverb signal registered 404 (Referring to Figure 4). As illustrated, a free field signal (where no column of pipe 138 or no first cladding 134) 600 includes a greater amplitude than just a pipe only signal 602. The return air signal 604 may indicate air behind the first cladding 134, referring to Figure 1, and having an amplitude greater than the water return signal 606, which may indicate water behind the first casing 134, referring to Figure 1.

[0022] A Figura 7 ilustra uma vista de cima para baixo da ferramenta de perfilagem acústica 100 disposta na coluna de tubo 138, que pode ser disposta no primeiro revestimento 134. Como ilustrado, o transmissor 102 (Referindo-se à Figura 1) pode transmitir em qualquer direção a partir da ferramenta de perfilagem acústica 100. Muitas vezes, a coluna de tubo 138 não pode ser colocada no centro do primeiro revestimento 134. Assim, a largura do espaço anular, a distância entre a coluna de tubo 138 e o primeiro revestimento 134, podem mudar azimutalmente. Para isso, um pulso de disparo característico 700 pode ser transmitido e registrado para determinar um sinal para detectar uma ligação do material 406 ao primeiro revestimento 134 e à formação 408. O pulso de disparo característico 700 pode ser projetado de forma adaptável com base em observações localmente ou o pulso pode ser predefinido com base na geometria do poço de petróleo 110. Assim, a ferramenta de perfilagem acústica 100 pode incluir um transmissor 102 com wavelet de disparo programável e receptor associado 104. O transmissor 102 pode ser uma fonte de radiação monopolar ou multipolar e o receptor 104 também pode ser um sistema receptor monopolar ou multipolar. Como o transmissor 102 e o receptor 104 podem ser dispostos próximos um do outro para obter um sinal otimizado, pode haver um mecanismo de temporização do sistema de silenciamento do receptor que pode ajudar a aumentar uma faixa dinâmica de um sinal registrado, que pode determinar o material por trás do primeiro revestimento 134 . Por exemplo, quando o transmissor 102 está disparando, a energia emitida pelo transmissor 102 pode não ser registrada, pois pode saturar o amplificador 316 na Figura 3. O silenciamento do sistema receptor durante a transmissão do transmissor 102 pode impedir a saturação.[0022] Figure 7 illustrates a top-down view of the acoustic profiling tool 100 disposed in the tube string 138, which may be disposed in the first casing 134. As illustrated, the transmitter 102 (Referring to Figure 1) can be transmit in any direction from the acoustic profiling tool 100. Often, the tube string 138 cannot be placed in the center of the first casing 134. Thus, the width of the annular space, the distance between the tube string 138 and the first coat 134, can change azimuthally. To this end, a characteristic trigger pulse 700 can be transmitted and recorded to determine a signal for detecting a binding of the material 406 to the first coating 134 and the formation 408. The characteristic trigger pulse 700 can be adaptively designed based on observations. locally or the pulse may be preset based on the geometry of the oil well 110. Thus, the acoustic logging tool 100 may include a transmitter 102 with programmable trigger wavelet and associated receiver 104. The transmitter 102 may be a monopolar radiation source or multipolar and the receiver 104 may also be a monopolar or multipolar receiver system. Since the transmitter 102 and the receiver 104 can be arranged close to each other to obtain an optimized signal, there may be a receiver muting system timing mechanism that can help increase a dynamic range of a recorded signal, which can determine the material behind the first coating 134 . For example, when transmitter 102 is firing, the energy emitted by transmitter 102 may not register as it may saturate amplifier 316 in Figure 3. Silencing the receiving system during transmitter 102 transmission may prevent saturation.

