NO20110737A1 - EMAT Akustisk signalmaling fra EMAT ved bruk av modulerte wavelet og Hilbertdemodulering - Google Patents
EMAT Akustisk signalmaling fra EMAT ved bruk av modulerte wavelet og Hilbertdemodulering Download PDFInfo
- Publication number
- NO20110737A1 NO20110737A1 NO20110737A NO20110737A NO20110737A1 NO 20110737 A1 NO20110737 A1 NO 20110737A1 NO 20110737 A NO20110737 A NO 20110737A NO 20110737 A NO20110737 A NO 20110737A NO 20110737 A1 NO20110737 A1 NO 20110737A1
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- signal
- casing
- estimating
- envelope curve
- acoustic
- Prior art date
Links
- BLRBOMBBUUGKFU-SREVYHEPSA-N (z)-4-[[4-(4-chlorophenyl)-5-(2-methoxy-2-oxoethyl)-1,3-thiazol-2-yl]amino]-4-oxobut-2-enoic acid Chemical compound S1C(NC(=O)\C=C/C(O)=O)=NC(C=2C=CC(Cl)=CC=2)=C1CC(=O)OC BLRBOMBBUUGKFU-SREVYHEPSA-N 0.000 title abstract description 4
- 238000010422 painting Methods 0.000 title 1
- 239000004568 cement Substances 0.000 claims abstract description 24
- 238000000034 method Methods 0.000 claims description 21
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 15
- 230000006870 function Effects 0.000 claims description 10
- 230000003213 activating effect Effects 0.000 claims description 4
- 238000001914 filtration Methods 0.000 claims description 4
- 230000003287 optical effect Effects 0.000 claims description 2
- 239000011800 void material Substances 0.000 claims description 2
- 230000009466 transformation Effects 0.000 abstract 1
- 238000001228 spectrum Methods 0.000 description 9
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 8
- 230000008878 coupling Effects 0.000 description 7
- 238000010168 coupling process Methods 0.000 description 7
- 238000005859 coupling reaction Methods 0.000 description 7
- 239000000523 sample Substances 0.000 description 6
- 230000004913 activation Effects 0.000 description 5
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 4
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 4
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 4
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 3
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 3
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 3
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 3
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 3
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 2
- 235000019687 Lamb Nutrition 0.000 description 2
- 230000006835 compression Effects 0.000 description 2
- 238000007906 compression Methods 0.000 description 2
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 2
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 2
- 230000001902 propagating effect Effects 0.000 description 2
- 230000036962 time dependent Effects 0.000 description 2
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 244000201986 Cassia tora Species 0.000 description 1
- 238000004590 computer program Methods 0.000 description 1
- 239000013078 crystal Substances 0.000 description 1
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 1
- 238000011156 evaluation Methods 0.000 description 1
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 1
- 230000001976 improved effect Effects 0.000 description 1
- 230000001939 inductive effect Effects 0.000 description 1
- 238000009413 insulation Methods 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 230000010355 oscillation Effects 0.000 description 1
- 230000002093 peripheral effect Effects 0.000 description 1
- NCAIGTHBQTXTLR-UHFFFAOYSA-N phentermine hydrochloride Chemical compound [Cl-].CC(C)([NH3+])CC1=CC=CC=C1 NCAIGTHBQTXTLR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000000644 propagated effect Effects 0.000 description 1
- 230000004044 response Effects 0.000 description 1
- 230000035945 sensitivity Effects 0.000 description 1
- 239000010802 sludge Substances 0.000 description 1
- 230000003595 spectral effect Effects 0.000 description 1
- 230000000638 stimulation Effects 0.000 description 1
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B47/00—Survey of boreholes or wells
- E21B47/005—Monitoring or checking of cementation quality or level
-
- 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)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geophysics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Acoustics & Sound (AREA)
- Remote Sensing (AREA)
- General Physics & Mathematics (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Quality & Reliability (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Investigating Or Analyzing Materials By The Use Of Ultrasonic Waves (AREA)
- Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
Abstract
Signaler i fôringsrør generert av en EMAT i et borehull blir behandlet med bruk av ett eller flere båndbegrensede Gaussiske filtre. Med bruk av Huberttransformasjonen blir en omhyllingskurve for de filtrerte signalene bestemt og amplituder og ankomsttider for individuelle ankomster estimeres. Disse kan bli anvendt for å estimere egenskaper ved fôringsrør og sement.
Description
OPPFINNELSENS OMRÅDE
[0001] Oppfinnelsen vedrører generelt evaluering av brønnfdringsrør. Mer spesifikt vedrører foreliggende oppfinnelse en fremgangsmåte og et apparat for å muliggjøre analyse av foringsrør i et brønnhullmiljø ved å generere og registrere trekk ved bølgeformer som forplanter seg gjennom foringsrøret og sement.
BAKGRUNN FOR OPPFINNELSEN
[0002] Som illustrert i figur 1 omfatter et brønnhull typisk foringsrør 8 satt inne i brønnhullet 5, der foringsrøret 8 er bundet til brønnhullet ved å tilføre sement 9 inne i ringrommet dannet mellom den utvendige diameteren til foringsrøret 8 og den innvendige diameteren til brønnhullet 5. Sementbindingen hefter ikke bare til foringsrøret 8 inne i brønnhullet 5, men tjener også til å isolere tilgrensende soner (f.eks. Zi og Z2) innenfor en jordformasjon 18. Å isolere tilgrensende soner kan være viktig når én av sonene inneholder olje eller gass og den andre sonen inneholder et fluid som ikke er hydrokarbon, så som vann. Dersom sementen 9 rundt foringsrøret 8 er for dårlig og ikke er i stand til å sørge for isolasjon av de tilgrensende sonene, kan vann eller annet uønsket fluid komme seg inn i hydrokarbonproduksjonssonen og således tynne ut eller kontaminere hydrokarbonene inne i produksjonssonen og med det øke produksjonskostnadene, forsinke produksjonen eller hemme utvinningen av ressurser.
