NO301663B1 - Sonisk brönnsonde - Google Patents

Sonisk brönnsonde Download PDF

Info

Publication number
NO301663B1
NO301663B1 NO901235A NO901235A NO301663B1 NO 301663 B1 NO301663 B1 NO 301663B1 NO 901235 A NO901235 A NO 901235A NO 901235 A NO901235 A NO 901235A NO 301663 B1 NO301663 B1 NO 301663B1
Authority
NO
Norway
Prior art keywords
sonic
waves
transmitter
probe
monopole
Prior art date
Application number
NO901235A
Other languages
English (en)
Other versions
NO901235L (no
NO901235D0 (no
Inventor
David Hoyle
Albert Wignall
Jeffrey Aron
Original Assignee
Schlumberger Technology Bv
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Schlumberger Technology Bv filed Critical Schlumberger Technology Bv
Publication of NO901235D0 publication Critical patent/NO901235D0/no
Publication of NO901235L publication Critical patent/NO901235L/no
Publication of NO301663B1 publication Critical patent/NO301663B1/no

Links

Classifications

    • GPHYSICS
    • G10MUSICAL INSTRUMENTS; ACOUSTICS
    • G10KSOUND-PRODUCING DEVICES; METHODS OR DEVICES FOR PROTECTING AGAINST, OR FOR DAMPING, NOISE OR OTHER ACOUSTIC WAVES IN GENERAL; ACOUSTICS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • G10K11/00Methods or devices for transmitting, conducting or directing sound in general; Methods or devices for protecting against, or for damping, noise or other acoustic waves in general
    • G10K11/002Devices for damping, suppressing, obstructing or conducting sound in acoustic devices
    • GPHYSICS
    • G01MEASURING; TESTING
    • G01VGEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
    • G01V1/00Seismology; Seismic or acoustic prospecting or detecting
    • G01V1/40Seismology; Seismic or acoustic prospecting or detecting specially adapted for well-logging
    • G01V1/52Structural details
    • GPHYSICS
    • G01MEASURING; TESTING
    • G01VGEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
    • G01V1/00Seismology; Seismic or acoustic prospecting or detecting
    • G01V1/40Seismology; Seismic or acoustic prospecting or detecting specially adapted for well-logging
    • G01V1/52Structural details
    • G01V1/523Damping devices
    • YGENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y10TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC
    • Y10STECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y10S367/00Communications, electrical: acoustic wave systems and devices
    • Y10S367/911Particular well-logging apparatus

Landscapes

  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Acoustics & Sound (AREA)
  • Geophysics (AREA)
  • Geology (AREA)
  • Remote Sensing (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • General Physics & Mathematics (AREA)
  • Multimedia (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • Measurement Of Velocity Or Position Using Acoustic Or Ultrasonic Waves (AREA)
  • Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
  • Ultra Sonic Daignosis Equipment (AREA)
  • Compositions Of Oxide Ceramics (AREA)
  • Piezo-Electric Transducers For Audible Bands (AREA)
  • Transceivers (AREA)
  • Small-Scale Networks (AREA)
  • Food-Manufacturing Devices (AREA)
  • Electrophonic Musical Instruments (AREA)
  • Apparatus For Radiation Diagnosis (AREA)
  • Surgical Instruments (AREA)
  • Investigating Or Analyzing Materials By The Use Of Ultrasonic Waves (AREA)

Description

Den foreliggende oppfinnelse angår soniske brønnsonder, og spesielt en sender og mottakeroppstilling for en sonisk brønnsonde.
Noen brønnsonder blir brukt i borehull for oljebrønner med det formål å bestemme om det finnes olje i formasjonen rundt borehullet. Noen brønnsonder er av sonisk type, idet de sender en sonisk kompresjons- eller skjærbølge inn i formasjonen og mottar den soniske kompresjons- eller skjærbølge fra formasjonen. En slik brønnsonde ifølge tidligere kjent teknikk er kjent som "Array Sonic Service Tool", eller "Sonic Digitizing Tool (SDT)". En deltegning av SDT-sonden, som illustrerer bare mottaker-seksjonen, er vist på tegningens figur 3A. SDT-sonden omfatter en sendeseksjon, men hver av senderne i SDT-sonden var monopol-sendere. Det var ingen dipol-sendere i SDT-sonden. Følgelig bestod dataene som ble mottatt av SDT-sondens mottakere bare av monopole bølgedata. Dessuten var ikke SDT-sonden konstruert for i vesentlig grad å dempe eller forsinke bøye- og kompresjonsbølger som forplantet seg langs sondens legeme til mottakerne. Følgelig ville SDT-sondens mottakere detektere monopol-relaterte bølger som forplantet seg langs borehullets formasjon, men ville også detektere uønskede forstyrrelser i sonden, skapt av bøye- og kompresjonsbølger som forplantet seg langs sondens legeme. SDT-sonden kunne i noen utstrekning forsinke kompresjonsbølger som forplantet seg langs sondens legeme, men syntes ikke å forsinke bøynings-bølger som forplantet seg langs sonden.
US patent nr. 4,020,452 og 3,191,141 viser innretninger som brukes til akustisk logging i undergrunnsformasjoner. Disse innretningene omfatter bl.a. en forsinkelsesanordning som skal forsinke forplantningen av utsendte signaler. Det førstnevnte patentet er imidlertid bare rettet mot et mekanisk apparat for svekning og forsinkelse av akustisk energi, og omhandler ikke spesielt hverken sendere eller mottakere. Det andre patentet omhandler også detaljer av mindre relevans i forhold til en sondes sender- og mottakerdeler.
Fra US patent nr. 4,832,148 er videre kjent et brønn-målingssystem hvor det benyttes akustiske dipol-sendere med tilhørende mottakere. Patentet omtaler både monopol- og dipol-sendere, men antyder intet om benyttelse av begge deler på én gang.
US patent nr. 4,383,308 omtaler dessuten en sonde med sendere for skjærbølger og flerveisrettede kompresjonsbølger, samt en rekke mottakere. Heller ikke her omtales noen kombi-nasjon av det å benytte monopol- og dipol-type bølger..