[0023] Para avaliar a técnica divulgada para avaliação de ligação de cimento, vários testes foram conduzidos usando uma configuração de transmissor-receptor, como mostrado na Figura 8. O transmissor era um transmissor convencional (SN 1459) com uma faixa de frequência de 2 kHz a 40 kHz. Os receptores eram hidrofones calibrados convencionais (B&K 8103) com uma resposta de frequência de 1 kHz a 100 kHz. Para obter resposta azimutal, quatro hidrofones foram agrupados em anéis receptores no plano da amostra com 90° de distância. Um anel de receptor de quatro receptores foi colocado mais próximo ao transmissor (para obter uma incidência normal) e outro anel de receptor de quatro receptores foi colocado no deslocamento distante (2 pés). Vários pulsos de disparo de frequência formatados são usados para encontrar o efeito do material atrás de um tubo mais externo através de um tubo interno (por exemplo, atrás do revestimento através da tubulação). A Figura 6 mostra a comparação das respostas no receptor próximo para o campo Livre (quando o transmissor e o receptor estão rodeados apenas por água (tanque)), o Transmissor e o receptor no tubo (3” ID e 3,5” OD), o Transmissor e o receptor com o tubo e o revestimento (5,2” ID e 6” OD) na água ou suspensos no ar. A Figura 6 diferencia claramente a amplitude dos sinais de reverberação para delinear entre a água e o ar fora do revestimento. O ar deve ter mais ruído (daí amplitude) do que a água[0023] To evaluate the disclosed technique for cement bond evaluation, several tests were conducted using a transmitter-receiver configuration as shown in Figure 8. The transmitter was a conventional transmitter (SN 1459) with a frequency range of 2 kHz to 40 kHz. Receivers were conventional calibrated hydrophones (B&K 8103) with a frequency response of 1 kHz to 100 kHz. To obtain azimuthal response, four hydrophones were grouped into receiver rings in the sample plane 90° apart. A four-receiver receiver ring was placed closest to the transmitter (to obtain normal incidence) and another four-receiver receiver ring was placed at the far offset (2 feet). Several formatted frequency trigger pulses are used to find the effect of material behind an outer tube through an inner tube (for example, behind the casing through the tubing). Figure 6 shows the comparison of the responses in the nearby receiver for the Free field (when the transmitter and receiver are surrounded only by water (tank)), the Transmitter and the receiver in the tube (3” ID and 3.5” OD) , the Transmitter and receiver with the tube and casing (5.2” ID and 6” OD) in water or suspended in air. Figure 6 clearly differentiates the amplitude of the reverberation signals to delineate between the water and air outside the casing. Air must have more noise (hence amplitude) than water

[0024] Os sistemas e métodos aqui divulgados podem incluir qualquer um dos vários recursos dos sistemas e métodos aqui divulgados, incluindo uma ou mais das seguintes declarações.[0024] The systems and methods disclosed herein may include any of various features of the systems and methods disclosed herein, including one or more of the following statements.

[0025] Declaração 1: Um método para determinar a ligação de cimento, compreendendo: dispor uma ferramenta de perfilagem acústica em um poço de petróleo, em que a ferramenta de perfilagem acústica compreende um transmissor e um receptor; transmitir um sinal formatado com o transmissor de modo que o fluido entre os tubos concêntricos dispostos no poço de petróleo seja excitado; registrar um sinal de reverberação com o receptor; processar o sinal de reverberação com um sistema de manipulação de informações; e determinar a presença de um material externo de uma parte mais externa dos tubos concêntricos.[0025] Statement 1: A method for determining cement binding, comprising: arranging an acoustic profiling tool in an oil well, wherein the acoustic profiling tool comprises a transmitter and a receiver; transmitting a formatted signal with the transmitter so that the fluid between the concentric tubes arranged in the oil well is excited; register a reverb signal with the receiver; process the reverberation signal with an information handling system; and determining the presence of an external material from an outermost part of the concentric tubes.

[0026] Declaração 2: O método de acordo com a declaração 1, em que o material compreende ar, água, fluido de poço, gás, óleo ou combinações dos mesmos.[0026] Statement 2: The method according to statement 1, wherein the material comprises air, water, well fluid, gas, oil or combinations thereof.