[0003] For å oppdage mulige utilstrekkelige sementbindinger har det blitt utviklet nedihullsverktøy 14 for å analysere integriteten til sementen 9 som binder foringsrøret 8 til brønnhullet 5. Disse nedihullsverktøyene 14 blir senket inn i brønnhullet 5 på kabel 10 i kombinasjon med en trinse 12, og omfatter typisk signalomformere 16 anordnet på sine utvendige overflater innrettet for akustisk kobling med fluidet i borehullet. Disse signalomformerne 16 er i alminnelighet i stand til å sende ut akustiske bølger inn i foringsrøret 8 og registrere amplituden til de akustiske bølgene mens de vandrer, eller forplanter seg, langs foringsrøret 8. Egenskaper ved sementbindingen, så som dens effektivitet, integritet og vedhefting til foringsrøret, kan bestemmes ved å analysere trekk ved den akustiske bølgen, så som dempning. Signalomformerne 16 er typisk piezoelektriske anordninger med et piezoelektrisk krystall som gjør om elektrisk energi til mekaniske vibrasjoner eller oscillasjoner som overfører akustiske bølger til foringsrøret 8. Piezoelektriske anordninger er typisk koblet til et foringsrør 8 gjennom et koblingsmedium som finnes i brønnhullet. Koblingsmedier omfatter væsker som typisk finnes i brønnhull. Når koblingsmedier forefinnes mellom den piezoelektriske anordningen og foringsrøret 8, kan de kommunisere de mekaniske vibrasjonene fra den piezoelektriske anordningen til foringsrøret 8. Fluider med lavere tetthet, så som gass eller luft, og fluider med høy viskositet, så som noen typer boreslam, vil imidlertid ikke alltid gi en tilstrekkelig kobling mellom en piezoelektrisk anordning og foringsrøret 8. Videre kan tilstedeværelse av slam, avleiringer eller annen tilsvarende materie på den innvendige periferien i foringsrøret 8 virke negativt inn på nytten av en bindingslogg innhentet med en piezoelektrisk anordning. For at piezoelektriske anordninger skal kunne gi meningsfulle bindingsloggresultater må de således stå i ren kontakt med den innvendige overflaten i foringsrøret 8 eller bli anvendt i brønnhull, eller brønnhullssoner, med væske inne i foringsrøret 8. En annen ulempe som oppstår når en anvender piezoelektriske anordninger for bindingsloggingsoperasjoner omfatter de begrensede bølgeformer som genereres av disse anordningene. Fluider nødvendig for å koble bølgen fra signalomformeren til foringsrøret overfører kun kompresjonsbølger, og begrenser således bølgen typer som kan bli generert i eller mottatt fra foringsrøret. En stor mengde informasjon kan avledes fra forskjellige akustiske bølgeformer som vil kunne anvendes for evaluering av foringsrør, foringsrørbindinger og eventuelt også forhold i formasjonen 18. Det er derfor et behov for å utføre bindingsloggingsoperasjoner uten tilstedeværelse av et gitt koblingsmedium. Det er et behov for en bindingsloggingsanordning som er i stand til å sende ut og forplante inn i brønnforingsrør en rekke typer bølgeformer, samt registrere bølgeformene.
[0004] US-patentet 7,311,143 til Engels m.fl., som er overdratt til samme som foreliggende oppfinnelse og som inntas her som referanse i sin helhet, omtaler en fremgangsmåte og et apparat for å indusere og måle akustiske bølger, omfattende skjærbølger, i et brønnforingsrør for å lette analyse av binding mellom brønnforingsrør, sement og formasjon. En akustisk signalomformer er tilveiebragt som er magnetisk koblet til brønnforingsrøret og består av en magnet kombinert med en spole, der spolen er knyttet til en elektrisk strøm. Den akustiske signalomformeren er i stand til å generere og motta forskjellige bølgeformer, omfattende kompresjonsbølger, skjærbølger, Rayleigh-bølger og Lamb-bølger. Signalomformeren forblir koblet til brønnforingsrøret mens verktøyet føres langs deler av foringsrøret. Et viktig aspekt ved fremgangsmåten til Engels er muligheten til å identifisere forskjellige forplantningsmoder av akustiske signaler i foringsrøret. Amplituden og ankomsttiden til de forskjellige signalene angir egenskaper ved foringsrøret. Foreliggende oppfinnelse tilveiebringer en forbedret metode for estimering av ankomsttider og amplituder for disse forskjellige bølgemodi. For formålet med foreliggende oppfinnelse kan de individuelle ankomsttidene omtales som "hendelser".
OPPSUMMERING AV OPPFINNELSEN
[0005] Én utførelsesform av oppfinnelsen er en fremgangsmåte ved karakterisering av et foringsrør innsatt i et borehull i en jordformasjon. Fremgangsmåten omfatter det å aktivere en signalomformer ved minst én asimutorientering i borehullet og generere en akustisk puls; motta et signal som omfatter flere hendelser fremkommet fra genereringen av den akustiske pulsen; båndpassfiltrere det mottatte signalet med bruk av et modulert Gaussisk filter og tilveiebringe et båndpassfiltrert signal; estimere en omhyllingskurve for det båndpassfiltrerte signalet; og estimere, fra omhyllingskurven for det båndpassfiltrerte signalet, en ankomsttid for hver av de flere hendelsene, der ankomsttidene er karakteristiske for en egenskap ved foringsrøret og/eller sement i et ringrom mellom foringsrøret og formasjonen.
[0006] En annen utførelsesform av oppfinnelsen er et apparat for å karakterisere et foringsrør innsatt i et borehull i en jordformasjon. Apparatet omfatter en signalomformer innrettet for å generere en akustisk puls ved minst én asimutorientering i borehullet; en mottaker innrettet for å motta et signal som omfatter flere hendelser fremkommet fra genereringen av den akustiske pulsen; og en prosessor innrettet for å: båndpassfiltrere det mottatte signalet med bruk av et modulert Gaussisk filter og tilveiebringe et båndpassfiltrert signal; estimere en omhyllingskurve for det båndpassfiltrerte signalet; og estimere, fra omhyllingskurven for det mottatte signalet, en ankomsttid for hver av de flere hendelsene, der ankomsttidene er karakteristiske for en egenskap ved minst én av: (i) foringsrøret, og (ii) sement i et ringrom mellom foringsrøret og formasjonen.