Det er derfor behov for en ny sonisk sonde for å sende soniske dipol- såvel som monopol-relaterte bølger inn i formasjonen rundt borehullet, for å være i stand til, ved mottakerenden på sonden, å motta soniske monopolbølger når den soniske sonden sender soniske monopol-relaterte bølger inn i borehull-formasjonen, og til å motta soniske dipol-bølger hvor den soniske sonden sender soniske dipolrelaterte bølger inn i borehull-formasjonen, og til å dempe og forsinke i størst mulig utstrekning alle kompresjons- og bøyningsbølger som forplanter seg langs sondens indre og ytre legemer.
Det er et primært formål med den foreliggende oppfinnelse å beskrive en ny konstruksjon for en sonisk brønnsonde.
Et videre formål med den foreliggende oppfinnelse er å beskrive en ny sonisk brønnsonde som omfatter både en sonisk monopol senderseksjon og en sonisk dipol senderseksjon.
Et ytterligere formål med den foreliggende oppfinnelse er å frembringe en ny konstruksjon for en sonisk monopolsender.
Et videre formål med den foreliggende oppfinnelse er å beskrive en ny konstruksjon for en sonisk brønnsonde-mottaker som virker korrekt sammen med de soniske monopol- og dipol-sendere i sonden.
Et videre formål med oppfinnelsen er å beskrive en ny sonisk brønnsonde-mottaker som vil motta soniske monopole kompresjons- og skjærbølger fra en formasjon når den soniske monopolsender blir brukt, og som vil motta soniske dipol kompresjons- og skjærbølger fra formasjonen når den soniske dipolsender blir brukt.
Et annet formål med den foreliggende oppfinnelse er å beskrive en ny sonisk brønnsonde-mottaker som er i stand til å detektere et flertall av kompresjons- og skjærbølger som forplanter seg i lengderetningen langs en borehull-formasjon, som også fra en sonisk bølgesonde sender, uten også å detektere et sett bøynings- og kompresjonsbølger som forplanter seg i lengderetningen langs sondens legeme.
Et ytterligere formål med den foreliggende oppfinnelse er å beskrive en ny sonisk brønnsonde-mottaker som omfatter en ny dempe- og forsinkelses-anordning for å dempe og forsinke forplantningen av kompresjons- og bøyningsbølger når slike bølger forplanter seg mot sondens mottaker fra hvilken som helst av to retninger, fra en retning ovenfor mottakeren og fra en retning nedenfor mottakeren.
I henhold til disse og andre formål med den foreliggende
oppfinnelse, er det tilveiebrakt en sonisk brønnsonde, hvilken brønnsonde kjennetegnes ved at den omfatter en senderanordning for å sende soniske dipolbølger og soniske monopolbølger inn i en formasjon, hvor senderanordningen innbefatter en monopol-sender for å sende de soniske monopolbølgene og minst en dipol-sender for å sende de soniske dipolbølgene, og en mottakeranordning for å motta de soniske dipolbølgene og de soniske monopolbølgene, hvor mottakeranordningen innbefatter en rekke sensoranordninger anbrakt langs en langsgående akse i sonden, hvor hver av sensoranordningene innbefatter minst ett par sensorer anbrakt i et tverrsnitt av sonden, hvor hver sensor i paret er anbrakt motstående til den andre sensoren i paret i tverrsnittet.
I den illustrerte utførelse er et flertall av dipol sendere anbrakt i den soniske sonde, hvor hver dipol sender er plassert i ca 90° vinkel fra dens nærmeste dipolsender. Den soniske mottakeren kan omfatte en hydrofonoppstilling, en dempeanordning for kompresjons- og bøyningsbølger, anbrakt langs en sentral understøttelsesstav, på toppen av en sonisk brønnsonde for å dempe kompresjons- og bøyningsbølger som forplanter seg langs metallstaven mot hydrofonoppstillingen, en forsinkelsesanordning for kompresjons- og bøyningsbølger anbrakt langs et indre hus på øvre ende av den soniske sonde, for å forsinke i tid de kompresjons- og bøyningsbølger som forplanter seg langs sondens indre hus mot hydrofon- oppstillingen, en ytterligere forsinkelsesanordning anbrakt langs det indre hus, på den nedre ende av den soniske sonde, for å forsinke i tid kompresjons- og bøyningsbølger som forplanter seg langs sondens indre hus mot hydrofon-oppstillingen, en differensialvolum-kompensator anbrakt på den nedre ende av sonden for å endre sondens volum som respons på endringer i volumet-av olje i sonden, som følge av temperatur-og trykk-endringer i borehullet, og et flertall av masse-belastningsringer anbrakt rundt et ytre hus av sonden for å dempe bøynings-vibrasjoner som forplanter seg langs sondens ytre hus. Dempeanordningen for bøynings- og kompresjonsbølger kan omfatte et flertall av gummilignende skiver interfoliert med et flertall metall-lignende skiver for videre dempning av bøynings- og kompresjonsbølger som forplanter seg i lengderetningen langs metall-understøttelsesstaven i sonden. Hydrofon-oppstillingen kan omfatte et flertall hydrofonsett, hvor hvert hydrofonsett kan omfatte minst ett par hydrofoner, og
fortrinnsvis minst to par hydrofoner, hvor hver hydrofon i et par er anbrakt overfor den andre hydrofonen i paret for dette spesielle hydrofonsett for å detektere nærvær av kompresjons-og skjærbølger som forplanter seg i lengderetningen langs borehullet. Hvis man i en illustrert utførelse tar et tverrsnitt gjennom den soniske sonden og gjennom hydrofonsettet, ville fire hydrofoner bli anbrakt inne i snittet, hver hydrofon anbrakt i hovedsak i 90° vinkel i forhold til hver av sine nærmeste hydrofoner. Hver hydrofon omfatter et flertall metaniobat piezokeramikk-skiver interfoliert med tilsvarende flertall ledende plater eller metall-lignende skiver, sammen-koplet ved en langsgående bolt gjennom dem. Hver første, tredje, femte o.s.v. metall-lignende skive er forbundet med en første terminal, og hver andre, fjerde, sjette o.s.v. metall-lignende skive er forbundet med en annen terminal. Når hydrofonen detekterer en trykkbølge som forplanter seg i lengderetningen langs borehullet, blir hver av piezokeramikk-skivene sammenpresset, slik at det genereres et elektrisk potensial over hver keramikk-skive. Potensialet for den første, tredje, femte o.s.v. skive blir addert sammen og
oppstår ved den første terminal på hydrofonen, og potensialet for andre, fjerde, sjette o.s.v. skive blir addert sammen og oppstår ved den andre terminal på hydrofonen. Potensialet mellom første og andre terminal på hydrofonen representerer kompresjons- eller skjærbølgen som forplanter seg i lengderetningen langs borehullet. Potensialet indikerer også nærvær eller fravær av olje i borehullets formasjon. Siden både dipol- og monopol-sendere blir brukt i den nye soniske sonden ifølge den foreliggende oppfinnelse, er et svitsje-nettverk koplet til hver av hydrofonene i hvert hydrofonsett i hydrofon-oppstillingen, for det formål å velge monopole kompresjons-og/eller skjærbølger fra formasjonen når monopol sender blir brukt, og for å velge dipole kompresjons- og/eller skjærbølger fra formasjonen når dipolsenderen blir brukt.