[0027] Declaração 3: O método de acordo com qualquer uma das declarações anteriores, em que o receptor é um tubo piezelétrico segmentado ou um receptor individual.[0027] Statement 3: The method according to any of the preceding statements, wherein the receiver is a segmented piezoelectric tube or an individual receiver.

[0028] Declaração 4: O método de acordo com qualquer uma das declarações anteriores, em que o transmissor é cilíndrico ou um tubo piezelétrico segmentado.[0028] Statement 4: The method according to any of the previous statements, wherein the transmitter is cylindrical or a segmented piezoelectric tube.

[0029] Declaração 5: O método de acordo com qualquer uma das declarações anteriores, em que o transmissor e o receptor são um único elemento.[0029] Statement 5: The method according to any of the previous statements, wherein the transmitter and receiver are a single element.

[0030] Declaração 6: O método de acordo com qualquer uma das declarações anteriores, em que o sinal de reverberação é um sinal de reverberação de ar e em que o sinal de reverberação de ar indica ar atrás de um primeiro revestimento.[0030] Statement 6: The method according to any of the preceding statements, wherein the reverberation signal is an air reverberation signal and wherein the air reverberation signal indicates air behind a first coating.

[0031] Declaração 7: O método de acordo com qualquer uma das reivindicações anteriores, em que o sinal de reverberação é um sinal de reverberação de fluido de furo de poço e em que o sinal de reverberação de fluido de furo de poço indica fluido atrás de um primeiro revestimento.[0031] Statement 7: The method according to any one of the preceding claims, wherein the reverberation signal is a wellbore fluid reverberation signal and wherein the wellbore fluid reverberation signal indicates fluid behind of a first coat.

[0032] Declaração 8: O método de acordo com qualquer uma das reivindicações anteriores, em que o sinal de reverberação é um sinal de reverberação de cimento e em que o sinal de reverberação de cimento indica cimento atrás de um primeiro revestimento.[0032] Statement 8: The method according to any one of the preceding claims, wherein the reverberation signal is a cement reverberation signal and wherein the cement reverberation signal indicates cement behind a first coat.

[0033] Declaração 9: O método de acordo com qualquer uma das declarações anteriores, compreendendo ainda a otimização do sinal de reverberação através de um loop de feedback.[0033] Statement 9: The method according to any of the previous statements, further comprising optimizing the reverberation signal through a feedback loop.

[0034] Declaração 10: O método de acordo com a declaração 9, compreendendo ainda selecionar uma janela de frequência de pelo menos um parâmetro de poço e estimar uma frequência de ressonância que se encaixa dentro da janela de frequência.[0034] Statement 10: The method according to statement 9, further comprising selecting a frequency window of at least one well parameter and estimating a resonance frequency that fits within the frequency window.

[0035] Declaração 11: O método de acordo com a declaração 9 ou 10, que compreende ainda produzir um novo pulso formatado a partir da frequência de ressonância estimada e transmitir o novo pulso formatado para o poço de petróleo.[0035] Statement 11: The method according to statement 9 or 10, which further comprises producing a new shaped pulse from the estimated resonance frequency and transmitting the new shaped pulse to the oil well.

[0036] Declaração 12: Um sistema de medição de poço para determinar a ligação de cimento, que compreende: uma ferramenta de perfilagem acústica, em que a ferramenta de perfilagem acústica compreende: pelo menos um transmissor, em que o pelo menos um transmissor está configurado para transmitir um sinal formatado; e pelo menos um receptor, em que o pelo menos um receptor está configurado para registrar um sinal de reverberação; um transporte, em que o transporte está fixo à ferramenta de perfilagem acústica; e um sistema de manipulação de informações, em que o sistema de manipulação de informações está configurado para: processar o sinal de reverberação; e determine a presença de um material externo de uma coluna de revestimento.[0036] Statement 12: A well measuring system for determining cement bond, which comprises: an acoustic logging tool, wherein the acoustic logging tool comprises: at least one transmitter, wherein the at least one transmitter is configured to transmit a formatted signal; and at least one receiver, wherein the at least one receiver is configured to record a reverberation signal; a carriage, wherein the carriage is attached to the acoustic profiling tool; and an information handling system, wherein the information handling system is configured to: process the reverberation signal; and determine the presence of an external casing string material.