[0007] En annen utførelsesform av oppfinnelsen er et datamaskinlesbart medium som kan aksesseres av en prosessor. Det datamaskinlesbare mediet omfatter instruksjoner som setter prosessoren i stand til å karakterisere en egenskap ved et foringsrør i et borehull i en jordformasjon ved hjelp av et signal som omfatter flere hendelser fremkommet fra generering av en akustisk puls av en signalomformer i borehullet, der instruksjonene omfatter båndpassfiltrering av signalet med bruk av en modulert gaussfunksjon, estimering av en omhyllingskurve for det mottatte signalet og estimering, fra omhyllingskurven, av en ankomsttid for hver av de flere hendelsene.
KORT BESKRIVELSE AV FIGURENE
[0008] Foreliggende oppfinnelse og dens fordeler vil forstås bedre ved å henvise til den følgende detaljerte beskrivelsen og de vedlagte figurene, der: Figur 1 viser et delvis tverrsnitt av et kjent nedihullsverktøy for logging av sementbindinger anordnet i et brønnhull; Figurene 2A-2B illustrerer skjematisk en magnetisk koblingssender anordnet for tilkobling til en foringsrørseksjon; Figur 3 viser et eksempel på EMAT-verktøy anordnet inne i et brønnhull; Figurene 4 (a), 4(b) viser eksempler på signaler registrert med bruk av seks signalomformere; Figur 5 viser eksempler på signaler av SH0- og SH1 -modus registrert ved en signalomformer; Figurene 6a, 6b viser eksempler på gaussoperatoren i tidsdomenet og i frekvensdomenet; Figurene 7(a), 7(b) viser en modulert gaussfunksjon i (a) tidsdomenet (a) og (b) frekvensdomenet; Figurene 8 (a), 8(b) viser et eksempel på signal og støy (a) i tidsdomenet og i frekvensdomenet (b); Figurene 9(a), 9(b) viser et eksempel på filtrert signal og støy (a) i tidsdomenet og i frekvensdomenet (b); Figurene 10(a), 10(b) viser en omhyllingskurve for et demodulert signal og maksimum for omhyllingskurven; Figurene 11 (a), 11 (b) viser eksempler på sammenlikningsdata (bench data) og et detaljert vindu av disse; Figur 12(a) viser eksempler på operatorer for SHO- og SH1-waveletene; Figur 12(b) viser spektrene til SHO- og SH1-waveletene i figur 12(a) og inngangssignalet; Figurene 13(a), 13(b) viser rekonstruerte wavelets gjenopprettet fra inngangssignalet; Figur 14(a) viser spektrene rekonstruert med bruk av SHO- og SH1-waveletene sammen med dataene i figur 11 (b); Figur 14(b) viser datasignalet rekonstruert med bruk av SHO- og SH1-waveletene; Figur 15 viser omhyllingskurven for signalet i figur 11 (a) gjenopprettet med bruk av SHO- og SH1-waveletene; og Figur 16 er et flytdiagram som illustrerer noen av trinnene i foreliggende oppfinnelse.
DETALJERT BESKRIVELSE AV OPPFINNELSEN
[0009] Som illustrert i figur 2A er en magnetisk koblet signalomformer 20 plassert i en ønsket høyde nær ved en foringsrørseksjon 8. For å bedre oversikten er bare en del av lengden og diameteren til en foringsrørseksjon 8 vist, og den magnetisk koblede signalomformeren 20 er vist skjematisk i både figur 2A og figur 2B. Den magnetisk koblede signalomformeren 20 kan være plassert inne i den innvendige periferien til foringsrørseksjonen 8, men den magnetisk koblede signalomformeren 20 kan også plasseres andre steder.
[0010] For en hvilken som helst gitt signalomformer 20 kan flere enn én magnet
(av en hvilken som helst type, for eksempel permanent, elektromagnetisk, etc.)
være kombinert innenfor en enhet; en slik utførelse muliggjør generering av forskjellige bølgeformer og letter måling og oppfanging av flere bølgeformer. En signalomformer 20 i stand til å sende ut eller motta bølgeformer i ortogonale retninger er illustrert skjematisk i figur 2B. Selv om en skjematisk magnet 22 med ortogonale magnetfelter er vist, vil en ettfelts, forholdsvis stor magnet med flere
mindre spoler 24 (der spolene kan være anordnet ortogonalt) kunne bli anvendt for å oppnå mer generelle signalomformere.
[0011] I utførelsesformer av foreliggende oppfinnelse som er illustrert skjematisk i figurene 2A og 2B består den magnetisk koblede signalomformeren 20 av en magnet 22 og en spole 24, der spolen 24 er plassert mellom magneten 22 og den innvendige periferien i foringsrøret 8. En elektrisk strømkilde (ikke vist) kan kobles til spolen 24 som er i stand til å forsyne elektrisk strøm til spolen 24. Magneten 22 kan være én eller flere permanentmagneter anordnet med forskjellige orienteringer eller kan også være en elektromagnet, aktivisert enten av likestrøm eller vekselstrøm. Figur 2B illustrerer skjematisk ortogonale magnet- og spolerepresentasjoner. Én eller flere magneter eller spoler kan være anordnet innenfor et nedihullsverktøy for å bevirke ønsket kobling og/eller ønskede bølgeformer, for eksempel direkte generering av skjærbølger inn i foringsrøret 8. Selv om spolen er illustrert som anordnet mellom magneten og foringsrøret, kan spolen være anordnet på annen måte i umiddelbar nærhet av magneten.
[0012] Spolen 24 kan bli aktivisert når den magnetisk koblede signalomformeren 20 befinner seg nær ved foringsrøret 8 for å generere akustiske bølger i materialet i foringsrøret 8. For eksempel kan spolen bli aktivisert med en modulert elektrisk strøm. Den magnetisk koblede signalomformeren 20 fungerer således som en akustisk sender.
