NO174526B - Fremgangsmaate og apparat for flerpolet akustisk logging - Google Patents
Fremgangsmaate og apparat for flerpolet akustisk logging Download PDFInfo
- Publication number
- NO174526B NO174526B NO874290A NO874290A NO174526B NO 174526 B NO174526 B NO 174526B NO 874290 A NO874290 A NO 874290A NO 874290 A NO874290 A NO 874290A NO 174526 B NO174526 B NO 174526B
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- acoustic
- dipole
- radiation
- source
- probe
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 38
- 230000005405 multipole Effects 0.000 title description 5
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 70
- 239000000523 sample Substances 0.000 claims description 64
- 230000005855 radiation Effects 0.000 claims description 45
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 17
- 230000010287 polarization Effects 0.000 claims description 15
- 238000001514 detection method Methods 0.000 claims description 11
- 238000009413 insulation Methods 0.000 claims description 7
- 230000001902 propagating effect Effects 0.000 claims description 6
- 230000000694 effects Effects 0.000 claims description 5
- 238000011835 investigation Methods 0.000 claims description 4
- 239000002131 composite material Substances 0.000 claims 6
- 230000000149 penetrating effect Effects 0.000 claims 1
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 60
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 16
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 14
- 238000005452 bending Methods 0.000 description 9
- 229910000831 Steel Inorganic materials 0.000 description 8
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 8
- 239000010959 steel Substances 0.000 description 8
- 125000006850 spacer group Chemical group 0.000 description 6
- 230000005284 excitation Effects 0.000 description 5
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 4
- 238000009795 derivation Methods 0.000 description 4
- 230000014509 gene expression Effects 0.000 description 4
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 4
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 4
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 4
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 4
- 230000008878 coupling Effects 0.000 description 3
- 238000010168 coupling process Methods 0.000 description 3
- 238000005859 coupling reaction Methods 0.000 description 3
- 239000000463 material Substances 0.000 description 3
- 230000008569 process Effects 0.000 description 3
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 3
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 2
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 2
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 2
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 2
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 2
- 230000001960 triggered effect Effects 0.000 description 2
- 238000007476 Maximum Likelihood Methods 0.000 description 1
- 239000006096 absorbing agent Substances 0.000 description 1
- 230000003321 amplification Effects 0.000 description 1
- 238000003491 array Methods 0.000 description 1
- 238000003556 assay Methods 0.000 description 1
- 239000000919 ceramic Substances 0.000 description 1
- 230000008859 change Effects 0.000 description 1
- 238000004891 communication Methods 0.000 description 1
- 230000006835 compression Effects 0.000 description 1
- 238000007906 compression Methods 0.000 description 1
- 230000001276 controlling effect Effects 0.000 description 1
- 238000005336 cracking Methods 0.000 description 1
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 1
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 1
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 1
- 230000005489 elastic deformation Effects 0.000 description 1
- 230000005520 electrodynamics Effects 0.000 description 1
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 1
- 238000010304 firing Methods 0.000 description 1
- 238000009499 grossing Methods 0.000 description 1
- 238000011065 in-situ storage Methods 0.000 description 1
- 230000001939 inductive effect Effects 0.000 description 1
- 230000008595 infiltration Effects 0.000 description 1
- 238000001764 infiltration Methods 0.000 description 1
- 238000002955 isolation Methods 0.000 description 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 1
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 1
- 230000005404 monopole Effects 0.000 description 1
- 230000007935 neutral effect Effects 0.000 description 1
- 238000003199 nucleic acid amplification method Methods 0.000 description 1
- 238000012805 post-processing Methods 0.000 description 1
- 230000002035 prolonged effect Effects 0.000 description 1
- 238000011002 quantification Methods 0.000 description 1
- 239000002994 raw material Substances 0.000 description 1
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 1
- 230000004044 response Effects 0.000 description 1
- 238000005070 sampling Methods 0.000 description 1
- 230000035945 sensitivity Effects 0.000 description 1
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 1
- 239000011343 solid material Substances 0.000 description 1
- 230000002889 sympathetic effect Effects 0.000 description 1
- 230000002194 synthesizing effect Effects 0.000 description 1
Classifications
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
- G01V1/00—Seismology; Seismic or acoustic prospecting or detecting
- G01V1/40—Seismology; Seismic or acoustic prospecting or detecting specially adapted for well-logging
- G01V1/44—Seismology; Seismic or acoustic prospecting or detecting specially adapted for well-logging using generators and receivers in the same well
Landscapes
- Physics & Mathematics (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Remote Sensing (AREA)
- Acoustics & Sound (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Geology (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Physics & Mathematics (AREA)
- Geophysics (AREA)
- Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
- Measurement Of The Respiration, Hearing Ability, Form, And Blood Characteristics Of Living Organisms (AREA)
- Fittings On The Vehicle Exterior For Carrying Loads, And Devices For Holding Or Mounting Articles (AREA)
Description
Oppfinnelsen vedrører en fremgangsmåte og et apparat for flerpolet akustisk logging, for eksempel logging av skjærbølge-forplantningsegenskaper i grunnformasjoner som gjennomtrenges av et borehull.
Konvensjonell akustisk logging av grunnformasjoner som gjennomtrenges av et borehull, blir utført ved hjelp av en loggesonde som senkes ned i borehullet i en armert kommunika-sjonskabel. En slik sonde omfatter vanligvis flere akustske transdusere, hvor minst en drives for å frembringe akustiske signaler og en eller flere andre blir brakt til å detektere slike signaler. Disse transduserne er vanligvis laget av piezoelektriske keramiske eller magnetostriktive materialer som utvider seg og trekker seg sammen transversalt på sine overflater (d.v.s. forandring i tykkelse) som reaksjon på elektrisk eksitering, eller som omvendt genererer elektriske spenninger mellom disse overflatene når de utsettes for trykkvariasjoner. Senderen kan således drives med et passende oscillerende elektrisk signal for å generere trykkvariasjoner i væske i borehullet. Disse trykkvariasjonene forplanter seg som akustiske signaler gjennom væsken og inn i og gjennom de omgivende formasjoner. Signalene som utbrer seg gjennom formasjonene kobles tilbake til borehullsvæsken, for eksempel i nærheten av mottagerne, og forårsaker trykkvariasjoner som resulterer i elektriske spenninger ved mottagerutgangene. Disse spenningene blir avfølt og forsterket og kan behandles nede i hullet for å trekke ut informasjon som sendes opp gjennom kabelen. Alternativt kan bølgeformene til de mottatte signaler overføres opp gjennom hullet, for eksempel som digitaliserte tidssampler, for behandling ved overflaten. Eksiteringen av senderen er vanligvis pulset, noe som muliggjør bestemmelse av for eksempel den tid et akustisk signal bruker på å forplante seg over den kjente avstand mellom senderen og mottageren, og dermed av hastigheten (eller dens inverse, langsomheten) av akustisk forplantning i formasjonene.
Selv om den sendertype som er mest vanlig (en sylinder) genererer trykk- eller P-bølger, er kjente sonder ikke begrenset til undersøkelse av forplantningen av slike bølger. Når P-bølgen når borehullsveggen, blir noe av den akustiske energien typisk omdannet til andre akustiske forplant-ningsmodi. Således kan skjær- eller S-bølger eksiteres i formasjonen, og Stoneley-bølger (innbefattet den lavfrekvente type kjent som rørbølger) kan eksiteres ved grenseflaten mellom borehullet og formasjonen. Fordi disse forskjellige modi vanligvis forplanter seg med forskjellige hastigheter, kan disse ytterlligere modi noen ganger skjelnes i mottagersignalene. Bestemmelsen av slike parametere som hastigheten og dempningen av P-, S- og Stoneley-bølger er nyttig ved undersøkelse av en rekke egenskaper ved undergrunnsformasjoner som er av interesse ved leting etter hydrokarboner og andre verdifulle råmaterialer.
I visse tilfeller er imidlertid sendere som genererer trykkbølger ikke effektive når det gjelder å indusere forplantning av S-bølger på en måte som tillater deteksjon av disse inne i borehullet. Hvis hastigheten av S-bølgene i formasjonen er mindre enn hastigheten av akustiske (trykk-)bølger i borehullsvæsken, som tilfellet er i en såkalt "bløt" eller "langsom" formasjon, kan ikke skjærbølge-energien i formasjonen indusere tilsvarende fenomener i borehullsvæsken, slik at skjærbølgen ikke kan detekteres og dens hastighet kan ikke finnes.
Det er blitt foreslått forskjelilge teknikker for å lette logging av skjærbølge-egenskaper til undergrunnsformasjoner uansett de relative soniske egenskaper for borehull og formasjon. En rekke kilder for å eksitere skjærbølger direkte er dermed blitt foreslått. Disse har innbefattet forskjellige former av kontaktanordninger (US patent nr. 3 354 983, 3 683326, 4 380 806, 4 394 754, 4 549 630). US patent nr, 3 475722 beskriver bruken av tre geofoner anordnet langs innbyrdes ortogonale akser på en felles monteringsanordning som presses i kontakt med borehullsveggen. Alle disse anordningene har imidlertid det problem at de krever direkte kontakt med formasjonen, og de dermed følgende vanskeligheter ved begrensning av loggehastigheten, risiko for at sonden setter seg fast og dårlig kontakt i dårlig konsoliderte formasjoner.