Videre omfang av oppfinnelsens anvendelse vil fremgå fra den følgende detaljerte beskrivelse. Det må imidlertid forstås at den detaljerte beskrivelse og de spesielle eksempler, skjønt de representerer en foretrukken utførelse av oppfinnelsen, bare er gitt som illustrasjon.
En full forståelse av den foreliggende oppfinnelse kan bli oppnådd fra den følgende detaljerte beskrivelse og de medfølgende tegninger, som er gitt som en illustrasjon og ikke tenkt som en begrensning av oppfinnelsen, og hvor: Fig. 1 illustrerer et borehull med en sonisk sonde, hvor sonden omfatter en ny sonisk mottaker ifølge den foreliggende oppfinnelse; Fig. 2-3 illustrerer forskjellen mellom en sonisk monopol -
sonde og en sonisk dipolsonde,-
Fig. 3A illustrerer en del av mottakeren i en sonisk
brønnsonde ifølge kjent teknikk;
Fig. 4 illustrerer en sonisk brønnsonde ifølge den foreliggende oppfinnelse, omfattende en sendeseksjon, en sonisk isolatorseksjon, og en mottakerseksjon ifølge den foreliggende oppfinnelse; Fig. 4A illustrerer en detaljert konstruksjon av den soniske monopolsender vist på figur 4; Fig. 4A1 og 4A2 illustrerer andre utførelser av monopol- senderen på figur 4A; Fig. 4B illustrerer en konstruksjon av en elektronikkseksjon forbundet med den soniske monopolsender på figur 4A; Fig. 4C - 4D illustrerer en konstruksjon av den soniske dipol- sender vist på figur 4; Fig. 5, inklusive figurene 5A-5F, illustrerer en detaljert konstruksjon av den soniske mottaksseksjon på figur 4; Fig. 6, inklusive figurene 6A-6B, illustrerer det ytre hus som ligger rundt den soniske mottakerseksjon på figurene 5A-5F; Fig. 7 - 11 illustrerer forskjellige tverrsnitt tatt gjennom
den soniske mottakerseksjon på figurene 5A - 5F;
Fig. 12 viser et tredimensjonalt riss av et hydrofonsett
vist på figurene 5B til 5D;
Fig. 12A illustrerer et svitsje-nettverk forbundet med det
typiske hydrofonsett vist på figur 12;
Fig. 13 illustrerer en detaljert konstruksjon av en hydrofon
vist på figurene 5C, 5D og 12; og
Fig. 13A illustrerer, i grafisk form, forholdet ladnings-følsomhet mot frekvens for et hydrofonsett.
Det henvises først til figur 1. En brønnloggings-lastebil senker en sonisk dipolsonde 10 ned i borehullet for en oljebrønn. Den soniske dipolsonde 10 omfatter en sendeseksjon 10a ifølge den foreliggende oppfinnelse, en sonisk isolasjonsforbindelse (SU) 10b, en mottakerseksjon eller hydrofonoppstilling10c ifølge den foreliggende oppfinnelse, og en elektronikkpatron 10d.
Det henvises nå til figur 2. En sonisk monopol sender produserer positive kompresjonsbølger på begge sider av senderen via volumetrisk utvidelse og sammentrekning av sonden. Kompresjonsbølger blir generert i formasjonen, som illustrert, og disse kompresjonsbølger forplanter seg i lengderetningen langs borehullets akse.
Det henvises nå til figur 3. En soniske dipolsonde-sender genererer en positiv skjærbølge på en side av sonden, og en negativ skjærbølge på den andre side av sonden. En bevegelig plate (som representerer en assymetrisk lydkilde) i den soniske dipol sondes sender genererer en positiv skjærbølge på en side av sonden og en negativ skjærbølge på den andre side av sonden. Ingen netto volumendring blir generert. En positiv skjærbølge forplanter seg i lengderetningen på en side av borehullet, og en negativ skjærbølge forplanter seg i lengderetningen på den andre side av borehullet.
Det henvises nå til figur 3A, inklusive figurene 3A1 og 3A2, som viser en delvis konstruksjon av mottakerseksjonen i en sonisk brønnsonde ifølge kjent teknikk.