[0013] Den magnetisk koblede signalomformeren 20 kan også fungere som en mottaker i stand til å motta bølger som har forplantet seg gjennom foringsrøret og sement. Den magnetisk koblede signalomformeren 20 kan refereres til som en akustisk anordning. De akustiske anordningene ifølge foreliggende oppfinnelse fungerer således som akustiske sendere eller som akustiske mottakere, eller som begge deler.
[0014] Et eksempel på utførelse av verktøyet som illustrert i figur 3 tilveiebringer en sonde 30 vist med akustiske anordninger anordnet på sin utvendige overflate. De akustiske anordningene omfatter en sekvens av akustiske signalomformere, både sendere 26 og mottakere 28, der avstanden mellom hver tilstøtende akustiske anordning i samme rad kan være hovedsakelig lik. Når det gjelder oppsettet av akustiske sendere 26 og akustiske mottakere 28 vist i figur 3, selv om radene 34 som går radielt rundt sonden 30 kan omfatte et hvilket som helst antall akustiske anordninger (dvs. sendere 26 eller mottakere 28), omfatter i én utførelsesform hver rad 34 fem eller flere av disse akustiske anordningene (idet det foretrukne antallet fem eller flere anordninger er for anordninger med senderne og mottakerne anordnet radielt rundt periferien). De akustiske senderne 26 kan være magnetisk koblede signalomformere 20 av typen i figurene 2A og 2B som omfatter en magnet 22 og en spole 24. Eventuelt kan de akustiske senderne 26 omfatte elektromagnetiske akustiske signalomformere.
[0015] Igjen med henvisning til oppsettet av akustiske sendere 26 og akustiske mottakere 28 i figur 3 kan de akustiske signalomformerne, omfattende sendere 26 og mottakere 28, være anordnet i minst to rader, der hver rad omfatter primært akustiske sendere 26 og en neste, tilstøtende rad omfatter primært akustiske mottakere 28. Eventuelt, som vist i figur 3, kan de akustiske anordningene i tilstøtende rader i denne utførelsen være oppstilt i en rett linje langs lengden til sonden 30.
[0016] Selv om bare to periferiske rader 34 av akustiske anordninger er vist i figur 3, er variasjoner og plassering av signalomformere og anordninger i rader mulig avhengig av kapasiteten til og anvendelsen av sonden 30. En annen mulighet er å ha én rad av akustiske signalomformere 26 etterfulgt av to periferiske rader av akustiske mottakere 28 etterfulgt av en ny rad av akustiske signalomformere 26. Som kjent for fagmannen omfatter fordeler med denne konkrete utførelsen muligheten til foreta en selvkorrigerende akustisk måling. Dempningsmålinger blir gjort i to retninger med bruk av anordninger av to sendere og to mottakere for oppfanging av akustiske bølgeformer. Dempningsmålingene kan bli kombinert for å avlede kompenserte verdier som ikke avhenger av mottakersensitivitet eller sendereffekt.
[0017] Figur 4(a) viser et tverrsnitt av sonden der seks signalomformere D1, D2, D3, D4, D5 og D6 er vist rundt sondens periferi. De seks signalomformerne definerer seks sektorer S1, S2, S3, S4, S5 og S6. Figur 4(a) viser eksempler på signaler, 411 og 413. Signalet 411 viser et signal ved signalomformer D2 som følge av aktivering av signalomformer D1, mens signalet 413 viser signalet ved signalomformer D3 som følge av aktivering av signalomformer D1. Tilsvarende viser 415 signalet ved D2 som følge av aktivering av signalomformer D4, og 417 viser signalet ved D2 som følge av aktivering av signalomformer D4.
[0018] Vi angir som Ay signalet ved signalomformer j som følge av aktivering av signalomformer/'. Dempningen av signalene i sektor S2 kan de representeres ved:
[0019] Som følge av båndbreddebegrensningen er nedihullsverktøyet nødt til å demodulere de mottatte signalene for å estimere deres amplituder (og ankomsttider). Ideelt sett forventes de mottatte signalene å være som vist i kurvene 411, 413, 415, 417 i figurene 4(a), 4(b). Et signal/støy-forhold (SNR) på 60dB gir en god estimering av ankomsttider og amplituder. I virkeligheten er imidlertid SNR-forholdet for de mottatte signalene bare omkring 30dB til 40dB. Som omtalt i US-patentsøknaden 11/358,172 (US 2007/0206439) til Barolak m.fl., som er overdratt til samme som foreliggende oppfinnelse og som inntas her som referanse i sin helhet, kan skjærbølger og Lamb-bølger bli anvendt for å bestemme integriteten til en sementbinding. I tillegg oppstår et problem som følge av det faktum at SHO- og SH1 -modus kan bli eksitert samtidig på grunn av det brede spekteret til stimuleringssignalet fra signalomformerene.
[0020] For å illustrere fremgangsmåten ifølge foreliggende oppfinnelse henvises først til figur 5, som viser eksempler på signaler registrert i en testanordning. To signaler registrert under forskjellige foringsrørtilstander er angitt som 501 og 503. Signalet fra 0 til omtrent 130 er ringing (fra systemet). Signalet fra 130 til omtrent 260 er SHO, der senterfrekvensen er omtrent 200KHz, mens signalet fra 180 til 420 er SH1, der senterfrekvensen er omtrent 280KHz. Som en kan se er det overlapp mellom SHO- og SH1-signalene. I 501 påvirker ringing-signalet også SHO. Metoden som anvendes i foreliggende oppfinnelse er å skille SHO fra SH1. Det skal bemerkes at kurven 501 har en sterk SHO-modus mens kurven 503 har en sterk SH1 -modus. Av spesiell interesse er ankomsttiden til de forskjellige modi, som kan omtales som "hendelser".