I den senere tid er det blitt foreslått flere slag av flerpolede eller azimutalt asymmetriske transdusere som kan henges opp i borehullsvæsken, for direkte eller indirekte skjærbølge-logging, slik som dipoltransdusere (US patent nr. 3 593 255, 4 207 961, 4 383 591, 4 516 228, GB-patent nr. 2 124 377, EP-patent nr. 31 989), dobbelt-dipoltransdusere (GB-patent 2 122 351, 2 132 763) og oktopol-transdusere (GB-patent 2 130 725). Et annet forslag har vært å bruke geofoner som er opphengt i væsken i et borehull og med en oppdrift som er regulert til å være nesten nøytral for sympatetisk bevegelse med borehullsveggen (US patent nr. 4 369 506). Et slikt forslag (US-patent nr. 4 542 487) tilveiebringer geofoner i ortogonalt monterte par. Disse oppdrift-reguleringene er vanskelige å foreta nøyaktig og kompliserer bruken av slike anordninger i betydelig grad.
Videre har tidligere kjente anordninger benyttet ikke-stive soner, for eksempel ved å bruke kabel eller gummislange til å forbinde deler av loggeapparatet, for å redusere problemer innført ved forplantning av akustisk utvidelses- og bøynings-energi direkte langs sonden fra kilden til detektoren. Slike ikke-stive sonder er mindre robuste og derfor verken lette å bruke eller i stand til å motstå langvarig drift i de vanskelige miljøer som er typiske for borehullslogging.
Britisk patent nr. 2.145.521 beskriver en flerpolet loggesonde for akustiske bølger hvor det kan benyttes forskjellig polede kilder, innbefattende dipol-, kvadrupol- og høyere-pols kilder. Detektorene har polarisasjons-orienteringer som tilsvarer kilden for å måle kompresjons-bølger eller skjærbølger i formasjonen.
Europeisk patent nr. 224.350 ble publisert etter foreliggende søknads prioritetsdato. Dette patentet beskriver et loggeverktøy for eksitering av bøyebølge-energi med dipol-bevegelse i flere asimutretninger rundt borehullets akse. Senderen omfatter flere transdusere som befinner seg i avstand fra hverandre omkretsmessig omkring verktøyets akse for å fokusere dipolar energi inn i formasjonene i flere asimut-retninger omkring borehullet.
Det er et formål med oppfinnelsen å tilveiebringe en fremgangsmåte og et apparat for akustisk skjærbølge-logging av undergrunnsformasjoner som tilveiebringer informasjon som en funksjon av azimutretningen omkring sonden.
Et ytterligere formål med oppfinnelsen er å tilveiebringe en fremgangsmåte og et apparat for akustisk skjærbølge-logging av undergrunnsformasjoner som muliggjør kvantifisering av formasjonens eller bergartens anisotropi og identifikasjon av retninger for minimal og maksimal (mekanisk) spenning. Slik informasjon er verdifull ved tolkning av seismiske registreringer, planlegging av intensivert oljeutvinning og planlegging av for eksempel hydrauliske sprekkings-operasjoner.
Ifølge et aspekt ved oppfinnelsen omfatter et apparat for akustisk logging de trekk som fremgår av det vedføyde patentkrav 1.
Ifølge et annet aspekt ved oppfinnelsen omfatter denne en fremgangsmåte for akustisk undersøkelse av en grunnformasjon slik som angitt i de vedføyde patentkrav 5 og 14.
Oppfinnelsen vil fremgå tydeligere ved lesning av den følgende deteljerte beskrivelse, hvor det henvises til de vedføyde tegningene, hvor: Fig. 1 er et skjematisk diagram over en loggeoperasjon i et
borehull ved bruk av et apparat ifølge oppfinnelse; Fig. 2 er et sideriss av apparatet ifølge oppfinnelsen; Fig. 3 er en skjematisk perspektivskisse av en transduser
som utgjør endel av apparatet på figur 2; Fig. 4 er et blokkskjerna over en krets i forbindelse med en kildetransduser som utgjør endel av apparatet på f igur 2; Fig. 5 er et skjema som illustrerer strålingsmønsteret for
en dipol-seksjon av kildetransduseren på figur 4; Fig. 6 er et snitt som viser monteringen av transduseren på
figur 2; Fig. 7 er et blokkskjerna over en krets i forbindelse med en detektortransduser som utgjør endel av apparatet på f igur 2; Fig. 8 er et skjema som illustrerer variasjonen av skjærbølge hastigheten med polariseringen som skyldes spenning og/eller formasjons-anisotropi; Fig. 9 er et blokkskjerna over en modifisert krets i forbindelse med en kildetransduser som utgjør endel av apparatet på figur 2; Fig. 10 er et blokk-skjerna over en modifisert krets i forbindelse med en detektortransduser som utgjør endel av apparatet på figur 2; Fig. 11 er et blokkskjerna over en annen modifisert form av en krets i forbindelse med en kildetransduser som utgjør endel av apparatet på figur 2; Fig. 12 er en snitt gjennom en modifisert isolasjonsskjøt
som utgjør endel av apparatet på figur 2; Fig. 13 er et snitt gjennom en annen modifisert isolasjonsskjøt som utgjør endel av apparatet på figur 2; Fig. 14 er et flytskjema over en første fremgangsmåte for analysering av målinger foretatt med apparatet på figur 2; Fig. 15 er et flytskjema for en annen fremgangsmåte for analysering av målinger foretatt med apparatet på f igur 2; Fig. 16 er et flytskjema over en tredje fremgangsmåte for analysering av målinger foretatt med apparatet på figur 2; Fig. 17 er flytskjema for en fjerde fremgangsmåte for analysering av målinger foretatt med apparatet på figur 2, og Fig. 18 er et flytskjema over en femte fremgangsmåte for analysering av målinger foretatt med apparatet på figur 2.
Det vises til figur 1 hvor et langstrakt loggeapparat eller sonde 10 er opphengt i en armert forbindelseskabel 12 i et borehull 14 som gjennomtrenger en grunnformasjon 16. Borehullet 14 er fylt med væske 18, slik som boreslam, slik som brukes til å stabilisere borehullsveggen og forhindre utslipp av formasjonsfluider opp gjennom borehullet. Sonden 10 blir beveget i borehullet 14 ved å gi ut kabelen 12 og spole den tilbake over et skivehjul 20 og en dybdemåler 22 ved hjelp av en vinsj som utgjør en del av overflateutstyret 24. Vanligvis blir loggemålingene i virkeligheten foretatt mens sonden 10 heves opp gjennom borehullet 14, selv om de i visse tilfeller i tillegg eller alternativt kan foretas på vei ned. Dybdemåleren 22 måler forskyvningen av kabelen 12 over skivehjulet 20 og dermed dybden av sonden 10 i borehullet 14.
Sonden 10 omfatter en akustisk kildeseksjon 30 ved bunnen, en avstandsseksjon 32 som adskiller denne kildeseksjonen fra en akustisk detektorseksjon 34, og en koblingsseksjon 3 6 over detektorseksjonen og festet til kabelen 12. Seksjonene 3 0 - 3 6 er forbundet mekanisk til hver tilstøtende seksjon ved hjelp av akustiske isolasjonsskjøter 38. Kildeseksjonen 30 genererer akustisk stråling som forplanter seg gjennom væsken 18 til og så opp gjennom formasjonen 16. Noe av den akustiske stråling utbrer seg tilbake gjennom væsken 18 til detektorseksjonen 34 som genererer digitaliserte signaler representative for suksessive sampler av bølgeformen til den detekterte stråling. Disse signalene blir behandlet på passende måte og overført gjennom en tilpasningskrets i sonden opp gjennom kabelen 12 til overflateutstyret 24. Utstyret 24 vil typisk motta, dekode, forsterke og registrere signalene på papir og/eller magnetiske båndskrivere som en funksjon av de dybdesignaler som genereres av dybdemåleren 22. I tillegg kan utstyret 24 behandle de data som representeres av disse signalene for å gi indikasjoner på de nødvendige formasjonsparametere som også registreres. Videre behandling av disse og andre signaler fra sonden 10 gjør det mulig for overflateutstyret 24 å overvåke sondens 10 operasjon og generere signaler som blir overført ned gjennom kabelen 12 for å styre sonden 10, for eksempel for å synkronisere driften av dens komponentkretser eller modifisere kretsparameteret slik som forsterkningsfaktor. Figur 2 viser sonden 10 mer detaljert. Kildeseksjonen 30 har en hylse 48 som er lukket ved en ende og laget av stålrør perforert med mange slisser, som ved 40. Denne seksjonen inneholder en akustisk kilde 42 for utsendelse av akustisk stråling gjennom borehullsvæsken 18 til formasjonen 16. Som vist skjematisk på figur 3, omfatter en mulig konfigurasjon av denne kilden fire tilpassede, aktive strålingselementer 44. Disse elementene kan for eksempel være rektangulære, piezoelektriske bimorfe bøyningselementer av kjent type som bøyer seg på tvers av sine overflater når en spenning påtrykkes mellom disse overflatene. Elementene 44 er festet langs motstående kanter til bæreplater 46, og motstående par av elementene, slik som 44a og 44b er orientert for å bøye seg i samme retning når den samme spenningspolaritet påtrykkes likt vendende overflater av elementene. I den illustrerte utførelsesform av oppfinnelsen er likt vendende overflate av motstående par av elementene forbundet med hverandre for å motta den samme drivspenning. Denne orientering og sammenkobling er antydet på figur 4 med + og - symboler ved siden av hvert element 44.