[0037] Declaração 13: O sistema de acordo com a declaração 12, em que o material compreende ar, água, fluido de poço, gás, óleo ou combinações dos mesmos.[0037] Statement 13: The system according to statement 12, wherein the material comprises air, water, well fluid, gas, oil or combinations thereof.

[0038] Declaração 14: O sistema de acordo com a declaração 12 ou 13, em que o receptor é um tubo piezelétrico segmentado ou um receptor individual.[0038] Statement 14: The system according to statement 12 or 13, wherein the receiver is a segmented piezoelectric tube or an individual receiver.

[0039] Declaração 15: O sistema de acordo com as declarações 12 a 14, em que o transmissor é cilíndrico ou um tubo piezelétrico segmentado.[0039] Statement 15: The system according to statements 12 to 14, wherein the transmitter is cylindrical or a segmented piezoelectric tube.

[0040] Declaração 16: O sistema de acordo com as declarações 12 a 15, que compreende ainda um módulo de feedback, em que o módulo de feedback está configurado para otimizar o sinal de reverberação.[0040] Statement 16: The system according to statements 12 to 15, which further comprises a feedback module, wherein the feedback module is configured to optimize the reverberation signal.

[0041] Declaração 17: O sistema de acordo com a declaração 16, em que o módulo de feedback é ainda configurado para selecionar uma janela de frequência de pelo menos um parâmetro de poço e estimar uma frequência de ressonância que se encaixa dentro da janela de frequência.[0041] Statement 17: The system according to statement 16, wherein the feedback module is further configured to select a frequency window of at least one well parameter and estimate a resonance frequency that falls within the frequency window. frequency.

[0042] Declaração 18: O sistema de acordo com as declarações 15 a 17, em que o módulo de feedback é ainda configurado para produzir um novo pulso formatado a partir da frequência de ressonância estimada e enviar o novo pulso formatado para pelo menos um transmissor.[0042] Statement 18: The system according to statements 15 to 17, wherein the feedback module is further configured to produce a new shaped pulse from the estimated resonant frequency and send the new shaped pulse to at least one transmitter .

[0043] Declaração 19: O sistema de acordo com as declarações 12 a 18, em que o pelo menos um receptor está disposto entre, e adjacente a, dois transmissores.[0043] Statement 19: The system according to statements 12 to 18, wherein the at least one receiver is disposed between, and adjacent to, two transmitters.

[0044] Declaração 20: O sistema de acordo as declarações 12 a 19, em que pelo menos um transmissor está disposto entre, e adjacente a, dois receptores.[0044] Statement 20: The system according to statements 12 to 19, in which at least one transmitter is disposed between, and adjacent to, two receivers.

[0045] A descrição anterior fornece vários exemplos dos sistemas e métodos de uso aqui divulgados, os quais podem conter diferentes etapas do método e combinações alternativas de componentes. Deve ser entendido que, embora exemplos individuais possam ser aqui discutidos, a presente divulgação abrange todas as combinações dos exemplos divulgados, incluindo, sem limitação, as diferentes combinações de componentes, combinações de etapas de método e propriedades do sistema. Deve ser entendido que as composições e métodos são descritos em termos de “compreendendo”, “contendo”, ou “incluindo” vários componentes ou etapas, as composições e métodos também podem “consistir essencialmente em” ou “consistir” nos vários componentes e etapas. Além disso, os artigos indefinidos “um” ou “uma”, como usados nas reivindicações, são aqui definidos para significar um ou mais do que um dos elementos que ele introduz.[0045] The previous description provides several examples of the systems and methods of use disclosed herein, which may contain different method steps and alternative combinations of components. It should be understood that, although individual examples may be discussed herein, the present disclosure encompasses all combinations of the disclosed examples, including, without limitation, different combinations of components, combinations of method steps, and system properties. It should be understood that the compositions and methods are described in terms of “comprising”, “containing”, or “including” various components or steps, the compositions and methods may also “consist essentially of” or “consist” of the various components and steps . Furthermore, the indefinite articles “a” or “an”, as used in the claims, are herein defined to mean one or more than one of the elements it introduces.