[0021] En effektiv måte å estimere ankomsttiden for en hendelse er å først estimere omhyllingskurven til en wavelet. I én utførelsesform av oppfinnelsen gjøres dette ved å anvende Hilbert-transformasjonen. Et akustisk signal f( t), så som det i figur 4(a), kan uttrykkes ved en tidsavhengig amplitude A( t) og en tidsavhengig fase 9( t) som:
Dens kvadraturtrase f( t) er da:
og den komplekse trasen F( t) er: Dersom f( t) og f( t) er kjent, kan en løse torA( t) som
som er omhyllingskurven til signalet f( t).
[0022] Én måte å bestemme kvadraturtrasen f ( t) er ved å anvende Hilbert-transformasjonen:
der p. v. representerer prinsipalverdien. Hilbert-transformasjonen krever et båndbegrenset inngangssignal og er følsom for bredbåndet støy. Følgelig blir et båndpassfilter anvendt før bruk av Hilbert-transformasjonen. I fremgangsmåten ifølge foreliggende oppfinnelse blir et Gaussisk filter anvendt som båndpassfilter.
[0023] Figurene 6(a), 6(b) viser representasjoner av to forskjellige Gaussiske filtre i tidsdomenet (figur 6(a)) og i frekvensdomenet (figur 6(b)). Det Gaussiske filteret i tidsdomenet er gitt ved:
Dets fouriertransformerte er gitt ved:
En fordel med det Gaussiske filteret, som kan sees i figurene 6(a), 6(b), er at det ikke finnes noen ripler hverken i tidsdomenet eller i frekvensdomenet. Gjennom valg av t er det mulig å fange opp informasjon som føres av signalet.
[0024] Dersom gaussfunksjonen blir modulert med en bærerfrekvens fc i tidsdomenet, er resultatet et signal: og en frekvensdomenerealisering:
der <8> representerer en konvolusjon og 5 er Kroneckers deltafunksjon. gw(r, t) ser derfor ut som en wavelet-operator. Lokaliserbarheten (informasjonens tidsvarighet i tidsdomenet og dens tilhørende frekvensbåndbredde) bestemmes av r og fc.
Figur 7(a) viser et eksempel på gw(r, f& f) og figur 7(b) viser et eksempel på Gw(f, fo, f)
[0025] I eksempelet over er fc lik 1Hz. Wavelet-operatoren er vist i tidsdomenet og dens amplitudespektralrespons er vist i frekvensdomenet. Sett fra et realiseringsperspektiv er det ønskelig å velge dempningen og båndbredden for å styre oppførselen til wavelet-operatoren (f.eks. -6dB i effekt med en gitt nominell båndbredde, NBW) i stedet for å velge t. I eksempelet over er båndbredden fra - 0,2 fc til +0,2 fc (NBW.6dB=40%).
Fra likn. (7) har vi:
Dersom vi definerer NBW som: og dempningsfaktor a, i dB, har vi:
Det er således mulig å velge a og u for å styre spekteret til wavelet-operatoren gM ( a, \ i, fc, t).
[0026] Wavelet-operatoren blir anvendt for å rekonstruere det oppfangede signalet med tillagt hvit støy ved en konvolusjonsoperasjon. Det oppfangede signalet kan skrives som: der x (t) er det akustiske signalet og n (t) er hvit støy. Konvolusjonsoperasjonen er
I teorien er gw(a, ( j, fc, f) et båndpassfilter (BPF). Det demper støyen utenfor passbåndet. Figur 8(a) viser et signal 801 og tillagt hvit støy 805 med et signal/støy-forhold på omtrent OdB, mens figur 8(b) viser signalet 803 i frekvensdomenet og tillagt hvit støy 807. 901 og 905 i figur 9(a) viser henholdsvis det filtrerte signalet og støyen i tidsdomenet, mens 903 og 905 i figur 9(b) viser det filtrerte signalet og støyen i frekvensdomenet.
[0027] Amplituden til bærersignalet er, fra likn. (5), gitt ved:
der fc er tiden for maksimumspunktet til A(t). Den demodulerte omhyllingskurven og den maksimale detekterte verdien er vist ved 1001 i figur 10(a) og 1003 i figur 10(b).
[0028] Prinsippene beskrevet over blir deretter anvendt på innsamlede data i en sammenlikningstest (bench test). Figur 11 (a) viser to eksempler på signaler, 1101, 1103. Signalene i figur 11 (a) omfatter flere ankomster av SHO og SH1. Et vindu for signalene i figur 11 (a) er vist i detalj i figur 11 (b) ved 1151 og 1153.1 figur 11 (b) er bare de første ankomstene vist, svarende til signalene 501, 503 i figur 5. Dataene omfatter ankomster av SHO (ved~180kHz) og ankomster av SH1 (ved ~ 280kHz), og to wavelet-operatorer er anvendt for å rekonstruere det oppfangede signalet. Operatorene er vist i tidsdomenet ved 1201 og 1203 i figur 12(a), mens figur 12(b) viser spektrene til wavelet-operatorene 1205 og 1207 sammen med spektrene til de to inngangssignalene. Figur 13(a) viser det opprinnelige signalet 1153 og det gjenopprettede SHO-signalet 1301, mens figur 13(b) viser det opprinnelige signalet 1153 og det gjenopprettede SH1-signalet 1303.
[0029] Figur 14(a) viser spekteret 1401 til dataene 1153 i figur 11(b), sammen med spekteret rekonstruert med bruk av SHO-waveleten 1403 og spekteret rekonstruert med bruk av SH1-waveleten 1405. Figur 14(b) viser omhyllingskurven 1407 til signalet rekonstruert med bruk av SHO-waveleten og omhyllingskurven 1409 til signalet rekonstruert med bruk av SH1-waveleten.
[0030] Figur 15 viser resultatet av behandling av signalet i figur 11(a) med bruk av SHO-waveleten 1501 og SH1-waveleten 1503 for å estimere omhyllingskurvens maksimalamplituder og tider. Som kan sees viser hver av kurvene 1501 og 1503 flere enn én ankomst (hendelse). De forskjellige hendelsene er resultatet av forplantning gjennom foringsrøret i motsatte retninger, idet den tidligste ankomsten er for den korteste signalbanen fra senderen til mottakeren. Geometrien for de forskjellige ankomstene er enkel, og analysen av amplitudene er beskrevet i Barolak.
