NO20181151A1 - System for å måle stress i nedihulls rørdeler - Google Patents
System for å måle stress i nedihulls rørdeler Download PDFInfo
- Publication number
- NO20181151A1 NO20181151A1 NO20181151A NO20181151A NO20181151A1 NO 20181151 A1 NO20181151 A1 NO 20181151A1 NO 20181151 A NO20181151 A NO 20181151A NO 20181151 A NO20181151 A NO 20181151A NO 20181151 A1 NO20181151 A1 NO 20181151A1
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- pipe section
- logging tool
- pipe
- signal
- receivers
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 claims description 31
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims description 15
- 230000035699 permeability Effects 0.000 claims description 10
- 230000015654 memory Effects 0.000 claims description 3
- 230000003287 optical effect Effects 0.000 claims description 3
- 238000003860 storage Methods 0.000 claims description 2
- 238000009826 distribution Methods 0.000 claims 10
- 230000004044 response Effects 0.000 claims 3
- 230000004907 flux Effects 0.000 claims 2
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 34
- 239000000463 material Substances 0.000 description 23
- 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 description 12
- 230000001902 propagating effect Effects 0.000 description 10
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 9
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 7
- 230000005284 excitation Effects 0.000 description 7
- 230000010287 polarization Effects 0.000 description 7
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 6
- 230000007547 defect Effects 0.000 description 6
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 6
- 238000002604 ultrasonography Methods 0.000 description 6
- 229910000831 Steel Inorganic materials 0.000 description 5
- 238000005452 bending Methods 0.000 description 5
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 5
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 5
- 239000010959 steel Substances 0.000 description 5
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 4
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 4
- 238000004590 computer program Methods 0.000 description 2
- 230000008878 coupling Effects 0.000 description 2
- 238000010168 coupling process Methods 0.000 description 2
- 238000005859 coupling reaction Methods 0.000 description 2
- 230000003068 static effect Effects 0.000 description 2
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 1
- 241001432959 Chernes Species 0.000 description 1
- 235000019687 Lamb Nutrition 0.000 description 1
- 238000002441 X-ray diffraction Methods 0.000 description 1
- 230000005540 biological transmission Effects 0.000 description 1
- 230000006835 compression Effects 0.000 description 1
- 238000007906 compression Methods 0.000 description 1
- 239000004020 conductor Substances 0.000 description 1
- 238000013016 damping Methods 0.000 description 1
- 238000007405 data analysis Methods 0.000 description 1
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 description 1
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 1
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 1
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 1
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- 238000003384 imaging method Methods 0.000 description 1
- 238000011065 in-situ storage Methods 0.000 description 1
- 230000006698 induction Effects 0.000 description 1
- 238000007689 inspection Methods 0.000 description 1
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 1
- 238000000691 measurement method Methods 0.000 description 1
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 1
- 150000002739 metals Chemical class 0.000 description 1
- 230000000737 periodic effect Effects 0.000 description 1
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 1
- 238000012805 post-processing Methods 0.000 description 1
- 230000000717 retained effect Effects 0.000 description 1
- 150000003839 salts Chemical class 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
- 239000001593 sorbitan monooleate Substances 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
- E21B47/007—Measuring stresses in a pipe string or casing
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01N—INVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
- G01N29/00—Investigating or analysing materials by the use of ultrasonic, sonic or infrasonic waves; Visualisation of the interior of objects by transmitting ultrasonic or sonic waves through the object
- G01N29/04—Analysing solids
- G01N29/07—Analysing solids by measuring propagation velocity or propagation time of acoustic waves
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01N—INVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
- G01N29/00—Investigating or analysing materials by the use of ultrasonic, sonic or infrasonic waves; Visualisation of the interior of objects by transmitting ultrasonic or sonic waves through the object
- G01N29/22—Details, e.g. general constructional or apparatus details
- G01N29/24—Probes
- G01N29/2412—Probes using the magnetostrictive properties of the material to be examined, e.g. electromagnetic acoustic transducers [EMAT]
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01N—INVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
- G01N29/00—Investigating or analysing materials by the use of ultrasonic, sonic or infrasonic waves; Visualisation of the interior of objects by transmitting ultrasonic or sonic waves through the object
- G01N29/22—Details, e.g. general constructional or apparatus details
- G01N29/24—Probes
- G01N29/2437—Piezoelectric probes
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01N—INVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
- G01N2291/00—Indexing codes associated with group G01N29/00
- G01N2291/02—Indexing codes associated with the analysed material
- G01N2291/028—Material parameters
- G01N2291/02827—Elastic parameters, strength or force
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01N—INVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
- G01N2291/00—Indexing codes associated with group G01N29/00
- G01N2291/26—Scanned objects
- G01N2291/263—Surfaces
- G01N2291/2636—Surfaces cylindrical from inside
Landscapes
- Physics & Mathematics (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Pathology (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Analytical Chemistry (AREA)
- Biochemistry (AREA)
- General Health & Medical Sciences (AREA)
- General Physics & Mathematics (AREA)
- Immunology (AREA)
- Health & Medical Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Geology (AREA)
- Acoustics & Sound (AREA)
- Electromagnetism (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Geophysics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Investigating Or Analyzing Materials By The Use Of Ultrasonic Waves (AREA)
- Investigating Or Analyzing Materials By The Use Of Magnetic Means (AREA)
Abstract
Et apparat for evaluering av en rørvare i et borehull inkluderer minst to elektromagnetiske akustiske transdusere. Transduserene er konfigurert til å generere og motta første og andre akustiske bølger i rørvaren. En forskjell i hastighet for de to akustiske bølger er indikativ for et spenningsfelt i rørvaren.
Description
Bakgrunn for oppfinnelsen
1. Oppfinnelsens område
Den foreliggende offentliggjøring tilveiebringer et apparat og en fremgangsmåte for testing av den strukturelle integritet til produksjonsrør og fôringsrør som benyttes i et borehull. Særlig drøfter den foreliggende offentliggjøring et apparat og en fremgangsmåte som bruker ultralydbølger til å estimere spenningen på rørvarer (tubulars) i et borehullsmiljø.
2. Beskrivelse av den beslektede teknikk
De miljøbetingelser som påtreffes av produksjonsfôringsrør og produksjonsrør som brukes innen hydrokarbonutvinning kan resultere i oppbygging av spenning i produksjonsrøret. Denne spenning i produksjonsrøret kan komme fra trykkog temperaturvariasjoner under produksjon, bevegelse av formasjonen på grunn av trykkuttømming, ”strømning” av saltformasjoner, osv. Denne spenning kan til sist føre til sammenbrudd eller avskjæring av fôringsrøret eller produksjonsrøret, hvilket gjør at brønnen ikke kan drives. Fremgangsmåter ifølge kjent teknikk har generelt involvert å vente på oppbygging av denne spenning til et punkt hvor det skjer mekanisk deformasjon før spenningen kan detekteres.