På figur 4 er det også vist en form for drivkrets for kilden 42. Et utløsersignal blir levert på en linje 50, for eksempel av en tidskrets i sonden 10 eller overflateutstyret 24. Dette utløsningssignalet utløser en pulskrets 42 som leverer en puls omfattende en periode av sinusformet bølgeform til en mottakt-forsterker 54. Frekvensen av bølgeformen er fortrinnsvis valgt i samsvar med de kriterier som er diskutert i US patent nr. 4,703,460. For å optimalisere skjærmålingen er det vanligvis ønskelig å bruke en frekvéns innenfor et område hvis øvre grense fc er gitt ved:
fc = vB/2na
hvor vser formasjonens skjærhastighet og a er borehulls-radien. For de fleste formasjoner er driftsfrekvensen typisk i området 1 til 5 kHz. Frekvensen kan imidlertid overstige grensen fc i visse tilfeller, for eksempel for å oppnå et sterkere signal ved å eksitere bøyningsbølger i borehullet og så utlede skjærhastigheten på den måte som er beskrevet i US patent nr. 4,698,792.
Utgangen fra forsterkeren 54 er koblet til fire porter 56a til 56d, og hver av disse er koblet til et respektivt par av elementene 44 i den akustiske kilde 42. Portene 56a og 56b er koblet til respektive overflater av de motstående par med elementer 44a og 44b og mottar signaler med motsatt polaritet fra forsterkeren 54. Begge disse signalene blir styrt av en Q-utgang fra en bistabil krets 58 som har en taktinngang C koblet til linjen 50 for utløsningssignalet. Portene 56c og 56d er likeledes koblet til respektive overflater av det motstående par med elementer 44c og 44d og mottar signaler med motsatt polaritet av forsterkeren 54, men blir styrt av en invers Q-utgang fra den bistabile kretsen 58. Hvert suksessivt utløsningssignal på linjen 50 energiserer således Q- og den inverse Q-utgangen på den bistabile kretsen 58 vekselvis, og den forsterkede utgangspulsen fra forsterkeren 54 blir koblet til elementparene 44a/44b og 44c/44d vekselvis.
Sammenkoblingen og energiseringen av elementene 44som vist på figur 4, får begge elementene i hvért motstående par til å bøye seg i samme retning og frembringe en trykkbølge (P-bølge) med dipol-strålingsmønster med maksima langs bøynings-retningen. Dette er illustrert på figur 5 for elementparet 44a og 44b, hvor pilen 60 indikerer bøyningsretningen og de prikkede sirklene 62 indikerer den azimutale variasjon i størrelsen av trykkbølgen. Selv om mønsteret er symmetrisk i størrelse, er det asymmetrisk i polaritet: en positiv trykkvariasjon på en side av transduseren 42 blir alltid fulgt av en negativ trykkvariasjon på den annen side. Når derfor trykkbølgen når borehullsveggen, induserer den en skjærbølge (S-bølge) i formasjonen 16, som forplanter seg i en retning hovedsakelig parallelt med borehullet 14. Retningen (eller polariseringen) av formasjonens partikkelvibrasjon i denne S-bølgen er transversal eller på tvers av både borehulIsaksen og bølgens forplantningsretning, som antydet av den dobbelhodede pilen 66, og størrelsen av skjærbølge-vibrasjonen oppviser et dipol-strålingsmønster med maksima på tvers av bøyningsretningen for elementene 44a og 44b, d.v.s. opp og ned borehullet 14, som vist ved de heltrukne sirkler 64 på figur 5. Med det transversale arrangement av elementparene 44a/44b og 44c/44d som er vist på figur 3, er polariseringen av de respektive S-bølger som frembringes av disse elementparene, også transversale til hverandre.
Slissene 40 i kildeseksjonen 30 tilveiebringer en bane for forplantningen av akustisk energi fra transduseren 42 til borehullsvæsken 18 og formasjonen 16 som omgir sonden 10. I tillegg forsinker de forplantningen av akustiske bølger gjennom stålhylsen 48, for derved å lette bruken av denne hylsen til å beskytte transduseren 42 og tilveiebringe mekanisk styrke. Størrelsen av signalene som forplanter seg gjennom hylsen 48, blir ytterligere begrenset ved å minimalisere den mekaniske kobling mellom transduseren 42 og hylsen 48. Derfor er transduseren 42 som vist på figur 6, understøttet ved hjelp av fleksible staver 70 som er festet i hull 72 midt i bæreplatene 46 (fig. 3). Disse stavene som for eksempel kan være laget av stålrør som er løst sammenkoblet ved hjelp av tverrgående tapper, er så ved hver ende festet til en kryssplate 74 som er festet inne i hylsen 48.
Forplantning av akustisk energi langs sonden blir også forhindret ved hjelp av de akustiske isolasjonsskjøter 38. Som vist på figur 2 omfatter disse lengder av stålvaier 76 med diameter omkring 2 mm, som overspenner et gap mellom hver seksjon av sonden 10. Gapet er omkring 25 mm bredt og endene av vaierne overlapper endene av sondeseksjonene med omkring 10 mm. Vaierne 76 ligger med omkring 30 graders avstand rundt den ytre omkretsen av sondeseksjonene og er festet til disse på enhver hensiktismessig måte, slik som ved å innspenne dem under hodene på bolter som er gjenget inn i sondeseksjonene. Man har funnet at en slik skjøt er enkel og robust, motstår bøyning og vridning av sondeseksjonene i forhold til hverandre og demper akustisk energiforplantning langs sonden 10 med så meget som 30 til 40 dB. For å hindre insivning av materiale som kan sette seg fast i gapet mellom sondeseksjonene, er skjøten 38 lukket av en fleksibel kappe 78, for eksempel av gummi.
Den nedre skjøten 38 forbinder kildeseksjonen 30 med avstandsseksjonen 3 2 som omfatter et blankt stålrør som adskiller den akustiske kilden fra akustiske mottagere i senderen. Denne adskillelsen hjelper til å isolere detektorseksjonen 3 4 fra forplantningen av akustisk energi langs sondelegemet 10.
En annen isolasjonsskjøt 38 kobler avstandsseksjonen 32 til detektorseksjonen 34, som har en hylse 80 av stålrør perforert med slisser 40 på samme måte som kildeseksjonen 30. Detektorseksjonen 34 inneholder en gruppe på seks akustiske detektorer 82 for å detektere akustisk ståling som forplanter seg gjennom borehullsvæsken 18 fra formasjonen 16. Hver av disse detektorene 82 har samme oppbygning og montering som kilden 42, og har som vist på figur 7 likt vendende overflater av motstående par med tilpassede elementer slik som 84a og 84b, koblet i parallell til respektive innganger på en forsterker 86. Hver detektor 82 har således to tilordnede forsterkere 86, idet utgangen fra hver av disse er koblet til en respektiv analog/digital-omformer 88. Denne omformeren omfatter en sample- og -holde-krets og en oscillator som genererer tidspulser for å koordinere sampling og digitalisering av størrelsen av signalet fra forsterkeren 86 ved jevne mellomrom, for eksempel med en repetisjonshastighet på 100 Hz. A/D-omformeren 88 har en tilbakestillingsinngang R koblet til utløsningssignal-linjen 50 for å resynkronisere oscillatoren i omformeren 88 hver gang kilden 42 blir utløst.
Parene med motstående elementer slik som 84a og 84b har et dipol-følsomhetsmønster som vist på figur 5, og detektorene 82 er orientert slik inne i seksjonen 34 at polariseringen av skjærbølger som avføles av hvert elementpar er innrettet med polariseringen til den skjærbølge-stråling som frembringes av et tilsvarende elementpar 44 i kilden 42.
Den tredje isolasjonsskjøten 38 (fig. 2) forbinder detektorseksjonen 34 med koblingseksjonen 36 som omfatter et blankt stålrør lukket ved en ende og festet til kabelen 12. Denne seksjonen kan hensiktsmessig romme kretser for tilpasning og kommunisering av signaler mellom sonden 10 og overflateutstyret 24, og for koordinering og styring av sondens 10 drift. Spesielt blir de digitaliserte utgangs-signaler fra hver A/D-omformer 88 sendt opp gjennom hullet via kretsene i seksjonen 3 6 og kabelen 12 til overflateutstyret 24 for registrering og analyse etter behov.
Nøyaktige detaljer ved kretskomponentene, slik som forsterkere og analog/digital-omformere som er diskutert her, er ikke noen del av foreliggende oppfinnelse, og de er velkjente av fagfolk på området og behøver ikke beskrives. Likeledes vil detaljer ved konstruksjonen av sonden 10 og dens mulige kombinasjon med andre kjente loggeanordninger, slik som en diametermåler og en gammastrålings-sonde, være opplagte for fagfolk på området. Spesielt er det ønskelig å innbefatte en anordning av kjent type til måling av sondens 10 azimut-orientering i borehullet 14.
Under drift blir pulskretsen 52 forsynt med et tog med utløsningssignaler via linjen 50. Som forklart ovenfor bevirker disse signalene at motstående elementpar i kilden 42 blir eksitert vekselvis, noe som resulterer i utsendelse av skjærbølge-energi gjennom formasjonen og deteksjon av tilsvarende signaler ved hjelp av detektorene 82. Mellom-rommet mellom påfølgende utløsningssignaler er anordnet for å tillate registrering av bølgeformer fra detektorene 84 med tilstrekkelig varighet til å innbefatte alle komponenter av interesse før ankomst av energi som er et resultat av den nærmest påfølgende energisering av kilden 42. Dette intervallet vil derfor avhenge av den hastighet akustisk energi forplanter seg med gjennom formasjonen 16, og kan være fastsatt på forhånd ved anslag av forventet skjærhastighets-verdier for formasjonen 16 som skal undersøkes, eller den kan justeres under logging i samsvar med virkelige målte verdier. Repetisjonshastigheten til utløsersignalene vil også avhenge av den hastighet sonden 10 blir trukket opp gjennom borehullet 14 med og den ønskede avstand mellom formasjonspunkter ved hvilke målinger skal tas. For et målemellomrom på 15 cm (6 tommer) ved en loggehastighet på 15 cm pr. sekund (1800 fot pr. time), er det derfor nok med en utløsningspuls pr. sekund. En typisk maksimal utløsningspuls-hastighet er ti pulser pr. sekund. Det blir også foretrukket at målemellomrommet er lik avstanden mellom detektorene 82 ved å sørge for at suksessive par av triggerpulser inntreffer etter at sonden 10 har beveget seg en avstand lik detektoravstanden, siden dette muligghør bruk av analyseteknikker som benytter fordelen av de multiple redundante målinger som oppnås med en rekke detektorer. A/D-omformerern 88 er frittløpende slik at den vanligvis digitali-serer mange sampler mellom måleutløsningssignaler som ikke er nødvendige. Disse overflødige målingene behøver ikke registreres. De målinger som inntreffer etter et utløsning-signal, men før akustisk energi når detektorene 82, blir imidlertid fortrinnsvis registert. Dette tillater bruk av den innledende del av det digitaliserte signal, før ankomst av akustisk energi ved detektorene 82, til å etablere et nullnivå for analyse av påfølgende deler av de digitaliserte signal.