På figur 3A er det illustrert en delkonstruksjon av mottakerseksjonen i den tidligere kjente "Array Sonic Service" eller "SDT" soniske brønnsonder, som diskutert i innledningen til denne søknad. SDT-sonden på figur 3A omfatter et flertall mottakersensorer 2 anbrakt rundt en sentral understøttelsesstav 4 av metall, hvor mottakersensorene 2 detekterer nærvær av soniske monopole kompresjonsbølger, i likhet med monopole bølger på figur 2, som forplanter seg langs borehullsformasjonen. SDT-sonden på figur 3A har bare en monopol senderseksjon. Mottakersensorene 2 detekterte bare monopole kompresjonsbølger (som vist på figur 2) som forplantet langs borehull-formasjonen. En belgseksjon 6a er anbrakt mellom hver mottakersensor 2 langs et indre hus, for å forsinke kompresjonsbølger (ikke bøyningsbølger) som forplanter seg langs det indre hus 8. Belgseksjonen 6a synes å feile når det gjelder å forsinke bøyningsbølger som forplanter seg langs det indre hus 8, på grunn av den ganske tykke breddedimensjon av belgen 6a, idet belgens bredde er omkring 0,5 mm tykk. Som skal diskuteres i mere detalj nedenfor, bør en belg, så som belgen 6a på figur 3a, være tynn (i området 0,25 mm i tykkelse) for å kunne gi en vellykket forsinkelse av bøyningsbølger som forplanter seg langs det indre hus 8. En ytterligere belgseksjon 6d er anbrakt nær en ende 10 av SDT-sonden for å forsinke kompresjons- (ikke bøynings) bølger som forplanter seg langs huset 10 og som stammer fra den ene enden 10 på sonden.
Det henvises nå til figur 4, som illustrerer en sonisk brønnsonde omfattende en sonisk mottaker ifølge den foreliggende oppfinnelse. På figur 4 består den soniske brønnsonde av senderseksjon 10a, en sonisk isolasjonsskjøt (SIJ) 10d, men mottakerseksjonen 10c, og en elektronikkseksjon 10d. Mottaker-seksjonen 10c omfatter et flertall masse-belastningsringer som er tett tilpasset rundt det ytre hus for den soniske sonden på figur 4. Masse-belastningsringene skal beskrives i mer detalj under henvisning til figur 5F på tegningene. Senderseksjonen 10a omfatter et flertall dipol sendere al anbrakt inne i sonden, og minst en monopol sender a2 som også er anbrakt inne i samme sonden. En dipol sender al er anbrakt i en vinkel på omtrent 90° i forhold til den nærmest tilstøtende dipolsender al. Den soniske monopolsender a2 genererer kompresjons- og skjærbølge-effekten som illustrert på figur 2, og som er forklart i mer detalj nedenfor under henvisning til figur 4A på tegningene. Den soniske dipolsender al produserer kompresjons- og skjærbølge-ef fekten som illustrert på figur 3, og er forklart i tidligere patentsøknad serienummer 243,854, inngitt 13. september 1988 med tittelen "Sonic Well Logging Tool Transmitter", be-skrivelsen av hvilken er inkludert ved referanse i spesifikasjonen for denne søknad. Den soniske isolasjonsskjøt (SIJ) 10b er en dempe-del som omfatter et flertall gummilignende skiver interfoliert med et tilsvarende antall metallskiver, og er konstruert for å dempe kompresjons- og bøyningsbølger som forplanter seg i lengderetningen langs sondens legeme. Den soniske isolasjonsskjøt 10b er beskrevet i tidligere patent-søknad, serienummer 220,777, inngitt 18. juli 1988, med tittelen "Sonic Well Logging Tool Longitudinal Wave Attenuator", hvilken beskrivelse er inkludert ved referanse i spesifikasjonen for denne foreliggende søknad.
Den henvises nå til figurene 4A og 4B, som illustrerer en detaljert konstruksjon av den soniske monopolsender a2, som vist på figur 4.
På figur 4a blir et aksielt rør A holdt på plass av en øvre vegg B og en nedre vegg C. En piezokeramikk-sylinder D ligger rundt det aksielle rør A, og blir holdt i sin koaksiale stilling i forhold til det aksielle rør A ved endehetter E som er anbrakt på hver av dens ender, slik at stråling ved lave frekvenser fra det indre av sylinderen D ikke kansellerer stråling fra utsiden av sylinderen D. Endehettene E er i kontakt med den øvre vegg B via fjærskiver Q. Fjærskivene Q vil absorbere en eventuell aksiell utvidelse av sylinderen D som overføres til den øvre vegg B via endehetten E. Ikke desto mindre vil en kompresjonsbølge bli overført til veggen B via fjærskiven Q og endehetten E. En bølget beholder F ligger rundt piezokeramikk-sylinderen D, og er festet til den øvre vegg B og den nedre vegg C. Sylinderen d blir holdt i et oljefylt hulrom H, hvor oljen blir holdt i hulrommet H av den bølgede beholder F, idet bølgene tillater differensielle endringer i volumet mellom slammet utenfor og oljen inne i den bølgede beholder F. En effekt-forsterker er koplet til piezokeramikksylinderen D via en elektrode G for radiell avsøkning av sylinderen D. Elektroden G er festet til det indre og ytre overflater på piezokeramikk-sylinderen D for å påtrykke en spenning på sylinderen D som forårsaker at sylinderen d ekspanderer i lengde og radius, og dermed forårsaker en volumetrisk ekspansjon av sylinderen, som resulterer i forplantning av kompresjons- og skjærbølger langs borehullet på den måten som er illustrert på figur 2. På figur 4b er elektroden G koplet til en effektforsterker vist på figur 4B. Effektforsterkeren I er koplet til et utjevningsfilter J. Inngangen til utjevningsfilteret J er koplet til en DC/AC-omformerkrets (DAC) K. En hukommelses-krets L er koplet til en inngang til DAC-kretsen K, og hukommelseskretsen L blir adressert ved innganger fra sekvens-styringskretsen M og en kommando-grensesnittkrets N. Kommando-grensesnittkretsen N frembringer også en skalafaktor for DAC-kretsen K. Sekvens-styringskretsen M, hukommelseskretsen L (som egentlig er en ROM-krets) , DAC-kretsen K, og utjevningsfilteret J utgjør til sammen en laveffekts bølge-formgenerator P. I drift, og med henvisning til figurene 4A og 4B, kommer spenningen som påtrykkes piezokeramikk- sylinderen D fra effekt-forsterkeren I, som forsterker en spenning syntetisert fra laveffekts-bølgeformerkretsen P. Kommando,fra overflaten ved borehullet velger en dataserie lagret i hukommelseskretsen L. Dataseriene (som er et flertall av likespenninger) blir lest fra hukommelseskretsen L, og blir omformet til en vekselspenning via DC/AC-omformerkretsen K og utjevningsfilteret J. Denne veksel-spenningen blir påtrykt piezokeramikk-sylinderen D for å generere volumetrisk ekspansjon og sammentrekning til å frembringe den effekt på borehullveggene som er vist på figur 2 .