Spenningsoppbygging kan også forekomme i en borestreng under boringen av et borehull. Under boreoperasjoner er det ikke uvanlig at borestrengen blir fastkjørt. For å få tilbake det fastkjørte rør, er det først påkrevd å fastlegge det øverste ”frie” punkt av borerøret. Dette gjøres ved måling av det dreiemoment og/eller trekk som fremkalles fra overflaten eller den fysiske strekking av borerøret på grunn av dette dreiemoment eller trekk.
Spenning i et fôringsrør eller produksjonsrør kan være i form av en aksial last, omkretsdreiemoment eller et bøyemoment. Selv om spenninger påføres på boreutstyret mens det er i bruk i borehullsmiljøet, skjer testing med hensyn på slitasje typisk opphulls eller i et laboratorium, ofte ved å observere restspenningen på stammen fra dens bruk. Generelt, når en spenning påføres på et materiale og deretter fjernes, forblir en restspenning på materialet. Denne restspenning blir ofte observert ved å sjekke med hensyn på atomdislokasjoner på det krystallinske nivå i materialet, og kan brukes til å bestemme egenskaper som er relatert til den strukturelle integritet til materialet. Forskjellige metoder har blitt designet til å observere restspenning på materialer, inkludert røntgendiffraksjonsteknikker, fastleggelse av magnetisk permeabilitet og ultralydtesting.
Forandringer i forplantningshastighet til ultralyd, sammen med energitap fra interaksjoner med materialers mikrostrukturer, blir ofte brukt til ikke-destruktivt å oppnå informasjon om egenskaper til materialet. En ultralydbølge kan dannes i en materialprøve, så som en fast bjelke, ved dannelse av en impuls i et område av prøven. Når bølgen forplanter seg gjennom prøven, påvirker spenninger og andre materialforandringer eller defekter bølgen. Så snart den påvirkte bølge er registrert, kan karakteren av spenningene i materialet fastlegges. Målinger av lydhastighet og ultralydbølgedemping kan relateres til de elastiske egenskaper som kan brukes til å karakterisere teksturen til polykrystallinske metaller.
Hastighetsmålinger er av interesse i longitudinale bølger som forplanter seg i gasser, væsker og faste stoffer. I faste stoffer er transversale bølger (skjærbølger) også av interesse. Hastigheten til longitudinal bølge er uavhengig av en prøves geometri når dimensjonene i rette vinkler til prøven er store sammenlignet med prøvearealet og med bølgelengden. Hastigheten til en transversal bølge påvirkes lite av de fysiske dimensjoner til prøven. Relasjonen mellom spenning og hastighet har blitt drøftet for eksempel av Cantrell og Chern, ”Relative Slope Invariance of Velocity-Stress and Strain-Stress Curves”, Ultrasonics Symposium, 1981.
Målinger av ultralydhastighet gjennomføres ved måling av den tid det tar for en puls av ultralyd å bevege seg fra en transduser til en annen (pitch-catch scenario) eller returnere til den samme transduser (puls-ekko scenario). En annen målemetode sammenligner fasen til den detekterte lydbølge med den som er for et referansesignal, hvor små forandringer i transduserseparasjonen ses som små faseforandringer, som lydhastigheten kan beregnes fra. Disse metoder er egnet til estimering av akustisk hastighet til ca 1 del av 100. Standard praksis for måling av hastighet i materialer er detaljert gjort rede for i American Society for Testing and Materials (ASTM), Publication E494. Restspenningsmålinger i sylindre har blitt omtalt for eksempel av Frankel et al., ”Residual Stress Measurement in Circular Steel Cylinders”, Ultrasonics Symposium, 1983.
En orientert måling av magnetisk permeabilitet har også blitt brukt til å fastlegge spenning. Flere patenter omtaler bruker av en magnetisk permeabilitet for å måle spenning. US-patent nr.4.708.204 tilhørende Stroud omtaler et system for fastleggelse av fastkjøringspunktet til rør i et borehull, inkludert et vaierledningsverktøy som har en eksiteringsspole og en mottakerspole i aksial avstand fra hverandre. Eksiteringsspolen drives ved en forhåndsvalgt lav frekvens og den spenning som induseres i mottakerspolen er relatert til den magnetiske permeabilitet til et rør som verktøy kjøres gjennom. En mottakerspolespenningslogg kjøres av seksjonen av rør i området for fastkjøringspunktet først, mens dette område er hovedsakelig fritt for mekanisk spenning. En annen logg av det samme område kjøres med røret under mekanisk spenning. Sammenligning mellom de to logger bestemmer fastkjøringspunktet fra differansen i magnetisk permeabilitet for det spenningspåkjente rør ovenfor fastkjøringspunktet og det ikke-spenningspåkjente rør nedenfor fastkjøringspunktet.
Europeisk patentsøknad EP 1647 669 A1 omtaler en fremgangsmåte og et apparat for fastleggelse av posisjonen til et fastkjørt rør. I en utførelse er et fripunkt loggeverktøy, som har en fripunkt sensor, og, valgfritt, en akustisk sensor, festet til en arbeidsledning, så som en vaierledning. Fripunktsensoren samler inn data om magnetisk permeabilitet i en streng av rør, mens den akustiske sensor samler inn akustiske data i røret. To sett av data for hver sensor samles inn: ett hvor røret er ikke-spenningspåkjent, og ett hvor røret er spenningspåkjent. Det første sett og andre sett av data for magnetisk permeabilitet sammenlignes for å bestemme lokaliseringen av fastkjøringspunktet i røret. Det første og annet sett av akustiske data sammenlignes for å bestemme den materiale hvor røret er fastkjørt. EP 1 647 669 A1 refererer bruken av gangtid for å måle spenning, men forutser kun en måling av aksial gangtid.
Innen petroleumsleting er den tid som går med til heving og senking av et boreapparat fra og inn i et borehull tid som ellers kunne brukes ved leting, og som således er kostbar. Historisk sett har spenning på en rørvare som inneholder boreutstyr som brukes i et borehull kun blitt bestemt ved å se etter faktisk fysisk bevegelse av rørvaren (det vil si fripunktindikatorer) eller ved hjelp av fysisk forvrengning av røret (det vil si fôringsrørinspeksjon). Det er således ønskelig å gjennomføre spenningstesting av et boreapparat ved fremskaffelse av målinger nede i hullet).