[0031] Oppfinnelsen over er beskrevet for en bestemt kabelverktøy-basert analyse av foringsrøret og sementbindingskvaliteten. Prinsippene skissert over kan også bli anvendt for analyse av refleksjonssignaler samlet inn med kabel eller i MWD-anvendelser. Se for eksempel US-patentet 5,491,668 til Priest m.fl., og US2007/0005251 til Chemali m.fl., som er overdratt til samme som foreliggende oppfinnelse og som inntas her som referanse i sin helhet. En forskjell mellom foringsrørsignalene omtalt i foreliggende oppfinnelse og de reflekterte signalene er at de sistnevnte utsettes for større dempning enn de ledede foringsrørsignalene.
[0032] Figur 16 er et flytdiagram som oppsummerer fremgangsmåten ifølge foreliggende oppfinnelse. Med utgangspunkt i et signal 1601 blir én eller flere wavelets definert ved 1603,1611.1 én utførelsesform er waveletene båndbegrensede gaussfunksjoner, for eksempel som gitt ved likn. (9). Waveletenes egenskaper kan defineres ved nominell båndbredde og dempning. Waveletene blir anvendt 1605, 1613 på signalet, med bruk av en passende vindusfunksjon, så som en Hanning-vekting eller en Hamming-vekting. En Hilbert-transformasjon anvendes for å estimere omhyllingskurven til de filtrerte signalene og maksimumsamplitude og ankomsttider innenfor omhyllingskurven blir identifisert ved 1607, 1615. Basert på de estimerte ankomsttidene og amplitudene til signalene blir foringsrør- og sementbindingsparametere estimert ved 1609.
[0033] Basert på gangtider og amplituder for de detekterte ankomstene, med bruk av kjente metoder, er det deretter mulig å bestemme én eller flere av følgende: (i) tykkelsen til foringsrøret, (ii) den akustiske impedansen til sementen i nærheten av foringsrøret, (iii) posisjonen og størrelsen til et hulrom i sementen, og (iv) posisjonen og størrelsen til en ufullkommenhet i foringsrøret.
[0034] Underforstått i behandlingen av dataene er bruk av et dataprogram implementert på et passende maskinlesbart medium som setter prosessoren i stand til å bevirke styringen og behandlingen. Det maskinlesbare mediet kan omfatte ROM, EPROM, EAROM, flashminner og optiske platelagre. Formasjonsegenskapene som blir bestemt kan bli loggført på et passende medium og anvendt for påfølgende behandling etter at bunnhullsenheten er trukket ut. De bestemte formasjonsegenskapene kan videre bli telemetrioverført oppihulls for fremvisning og analyse.
[0035] Den foregående beskrivelsen er rettet mot konkrete utførelsesformer av foreliggende oppfinnelse for illustrasjons- og forklaringsformål. Det vil imidlertid være klart for fagmannen at mange modifikasjoner og endringer av utførelsesformen vist over er mulige uten at en fjerner seg fra oppfinnelsens ramme og idé. Det er meningen at de følgende kravene skal forstås å omfatte alle slike modifikasjoner og endringer.
Claims (19)
1. Fremgangsmåte ved karakterisering av et foringsrør innsatt i et borehull i en jordformasjon, der fremgangsmåten omfatter det å: aktivere en signalomformer ved minst én asimutorientering i borehullet og generere en akustisk puls; motta et signal som omfatter flere hendelser fremkommet fra genereringen av den akustiske pulsen; båndpassfiltrere det mottatte signalet med bruk av et modulert Gaussisk filter og tilveiebringe et båndpassfiltrert signal; estimere en omhyllingskurve for det båndpassfiltrerte signalet; og estimere, fra omhyllingskurven for det båndpassfiltrerte signalet, en ankomsttid for hver av de flere hendelsene, der ankomsttidene er karakteristiske for en egenskap ved minst én av: (i) foringsrøret og (ii) sement i et ringrom mellom foringsrøret og formasjonen.
2. Fremgangsmåte ifølge krav 1, videre omfattende det å estimere, fra omhyllingskurven, en amplitude for hver av hendelsene.
3. Fremgangsmåte ifølge krav 1, der det å estimere omhyllingskurven for det mottatte signalet videre omfatter det å anvende en Hilbert-transformasjon.
4. Fremgangsmåte ifølge krav 1, der det å aktivere signalomformeren ved minst én asimutorientering videre omfatter det å aktivere signalomformeren ved flere asimutorienteringer, idet fremgangsmåten videre omfatter det å estimere egenskapen ved de flere asimutorienteringene.
5. Fremgangsmåte ifølge krav 4, der det å estimere egenskapen ved de flere asimutorienteringene videre omfatter det å estimere dempningen av en valgt forplantningsmodus som karakteriserer en hendelse.
6. Fremgangsmåte ifølge krav 1, videre omfattende det å anvende, som signalomformer, en elektromagnetisk akustisk signalomformer.
7. Fremgangsmåte ifølge krav 1, der egenskapen velges fra gruppen bestående av: (i) tykkelsen til foringsrøret, (ii) den akustiske impedansen til sementen nær ved foringsrøret, (iii) posisjonen og størrelsen til et hulrom i sementen og (iv) posisjonen og størrelsen til en ufullkommenhet i foringsrøret.
8. Fremgangsmåte ifølge krav 1, videre omfattende det å frakte signalomformeren på et loggeverktøy inn i borehullet med bruk av en kabel.
9. Apparat for å karakterisere et foringsrør innsatt i et borehull i en jordformasjon, der apparatet omfatter: en signalomformer innrettet for å generere en akustisk puls ved minst én asimutorientering i borehullet; en mottaker innrettet for å motta et signal som omfatter flere hendelser fremkommet fra genereringen av den akustiske pulsen; og en prosessor innrettet for å: båndpassfiltrere det mottatte signalet med bruk av et modulert Gaussisk filter og tilveiebringe et båndpassfiltrert signal; estimere en omhyllingskurve for det båndpassfiltrerte signalet; og estimere, fra omhyllingskurven for det mottatte signalet, en ankomsttid for hver av de flere hendelsene, der ankomsttidene er karakteristiske for en egenskap ved minst én av: (i) foringsrøret, og (ii) sement i et ringrom mellom foringsrøret og formasjonen.