Etterhvert som hvert motstående elementpar 44 blir energisert, blir tilsvarende signaler registrert både for de innrettede elementer 84 i dektektoren 82 og de ortogonale elementer 84, slik at totalt fire registreringer blir oppnådd fra hver av de seks detektorer 82 for hver fullstendig energisering av kilden 42. Siden sonden 10 blir trukket gradvis opp gjennom borehullet ettersom kilden 42 blir utløst gjentatte ganger, blir suksessive sett på 24 registreringer tilveiebrakt av gruppen med detektorer 82 for suksessive posisjoner av sonden 10. Disse registreringene kan analyseres på en rekke måter for å utlede nyttig informasjon om formasjonen 16.
Siden kilden 42 har et dipol-strålingsmønster som forklart ovenfor, kan den eksitere skjærbølge-stråling i formasjonen 16 på en måte som tillater deteksjon ved hjelp av detektorene 82 uansett de relative akustiske hastigheter i formasjonen 16 og væsken 18. Dermed er bestemmelse av skjærbølgehastigheten for formasjonen 16 mulig selv i bløte eller andre typer langsomme formasjoner uten at det er nødvendig å ty til indirekte metoder, slik som utledning fra hastigheten av andre akustiske bølgemodi. I tillegg er detektorene 82 forholdsvis ufølsomme for slike modi som rørbølger, som ellers kunne utgjøre en kilde for forstyrrelse av de ønskede skjærbølgesignaler.
Andre typer formasjonskarakteristikker som kan undersøkes ved målinger foretatt med sonden 10, omfatter nærværet og retningen av formasjons- eller bergarts-anisotropi (d.v.s. anisotropi i den fysiske beskaffenhet av formasjons-materialet), og fordelingen av mekanisk spenning i formasjonen 16, spesielt retningen og størrelsen av eventuell anisotropi i denne spenningen. Det er kjent at mekanisk spenning i et fast stoff påvirker hastigheten av den akustiske skjærbølge-energi som forplanter seg gjennom det faste stoffet. En undergrunnsformasjon kan være utsatt for mekaniske spenninger som varierer med retningen (d.v.s. at de er anisotropiske) for eksempel på grunn av tektoniske krefter. I slike tilfeller vil skjærbølgeenergi som forplanter seg med en polarisering, ha en hastighet forskjellig fra slik energi som forplanter seg med en forskjellig polarisering. Det vises til figur 8 hvor borehullet 14 er illustrert i tverrsnitt og aksene Sxog Sy representerer retningene for polariseringen av den stråling som frembringes av elementparene 44a/44b og 44c/44d i kilden 42. Vanligvis vil det være to mulige skjærbølgehastigheter, en minimumsverdi w1for bølger polarisert i en retning i en vinkel <p til aksen Sx, og en maksimalverdi v2for bølger polarisert i den ortogonale retning. Eksitering av skjærbølger i enhver annen retning vil generere to komponenter polarisert langs disse to retningene. Variasjonen i de relative amplityder av disse komponentene med azimutretningen er antydet på figur 8 ved hjelp av sirkelen 90. Avstanden fra vlfv2-aksene for ethvert punkt på sirkelen representerer amplityden av de respektive skjærbølgekomponenter for eksitering langs en linje som passerer gjennom vedkommende punkt og origo. Størrelsene Vlfv2og <p er av interesse for eksempel ved planlegging av oppsprekkingsoperasjoner for produksjon av hydrokarboner fra borehullet 14.
Det kan vises at hvis de minimale og maksimale skjær-hastigheter v1og v2er kjente, kan de radiale hovedspenninger a1 og a2langs aksene til v±og v2utledes fra følgende forhold:
hvor p er formasjonens densitet,/i og X er de annen ordens elastiske konstanter (Lame) for formasjonen, m og n er de tredje ordens elastiske konstanter for formasjonen, K er formasjonens elastisitetsmodul (= X +2ju/3) og azer den mekaniske spenning som skyldes overdekningstrykk ved vedkommende punkt i formasjonen. Hvis det antas at formasjonen er isotrop, kan det også vises at spenningsdifferansen i de to bevegelsesretningene for partikler er gitt ved:
Alle størrelsene p,/x, X, m, n og oz kan måles, eller deres verdier kan utledes eller anslås fra kjente
formasjonsparametere eller kjernesampler for eksempel.
<y>tterligere diskusjon av uttrykkene (1) til (3) kan finnes i "On the feasibility of using sonic techniques to estimate in situ stresses" av Mao m.fl. Lawrence Livermore National Laboratory, juni 1983, og "Second order elastic deformation of solids"<1>av Hughes m.fl., Phys. Rev., volum 92, nr. 5, desember 1953, sidene 1145-1149.
Selv om bare skjærhastighetene langs Sx- og Sy-aksene blir utledet istedet for de maksimale og minimale skjærbølgehastig-heter v2og v2, kan verdifull informasjon om anisotropi utledes.
I en type analyse av målinger foretatt med sonden 10, blir det brukt kjente teknikker til å utlede de forskjellige tidspunkter (eller "utflytting") for skjærbølgekomponenter i de registrerte bølgeformer som er oppnådd fra tilsvarende innrettede elementpar 84a/84b i detektorene 82 ved forskjellige avstander fra kilden 42. Spesielt'og som illustrert ved hjelp av trinn 200 i det flytskjema som er vist på figur 14, blir den første bevegelse av skjærbølgekomponenten i hver bølgeform lokalisert, og så blir tidspunktet for denne første bevegelse bestemt (trinn 210) for hver detektor. Når man kjenner avstanden mellom detektorene 82, gjør utflytningen det mulig å finne skjærhastigheten for akustisk energi som er polarisert langs aksen Sxsom ved trinn 220. Skjærhastigheten blir likeledes funnet for akustisk energi polarisert i det transversale plan Sy, ved å referere til de registreringer som er oppnådd fra de andre, transversalt innrettede elementer 84c og 84d - trinn 230 til 250. Sammenligning av disse hastighetene, og spesielt eventuell forskjell mellom dem, kan så brukes i trinn 260 til å utlede verdifulle indikasjoner på nærværet eller fraværet av spenningsanisotropi, bergartsstyrke og sprekker, for eksempel. Som antydet på figur 8 og nevnt ovenfor, vil de oppnådde hastighetsverdier ikke nødvendigvis være de maksimale og minimale verdier v1og v2for formasjonen 16 ved måledybden, men vil være en funksjon av disse verdier gjennom den (i dette tilfelle ukjente) azimutale orientering ø av sonden 10 i forhold til anisotropi-aksene.
Alternativt og som vist på figur 15, kan de bølgeformer som mottas av begge ortogonale par av detektorelementer 84 ved energisering av ett av parene med kildeelementer 44, analyseres for å utlede deres amplityder, som ved trinn 300 og 310, for eksempel ved å måle deres toppamplityder eller integrere bølgeformene med hensyn til tid. Dermed kan energien, eller en størrelse som er funksjonsmessig forbundet med denne, av skjær-bølgenes forplantning med polariseringer parallelle og perpendikulære til kildeelementene, finnes. Sammenligning av disse amplityder eller energier ved trinn 320, for eksempel ved å ta forholdet mellom dem, indikerer nærværet av formasjons-anisotropi.
En tredje mulighet er å kombinere signalene fra de ortogonale elementpar 84 i en detektor 82 ved å bruke sinus formet, veid vektoraddisjon for å simulere virkningen av fysisk rotasjon av kilden 42 og detektorene 82. Den skjærbølge X som ville bli mottatt ved tiden t av et enkelt par med detektorelementer innrettet med et enkelt par med kildeelementer og med en vinkel til den virkelige orientering av elementene 84a/84b, er:
hvor Xxog Xy representerer de ortogonalt polariserte skjærbølger som blir mottatt ved tiden t av detektor-elementparene henholdsvis 84a/84b og 84c/84d ved energisering av kildeelement-paret 44a/44b; og Yxog Yy representerer de ortogonalt polariserte skjærbølger som blir mottatt ved tiden t av de respektive par ved energisering av kildeelement-paret 44c/44d.