Sammenfatning av oppfinnelsen
En utførelse av oppfinnelsen er et apparat for evaluering av en rørvare inne i et borehull. Apparatet inkluderer en flerhet av akustiske transdusere som er konfigurert til å generere og motta første og andre akustiske bølger i rørvaren. De første og andre akustiske bølger er forskjellige fra hverandre i en forplantningsretning og/eller en polarisasjonsretning. Apparatet inkluderer videre en prosessor konfigurert til å fastlegge, fra hastigheten til den første akustiske bølge og hastigheten til den annen akustiske bølge, en angivelse av spenning i rørvaren. De akustiske transdusere kan inkludere elektromagnetiske akustiske transdusere, piezoelektriske transdusere og/eller kiletransdusere. De akustiske transdusere kan være anordnet på i det minste en pute som strekker seg fra en kropp av for loggeverktøy. Den minst ene pute kan inkludere en flerhet av puter. De første og andre akustiske bølger kan inkludere en horisontalt polarisert skjærbølge og en vertikalt polarisert skjærbølge som forplanter seg i den samme retning. Indikatoren kan være relatert til et dreiemoment, en aksial spenning, en bøyende last, en knusende last, korrosjon av rørvaren og en mekanisk defekt i rørvaren. Apparatet kan videre inkludere en transportinnretning som brukes til transport av loggeverktøyet inn i borehullet. Transportinnretningen kan være valgt fra en vaierledning, et borerør, en glatt vaier og/eller kveilrør. Rørvaren kan være produksjonsrør, fôringsrør og/eller et borerør.
En annen utførelse av oppfinnelsen er en fremgangsmåte for evaluering av en rørvare inne i et borehull. Fremgangsmåten inkluderer forplantning av første og nevnte andre akustiske bølger i rørvaren. Den annen akustiske bølge er forskjellig fra den første akustiske bølge i en forplantningsretning og/eller en polarisasjonsretning. Fremgangsmåten fastlegger videre, fra hastigheten til den første akustiske bølge og hastigheten til den annen akustiske bølge, en angivelse av spenningsfeltet i rørvaren. De første og andre akustiske bølger kan genereres ved anvendelse av en flerhet av akustiske transdusere som er posisjonert på minst én pute som er utstrekkbar fra en kropp av et loggeverktøy. Den første akustiske bølge kan inkludere en horisontalt polarisert skjærbølge, og den andre akustiske bølge kan inkludere en vertikalt polarisert skjærbølge som forplanter seg i den samme retning som den horisontalt polariserte skjærbølge. Indikatoren kan være relatert til et dreiemoment, en aksial spenning, en bøyende last, en knusende last, korrosjon og en mekanisk defekt i rørvaren. Fremgangsmåten kan videre inkludere transport av loggeverktøyet inn i borehullet ved anvendelse av en transportinnretning som kan være en vaierledning, et borerør, en glatt vaier og/eller kveilrør. Rørvaren kan være et produksjonsrør, et fôringsrør og/eller en borestreng.
En annen utførelse av oppfinnelsen er et datamaskinlesbart medium til anvendelse med et apparat for evaluering av en rørvare inne i et borehull. Apparatet inkluderer en flerhet av akustiske transdusere som er konfigurert til å forplante og motta første og andre akustiske bølger i rørvaren. Den første akustiske bølge og den annen akustiske bølge er forskjellig i i det minste det ene av en retningsforplantning og en polarisasjonsretning. Mediet inkluderer instruksjoner som setter en prosessor i stand til å fastlegge, fra hastigheten av den første akustiske bølge og hastigheten av den andre akustiske bølge, en angivelse av en spenning i rørvaren. Mediet kan inkludere en ROM, en EPROM og EEPROM, et flashminne og/eller en optisk disk.
Kort beskrivelse av tegningene
For en detaljert forståelse av den foreliggende oppfinnelse skal det vises til den følgende detaljerte beskrivelse av oppfinnelsen, sett sammen med de ledsagende tegninger, og hvor:
Figur 1 er en skjematisk illustrasjon av et vaierledningsloggesystem;
Figur 2A er en illustrasjon av et loggeverktøy i henhold til den foreliggende oppfinnelse inne i et fôret borehull med dårlig sementering;
Figur 2B viser en eksemplifiserende pute som inneholder en oppstilling av transdusere som er i stand til å gjennomføre fremgangsmåten ifølge den foreliggende offentliggjøring;
Figurene 3A-E viser forskjellige praktiske transduserkonfigurasjoner som kan brukes på et materiale og resulterende krefter på overflaten av materialet for produsering av akustiske bølger; og
Figur 4 er skjematiske illustrasjoner av to EMATer konfigurert til å generere skjærbølger i to forskjellige retning.
Detaljert beskrivelse av oppfinnelsen
Den foreliggende oppfinnelse omtales med henvisning til spesifikke loggeinstrumenter som kan danne del av en streng av flere loggeinstrumenter for gjennomføring av vaierledningsloggeoperasjoner. Det skal forstås at valget av de spesifikke instrumenter som her omtales ikke skal fortolkes som en begrensning, og at fremgangsmåten ifølge den foreliggende oppfinnelse i tillegg også kan brukes sammen med andre loggeinstrumenter.
Figur 1 viser et loggeverktøy 10 opphengt i et borehull 12 som penetrerer jordformasjoner så som 13, fra en passende kabel 14 som passerer over en skive 16 montert på en borerigg 18. Som industristandard inkluderer kabelen 18 et spenningsorgan og syv ledere for overføring av kommandoer til verktøyet og for mottaking av data tilbake fra verktøyet så vel som effekt for verktøyet. Verktøyet 10 heves og senkes av en borevinsj 20. En elektronikkmodul 22 på overflaten 23 sender de påkrevde operasjonelle kommandoer nedover i hullet, og mottar i retur data tilbake, hvilke kan registreres på et arkivlagringsmedium av en hvilken som helst ønsket type for samtidig eller senere behandling. Dataene kan sendes i analog eller digital form. Dataprosessorer, så som en egnet datamaskin 24, kan være tilveiebrakt for gjennomføring av dataanalyse i feltet i sanntid, eller de registrerte data kan sendes til et behandlingssenter, eller begge deler for etterbehandling av dataene.