10. Apparat ifølge krav 9, der mottakeren er en del av signalomformeren.
11. Apparat ifølge krav 9, der signalomformeren videre omfatter en elektromagnetisk akustisk signalomformer.
12. Apparat ifølge krav 9, der prosessoren videre er innrettet for å estimere, fra omhyllingskurven, en amplitude for hver av hendelsene.
13. Apparat ifølge krav 9, der prosessoren videre er innrettet for å estimere omhyllingskurven for det mottatte signalet ved å anvende en Hilbert-transformasjon.
14. Apparat ifølge krav 9, der signalomformeren videre er innrettet for å bli aktivert ved flere asimutorienteringer og der prosessoren videre er innrettet for å estimere egenskapen ved flere asimutorienteringer.
15. Apparat ifølge krav 12, der prosessoren videre er innrettet for å estimere egenskapen ved de flere asimutorienteringene ved å estimere dempningen av en valgt forplantningsmodus som karakteriserer en hendelse.
16. Apparat ifølge krav 9, der prosessoren videre er innrettet for å estimere en egenskap som er valgt fra gruppen bestående av: (i) tykkelsen til foringsrøret, (ii) den akustiske impedansen til sementen nær ved foringsrøret, (iii) posisjonen og størrelsen til et hulrom i sementen og (iv) posisjonen og størrelsen til en ufullkommenhet i foringsrøret.
17. Apparat ifølge krav 1, videre omfattende en kabel innrettet for å frakte signalomformeren inn i borehullet på et loggeverktøy.
18. Datamaskinlesbart medium som kan aksesseres av en prosessor, der det datamaskinlesbare mediet omfatter instruksjoner som setter prosessoren i stand til å karakterisere en egenskap ved et foringsrør i et borehull i en jordformasjon ved hjelp av et signal som omfatter flere hendelser fremkommet fra generering av en akustisk puls av en signalomformer i borehullet, der instruksjonene omfatter båndpassfiltrering av signalet med bruk av en modulert gaussfunksjon, estimering av en omhyllingskurve for det båndpassfiltrerte signalet og estimering, fra omhyllingskurven, av en ankomsttid for hver av de flere hendelsene.
19. Datamaskinlesbart medium ifølge krav 18, videre omfattende minst én av: (i) et ROM, (ii) et EPROM, (iii) et EAROM, (iv) et flashminne og (v) et optisk platelager.
Applications Claiming Priority (2)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
US12/268,110 US20100118648A1 (en) | 2008-11-10 | 2008-11-10 | EMAT Acoustic Signal Measurement Using Modulated Gaussian Wavelet and Hilbert Demodulation |
PCT/US2009/063876 WO2010054375A2 (en) | 2008-11-10 | 2009-11-10 | Emat acoustic signal measurement using modulated gaussian wavelet and hilbert demodulation |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
NO20110737A1 true NO20110737A1 (no) | 2011-06-07 |
NO343156B1 NO343156B1 (no) | 2018-11-19 |
Family
ID=42153646
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
NO20110737A NO343156B1 (no) | 2008-11-10 | 2011-05-19 | Elektromagnetisk akustisk signalomformer og fremgangsmåte for karakterisering av et fôringsrør innsatt i et borehull |
Country Status (5)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US20100118648A1 (no) |
BR (1) | BRPI0921553B1 (no) |
GB (1) | GB2478215B (no) |
NO (1) | NO343156B1 (no) |
WO (1) | WO2010054375A2 (no) |
Families Citing this family (12)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US9157312B2 (en) | 2008-11-10 | 2015-10-13 | Baker Hughes Incorporated | EMAT acoustic signal measurement using modulated Gaussian wavelet and Hilbert demodulation |
US9013955B2 (en) * | 2008-11-10 | 2015-04-21 | Baker Hughes Incorporated | Method and apparatus for echo-peak detection for circumferential borehole image logging |
US9103196B2 (en) * | 2010-08-03 | 2015-08-11 | Baker Hughes Incorporated | Pipelined pulse-echo scheme for an acoustic image tool for use downhole |
ITTO20110036A1 (it) * | 2011-01-19 | 2012-07-20 | Univ Degli Studi Torino | "procedimento di ispezione di un foro di pozzo cementato e relativo sistema" |
EP2525323A1 (en) * | 2011-05-20 | 2012-11-21 | Joanneum Research Forschungsgesellschaft mbH | Visualizing deformation fields for image transformations |
WO2013051955A1 (en) * | 2011-10-03 | 2013-04-11 | Baker Hughes Incorporated | Electroacoustic method of conductivity measurement through casing |
GB2504918B (en) * | 2012-04-23 | 2015-11-18 | Tgt Oil And Gas Services Fze | Method and apparatus for spectral noise logging |
GB2563522B (en) * | 2016-05-12 | 2021-07-28 | Halliburton Energy Services Inc | Electromagnetic (EM) defect detection methods and systems with enhanced inversion options |
US10436018B2 (en) * | 2016-10-07 | 2019-10-08 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Downhole electromagnetic acoustic transducer sensors |
GB2584244B (en) * | 2018-03-22 | 2022-04-27 | Halliburton Energy Services Inc | A dynamic time-gate cement evaluation tool |
GB2583662B (en) * | 2018-03-22 | 2022-05-04 | Halliburton Energy Services Inc | Acoustic corpuscular velocity in wellbore evaluation |
CN111896256B (zh) * | 2020-03-03 | 2022-03-29 | 天津职业技术师范大学(中国职业培训指导教师进修中心) | 基于深度核处理的轴承故障诊断方法 |
Citations (3)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US4255798A (en) * | 1978-05-30 | 1981-03-10 | Schlumberger Technology Corp. | Method and apparatus for acoustically investigating a casing and cement bond in a borehole |
US4928269A (en) * | 1988-10-28 | 1990-05-22 | Schlumberger Technology Corporation | Determining impedance of material behind a casing in a borehole |
US5831934A (en) * | 1995-09-28 | 1998-11-03 | Gill; Stephen P. | Signal processing method for improved acoustic formation logging system |