Det henvises nå til figurene 4A1 og 4A2, som illustrerer alternative utforminger av monopol-senderen på figur 4A.
På figur 4A, når sylinderen D ekspanderer aksielt som følge av en påtrykt spenning via elektroden G, vil endehettene E, som er i kontakt med den øvre vegg B via fjærskiven Q, sende en kompresjons- og kanskje bøynings-bølge inn i veggen B. Denne kompresjonsbølgen blir senere registrert av sensorene i mottakeren 10c. Siden ett formål med den foreliggende oppfinnelse er, i størst mulig utstrekning, å dempe og forsinke uønskede kompresjons- og bøyningssignaler som forplanter seg langs sondens legeme før slike bølger når mottakeren 10c, trenger man en annen utførelse av monopol-senderen a2.
Figur 4A1 illustrerer en annen slik utførelse av monopol-senderen a2. Piezokeramikk-sylinderen D blir holdt i sin koaksiale stilling i forhold tild et aksiale rør A av de nye endehetter E. De nye endehettene E er forskjellig fra endehettene E på figur 4A idet at de nye endehettene E ikke strekker seg til den øvre veggen B, og derfor ikke er i kontakt med denne. Følgelig blir det i figur 4A1 ikke brukt fjærskiver Q. På figur 4A1 omfatter det aksiale rør A en knutepunkt-montering Al. En fjær RI er anbrakt på en side av knutepunktmonteringen Al, og en fjær R2 på den andre siden. Fjæren RI er i kontakt med endehetten E på en side av knutepunktmonteringen Al, og fjæren R2 er i kontakt med endehetten E på den andre siden. Forspenningskraften fra fjæren RI mellom knutepunkmonteringen Al og en endehette og
mellom knutepunktmonteringen Al og den andre endehetten holder sylinderen D i koaksial stilling i forhold til det aksiale rør A. Derfor blir det, når sylinderen D ekspanderer som følge av en påtrykt spenning, ingen kontakt med den øvre vegg B, og
ingen kompresjonsbølge vil bli sendt til veggen B eller noen annen del av den soniske sonde ifølge oppfinnelsen.
På figur 4A2 er det illustrert enda en utførelse av monopolsenderen A2. De samme nye endehettene blir brukt som i utførelsen ifølge figur 4A1. De nye endehettene El i utførelsene ifølge figurene 4A1 og 4A2 er ikke i kontakt med den øvre veggen B, som i utførelsen ifølge figur 4A. Derfor, når sylinderen D ekspanderer aksielt og radielt som følge av en påtrykt spenning via elektroden G, blir det ikke sendt kompresjons- og bøyningsbølger til sondens legeme. På figur 4A2 benytter man en annen fremgangsmåte for å holde piezokeramikk-sylinderen D i sin koaksiale stilling i forhold til det aksielle røret A. På figur 4A2 er knutepunkt-monteringsrør S plassert koaksialt rundt det aksiale rør A, og røret S omfatter skruer Sl. En snap ring T er plassert på begge endene av knutepunkt-monteringsrøret S, og en flat skive U hvilken på snap ringen T på begge ender av røret S. En fjær R3 er plassert mellom den flate skiven U og endehetten E på en side av sylinderen D, og en fjær R4 er plassert mellom den flate skiven U og endehetten E på den andre siden av sylinderen D, som vist på figur 4A2. Resultatet er at sylinderen D blir holdt i sin koaksiale stilling i forhold til det aksiale rør A som følge av forspennings-kraften i fjæren R3 mot en endehette E og forspennings-kraften av fjæren R4 på .den andre endehetten E. Når sylinderen D ekspanderes aksielt og radielt som følge av en påtrykt spenning via elektroden G, blir det, siden det ikke er kontakt med den øvre veggen B, ingen kompresjons- eller bøyningsbølger sendt til den soniske sondens legeme ifølge den foreliggende oppfinnelse.
Det henvises nå til figurene 4C og 4D, som viser en tre-dimensjonal illustrasjon av en dipol sender Al som vist på figur 4. Dipolsenderen Al er fullt beskrevet i en tidligere søknad, serienummer 243,852, inngitt 13. september 1988 med tittelen "Sonic Well Logging Tool Transmitter", hvilken beskrivelse er allerede inkludert i denne spesifikasjonen gjennom referanse.
På figurene 4C og 4D omfatter senderen al en første magnet 10al med nordpol al(a) og en sydpol al(b); en første spole 10a2 anbrakt mellom nordpolen og sydpolen på den første magnet; en annen magnet 10a3 med nordpol a3(a) og sydpol a3(b); en annen spole 10a4 anbrakt mellom nordpolen og sydpolen av den andre magnet 10a3; et stivt stempel 10a5 sentralt anbrakt langs sondens lengdeakse mellom den første magnet 10al og den andre magnet 10a3; en gummifjær 10a7; og et sett ledninger forbundet med den første spole 10a2 og den andre spole 10a4. Ledningene er forbundet til både første og andre spole 10a2, 10a4 på grunn av at begge spolene blir energisert samtidig av en strøm som kommer fra en separat strømkilde. I drift vil en strøm gjennom ledningene energisere både spolene 10a2 og 10a4. Siden begge spolene er anbrakt i magnetfeltet som skapes av de to magnetene 10al/l0a3, blir en "dobbelt kraft" utøvet på stempelet 10a5. På grunn av bøyning av gummifjæren 10a7, vil hele stempelet 10a5 bevege seg i en retning på tvers av sondens lengdeakse. Dette bevirker at en sonisk skjærbølge begynner å forplante seg i formasjonen rundt borehullet, idet en positiv bølge blir utformet på en side av sondens stempel, og en negativ bølge blir utformet på den. andre siden av stempelet, som illustrert på figur 3.