Figur 2A er et skjematisk riss sett utenfra av et borehullssystem i henhold til den foreliggende oppfinnelse. Verktøyet 10 omfatter oppstillingene 26 og er opphengt fra kabelen 14. Elektronikkmodulene 28 og 38 kan være lokalisert i passende lokaliseringer i systemet, og ikke nødvendigvis i de lokaliseringer som er vist. Komponentene kan være montert på en stamme 34 på en konvensjonell velkjent måte. I en eksemplifiserende anordning er den ytre diameter av anordningen ca 127 mm og ca 4,57 m lang. En orienteringsmodul 36 som inkluderer et magnetometer og et akselerometer eller et treghetsstyringssystem kan være montert ovenfor avbildningsanordningene 26 og 32. Det øvre parti 38 av verktøyet 10 inneholder en telemetrimodul for sampling, digitalisering og overføring av dataprøvene fra de forskjellige komponenter oppover i hullet til overflateelektronikk 22 (figur 1) på en konvensjonell måte. Hvis akustiske data samles inn, blir de fortrinnsvis digitalisert, selv om, i et alternativt arrangement, dataene kan beholdes i analog form for overføring til overflaten hvor de senere digitaliseres av overflateelektronikk 20.
Figur 2B viser en eksemplifiserende pute inneholdende transdusere som er i stand til å gjennomføre fremgangsmåten ifølge den foreliggende offentliggjøring. Puten 40 inkluderer en eller flere akustiske sensorer 45. I en utførelse av oppfinnelsen omfatter de akustiske sensorer elektromagnetiske akustiske transdusere (electromagnetic acoustic transducers, EMATS) som er sammenstilt i et mønster for å fremskaffe målinger av ultralydhastigheter med henblikk på fastleggelse av en spenning på et materiale. Puten 40 er festet til stammen 34 på figur 2A ved hjelp av støtter 42. Mønsteret av EMATene vist på figur 2B er kun et eksempel på mange mulige konfigurasjoner som kan brukes.
I en annen utførelse av oppfinnelsen kan sensorene være anordnet på to eller flere puter med vertikal innbyrdes avstand. Et slikt arrangement gjør det enklere å foreta aksiale målinger, som beskrevet nedenfor.
Den foreliggende offentliggjøring anvender generelt ortogonale akustiske hastighetsmålinger i stålrørvarene for å fastlegge spenning in situ. I en mulig utførelse blir hastigheten av en vibrasjonsbølge (akustisk bølge) som beveger seg aksialt i et fôringsrør sammenlignet med hastigheten av en lignende bølge som beveger seg i omkretsretningen i hovedsakelig det samme punkt i fôringsrøret. Forskjeller i de resulterende målte hastigheter angir enten dreiemoment eller aksial spenning i fôringsrøret. Med et mer komplekst arrangement som bruker segmenterte målinger i omkretsretningen eller aksiale målinger, kan forskjeller i aksial spenning rundt omkretsen av fôringsrøret angi bøyende eller knusende laster som blir påført på fôringsrøret av formasjonen. Lokale spenningsmålinger som er foretatt i området med fôringsrørkorrosjon eller mekaniske defekter kan også brukes til å predikere mulige punkter for brudd i fôringsrøret. Siden egenskapene til fôringsrørstål kan variere, er bruken av ortogonale målinger kritisk for identifisering av forandringer forårsaket av spenning fra bakgrunnsforandringer i materialer.
Måling av akustisk gangtid kan erstattes med alternative målinger som påvirkes av fôringsrørspenning. En alternativ måling kan være magnetisk permeabilitet. Vinkelen mellom de to målinger kan være noe annet enn ortogonal. En 90º vinkel maksimerer imidlertid sensitivitet i målingen.
Målinger av spenning i fôringsrør eller produksjonsrør nede i hullet har flere mulige anvendelser. Disse anvendelser inkluderer potensialt fôringsrørdeformasjon, fripunktindikatorer og formasjonsspenninger (som overført til fôringsrøret).
Den offentliggjorte fremgangsmåte gir en mulig fremgangsmåte for å foreta en måling av absolutt spenning i et fôringsrør eller et produksjonsrør.
Den foreliggende offentliggjøring omtaler et apparat og en fremgangsmåte for gjennomføring av akustisk testing på et fôringsrør eller en rørvare. En ultralydbølge kan produseres i en lokalisering på rørvaren, og bølgen kan senere detekteres i den samme eller en annen lokalisering på rørvaren. En måte til å danne ultralyd inne i et materiale er via en EMAT. En EMAT omfatter et magnetisk element, så som en permanentmagnet, og et sett av ledninger. EMATen blir generelt plassert mot materialet som skal testes, slik at settet av ledninger er lokalisert mellom det magnetiske element og materialet som skal testes. Når en ledning eller en spole plasseres nær overflaten av et elektrisk ledende objekt og drives av en strøm ved en ønsket ultralydfrekvens, induseres virvelstrømmer i et område nær overflaten. Hvis et statisk magnetfelt også er til stede, opplever disse strømmer en Lorentz-kraft av formen
hvor er en kroppskraft per enhet volum, er den induserte dynamiske strømtetthet og er den statiske magnetiske induksjon. Lorentz-kraften konverterer således den elektriske energi til en mekanisk vibrasjon, som kan brukes til å teste materialet. Alternativt kan EMATer også være basert på anvendelsen av magnetostriktive egenskaper til fôringsrøret/produksjonsrøret.
Siden ingen koplingsinnretning brukes mellom EMATen og det testede materiale, kan EMATen operere uten kontakt ved hevede temperaturer og i fjerntliggende lokaliseringer. EMATene kan således eliminere feil som er forbundet med koplingsvariasjon i kontaktmålinger, og dermed tilveiebringe nøyaktige hastighetseller dempingsmålinger.
Den spole- og magnetstruktur som brukes i EMATen kan designes til å eksitere komplekse bølgemønstre og polarisasjoner. Figurene 3A-3F viser et antall av praktiske EMAT-konfigurasjoner som inkluderer en formagnetiserende magnetstruktur, en spolekonfigurasjon og resulterende krefter på overflaten av det faste stoff for produsering av akustiske pulser ved anvendelse av EMATer. Konfigurasjonene på figur 3A, 3B og 3C eksiterer stråler som forplanter seg normalt på overflaten av et halvrom og produserer respektivt stråler med radiale, longitudinale og transversale polarisasjoner. Konfigurasjonene på figurene 3D og 3E bruker romlige varierende spenninger for å eksitere stråler som forplanter seg i skrå vinkler eller langs overflaten av en komponent. Disse konfigurasjoner betraktes for illustrative formål, selv om ethvert antall av variasjoner av disse konfigurasjoner kan brukes.