[0046] Por uma questão de brevidade, apenas determinadas faixas são explicitamente divulgadas aqui. No entanto, as faixas de qualquer limite inferior podem ser combinadas com qualquer limite superior para recitar uma faixa não explicitamente recitada, assim como faixas de qualquer limite inferior podem ser combinadas com qualquer outro limite inferior para recitar uma faixa não explicitamente recitada, do mesmo modo, as faixas de qualquer limite superior podem ser combinadas com qualquer outro limite superior para recitar uma faixa não explicitamente recitada. Adicionalmente, sempre que uma faixa numérica com um limite inferior e um limite superior é divulgada, qualquer número e qualquer faixa incluída dentro da faixa são especificamente divulgadas. Em particular, toda a faixa de valores (da forma “de cerca de ‘a’ a cerca de ‘b’” ou, equivalentemente, “de aproximadamente ‘a’ a ‘b’” ou, equivalentemente, “de aproximadamente a-b”) divulgada aqui deve ser entendida como estabelecendo todos os números e faixas abrangidos pela faixa mais ampla de valores, mesmo que não sejam explicitamente recitados. Assim, cada ponto ou valor individual pode servir como seu próprio limite inferior ou superior combinado com qualquer outro ponto ou valor individual ou qualquer outro limite inferior ou superior, para recitar uma faixa não explicitamente recitada.[0046] For the sake of brevity, only certain tracks are explicitly disclosed here. However, tracks of any lower limit can be combined with any upper limit to recite a not explicitly recited track, just as tracks of any lower limit can be combined with any other lower limit to recite a not explicitly recited track, likewise , tracks from any upper limit can be combined with any other upper limit to recite a not explicitly recited track. Additionally, whenever a numerical range with a lower limit and an upper limit is disclosed, any number and any range included within the range are specifically disclosed. In particular, the entire range of values (of the form “from about 'a' to about 'b'” or, equivalently, “from about 'a' to 'b'” or, equivalently, “from about a-b”) disclosed here should be understood as setting out all the numbers and ranges covered by the broader range of values, even if they are not explicitly recited. Thus, each individual point or value can serve as its own lower or upper limit combined with any other individual point or value, or any other lower or upper limit, to recite a range not explicitly recited.

[0047] Portanto, os presentes exemplos estão bem adaptados para atingir os fins e vantagens mencionados, bem como aqueles que são inerentes a eles. Os exemplos particulares divulgados acima são apenas ilustrativos, e podem ser modificados e praticados de maneiras diferentes, mas equivalentes aparentes ao versado na técnica, tendo o benefício dos ensinamentos da presente invenção. Embora exemplos individuais sejam discutidos, a divulgação abrange todas as combinações de todos os exemplos. Além disso, nenhuma limitação é pretendida para os detalhes de construção ou projeto aqui mostrados, a não ser como descrito nas reivindicações abaixo. Além disso, os termos nas reivindicações têm seu significado simples, a menos que definido explicitamente e claramente pelo titular da patente. É portanto evidente que os exemplos ilustrativos particulares revelados acima podem ser alterados ou modificados e todas essas variações são consideradas dentro do escopo e espírito dos exemplos. Se houver qualquer conflito nos usos de uma palavra ou termo neste relatório descritivo e uma ou mais patentes ou outros documentos que possam ser incorporados aqui por referência, as definições que são consistentes com este relatório descritivo devem ser adotadas.[0047] Therefore, the present examples are well adapted to achieve the aforementioned purposes and advantages, as well as those that are inherent in them. The particular examples disclosed above are illustrative only, and may be modified and practiced in different but equivalent ways apparent to one skilled in the art, having the benefit of the teachings of the present invention. While individual examples are discussed, the disclosure covers all combinations of all examples. Furthermore, no limitation is intended on the construction or design details shown herein other than as described in the claims below. Furthermore, terms in the claims have their plain meaning unless explicitly and clearly defined by the patent owner. It is therefore evident that the particular illustrative examples disclosed above may be altered or modified and all such variations are considered to be within the scope and spirit of the examples. If there is any conflict in the uses of a word or term in this specification and one or more patents or other documents which may be incorporated herein by reference, definitions that are consistent with this specification shall be adopted.