Det henvises nå til figurene 6A og 6B som illustrerer det ytre hus av den soniske sonde på figur 4. På figur 6A er det vist et ytre hus 20 som ligger rundt mottakerseksjonen 10C i sondne vist på figur 4, og som omfatter et kontinuerlig mønster av avbrudd i huset for å redusere generering av sekundær akustisk støy nær transduseren i oppfinnelsens soniske mottaker. Det kontinuerlige mønster av avbrudd omfatter et antall hull 20a rundt et metallhus 20b. Det ytre hus 2 0 er beskrevet i tidligere patentsøknad serienummer 122,987, inngitt 19. november 1987 med tittelen "Logging Tool Housing with Acoustic Delay", hvilken beskrivelse er tatt med i denne spesifikasjonen som referanse. På figur 6B omfatter det ytre. huset 20 et antall masse-belastningsringer 20c for å blokkere overføring av bøyningsbølger som forplanter seg opp langs det ytre huset 2 0 fra et område i nærheten av den soniske isolasjonsskjøt (SIJ) 10b, som vist på figur 4. Seks masse-belastningsringer er festet på de seks første ring-lignende segmenter av det ytre hus 20. Det ytre hus 20 virker i seg selv som et filter for periodiske bøyningsbølger med frekvenser over ca 20 kHz. Masse-belastningsringene 20c er imidlertid tenkt til å senke endefrekvensen fra ca 20 kHz til ca 750 Hz, og dermed blokkere overføring av energi med høyere frekvenser inn i resten av huset 20.
Det henvises nå til figur 5, inklusive figurene 5A-5F, som illustrerer en detaljert konstruksjon av komponentene av den soniske mottaker 10c som er plassert inne i huset 2 0 på figurene 6A og 6B.
På figur 5A ser man at huset 20 ligger rundt en metall-vegg cl, hvilken vegg cl omfatter et antall glassforseglede gjennomføringsplugger c2. Det ytre huset 20 omgir også et luftfylt indre rom c4 i hvilket et stort antall tråder c3 er anbrakt, hvilke tråder er forbundet med mottaker-elektronikkseksjonen 10d som vist på figur 4, Mengden av tråder c3 går gjennom de glassforseglede gjennomføringene c2, og fortsetter gjennom en ringformet seksjon c5 av den soniske mottaker 10c for endelig å forbindes med hydrofonene i den soniske mottaker, som skal illustreres i mer detalj nedenfor. På grunn av at den soniske brønnsonden ifølge den foreliggende oppfinnelse er utsatt for meget høye temperaturer og trykk når den anbringes i borehullet for en oljebrønn, må sonden være innkapslet i olje for å unngå at sonden blir skadet av slike ekstreme trykk. Følgelig er den ringformede seksjonen c5 fylt med olje (i motsetning til det indre rom c4 som er fylt med luft, og den oljefylte ringformede seksjon c5 er adskilt fra det luftfylte indre rom c4 ved det glassforseglede gjennom-føringspluggene c2). Det ytre. huset 20 omgir videre et indre hus c6, som strekker seg langs lengden av mottakerseksjonen lOd, og en ytterligere dempningsdel c7 for å dempe bøynings-og kompresjonsbølger som forplanter seg nedover den midtre del av den soniske mottaker 10c. Ordet "dempning" er ment å bety en reduksjon i amplituden til bøynings- og kompresjonsbølgen, mens ordet "forsinkelse" i teksten nedenfor er ment å bety en tidsforsinkelse av bøynings- og kompresjonsbølgene som beveger seg opp mottakerseksjonen 10c fra den soniske isolasjonsskjøt 10b og ned langs mottakeen 10c fra elektronikk-seksjonen 10d. Konstruksjonen av dempningsdelen c7 er lik konstruksjonen av den soniske isolasjonsskjøt 10b (figur 4), og omfatter et antall gummi-lignende skiver c7a interfoliert med et tilsvarende antall metall-lignende skiver c7b, hvor skivene er innelukket i sitt eget hus c7c. Kompresjons- og bøynings-bølger forplanter seg opp fra isolasjonsskjøten 10b langs det indre hus c6 eller ned fra mottakerelektronikk-seksjonen 10d
langs det indre hus c6, inn i dempningsdelen c7. Bølgene blir dempet av de interfolierte metall- og gummiskiver. På figur 5A omfatter huset c6 videre et antall belgseksjoner c6a, og et antall perifert understøttede ringer c6b som kopler sammen
belg-seksjonene c6a. Belgenes endekoplinger er forbundet med monteringsblokker av teflon ell, med det resultat at det indre hus c6 ikke kan rotere i forhold til det ytre hus 20. Under-støttelsesringene c6b har liten klarering i forhold til det
ytre hus 20, med det resultat at mindre akustisk støy blir tatt opp av hydrofonene fra det ytre hus 20. Videre, på figur 5a omgir belgseksjonene c6a av det indre hus c6 en metallstav c8 som strekker seg i lengderetningen langs i det vesentlige hele lengden av den soniske mottaker 10c. Støtte-staven c8 er konstruert til å bære vekten av den soniske mottaker 10c når den soniske brønnsonden 10 på figur 1 er anbrakt i borehullet.