Figur 3A viser et tverrsnittsriss av en spiralspole EMAT-konfigurasjon for eksitering av radialt polariserte skjærbølger som forplanter seg normalt på overflaten. En permanentmagnet 301 og en rørvare 307 er atskilt av et rom som inneholder en ledning representert med en eller flere ledninger, som vist som ledningssegmenter 303 og 305. Ledningssegmentene 303 og 305 representerer separate grupper av ledningssegmenter som fører strøm i antiparallelle retninger på den måte som er illustrert på figur 3A, hvilket eksiterer de radialt polariserte skjærbølger som forplanter seg normalt på overflaten.
Figur 3B viser et tverrsnittsriss av en tangensialfelt EMAT-konfigurasjon for eksitering av longitudinalt polariserte kompresjonsbølger som forplanter seg normalt på overflaten. En permanentmagnet 311 er plassert mot rørvaren for å produsere et magnetfelt som er parallelt med overflaten. En magnet så som magneten 311 på figur 3B som har en hesteskokonfigurasjon kan brukes. Ledningssegmenter 313 tilveiebringer en strøm som strømmer mellom de magnetiske poler perpendikulært på retningen av det lokale magnetfelt for magneten 311. Ledningssegmenter 315 tilveiebringer en strøm som strømmer antiparallelt med strømmen i ledningssegmentene 313 i et område på utsiden av de magnetiske poler.
Figur 3C viser et tverrsnittsriss av en normalfelt EMAT-konfigurasjon for eksitering av plane polariserte skjærbølger som forplanter seg normalt på overflaten. Konfigurasjonen omfatter et par av magneter 321 og 323 sammenstilt slik at det tilveiebringes to antiparallelle magnetfelter ved overflaten av rørvaren. Permanentmagnetene 321 og 323 er atskilt fra rørvaren 329 med et rom som inneholder en eller flere ledninger 325 og 327 som tilveiebringer antiparallell strøm.
Figur 3D viser et tverrsnittsriss av en meanderspole EMAT-konfigurasjon for eksitering av på skrå forplantende L- (lang) eller SV-bølger, Rayleigh-bølger eller styrte modi (så som Lamb-bølger) i plater. Konfigurasjonen inkluderer en permanentmagnet og en rørvare atskilt med et rom som inneholder trådsegmenter så som en eller flere ledninger 333 og 335 som tilveiebringer strøm som strømmer i sekvensielt alternerende retninger.
Figur 3E viser et tverrsnittsriss av en periodisk permanentmagnet EMAT for eksitering av streifende eller på skrå forplantende horisontalt polariserte- (SH) bølger eller styrte SH-modi i plater. Flere permanentmagneter så som magneter 341 og 343 er sammenstilt for å tilveiebringe alternerende magnetiske polariteter ved overflaten av rørvaren. Den magnetiske anordning og rørvare er atskilt av et rom som inneholder en ledning 345 som tilveiebringer en strøm i en enkelt retning.
For prøvestykker av tynnplate og plate som opplever påført spenning eller restspenning, kan man slutte seg frem til hovedspenningene σa og σb fra ortogonale hastighetsmålinger. Ligning (2) vedrører ultralydhastigheter til hovedspenningene som oppleves i en tynnplate eller plate:
I ligning (2) er Vavg den gjennomsnittlige skjærhastighet og ρ er en tetthet til et materiale. V(θ) og V(θ+π/2) er innbyrdes perpendikulære bølgehastigheter som kan detekteres ved en transduser. Det forstås at hastighetsdifferanse V(θ) -V(θ+π/2) maksimeres når ultralydforplantningsretningene innrettes med hovedspenningsaksene. Størrelsen av denne differanse, sammen med tettheten og midlere hastighet, kan brukes til å estimere hovedspenningsdifferanse.
Figur 4 viser et arrangement av to EMATer 145A og 145B. Puten 40 som er illustrert og vist på figur 2B er ikke vist. Når EMATene 145A og 145B er av den type som er vist på figur 3, vil de produsere horisontalt polarisert skjærbølge som forplanter seg langs verktøyets akse og i omkretsretningen i forhold til verktøyets akse, hvilket tilveiebringer de nødvendige målinger for løsing av ligning (2). De som er kyndige innen teknikken vil forstå at ved bruk av en oppstilling av transdusere som vist på figur 2B, vil det være mulig å generere horisontalt polariserte skjærbølger som forplanter seg i forskjellige retninger. EMATene, i tillegg til å virke som sendere, kan også virke som mottakere, slik at ved å ha to EMATer med den samme polarisasjon ved forskjellige romlige posisjoner, er det mulig å bestemme hastigheten for forplantning av bølgen. I tillegg, ved å ha slike transdusere montert på forskjellige puter på det nedihulls logging til, er det mulig å foreta målinger av spenningsdifferansene i omkretsretningen rundt borehullet.
Ved bruk av transdusere av den type som er vist på figur 3B, vil det være mulig å foreta målinger av kompresjonshastighet ved forskjellige asimutale posisjoner langs borehullet. Variasjoner i denne hastighet er indikativ for omkretsvariasjoner av spenningen. Det samme er tilfelle ved bruk av transdusere av den type som er vist på figur 3C. Men ved bruk av transdusere av den type som er vist på figur 3D vil det være mulig å generere Rayleigh-bølger på landbølger langs overflaten av rørvaren.
I tillegg vil de som er kyndige innen teknikken innse at hastigheten for forplantning av en vertikalt polarisert skjærbølge kan være forskjellig fra hastigheten for forplantning av den horisontalt polariserte skjærbølge i den samme retning. Denne forskjell kan også være indikativ for spenningen i hagen. Slike målinger kan fremskaffes ved bruk av transdusere av den type som er vist på figurene 3D og 3E.
I en utførelse blir en hastighet for en akustisk bølge som beveger seg aksialt i fôringsrøret sammenlignet med hastigheten for en lignende bølge som beveger seg i omkretsretningen i hovedsakelig det samme punkt i fôringsrøret. Forskjeller i de målte hastigheter er indikativ for dreiemoment eller aksial spenning i fôringsrøret. Med et mer komplekst arrangement ved bruk av segmenterte omkretsmålinger eller aksiale målinger foretatt med putemonterte EMATer, er forskjeller i aksial spenning rundt omkretsen av fôringsrøret indikativ for bøying en knusende last som blir påført på fôringsrøret av formasjonen. Lokale testmålinger som er foretatt i området for fôringsrørkorrosjon eller mekaniske defekter brukes til å predikere mulige punkter for skade i fôringsrøret. Som det vil være kjent for de som er kyndige innen teknikken, slik fôringsrørkorrosjon eller mekaniske defekter vil produsere forandringer i spenningsfeltet. Alle disse bruksmålinger har ortogonal retning for forplantning eller ortogonal polarisasjon eller begge deler. Egenskaper til fôringsrørstål kan variere, slik at bruken av slike målinger er viktig for identifisering av forandringer forårsaket av spenning fra forandringer forårsaket av forskjeller i stålet.