Claims

1. Method for determining cement bond, characterized in that it comprises: disposing an acoustic logging tool in an oil well and within a pipe string at a first location, wherein the acoustic logging tool comprises a transmitter and a receiver arranged on the acoustic profiling tool; transmitting a formatted signal with the transmitter through the tube string and through at least a first casing of one or more concentric tubes disposed around the tube string; receive a reverb signal by the receiver; process the reverberation signal with an information handling system; determining the presence of an external material from an outermost part of the one or more concentric tubes; and moving the acoustic profiling tool to a second location within the pipe string.

2. Method according to claim 1, characterized in that the material comprises air, water, wellbore fluid, gas, oil, cement, formation or combinations thereof.

3. Method according to claim 1, characterized in that the receiver is a segmented piezoelectric tube or an individual receiver.

4. Method according to claim 1, characterized by the fact that the transmitter is cylindrical or a segmented piezoelectric tube.

5. Method according to claim 1, characterized by the fact that the transmitter and receiver are a single element.

6. The method of claim 1, wherein the reverberation signal is an air reverberation signal and wherein the air reverberation signal indicates air behind a first coating.

7. The method of claim 1, wherein the reverberation signal is a wellbore fluid reverberation signal and wherein the wellbore fluid reverberation signal indicates fluid behind a first casing .

8. The method of claim 1, wherein the reverberation signal is a cement reverberation signal and wherein the cement reverberation signal indicates cement behind a first coating.

9. Method according to claim 1, characterized by the fact that it further comprises optimizing the reverb signal through a feedback loop, and/or selecting a frequency window of at least one well parameter and estimating a frequency of resonance that fits within the frequency window, and/or produce a new shaped pulse from the estimated resonance frequency and transmit the new shaped pulse to the oil well.

10. Well measuring system for determining cement bonding, characterized in that it comprises: an acoustic profiling tool, wherein the acoustic profiling tool comprises: at least one transmitter, wherein the at least one transmitter is configured for transmitting a formatted signal from the acoustic profiling tool and then through a pipe string and through at least a first casing at two or more locations in the pipe string; and at least one receiver, wherein the at least one receiver is configured to record a reverberation signal; a carriage, wherein the carriage is attached to the acoustic profiling tool; and an information handling system, wherein the information handling system is configured to: process the reverberation signal; and determining the presence of an external material from a casing string.

11. Well measurement system according to claim 10, characterized by the fact that the material comprises air, water, wellbore fluid, gas, oil, cement, formation or combinations thereof.

12. Well measurement system according to claim 10, characterized in that the receiver is a segmented piezoelectric tube or an individual receiver, and/or the transmitter is cylindrical or a segmented piezoelectric tube.

13. The well measurement system of claim 10, further comprising a feedback module, wherein the feedback module is configured to optimize the reverberation signal, and/or wherein the feedback module is further configured to select a frequency window from at least one well parameter and estimate a resonant frequency that falls within the window frequency, and/or wherein the feedback module is further configured to produce a new pulse shaped from of the estimated resonant frequency and send the new shaped pulse to the at least one transmitter.

14. Well measurement system according to claim 10, characterized by the fact that the at least one receiver is disposed between and adjacent to two transmitters.

15. Well measurement system according to claim 10, characterized by the fact that the at least one transmitter is disposed between and adjacent to two receivers.