Det vises til figur 16 hvor de digitaliserte sampelverdier av de like og krysspolariserte bølgeformer levert av A/D-omformerne blir registrert ved trinn400. En verdi for vinkelen blir satt ved trinn 410, og bølgeformene for en av detektorene 82 blir valgt for analyse ved trinn 420. Analysen fortsetter til trinn 43 0 hvor de digitaliserte sampelverdier ved den samme tid t i bølgeformene fra den valgte detektor 82, i forhold til tidspunktet for utløsning av kilden 42, blir kombinert ved hjelp av vektoraddisjon under bruk av de veiinger som er gitt av ligning (4) for å tilveiebringe en verdi som representerer en sampel ved tiden t for en ny, syntetisert, digitalisert bølgeform X(9, t) for vinkelen 6. Trinn 430 repeterer denne prosessen for alle verdier av t for å frembringe en fullstendig ny bølgeform for den valgte detektor 82 ved den aktuelle vinkel 9. Ved trinn 440 blir det foretatt en kontroll med hensyn til om bølge-formene for alle detektorene 82 er blitt behandlet for den aktuelle verdi av 9. Hvis ikke, returnerer analysen til trinn420 for å velge bølgeformene fra en annen detektor 82 til vektoraddisjon ved trinn 43 0. Hvis bølgeformene for alle detektorene er blitt behandlet, fortsetter analysen til trinn 450, hvor settet med syntetiske bølgeformer som er generert på denne måten, blir analysert som beskrevet ovenfor under henvisning til trinn 200 til 250 på figur 14. For å utlede verdier av skjærbølgehastigheten langs Sx- og Sy-aksene, og også signalamplitydene for den aktuelle vinkel 9. Ved trinn 460 blir det foretatt en kontroll for å bestemme om behandlingen for alle ønskede verdier av 9 er blitt utført. Hvis ikke vender prosedyren tilbake til trinn 410 for å sette en annen verdi av 9 og gjenta trinnene 420 til 450.
Denne prosessen blir altså utført for forskjellige verdier av 9, hvoretter de maksimale og minimale verdier av hastighetene utledet ved trinn 450 (interpolert i forhold til vinkelen 9 om ønskelig) blir bestemt ved trinn 470 sammen med den tilsvarende verdi av 9. Disse minimums- og maksimums-verdier er de ønskede verdier v2og v2, og den tilsvarende vinkel 9 er verdien av <p. Disse resultatene tatt i forbindelse med orienteringsavlesninger fra en orienterings-anordning innbefattet i sonden 10, tilveiebringer informasjon om retningen og størrelsen av eventuell anisotropi i formasjonen 16, ved hjelp av for eksempel uttrykkene (1) og (2) .
Ifølge en annen fremgangsmåte til analyse av den vinkel-messige avhengighet av de mottatte signaler, uttrykkes disse signaler for hver detektor 82 som en funksjon av signalene Sxf(t) og Syf(t) generert av kildeelement-parene 44a/44b og 44c/44d, som følger:
hvor z er avstanden langs sonden 10 mellom kilden 42 og den relevante detektor 82, og f(t) og g(t) representerer funksjoner av tiden.
Det vises til figur 17 hvor hvert sett med signaler slik som xx(z,t) blir registrert ved trinn 500 med gruppen av detektorer 82. Bølgeformene for en gitt dybde blir så brukt til å utlede et estimat av hastighetene v±og v2ved vedkommende dybde, ved trinn 510. Dette kan utføres ved å bruke en av flere kjente teknikker for signalanalyse fra grupper med detektorer, slik som langsomhet/tidskoherens-analyse (US-patent nr. 4 594 691), behandling fra avfyring til avfyring (US-patent nr. 4 543 648), den maksimale sannsynlighetsmetoden eller Pronys metode for eksempel. Ved trinn 52 0 blir de estimerte hastighetsverdier sammenlignet. Hvis de er hovedsakelig like, d.v.s. at bare en enkelt skjærbølgehastighet er utledet, kan det sluttes at formasjonen er isotropisk, som ved trinn 530. Hvis det imidlertid er to distinkte hastigheter, blir det ved trinn 540 foretatt et valg mellom de estimater som er utledet av hvert av signalene, slik som Xx(z,t). Dette valget kan for eksempel foretas i tilfelle med langsomhet/tidskoherens-analyse ved å velge de estimater som ville ha de største likhetsverdier sammen med passende verdier for hastighet og tid i forhold til de kjente egenskaper ved formasjonen 16. I tilfelle av en analyse som gir amplitydeverdier, slik som Pronys metode, kan de estimater som har de største tilhørende amplityder velges.
Det valgte estimat av hastigheten • v1 blir så brukt ved trinn 550 til å styre hastighetsfiltrering av bølgeformene fra gruppen med detektorer 82. Dette blir for eksempel gjort ved å stable bølgeformene med en tidsforskyvning mellom bølgeformer fra tilstøtende detektorer som er en funksjon av den estimerte hastighet vxog detektoravstanden. Dette fremhever den komponent av bølgeformene som svarer til hastigheten v-^Amplityden av v^komponenten i de filtrerte Xx-bølgeformer er proporsjonal med uttrykket cos<2>ø f(t-z/vx) i ligning (5), og amplityden av denne komponenten i de filtrerte Yy-bølgeformer er proporsjonal med uttrykket sinus<2>ø f(t-z/v1) i ligning 8. Forholdet A mellom den filtrerte v1-amplityden av Xx-bølgeformene og den filtrerte v^l-amplityden av Yy-bølgef ormene er således lik l/tan<2>ø, fra hvilken ø kan oppnås direkte ved trinn 560. Det valgte estimat av hastigheten v2blir likeledes brukt til å styre hastighetsfiltrering av de samme bølgeformer ved trinn 570, og forholdet B mellom de filtrerte v2-amplityder av disse bølgeformer, blir utledet. Dette forholdet B er lik tan<2>ø, noe som muliggjør en annen utledning av ø ved trinn 58 0, som en krysskontroll for den først oppnådde verdi.
Hvis avstanden z mellom kilden 42 og detektorene 82 gjøres stor nok til at de forskjelige skjærbølgehastigheter vxog v2frembringer distinkte komponenter av de bølgeformer som genereres ved hjelp av detektorene 82, kan en modifikasjon av den nettopp beskrevne teknikk brukes. I dette tilfelle blir ligningene (5) til (8) ovenfor under tidspérioden z/v2<t<z/v1:
Som vist på figur 18 blir følgelig de like og krysspolariserte bølgeformer registrert ved trinn 600, og delene av disse bølgeformene for tidsperioden z/v2<t<z/v1blir valgt ved trinn 610. Deteksjon av de første skjærbølgeankomster i disse signalene, ved en første bevegelsesdeteksjon (terskel-deteksjon) eller ved hjelp av langsomhet/tidskoherens-analyse med et kort tidsvindu som strekker seg til ikke senere enn z/v-l, muliggjør nærværet og utledning av hastigheten v2for den hurtigere skjærbølge-komponent, som ved trinn 620. De opprinnelige bølgeformer slik som xx(z,t) i ligningene (5) til (8) blir så hastighetsfiltrert ved å bruke denne verdien av v2ved trinn 630 til å fjerne denne hurtigere skjærbølge-komponent, og de filtrerte bølgeformer blir ved trinn 640 brukt til å estimere hastigheten v±av den langsommere komponent. Vinkelen blir utledet ved trinn 650 fra en kombinasjon av deler av bølgerformer slik som Xx(z,t) ogXy(z,t) valgt ved trinn 610. Denne utledning kan bruke ett av flere forhold mellom bølgeformamplitydene og ø, slik som tan ø<=>Xx/Xy=Yx/Yy, eller tan<2>ø =XX/Yy.
Ligning (4) ovenfor for syntetisering av virkningen av dreining av kilden 42 og detektorene 82 vedrører den spesielle situasjon hvor kilden og detektorene blir rotert i synkronisme for å forbli innrettet. Det signal som ville bli oppnådd i det mer generelle tilfelle hvor kilden 42 og detektorene 82 er ved vilkårlige vinkler cps og ød med hensyn til elementene 84a/84b, kan syntetiseres fra detektorsignalene ifølge forholdet:
Det vil være klart for fagfolk på området at de ovenfor beskrevne analyser for eksempel kan utføres ved hjelp av en passende programmert digital datamaskin eller alternativt ved å bruke spesialkretser.
Istedet for å innbefatte vinkelfunksjoner under analysen av de registrerte signaler etter logging, kan disse funksjoner videre tilføres under selve loggeoperasjonen. I en modifikasjon av sonden 10 som er vist på figur 9, blir således signalet fra pulskretsen 52 levert til et par
mottaktforsterkere 100 og 102 med variabel forsterkning.
Disse leverer drivsignaler til elementparene 44a/44b og 44c/44d med henholdsvis amplityder A±og A2styrt av signaler på styrelinjer 104 og 106. Den effektive azimutretning av polariseringen av skjærbølgene som utsendes av kilden 42, kan styres ved passende variasjon av amplitydene Ax og A2i henhold til ligningen
En spesielt fordelaktig versjon av denne utførelsesformen er å variere vinkelen <p ved en frekvens ekvivalent til frekvensen av den bølgeform som leveres av pulskretsen 50 til forsterkerne 100 og 102. Dette har den virkning at det utsendes akustisk energi i formasjonen 16 med sirkulær polarisasjon.
Retningen av signalene som avføles av detektorene 82, kan likeledes styres som vist på figur 10. Hvert par med detektorelementer 84a/84b og 84c/84d blir koblet til en respektiv forsterker 86a og 8 6c som igjen mater en respektiv multipliserer 108 og 110. Disse multiplisererne multipliserer de forsterkede signaler med respektive funksjoner cos 9 og sin 9 mottatt fra en oscillator 112. Utgangene fra multiplisererne108 og 110 blir summert og digitalisert ved hjelp av A/D-omformeren 88, noe som gir vektorsummen
som ville bli frembrakt av et enkelt par med motstående elementer slik som 84a/84b, orientert ved en vinkel 9 til elementparet 44a/44b i kilden 42.