Oppfinnelsen som er beskrevet ovenfor er et spesifikt eksempel på anvendelse av EMATer som de akustiske sensorer. Dette skal ikke fortolkes som en begrensning av oppfinnelsen. Fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen kan også utføres ved bruk av andre sidetyper av sensorer, så som piezoelektriske transdusere og kiletransdusere. Kiletransdusere er omtalt for eksempel i US-patent 4.593.568 tilhørende Telford et al.
Oppfinnelsen har ovenfor blitt beskrevet med henvisning til en innretning som transporteres på en vaierledning. Fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen kan imidlertid også praktiseres ved anvendelse av verktøyet transportert på en rørvare, så som en borestreng eller et kveilrør, eller på en glatt vaier.
Implisitt i fremgangsmåten til behandling ifølge den foreliggende oppfinnelse er bruken av et datamaskinprogram implementert på et passende maskinlesbart medium som setter prosessoren i stand til å gjennomføre styringen og behandlingen. Det maskinlesbare medium kan inkludere ROMer, EPROMer, EaRO-Mer, flashminner og optiske disker. Et slikt dataprogram kan mate ut resultatene av behandlingen, så som spenningsskrankene, til et passende håndgripelig medium. Dette kan inkludere en visningsinnretning og/eller en minneinnretning.
Claims (22)
1. Apparat for å bestemme en asimutisk spenningsvariasjon i en rørseksjon inne i et borehull, der apparatet omfatter:
et loggeverktøy omfattende minst én signalomformer innrettet for å generere en bølge i rørseksjonen;
flere mottakere asimutisk fordelt på loggeverktøyet, der hver av mottakerne er innrettet for å generere et signal som reaksjon på den genererte bølgen og en asimutisk spenningsfordeling i rørseksjonen; og
minst én prosessor innrettet for å bestemme fra signalet fra hver av de flere mottakerne en angivelse av den asimutiske spenningsfordelingen i rørseksjonen.
2. Apparat ifølge krav 1, der den minst ene prosessoren videre er innrettet for å estimere fra angivelsen av den asimutiske spenningsfordelingen en verdi for en skjærspenning i rørseksjonen.
3. Apparat ifølge krav 1, der hver av de flere mottakerne videre omfatter en elektromagnetisk mottaker anordnet på en sideveggpute som kan mates ut fra et legeme av loggeverktøyet, og der signalet generert av hver av de flere mottakerne angir magnetisk permeabilitet i rørseksjonen.
4. Apparat ifølge krav 1, der den minst ene senderen videre omfatter flere elektromagnetiske sendere anordnet på en sideveggpute som kan mates ut fra et legeme av loggeverktøyet.
5. Apparat ifølge krav 1, der den minst ene senderen omfatter en permanentmagnet innrettet for å endre orienteringen til et magnetisk område i rørseksjonen, og der den minst ene mottakeren omfatter en magnetfluksføler som reagerer på endringen av orienteringen til det magnetiske området.
6. Apparat ifølge krav 1, der den minst ene senderen og de flere mottakerne er valgt fra gruppen bestående av: (i) elektromagnetiske akustiske signalomformere, (ii) piezoelektriske signalomformere og (iii) kile-signalomformere.
7. Apparat ifølge krav 5, der de flere mottakerne er anordnet på minst én sideveggpute som kan mates ut fra et legeme av loggeverktøyet.
8. Apparat ifølge krav 1, der den minst ene prosessoren videre er innrettet for å anvende et tabelloppslag for å estimere verdien til skjærspenningen fra angivelsen av den asimutiske spenningsfordelingen.
9. Apparat ifølge krav 1, videre omfattende en føringsanordning innrettet for å frakte loggeverktøyet inn i borehullet, der føringsanordningen er valgt fra (i) en kabel, (ii) en borerørseksjon, (iii) en glatt vaier og (iv) kveilrør.
10. Apparat ifølge krav 1, der rørseksjonen er valgt fra gruppen bestående av: (i) produksjonsrør, (ii) fôringsrør og (iii) en borerørseksjon.
11. Fremgangsmåte for å bestemme en asimutisk spenningsvariasjon i en rørseksjon inne i et borehull, der fremgangsmåten omfatter det å:
anvende minst én signalomformer på et loggeverktøy for å generere en bølge i rørseksjonen;
anvende hver av flere mottakere asimutisk fordelt på loggeverktøyet for å generere et signal som reaksjon på den genererte bølgen og en asimutisk spenningsfordeling i rørseksjonen; og
bestemme fra signalet fra hver av de flere mottakerne en angivelse av den asimutiske spenningsfordelingen i rørseksjonen.
12. Fremgangsmåte ifølge krav 11, videre omfattende det å estimere fra angivelsen av den asimutiske spenningsfordelingen en verdi for en skjærspenning i rørseksjonen.
13. Fremgangsmåte ifølge krav 11, videre omfattende det å anvende, for hver av de flere mottakerne, en elektromagnetisk mottaker anordnet på en sideveggpute som kan mates ut fra et legeme av loggeverktøyet, og der signalet som genereres av hver av de flere mottakerne indikerer magnetisk permeabilitet for rørseksjonen.
14. Fremgangsmåte ifølge krav 11, videre omfattende det å anvende, for den minst ene senderen, flere elektromagnetiske sendere anordnet på en sideveggpute som kan mates ut fra et legeme av loggeverktøyet.
15. Fremgangsmåte ifølge krav 11, videre omfattende det å:
anvende den minst ene senderen for å endre orienteringen til et magnetisk område i rørseksjonen; og
anvende, for den minst ene mottakeren, en magnetfluksføler som reagerer på endringen av orienteringen til det magnetiske området.
16. Fremgangsmåte ifølge krav 11, videre omfattende det å anvende, for den minst ene senderen og de flere mottakerne, minst én av: (i) en elektromagnetisk akustisk signalomformer, (ii) en piezoelektrisk signalomformer og (iii) en kilesignalomformer.
17. Fremgangsmåte ifølge krav 16, videre omfattende det å plassere de flere mottakerne på minst én sideveggpute som kan mates ut fra et legeme av et loggeverktøy.
18. Fremgangsmåte ifølge krav 11, videre omfattende det å anvende et tabelloppslag for å estimere verdien til skjærspenningen fra angivelsen av den asimutiske spenningsfordelingen.