På figur 5B er belg-delen c6a av det indre huset c6
omgitt av det ytre huse 20. Bemerk at det ytre hus 20 omgir hele lengden av det indre hus c6, men for å forenkle illustra-sjonen viser figur 5b at det ytre hus ikke omgir hele lengden av det indre hus c6. Hver belg-seksjon c6a funksjonerer for å forsinke forplantningen av akustisk kompresjons- og bøynings-bølger når slike bølger forplanter seg i lengderetningen langs
det indre hus c6 i den soniske mottaker. Hver belgseksjon c6a, mellom tilstøtende perifere støtteringer c6b, har en "bølget".form, d.v.s en form med et antall kurver eller åser, for å øke belgseksjonens lengde i det indre hus c6. Den økende lengde av belgseksjonen c6a forsinker forplantning av kompresjonsbølger når kompresjonsbølgen forplanter seg i lengderetningen langs det indre huset c6. Hver belgseksjon s6a har en tynn tverrgående dimensjon (omkring 0,25 mm) og hver belgseksjon er løst og fleksibelt koplet mellom tilstøtende perifere understøttelsesringer c6b. Den tynne dimensjonen (omkring 0,25 mm) sammen med belgseksjonens løse og fleksible natur, forårsaker en langsom forplantning av bøynings-bølger, når slike bøyningsbølger forplanter seg i lengderetningen langs det indre hus c6. En videre ringformet seksjon c9 er en utvidelse av den ringformede seksjon c5 på figur 5A, og den videre ringformede seksjon c9 inneholder også olje. Som nevnt ovenfor er den soniske brønnsonden 10, og spesielt mottakerseksjonen 10c, innkapslet med olje for å beskytte sonden mot de ekstreme trykk som slike sonder normalt blir utsatt for når de er anbrakt i et borehull for en olj ebrønn.
På figurene 5B, 5C og 5D er det en videre seksjon av den soniske mottaker 10c på figur 1, anbrakt inne i det ytre hus 20, som omfatter en hydrofonoppstilling. Hydrofonoppstillingen omfatter et flertall hydrofonsett clO, hvor hvert hydrofonsett clO er understøttet av et par monteringsblokker av teflon ell, og omfattende minst 'to og fortrinnsvis fire hydrofoner. Hver hydrofon er i tverrsnitt plassert i en vinkel på omkring 90° i forhold til den nærmest tilstøtende hydrofon. Det store antall ledningstråder c3 går gjennom den ringformede seksjon c5 og den videre ringformede seksjon c9 for å forbindes med hver av hydrofonsettene clO, anbrakt i den soniske mottaker 10c. I tillegg er de ringformede seksjonene c5 og c9 som tidligere nevnt fylt med olje. Oljen hindret at mottakeren 10c blir knust på grunn av de ekstreme trykk som en slik sonde normalt blir utsatt for når den anbringes i et borehull for en oljebrønn.
Det henvises nå til figur 10, som illustrerer et tverrsnitt gjennom et hydrofonsett clO i den soniske mottaker 10c,
tatt langs linjene 10-10 på figur 5C. På figur 10 omfatter et hydrofonsett clO et første par hydrofoner clOa og et andre par hydrofoner clOb. Som illustrert er hver hydrofon anbrakt i en vinkel på omkring 90° i forhold til den nærmest tilstøtende
hydrofon. Som illustrert i tidligere figurer, er et stort antall ledningstråder c3 anbrakt i den videre ringformede seksjon clO i mottakeren 10c for å koples til hver av hydrofonsettene. Figur 10 illustrerer et antall ledningsbunter c3, hvor noen av buntene er forbundet med det første par hydrofoner clOa, og noen av buntene er forbundet med det andre par hydrofoner clOb.
Det henvises nå til figurene 5D og 5E, som illustrerer en videre seksjon av den soniske mottaker 10c ifølge den foreliggende oppfinnelse. På figurene 5D og 5E er et videre antall belg-seksjoner cl3 omgitt av det ytre hus 20, og forbundet med hverandre gjennom understøttelses-ringene c6b. De videre belgseksjonene cl3 omgir et indre hus cl4, og det indre hus cl4 omgir et hulrom cl5. Olje er plassert i hulrommet cl5 for å hindre skade på mottakeren 10c på grunn av ekstreme trykk som finnes i borehullet. En slakk kabel cl6 forbinder den del av mottakeren som er vist på figur 5d med den del som er vist på figur 5F. Kabelen cl6 er slakk fordi at den ikke bærer vekten av sondeseksjonen som vist på figurene 5E og 5F, idet sondens vekt isteden blir båret av det ytre hus 20. Som nevnt i forbindelse med belteseksjonene c6a, er de videre belteseksjoner cl3 av en bølget form, med et antall kurver og åser, for å øke lengden av seksjonene cl3 i forhold til de ikke-bølgede seksjoner, og de er tynne (omkring 0,25 mm) i sin tverrgående dimensjon. Den økede lengde av seksjonene cl3 over ikke-bølgede seksjoner bevirker en tidsforsinkelse, idet de forsinker forplantningen av kompresjons-bølger som forplanter seg i lengderetningen langs belte-seksj onene cl3 på mottakeren 10c fra isolasjonsskjøten 10b på figur 4. Den tynne tverrdimensjon (omkring 0,25 mm) av belg-seks jonen cl3, virker til å forsinke forplantningen av bøyningsbølger når slike bøyningsbølger forplanter seg i lengderetningen langs belgseksjonen cl3 av mottakeren 10c fra isolasjonsskjøten 10b på figur 4: På figur 5E er det illustrert en differensial volum-kompensator cl7. Differensial volumkompensatoren cl7 omfatter et stempel cl7a med to virksomme overflater, en første virksom overflate på oversiden av stempelet cl7a og en annen virksom overflate på undersiden av stempelet cl7a. Overflatearealet på den første virksomme overflate (på toppen av stempelet) er mindre enn overflatearealet på den andre virksomme overflate
(bunnen av stempelet). Olje i hulrommet cl5 på figur 5E, er i kontakt med den første virksomme overflate på toppen av stempelet cl71 via porten cl8; og olje i hulrommet cl5 er i kontakt med den andre virksomme overflate, på bunnen av stempelet cl7a, via porten cl9. Hvis en endring i trykk eller temperatur finner sted i borehullet i hvilket den soniske sonden 10 på figur 1 er anbrakt, vil oljen i hulrommet cl5 gjennomgå en endring i volum. Hvis volumet av oljen i hulrommet cl5 avtar, vil stempelet cl7a bevege seg nedover på figur 4E, og dermed flytte mer olje fra det ringformede område cl7b nedenfor den andre virksomme overflate av stempelet cl7a og inn i hulrommet cl5 via porten cl9, og kompensere for reduksjonen i oljevolum i hulrommet cl5. Hvis imidlertid oljevolumet i hulrommet cl5 øker, blir mer olje flyttet fra hulrommet cl5 inn i det ringformede området cl7b under den andre virksomme overflate av stempelet cl7a, via porten cl9, og dermed kompensere for økningen i oljevolumet.