Family Cites Families (10)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
FR2646513B1 (fr) * | 1989-04-26 | 1991-09-20 | Schlumberger Prospection | Procede et dispositif de diagraphie pour l'inspection acoustique d'un sondage muni d'un tubage |
US5491668A (en) * | 1994-05-13 | 1996-02-13 | Western Atlas International, Inc. | Method for determining the thickness of a casing in a wellbore by signal processing pulse-echo data from an acoustic pulse-echo imaging tool |
US5644550A (en) * | 1996-07-02 | 1997-07-01 | Western Atlas International, Inc. | Method for logging behind casing |
US6041861A (en) * | 1997-12-17 | 2000-03-28 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method to determine self-calibrated circumferential cased bond impedance |
US6366531B1 (en) * | 1998-09-22 | 2002-04-02 | Dresser Industries, Inc. | Method and apparatus for acoustic logging |
US7150317B2 (en) * | 2004-03-17 | 2006-12-19 | Baker Hughes Incorporated | Use of electromagnetic acoustic transducers in downhole cement evaluation |
US20070005251A1 (en) * | 2005-06-22 | 2007-01-04 | Baker Hughes Incorporated | Density log without a nuclear source |
US7773454B2 (en) * | 2006-02-22 | 2010-08-10 | Baker Hughes Incorporated | Method and apparatus for cement evaluation using multiple acoustic wave types |
US7665544B2 (en) * | 2006-12-05 | 2010-02-23 | Baker Hughes Incorporated | Method to improve downhole instruments |
US9013955B2 (en) * | 2008-11-10 | 2015-04-21 | Baker Hughes Incorporated | Method and apparatus for echo-peak detection for circumferential borehole image logging |
-
2008
- 2008-11-10 US US12/268,110 patent/US20100118648A1/en not_active Abandoned
-
2009
- 2009-11-10 WO PCT/US2009/063876 patent/WO2010054375A2/en active Application Filing
- 2009-11-10 GB GB1107877.1A patent/GB2478215B/en active Active
- 2009-11-10 BR BRPI0921553-0A patent/BRPI0921553B1/pt active IP Right Grant
-
2011
- 2011-05-19 NO NO20110737A patent/NO343156B1/no unknown
Patent Citations (3)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US4255798A (en) * | 1978-05-30 | 1981-03-10 | Schlumberger Technology Corp. | Method and apparatus for acoustically investigating a casing and cement bond in a borehole |
US4928269A (en) * | 1988-10-28 | 1990-05-22 | Schlumberger Technology Corporation | Determining impedance of material behind a casing in a borehole |
US5831934A (en) * | 1995-09-28 | 1998-11-03 | Gill; Stephen P. | Signal processing method for improved acoustic formation logging system |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
GB2478215A (en) | 2011-08-31 |
WO2010054375A3 (en) | 2010-08-12 |
BRPI0921553B1 (pt) | 2019-04-24 |
GB201107877D0 (en) | 2011-06-22 |
US20100118648A1 (en) | 2010-05-13 |
BRPI0921553A2 (pt) | 2016-04-12 |
GB2478215B (en) | 2012-09-19 |
NO343156B1 (no) | 2018-11-19 |
WO2010054375A2 (en) | 2010-05-14 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
NO20110737A1 (no) | EMAT Akustisk signalmaling fra EMAT ved bruk av modulerte wavelet og Hilbertdemodulering | |
US9157312B2 (en) | EMAT acoustic signal measurement using modulated Gaussian wavelet and Hilbert demodulation | |
US7311143B2 (en) | Method and apparatus for generation of acoustic shear waves through casing using physical coupling of vibrating magnets | |
US7773454B2 (en) | Method and apparatus for cement evaluation using multiple acoustic wave types | |
US20100118649A1 (en) | Method and Apparatus for Echo-Peak Detection for Circumferential Borehole Image Logging | |
CN102354501B (zh) | 一种用于钻柱声传输技术的单向回波噪声抑制方法 | |
US20090231954A1 (en) | Micro-Annulus Detection Using Lamb Waves | |
US11650346B2 (en) | Downhole acoustic measurement | |
US11203927B2 (en) | Method and system for performing wireless ultrasonic communications along tubular members | |
US11015427B2 (en) | System and method for quantitative cement bond evaluation | |
CN102128029A (zh) | 一种用于套管井二界面的超声检测成像方法 | |
NO20240255A1 (en) | Through tubing cement evaluation based on casing extensional waves | |
NO20230187A1 (en) | Quantifying cement bonding quality of cased-hole wells using a quality index based on frequency spectra | |
US11002871B2 (en) | Method and system for processing sonic data acquired with a downhole tool | |
Imrie et al. | An Integrated Approach to Well Leak Diagnostics: Case Study of the Successful Application of the Latest Leak Detection Technology and Interpretation Offshore Timor Sea, South East Asia | |
US11566510B2 (en) | Ultrasonic echo locating in a wellbore using time gain compensation | |
Ge et al. | Enhanced Wellbore Leak Localization with the Estimation and Removal of Guided Wave Noise Using Array Hydrophone Logging Data | |
US11746644B2 (en) | Measuring low-frequency casing guided waves to evaluate cement bond condition behind casing in the presence of a tubing | |
Carpenter | Cleaned Hydrophone Array Logging Data Aids Identification of Wellbore Leaks | |
RU2238404C1 (ru) | Акустический способ контроля качества цементирования элементов конструкции скважин | |
WO2023277931A1 (en) | Annulus velocity independent time domain structural imaging in cased holes using multi-offset secondary flexural wave data | |
Bolshakov et al. | Application Of Advanced Filtering Techniques In The Analysis Of Cbl Data |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
CHAD | Change of the owner's name or address (par. 44 patent law, par. patentforskriften) |
Owner name: BAKER HUGHES, US |