En annen måte til styring av dipol-strålingsmønsteret til enten kilden 42 eller detektoren 82, er å rotere transduseren fysisk ved hjelp av for eksempel en skrittmotor som har en aksel som transduseren er montert på. Den elektroniske styring som er beskrevet ovenfor, har imidlertid den fordel at man unngår behovet for bevegelige transdusere, noe som tillater undersøkelse av forskjellige styrevalg under etterfølgende behandling og tillatt bevegelse av dipol-strålingsmønsterne ved hastigheter som ville være vanskelige eller umulige å oppnå ved motordrevne transdusere.
Istedet for direkte kobling av motstående kildeelementer 44 som vist på figur 4 og 9, er det også mulig å tilveiebringe hvert slikt element med individuelle drivsignaler, som vist på figur 11. På figur 11 blir signalet fra mottaktforsterkeren 54 levert til fire styrbare invertere 120a til 120d som igjen driver respektive elementer 44a til 44d i kilden 42. Polaritetene til drivsignalene fra de styrbare invertere 120 blir styrt av signaler på linjer slik som 122. Passende valg av disse polariteter i forhold til hverandre gjør det mulig å velge strålingsmønstre til kilden42fra et stort utvalg med strålingsmønstere, slik som dipolmønstre på figur 5, et monopol-mønster, eller for eksempel et dobbelt dipol-mønster. Likeledes kan de enkelte detektorelementer 84 forbindes med respektive forsterkere og A/D-omformere og deres signaler kan kombineres med passende faser og avveininger for å simulere monopol-dipol eller dobbeltdupol-detektorer.
Forskjellige andre modifikasjoner av sondekonstruksjonen som er beskrevet ovenfor, er mulig. Således kan de to motstående elementpar slik som 44a/44b og 44c/44d erstattes av to elementer montert transversalt til hverandre og forskjøvet en liten avstand aksialt langs sonden 10. Andre former for elementene 44, slik som sirkulære, er mulige. Andre typer elementer foruten bimorfe bøyningselementer kan brukes, slik som piezoelektriske transdusere formet som kvadranter av en sylinder, eller elektrodynamiske transdusere. Istedetfor å tilveiebringe en enkelt A/D-omformer for hvert detektorelement eller sammenkoblet gruppe av elementer, kan færre omformere brukes sammen med kretser for multipleksing av hver omformer blant flere detektorelementer.
Avstandsseksjonen 32 og/eller en av de to nedre isolasjonsskjøtene 38, kan være utelatt. Konstruksjonen av isolasjonsskjøtene kan skille seg fra den som er vist på figur 1 og 2. Som vist på figur 12 kan skjøten således omfatte en kort stålsylinder 13 0 med mindre diameter enn en hylse slik som hylsen 48 til kildeseksjonen. Denne sylinderen er anordnet inne i og mellom hylsen 48 og avstandsseksjonen 42, og blir holdt på plass ved hjelp av to tapper 132 som strekker seg gjennom hull 134 i sylinderen 130 og tilsvarende hull 136 i hylsen 48 og avstandsseksjonen 32. Lydabsorberere slik som 0-ringer 138 av gummi er anbrakt mellom sylinderen 130 og hylsen 48 eller avstandsseksjonen 32. En annen konstruksjon av skjøten 38 er vist på figur 13, hvor de mot hverandre vendende ender av tilstøtende seksjoner, slik som 30 og 32, er laget i fast stoff med sfæriske uttak 140 som inneholder de sfæriske ender 142 av et manual-formet kuleledd 144 som strekker seg mellom seksjonene 30 og 32.
Det er her beskrevet og illustrert fremgangsmåter og apparater i samsvar med den foreliggende oppfinnelse for flerpolet akustisk logging. Selv om spesielle utførelsesformer av oppfinnelsen er blitt beskrevet, er det ikke meningen at opp finnelsen skal begrenses av disse. Fagfolk på området vil derfor forstå at mange forskjellige forandringer og modifikasjoner kan foretas som beskrevet uten å avvike fra opp-finnelsens ramme slik den er definert i de vedføyde krav.
Claims (16)
1. Apparat for akustisk logging for å bestemme en egenskap ved grunnformasjoner som gjennomtrenges av et borehull, hvor en langstrakt sonde (10) er anordnet for bevegelse gjennom et væskefylt borehull som gjennomtrenger en grunnformasjon, og en kildeanordning (42) er montert på sonden for å bevirke forplantning av akustisk stråling i formasjonen med asimutalt adskilte dipol-strålingsmønstere via borehullsvæsken, og hvor akustiske detektorer (82) er montert på sonden og i avstand langs denne fra kildeanordningen, idet hver detektor er følsom langs asimutalt adskilte retninger med dipol-egenskaper for å detektere via borehullsvæsken, og generere signaler som representerer akustisk stråling som forplanter seg i formasjonen,
karakterisert vedat sonden har flere seksjoner (30, 34) som inneholder henholdsvis kildeanordningen og detektorene, idet seksjonene er koplet med en skjøt (38) som tilveiebringer stivhet og akustisk isolasjon med en rekke tråder (76) som strekker seg mellom og er festet til tilstøtende sondeseksjoner.
2. Apparat ifølge krav 1,
karakterisert vedat skjøten (38) omfatter et rør (130) som strekker seg inn i og mellom tilstøtende sondeseksjoner og er festet til disse ved hjelp av tapper (132) .
3. Apparat ifølge krav 1,
karakterisert vedat skjøten omfatter et manualformet organ (144) som strekker seg mellom tilstøtende sondeseksjoner og har utvidede ender (142) anbrakt i hulrom (14 0) i seksjonene.
4. Apparat ifølge et av de foregående krav,karakterisert vedat kildeanordningen (42) og detektorene (82) er montert inne i sonden på fleksible
staver (70).
5. Fremgangsmåte for akustisk undersøkelse av en under-grunnsf ormas jon som gjennomtrenges av et borehull som en langstrakt sonde (10) er innrettet for å bevege seg gjennom, hvor sonden har en akustisk dipolkilde (44) innrettet for å generere dipolformede akustiske pulser, og videre har dipolmottakere (82) plassert langs sonden for å detektere akustisk energi med forutbestemte dipolmønstere i forhold til dipolkildens mønster,
karakterisert vedat den omfatter de følgende trinn: energisering av en første akustisk dipolkilde (44a, 44b) med en første dipol-strålingsorientering for å bevirke forplantning av akustisk stråling i en grunnformasjon med en første, asimutal polarisasjons-orientering, energisering av en andre akustisk dipolkilde (44c, 44d) med en andre dipol-strålingsorientering for å bevirke forplantning av akustisk stråling i en undergrunnsformasjon med en andre, asimutal polarisasjonsorientering som skiller seg fra den første asimutale polarisasjonsorientering med en forutbestemt vinkel, detektering med en første akustisk mottaker (84a, 84b) med et dipol-strålingsmønster orientert langs en første retning, av akustisk stråling som skyldes den første akustiske dipolkilden, og frembringelse av et første bølgeformsignal som indikerer dette, og detektering av akustisk stråling som skyldes den andre akustiske dipolkilden og frembringelse av et andre bølgeformsignal som indikerer dette, og styring effektivt asimutalt av den akustiske under-søkelsen ved å kombinere det første og det andre bølgeform-signal med relativt tilpassede amplituder, og frembringelse av første sammensatte dipol-bølgeformsignaler som representerer en asimutal akustisk undersøkelse av undergrunnsformasjonen.
6. Fremgangsmåte ifølge krav 5,
karakterisert vedat den omfatter de ytterligere trinn å: detektere med en andre akustisk mottaker (84c, 84d) med et dipol-strålingsmønster orientert langs en andre retning som har en andre forutbestemt vinkel i forhold til den første retningen, akustisk stråling som skyldes den første akustiske dipolkilden (44a, 44b), og å frembringe et tredje bølgeform-signal som indikerer dette, og å detektere akustisk stråling som skyldes den andre akustiske dipolkilden (44c, 44d), og å frembringe et fjerde bølgeformsignal som indikerer dette, samt å kombinere det nevnte tredje og det nevnte fjerde bølge-formsignal med relativt tilpassede amplituder slik at det oppnås en effektivt asimutal styring av den akustiske undersøkelsen av grunnformasjonen, og å frembringe andre sammensatte dipol-bølgeformsignaler som representerer dette.
7. Fremgangsmåte ifølge krav 6, hvor de nevnte deteksjonstrinn utføres med en rekke akustiske mottakere (82) for å frembringe på tilsvarende måte en rekke av nevnte første og andre sammensatte dipol-bølgeformsignaler,karakterisert vedat den videre omfatter de trinn å: utlede deler i de sammensatte dipol-bølgeformsignalene som representerer en felles akustisk bølge, og å bestemme en egenskap ved nevnte akustiske bølge fra de nevnte utledede deler som en funksjon av asimut-retninger.
8. Fremgangsmåte ifølge krav 7,
karakterisert vedat den felles akustiske bølge er en skjærbølge, og nevnte egenskap er skjærbølgens hastighet.
9. Fremgangsmåte ifølge krav 5,
karakterisert vedat deteksjonstrinnet omfatter
deteksjon med en rekke akustiske mottakere hvor hver av disse har et dipol-strålingsdeteksjonsmønster orientert langs
forutbestemte retninger, av akustisk stråling som skyldes den første og den andre dipolkilden, og frembringelse av henholdsvis første og andre bølgeformsignaler som representerer dette, hvor kombinasjonstrinnet omfatter kombinering av første og andre bølgeformsignaler fra hver mottaker for å frembringe flere sammensatte dipol-bølgef ormsignaler som representerer den asimutalt styrte akustiske undersøkelsen.
10. Fremgangsmåte ifølge krav 9,karakterisert vedat den omfatter de ytterligere trinn å: utlede deler i de sammensatte dipol-bølgeformsignaler som representerer en felles akustisk bølge, og å bestemme en egenskap ved de nevnte akustiske bølger ut fra de nevnte utledede deler som en funksjon av asimutale retninger.