19. Fremgangsmåte ifølge krav 11, videre omfattende det å frakte loggeverktøyet inn i borehullet på én av: (i) en kabel, (ii) en borerørseksjon, (iii) en glatt vaier og (iv) kveilrør.
20. Fremgangsmåte ifølge krav 11, videre omfattende det å velge rørseksjonen fra gruppen bestående av: (i) produksjonsrør, (ii) fôringsrør og (iii) en borerørseksjon.
21. Datamaskinlesbart medium til bruk med et apparat for å identifisere en torsjonsspenning i en rørseksjon inne i et borehull, der apparatet omfatter:
minst én signalomformer på et loggeverktøy innrettet for å generere en bølge i rørseksjonen;
flere mottakere asimutisk fordelt på loggeverktøyet, der hver av de flere mottakerne er innrettet for å generere et signal som reaksjon på den genererte bølgen og en asimutisk spenningsfordeling i rørseksjonen; og
der mediet omfatter instruksjoner som setter minst én prosessor i stand til å bestemme, fra signalet fra hver av de flere mottakerne, en indikasjon på den asimutiske spenningsfordelingen i rørseksjonen.
22. Medium ifølge krav 21, videre omfattende minst én av: (i) et ROM, (ii) et EPROM, (iii) et EEPROM, (iv) et flashminne og (v) et optisk platelager.
Applications Claiming Priority (2)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
US11/622,101 US7660197B2 (en) | 2007-01-11 | 2007-01-11 | System for measuring stress in downhole tubulars |
PCT/US2008/050730 WO2008086463A1 (en) | 2007-01-11 | 2008-01-10 | System for measuring stress in downhole tubulars |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
NO20181151A1 true NO20181151A1 (no) | 2009-10-12 |
Family
ID=39321473
Family Applications (2)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
NO20092815A NO20092815L (no) | 2007-01-11 | 2009-08-11 | System for a male stress i nedihulls rordeler |
NO20181151A NO20181151A1 (no) | 2007-01-11 | 2018-09-05 | System for å måle stress i nedihulls rørdeler |
Family Applications Before (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
NO20092815A NO20092815L (no) | 2007-01-11 | 2009-08-11 | System for a male stress i nedihulls rordeler |
Country Status (5)
Country | Link |
---|---|
US (2) | US7660197B2 (no) |
CA (1) | CA2677918A1 (no) |
GB (2) | GB2459402B (no) |
NO (2) | NO20092815L (no) |
WO (1) | WO2008086463A1 (no) |
Families Citing this family (29)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US8553494B2 (en) | 2007-01-11 | 2013-10-08 | Baker Hughes Incorporated | System for measuring stress in downhole tubulars |
US7660197B2 (en) * | 2007-01-11 | 2010-02-09 | Baker Hughes Incorporated | System for measuring stress in downhole tubulars |
US8797033B1 (en) | 2007-10-05 | 2014-08-05 | Microline Technology Corporation | Stress detection tool using magnetic barkhausen noise |
US8035374B1 (en) * | 2007-10-05 | 2011-10-11 | Microline Technology Corporation | Pipe stress detection tool using magnetic barkhausen noise |
US8061207B2 (en) * | 2008-02-25 | 2011-11-22 | Battelle Memorial Institute | System and process for ultrasonic characterization of deformed structures |
US8061206B2 (en) * | 2009-04-17 | 2011-11-22 | Baker Hughes Incorporated | Casing thickness evaluation method |
CN101929332B (zh) * | 2009-06-26 | 2012-12-12 | 中国石油集团东方地球物理勘探有限责任公司 | 采用长排列微测井确定未钻达地层速度和埋深的方法 |
US8417457B2 (en) * | 2009-07-08 | 2013-04-09 | Baker Hughes Incorporated | Borehole stress module and methods for use |
US9291539B2 (en) | 2011-03-17 | 2016-03-22 | Baker Hughes Incorporated | Downhole rebound hardness measurement while drilling or wireline logging |
CN102518422A (zh) * | 2011-12-30 | 2012-06-27 | 中国石油天然气股份有限公司 | 检测并识别油田井下套管现态受力的方法 |
GB2536817B (en) * | 2013-12-30 | 2021-02-17 | Halliburton Energy Services Inc | Position indicator through acoustics |
MX2017000035A (es) | 2014-07-11 | 2017-04-10 | Halliburton Energy Services Inc | Generacion de imagenes microenfocadas de defectos de tuberias de pozos. |
CN107438698B (zh) * | 2015-01-30 | 2019-12-31 | 海德里尔美国配送有限责任公司 | 用于井眼应用中的材料的基于条件的监控 |
US10444194B2 (en) | 2016-04-26 | 2019-10-15 | Quanta Associates, L.P. | Method and apparatus for material identification of pipelines and other tubulars |
AU2016406342B2 (en) | 2016-05-12 | 2022-04-28 | Halliburton Energy Services, Inc. | Electromagnetic (EM) defect detection methods and systems with enhanced inversion options |
US10364665B2 (en) | 2016-07-19 | 2019-07-30 | Quanta Associates, L.P. | Method and apparatus for stress mapping of pipelines and other tubulars |
US10436018B2 (en) | 2016-10-07 | 2019-10-08 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Downhole electromagnetic acoustic transducer sensors |
CN106644186B (zh) * | 2017-01-26 | 2022-10-11 | 中国特种设备检测研究院 | 巴克豪森阵列传感器及成像方法 |
US11066920B2 (en) | 2017-11-10 | 2021-07-20 | Baker Hughes Holdings Llc | Guided wave attenuation well logging excitation optimizer based on waveform modeling |
WO2019125354A1 (en) * | 2017-12-18 | 2019-06-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Application of ultrasonic inspection to downhole conveyance devices |
US11822032B2 (en) | 2018-11-08 | 2023-11-21 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Casing wall thickness detection from higher order shear-horizontal mode signals |
WO2020113087A2 (en) * | 2018-11-28 | 2020-06-04 | Oxy Usa Inc. | Method and apparatus for determining optimal installation of downhole equipment |
US11719090B2 (en) | 2019-03-22 | 2023-08-08 | Baker Hughes Oilfield Operations Llc | Enhanced cement bond and micro-annulus detection and analysis |
FR3097587B1 (fr) | 2019-06-21 | 2021-12-10 | Febus Optics | Dispositif de maintenance et procede pour determiner la position d’un point de blocage d’un element tubulaire |
CN110967405A (zh) * | 2019-11-28 | 2020-04-07 | 苏州热工研究院有限公司 | 一种杆件载荷性能无损测试装置 |
US11287545B2 (en) | 2019-12-26 | 2022-03-29 | Baker Hughes Oilfield Operations Llc | Magnetic freepoint indicator tool |