11. Fremgangsmåte ifølge krav 10,karakterisert vedat den felles akustiske bølge er en skjærbølge, og at den nevnte egenskap er skjærbølgens hastighet.
12. Fremgangsmåte ifølge krav 5,karakterisert vedat den første og den andre dipolkildens strålingsretninger står hovedsakelig vinkelrett på herandre.
13. Fremgangsmåte ifølge krav 6,karakterisert vedat den første og den andre dipolkildens strålingsretninger står hovedsakelig vinkelrett på hverandre, og at den første og andre retningen for den første og den andre akustiske mottakerens dipol-strålingsmønstere står hovedsakelig vinkelrett på hverandre.
14. Fremgangsmåte for akustisk undersøkelse av en grunnformasjon som gjennomtrenges av et borehull som en langstrakt sonde (10) er innrettet for å bevege seg gjennom, hvor sonden har en akustisk dipolkilde (44) for å generere dipolformede akustiske pulser, og videre har dipolmottakere (82) plassert langs sonden for å detektere akustisk energi med forutbestemte dipolmønstere i forhold til mønsteret til dipolkildens,
karakterisert vedat den omfatter de følgende trinn: energisering av en akustisk dipolkilde (44a, 44b) med en første dipol-strålingsorientering, detektering med en første akustisk mottaker (84a, 84b) som har et første dipol-strålingsmønster orientert langs en første retning, av akustisk stråling som skyldes energiseringen av dipolkilden, og frembringelse av et første bølgeformsignal som indikerer dette, detektering med en andre akustisk mottaker (84c, 84d) med et andre dipol-strålingsmønster som er orientert langs en andre retning som har en forutbestemt asimut-vinkel i forhold til den første retningen, av akustisk stråling som skyldes energiseringen av dipolkilden, og frembringelse av et andre bølgeformsignal som indikerer dette, og kombinering av det første og det andre bølgeformsignal med forholdsvis tilpassede amplituder for å oppnå effektiv asimutal-styring av den akustiske undersøkelsen av grunn-formas jonen.
15. Fremgangsmåte ifølge krav 14,karakterisert vedat det første og det andre dipol-strålingsmønsteret står hovedsakelig vinkelrett på hverandre.
16. Fremgangmåte ifølge krav 14,
karakterisert vedat den omfatter de følgende ytterligere trinn: energisering av en andre akustisk dipolkilde (44c, 44d) med en andre dipol-strålingsorientering som danner en forutbestemt asimut-vinkel med den første dipol-
strålingsorienteringen,
detektering med nevnte første akustiske mottaker (84a, 84b) av akustisk stråling som skyldes energiseringen av den andre akustiske dipolkilden, og frembringelse av et tredje bølgeformsignal som indikerer dette,
detektering med nevnte andre akustiske mottaker (84c, 84d) av akustisk stråling som skyldes energiseringen av den andre akustiske dipolkilden, og fremgbringelse av et fjerde bølgeformsignal som indikerer dette, og
kombinering av det tredje og det fjerde bølgeformsignalet med forholdsvis tilpassede amplituder for effektivt å asimut-styre den akustiske undersøkelsen av grunnformasjonen.
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
US06/919,293 US4951267A (en) | 1986-10-15 | 1986-10-15 | Method and apparatus for multipole acoustic logging |
Publications (4)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
NO874290D0 NO874290D0 (no) | 1987-10-14 |
NO874290L NO874290L (no) | 1988-04-18 |
NO174526B true NO174526B (no) | 1994-02-07 |
NO174526C NO174526C (no) | 1994-05-18 |
Family
ID=25441841
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
NO874290A NO174526B (no) | 1986-10-15 | 1987-10-14 | Fremgangsmaate og apparat for flerpolet akustisk logging |
Country Status (12)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US4951267A (no) |
EP (1) | EP0264323B1 (no) |
BR (1) | BR8705498A (no) |
DE (1) | DE3776259D1 (no) |
DK (1) | DK175079B1 (no) |
DZ (1) | DZ1133A1 (no) |
IE (1) | IE60692B1 (no) |
MA (1) | MA21081A1 (no) |
MX (1) | MX160489A (no) |
NO (1) | NO174526B (no) |
OA (1) | OA08765A (no) |
TN (1) | TNSN87114A1 (no) |
Families Citing this family (49)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CA1277411C (en) * | 1987-05-07 | 1990-12-04 | Frank Kitzinger | Ultrasonic mine survey probe |
US4832148A (en) * | 1987-09-08 | 1989-05-23 | Exxon Production Research Company | Method and system for measuring azimuthal anisotropy effects using acoustic multipole transducers |
FR2640842B1 (fr) * | 1988-12-20 | 1991-07-26 | Thomson Csf | Antenne hydrophonique lineaire modulaire directionnelle |
US5309404A (en) * | 1988-12-22 | 1994-05-03 | Schlumberger Technology Corporation | Receiver apparatus for use in logging while drilling |
US4899844A (en) * | 1989-01-23 | 1990-02-13 | Atlantic Richfield Company | Acoustical well logging method and apparatus |
US5036945A (en) * | 1989-03-17 | 1991-08-06 | Schlumberger Technology Corporation | Sonic well tool transmitter receiver array including an attenuation and delay apparatus |
US4949316A (en) * | 1989-09-12 | 1990-08-14 | Atlantic Richfield Company | Acoustic logging tool transducers |
US4995008A (en) * | 1989-12-27 | 1991-02-19 | Exxon Production Research Company | Method of using a circularly-polarized source to characterize seismic anisotropy |
US5343001A (en) * | 1992-10-13 | 1994-08-30 | Shell Oil Company | Acoustic multi-mode logging device adapted to decouple noise within a semi-rigid receiver array |
US5289433A (en) * | 1992-10-13 | 1994-02-22 | Shell Oil Company | Acoustic multi-mode wide-band logging device |
FR2698967B1 (fr) * | 1992-12-04 | 1995-01-13 | Inst Francais Du Petrole | Outil de diagraphie à balayage circulaire. |
US5402392A (en) * | 1993-08-10 | 1995-03-28 | Exxon Production Research Company | Determining orientation of vertical fractures with well logging tools |
US5986749A (en) | 1997-09-19 | 1999-11-16 | Cidra Corporation | Fiber optic sensing system |
US6305227B1 (en) | 1998-09-02 | 2001-10-23 | Cidra Corporation | Sensing systems using quartz sensors and fiber optics |
US6137621A (en) * | 1998-09-02 | 2000-10-24 | Cidra Corp | Acoustic logging system using fiber optics |
US6366531B1 (en) * | 1998-09-22 | 2002-04-02 | Dresser Industries, Inc. | Method and apparatus for acoustic logging |
US6564899B1 (en) | 1998-09-24 | 2003-05-20 | Dresser Industries, Inc. | Method and apparatus for absorbing acoustic energy |
US6213250B1 (en) | 1998-09-25 | 2001-04-10 | Dresser Industries, Inc. | Transducer for acoustic logging |
US6227114B1 (en) | 1998-12-29 | 2001-05-08 | Cidra Corporation | Select trigger and detonation system using an optical fiber |
US6098021A (en) * | 1999-01-15 | 2000-08-01 | Baker Hughes Incorporated | Estimating formation stress using borehole monopole and cross-dipole acoustic measurements: theory and method |
US6429784B1 (en) * | 1999-02-19 | 2002-08-06 | Dresser Industries, Inc. | Casing mounted sensors, actuators and generators |
US6188961B1 (en) * | 1999-03-31 | 2001-02-13 | Hilliburton Energy Services, Inc. | Acoustic logging apparatus and method |
GB2351350B (en) | 1999-06-23 | 2001-09-12 | Sofitech Nv | Cavity stability prediction method for wellbores |
US6474439B1 (en) * | 2000-03-29 | 2002-11-05 | Schlumberger Technology Corporation | Dipole logging tool |
US6836218B2 (en) | 2000-05-22 | 2004-12-28 | Schlumberger Technology Corporation | Modified tubular equipped with a tilted or transverse magnetic dipole for downhole logging |
US6995684B2 (en) | 2000-05-22 | 2006-02-07 | Schlumberger Technology Corporation | Retrievable subsurface nuclear logging system |
US6577244B1 (en) | 2000-05-22 | 2003-06-10 | Schlumberger Technology Corporation | Method and apparatus for downhole signal communication and measurement through a metal tubular |
US6568486B1 (en) | 2000-09-06 | 2003-05-27 | Schlumberger Technology Corporation | Multipole acoustic logging with azimuthal spatial transform filtering |
US6909666B2 (en) * | 2000-11-13 | 2005-06-21 | Baker Hughes Incorporated | Method and apparatus for generating acoustic signals for LWD shear velocity measurement |
US6930616B2 (en) * | 2000-11-13 | 2005-08-16 | Baker Hughes Incorporated | Method and apparatus for LWD shear velocity measurement |
US6850168B2 (en) * | 2000-11-13 | 2005-02-01 | Baker Hughes Incorporated | Method and apparatus for LWD shear velocity measurement |
US6985086B2 (en) * | 2000-11-13 | 2006-01-10 | Baker Hughes Incorporated | Method and apparatus for LWD shear velocity measurement |
US7099810B2 (en) * | 2001-06-20 | 2006-08-29 | Halliburton Energy Services, Inc. | Acoustic logging tool having quadrupole source |