US11460446B2 (en) | 2020-04-21 | 2022-10-04 | Baker Hughes Oilfield Operations Llc | Estimation of formation and/or downhole component properties using electromagnetic acoustic sensing |
CN113356837B (zh) * | 2021-05-31 | 2023-10-03 | 中铁第四勘察设计院集团有限公司 | 一种采集方法、装置、设备和存储介质 |
CN114526854A (zh) * | 2021-12-29 | 2022-05-24 | 中国市政工程中南设计研究总院有限公司 | 输水钢管应力的控制方法、装置及存储介质 |
Family Cites Families (13)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US4402068A (en) * | 1979-04-13 | 1983-08-30 | Dresser Industries Inc. | Method and apparatus for acoustic well logging |
FR2518638A1 (fr) * | 1981-12-22 | 1983-06-24 | Schlumberger Prospection | Procede et dispositif acoustiques pour la mesure de dimensions transversales d'un trou, notamment dans un puits |
GB8402098D0 (en) * | 1984-01-26 | 1984-02-29 | Atomic Energy Authority Uk | Ultrasonic inspection of tube |
US4708204A (en) * | 1984-05-04 | 1987-11-24 | Nl Industries, Inc. | System for determining the free point of pipe stuck in a borehole |
US5197038A (en) * | 1991-06-21 | 1993-03-23 | Schlumberger Technology Corporation | Method and sonic tool apparatus for investigating properties of earth formations transversed by a borehole |
US5503020A (en) * | 1994-07-01 | 1996-04-02 | Sonic Force Corporation | Electromagnetic acoustic transducer |
GB2345755A (en) | 1999-01-13 | 2000-07-19 | Solartron Group Ltd | Method and apparatus for torque measurement |
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 |
US7234519B2 (en) | 2003-04-08 | 2007-06-26 | Halliburton Energy Services, Inc. | Flexible piezoelectric for downhole sensing, actuation and health monitoring |
AU2003239415A1 (en) | 2003-05-06 | 2005-01-21 | Charles M. Fields | Guided wave electromagnetic acoustic transducer |
US7150317B2 (en) * | 2004-03-17 | 2006-12-19 | Baker Hughes Incorporated | Use of electromagnetic acoustic transducers in downhole cement evaluation |
GB0407982D0 (en) * | 2004-04-08 | 2004-05-12 | Wood Group Logging Services In | "Methods of monitoring downhole conditions" |
US7660197B2 (en) * | 2007-01-11 | 2010-02-09 | Baker Hughes Incorporated | System for measuring stress in downhole tubulars |
-
2007
- 2007-01-11 US US11/622,101 patent/US7660197B2/en not_active Ceased
-
2008
- 2008-01-10 CA CA002677918A patent/CA2677918A1/en not_active Abandoned
- 2008-01-10 WO PCT/US2008/050730 patent/WO2008086463A1/en active Application Filing
- 2008-01-10 GB GB0913996A patent/GB2459402B/en active Active
-
2009
- 2009-08-11 NO NO20092815A patent/NO20092815L/no unknown
- 2009-08-12 GB GBGB0914145.8A patent/GB0914145D0/en active Pending
-
2011
- 2011-04-04 US US13/079,546 patent/USRE43960E1/en active Active
-
2018
- 2018-09-05 NO NO20181151A patent/NO20181151A1/no unknown
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
US7660197B2 (en) | 2010-02-09 |
USRE43960E1 (en) | 2013-02-05 |
GB0913996D0 (en) | 2009-09-16 |
GB0914145D0 (en) | 2009-09-16 |
US20080170467A1 (en) | 2008-07-17 |
GB2459402A (en) | 2009-10-28 |
GB2459402B (en) | 2011-01-26 |
WO2008086463A1 (en) | 2008-07-17 |
NO20092815L (no) | 2009-10-12 |
CA2677918A1 (en) | 2008-07-17 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
NO20181151A1 (no) | System for å måle stress i nedihulls rørdeler | |
NO344220B1 (no) | System for å måle skjærspenning i brønnrør | |
US10662758B2 (en) | Multiple-depth eddy current pipe inspection with a single coil antenna | |
EP3346265A1 (en) | Pipe inspection tool using colocated sensors | |
EP3167152B1 (en) | Deep azimuthal inspection of wellbore pipes | |
NL1041916B1 (en) | Inspection of wellbore conduits using a distributed sensor system | |
NO20111473A1 (no) | Fremgangsmate for tykkelsesevaluering av fôringsror | |
CN101666783A (zh) | 超声导波复合式无损检测方法及其装置 | |
US11719090B2 (en) | Enhanced cement bond and micro-annulus detection and analysis | |
NO344157B1 (no) | Fremgangsmåte og system for bruk av dipolkompresjonsbølgedata til å bestemme egenskaper ved en undergrunnsstruktur | |
Thierry et al. | Ultrasonic cement logging: Expanding the operating envelope and efficiency | |
Tian et al. | Application of felicity effect in crack stress identification and quantitative damage assessment of limestone | |
Swindlehurst | Acoustic emission-1 introduction | |
WO2022182997A1 (en) | Real-time polycrystalline diamond compact (pdc) bit condition evaluation using acoustic emission technology during downhole drilling | |
US11460446B2 (en) | Estimation of formation and/or downhole component properties using electromagnetic acoustic sensing | |
RU2737226C1 (ru) | Электромагнитно-акустический интроскоп для диагностического обследования обсадных колонн и насосно-компрессорных труб скважин | |
EP3995865B1 (en) | Automatic recognition of environmental parameters with azimuthally distributed transducers | |
RU2507394C1 (ru) | Способ контроля коррозионного состояния обсадных колонн скважин | |
CN214749971U (zh) | 一种声波测试换能器的同步升降装置及超声波检测系统 | |
Pittino et al. | Ultrasonic wave measurements during uniaxial compression tests | |
CA2669865A1 (en) | Method and system for determining young's modulus and poisson's ratio for a crystalline material | |
Romac1a et al. | Characterisation of the Effect of Corrosion on the Residual Stresses in Girth Weld Pipe Using Ultrasonic Calibrated with Strain-relieving Measurement Techniques | |
Christiansson et al. | Experiences from in-situ stress measurement campaigns for a nuclear waste repository in Sweden | |
BR112019027592B1 (pt) | Método para avaliar a integridade de um tubular localizado dentro de um furo de poço, e, sistema para executar um método para avaliar a integridade de um tubular localizado dentro de um furo de poço. | |
Miller et al. | Passive and Active Evaluation of Stability in Concrete Structures |