US6631327B2 (en) * | 2001-09-21 | 2003-10-07 | Schlumberger Technology Corporation | Quadrupole acoustic shear wave logging while drilling |
US6842400B2 (en) * | 2001-12-18 | 2005-01-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Acoustic logging apparatus and method |
US6772067B2 (en) * | 2001-12-19 | 2004-08-03 | Halliburton Energy Services, Inc | Acoustic logging apparatus and method for anisotropic earth formations |
US6588267B1 (en) * | 2002-03-12 | 2003-07-08 | Titan Specialties, Ltd. | Isolator bar for acoustic instruments used in downhole formations |
US7207397B2 (en) * | 2003-09-30 | 2007-04-24 | Schlumberger Technology Corporation | Multi-pole transmitter source |
US7367392B2 (en) * | 2004-01-08 | 2008-05-06 | Schlumberger Technology Corporation | Wellbore apparatus with sliding shields |
US7364007B2 (en) * | 2004-01-08 | 2008-04-29 | Schlumberger Technology Corporation | Integrated acoustic transducer assembly |
US7460435B2 (en) * | 2004-01-08 | 2008-12-02 | Schlumberger Technology Corporation | Acoustic transducers for tubulars |
EA009655B1 (ru) * | 2004-04-21 | 2008-02-28 | Пинэкл Текнолоджиз, Инк. | Микросейсмическое картирование трещин с помощью синхронизированных измерений источника сейсмических сигналов для калибровки скорости |
US7471591B2 (en) * | 2005-12-21 | 2008-12-30 | Precision Energy Services, Inc. | Method and apparatus for azimuthal logging of shear waves in boreholes using optionally rotatable transmitter and receiver assemblies |
WO2008076110A1 (en) * | 2006-12-19 | 2008-06-26 | Halliburton Energy Services, Inc. | Rotatable multi-pole sources |
RU2573620C1 (ru) * | 2014-10-03 | 2016-01-20 | Шлюмберже Текнолоджи Б.В. | Способ определения скорости распространения акустических волн в пористой среде |
US11181656B2 (en) * | 2017-12-12 | 2021-11-23 | Schlumberger Technology Corporation | Systems and methods for acquiring orthogonal pairs of waveforms for acoustic well logging |
CN111691876B (zh) * | 2020-05-12 | 2023-05-09 | 中海油田服务股份有限公司 | 一种利用声波测井对邻井成像的方法、装置及存储介质 |
US12032113B2 (en) * | 2022-01-03 | 2024-07-09 | Halliburton Energy Services, Inc. | Through tubing cement evaluation based on rotatable transmitter and computational rotated responses |
CN115234225B (zh) * | 2022-07-29 | 2024-07-12 | 中国石油大学(华东) | 一种声波远探测数据质量检测方法 |
Family Cites Families (20)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US3208548A (en) * | 1962-05-02 | 1965-09-28 | Exxon Production Research Co | Earth logging system |
US3949352A (en) * | 1965-12-13 | 1976-04-06 | Shell Oil Company | Velocity logger for logging intervals |
US3475722A (en) * | 1968-11-07 | 1969-10-28 | Marathon Oil Co | Method and apparatus for acoustic bore hole logging using acoustic signals of controlled direction |
US3593255A (en) * | 1969-05-29 | 1971-07-13 | Marathon Oil Co | Acoustic logging tool having opposed transducers |
FR2365686A1 (fr) * | 1976-09-28 | 1978-04-21 | Schlumberger Prospection | Systeme d'ancrage dans un forage |
US4339810A (en) * | 1980-05-13 | 1982-07-13 | Nichols James F | Method of compensating seismic data for effects of frequency dependent attenuation |
US4365321A (en) * | 1980-07-03 | 1982-12-21 | Wpc, Inc. | Sonic logging tool |
US4399692A (en) * | 1981-01-13 | 1983-08-23 | Sundstrand Data Control Group | Borehole survey apparatus utilizing accelerometers and probe joint measurements |
US4450928A (en) * | 1981-08-03 | 1984-05-29 | Texas Instruments Incorporated | Dual mode seismic source vibrator |
US4594691A (en) * | 1981-12-30 | 1986-06-10 | Schlumberger Technology Corporation | Sonic well logging |
US4450543A (en) * | 1982-03-19 | 1984-05-22 | Mobil Oil Corporation | Sectionalized marine seismic cable |
MA19839A1 (fr) * | 1982-07-06 | 1984-04-01 | Exxon Production Research Co | Appareil et procede de diagraphie acoustique et procede de reduction du bruit du aux ondes de compression et de stoneley . |
US4632212A (en) * | 1982-10-20 | 1986-12-30 | Conoco Inc. | Apparatus for generating seismic vibration energy in a borehole |
US4649526A (en) * | 1983-08-24 | 1987-03-10 | Exxon Production Research Co. | Method and apparatus for multipole acoustic wave borehole logging |
US4682308A (en) * | 1984-05-04 | 1987-07-21 | Exxon Production Research Company | Rod-type multipole source for acoustic well logging |
US4685091A (en) * | 1984-05-10 | 1987-08-04 | Exxon Production Research Co. | Method and apparatus for acoustic well logging |
EP0224350A3 (en) * | 1985-11-22 | 1988-11-17 | Mobil Oil Corporation | Borehole logging tool |
US4693335A (en) * | 1985-11-22 | 1987-09-15 | Almon Harold A | Multi channel borehole seismic surveying tool |
US4713968A (en) * | 1986-05-22 | 1987-12-22 | Mobil Oil Corporation | Method and apparatus for measuring the mechanical anisotropy of a material |
US4794572A (en) * | 1986-09-30 | 1988-12-27 | Amoco Corporation | Acoustic well logging method and system for obtaining a measure of formation anisotropy |
-
1986
- 1986-10-15 US US06/919,293 patent/US4951267A/en not_active Expired - Lifetime
-
1987
- 1987-10-06 DE DE8787402206T patent/DE3776259D1/de not_active Expired - Lifetime
- 1987-10-06 EP EP87402206A patent/EP0264323B1/en not_active Expired - Lifetime
- 1987-10-09 MA MA21322A patent/MA21081A1/fr unknown
- 1987-10-09 MX MX8799A patent/MX160489A/es unknown
- 1987-10-14 DZ DZ870175A patent/DZ1133A1/fr active
- 1987-10-14 IE IE276487A patent/IE60692B1/en not_active IP Right Cessation
- 1987-10-14 BR BR8705498A patent/BR8705498A/pt not_active IP Right Cessation
- 1987-10-14 NO NO874290A patent/NO174526B/no unknown
- 1987-10-15 OA OA59209A patent/OA08765A/xx unknown
- 1987-10-15 DK DK198705398A patent/DK175079B1/da not_active IP Right Cessation
- 1987-10-16 TN TNTNSN87114A patent/TNSN87114A1/fr unknown
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
DZ1133A1 (fr) | 2004-09-13 |
EP0264323A3 (en) | 1989-03-01 |
IE60692B1 (en) | 1994-08-10 |
TNSN87114A1 (fr) | 1990-01-01 |
NO874290L (no) | 1988-04-18 |
DK539887A (da) | 1988-04-16 |
NO874290D0 (no) | 1987-10-14 |
MA21081A1 (fr) | 1988-07-01 |
MX160489A (es) | 1990-03-12 |
DK175079B1 (da) | 2004-05-24 |
EP0264323A2 (en) | 1988-04-20 |
DE3776259D1 (de) | 1992-03-05 |
NO174526C (no) | 1994-05-18 |
US4951267A (en) | 1990-08-21 |
DK539887D0 (da) | 1987-10-15 |
OA08765A (en) | 1989-03-31 |
IE872764L (en) | 1988-04-15 |
EP0264323B1 (en) | 1992-01-22 |
BR8705498A (pt) | 1988-05-24 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
NO174526B (no) | Fremgangsmaate og apparat for flerpolet akustisk logging | |
US9477002B2 (en) | Microhydraulic fracturing with downhole acoustic measurement | |
US4832148A (en) | Method and system for measuring azimuthal anisotropy effects using acoustic multipole transducers | |
CA2617550C (en) | Method for characterizing shear wave formation anisotropy | |
EP0526501B1 (en) | Discrete-frequency multipole sonic logging methods and apparatus | |
US5936913A (en) | Acoustic formation logging system with improved acoustic receiver | |
EP1470437B1 (en) | Acoustic logging tool having programmable source waveforms | |
CA2579982C (en) | Anisotropy measurement while drilling | |
US8553494B2 (en) | System for measuring stress in downhole tubulars | |
US4713968A (en) | Method and apparatus for measuring the mechanical anisotropy of a material | |
US20060198242A1 (en) | Acoustic logging-while-drilling tools having a hexapole source configuration and associated logging methods | |
EP1064567A1 (en) | Formation stress identification and estimation using borehole monopole and cross-dipole acoustic measurements | |
GB2288236A (en) | Investigating stress induced anisotropy in boreholes | |
US6510104B1 (en) | Acoustic frequency selection in acoustic logging tools | |
JPH08254578A (ja) | 地層速度測定装置及び方法 | |
CA2367784C (en) | Acoustic logging apparatus and method | |
US4834209A (en) | Transverse wave logger | |
Schmitt et al. | Shear-wave logging using multipole sources | |
JPH1068779A (ja) | 地層の物理特性の音響波を用いた非破壊測定方法 | |
Boonen et al. | A Dual-Frequency Lwd Sonic Tool Expands Existing Unipolar Transmitter Technology To Supply Shear Wave Data In Soft Formations. | |
WO1993007512A1 (en) | Discrete-frequency multipole sonic logging methods and apparatus | |
EP0224350A2 (en) | Borehole logging tool | |
Liyanage et al. | Evolution of Wireline Telemetry and its Impact on Formation Evaluation | |
AU612261B2 (en) | Method and system for measuring azimuthal anisotropy effects using acoustic multipole transducers | |
Ellis et al. | Acoustic logging methods |