På figurene 5E og 5F er differensialvolum-kompensatoren cl7 koplet til en videre seksjon av mottakeren 10c som omfatter det ytre huset 20 rundt en indre del av mottakeren 10c, og et antall masse-belastningsringer 20c som ligger tett rundt det ytre hus 2 0 for å filtrere ut bøynigns-bølger som forplanter seg i lengderetningen langs det ytre huset 20 og som har en bøynings-bølgefrekvens mellom omkring 750 Hz og 2,0 kHz. Den indre del av mottakeren 10c, vist på figurene 5E og 5F, omfatter det samme antall belgseksjoner C13 som forbinder understøttelses-ringene c6b og ligger rundt et indre hus cl4, i likhet med det som er vist på figur 5E. Den bølgede form av belgene cl3 danner en stor lengde, og dermed en forsinkelse for kompresjonsbølger, mens den tynne tverrgående dimensjon (bredde) av belgen cl3 gir forsinkelse av bøyningsbølger.
Figurene 7, 8, 9 og 11 representerer forskjellige tverrsnitt av den soniske mottaker 10c, tatt langs snittlinjene 7-7, 8-8, 9-9 og 11-11 på figurene 5A, 5B og 5F.
Det henvises nå til figur 12, som illustrerer en videre konstruksjon av hydrofonsettet clO på figurene 5B til 5D. På figur 12 er det anbrakt et første par hydrofoner (A-A) clOa, en overfor den andre i hydrofonsettet, og et annet par hydrofoner (B-B) clOb er også anbrakt, en overfor den andre i hydrofonsettet. I utførelsen på figur 12, er alle hydrofonene A-A og B-B anbrakt i samme tverrsnittsplan av hydrofonsettet, og hver hydrofon er plassert i en vinkel på omkring 90° fra hver av de tilstøtende hydrofoner. Hver hydrofon har to ledningstråder forbundet med den og ført i lengderetningen langs de ringformede seksjoner c5, c9, cl5 til svitsjenettverket 10dl (figur 12A) i mottaker-elektronikkseksjonen 10d på figur 4. De to ledningene fører en strøm til svitsjenettverket 10dl som representerer en kompresjons- eller skjærbølge som forplanter seg langs formasjonen, hvor kompresjons- eller skjærbølgen oppstår enten fra en monopol sender a2 eller en dipol sender al i den soniske sonden på figur 4.
Det henvises nå til figur 12A. Mottaker-elektronikk-seks jonen 10d på figur 4 omfatter et svitsjenettverk 10dl for å motta signaler for hver av hydrofonene i hydrofonoppstillingen på figurene 5B-5D, som representerer monopole og dipole kompresjons/skjærbølger som forplanter seg langs formasjonen, og som genererer et utgangssignal som representerer en monopol kompresjonsbølge som forplanter seg i formasjonen når monopol-senderen a2 på figur 4 genererer den monopole kompresjonsbølge på figur 2, og for å generere et utgangssignal som representerer en dipol skjærbølge som forplanter seg i formasjonen når dipolsenderen al på figur 4 genererer en dipol skjærbølge som vist på figur 3. Utgangssignalene fra svitsjenettverket 10dl blir sendt til en oppsamlingspatron enten i sonden eller på overflaten. Hydrofonsettet på figur 12 er ment til å repre-sentere en av hydrofonsettene clO som illustrert på figurene 5B til 5D.
På figur 12A består svitsjenettverket 10dl av et antall ladnings-forforsterkere dlA, koplet med en ende til et tilsvarende antall hydrofoner, og med den andre ende til et nettverk av sum/differanse-forsterkere dlB. Flertallet av ladnings-forforsterkere dlA omfatter en Al forforsterker Al, en A2 forforsterker A2, en Bl forforsterker Bl og en B2 forforsterker B2. Hver forforsterker Al, A2, Bl, B2 mottar en ladning fra sin respektive hydrofon (mottaker-transduser) og omformer ladningen til en spenning som føres til sum/differansen-nettverket dlB. Sum/differanse-forsterker-nettverket dl mottar inngangssignalet fra ladnings-forforsterkerne dlA forbundet med hver hydrofon, og genererer som respons monopole utgangssignaler i forbindelse med kompresjons/skjærbølgene som genereres av monopol-senderen A2, og genererer dipol utganger i forbindelse med kompresjons/- skjærbølger som genereres av dipol-senderen Al. På figur 12A blir sju utgangssignaler generert av sum/differanse-nettverket dlb: utgang 1 er en dipol utgang generert ved å trekke utgangen av forforsterkeren A2 fra utgangen av forforsterkeren Al; utgang 2 er en dipol utgang, generert ved å trekke utgangen av forforsterkeren B2 fra utgangen fra forforsterkeren Bl; utgang 3 er en monopol utgang, generert ved å addere utgangen av forforsterkeren A2 til utgangen av forforsterkeren Al; utgang 4 er en monopol utgang, generert ved å addere utgangen av forforsterkeren B2 til utgangen av forforsterkeren bl; utgang 5 er en monopol utgang, generert ved å addere utgangen av forforsterkeren B2 til utgangen av forforsterkeren A2; utgang 6 er en firpolet utgang (ikke brukt, siden denne soniske sonden ikke har en firpolet sender), generert ved å trekke utgangen av forforsterkeren B2 fra utgangen av forforsterkeren A2; og utgang 7 er en monopol utgang, generert direkte fra utgangen fra forforsterkeren Al. Sum/differanse-nettverket dlB er koplet til en multiplekser dlC. Multiplek seren dlC velger en av de sju utgangene, utgang 1 til utgang 7, i henhold til den binære tilstand for en velgerkode dlB tilført multiplekseren dlC fra en styringskrets i mottaker-elektronikken 10D. Utgangen fra multiplekseren dlC er en valgt sensor-karakteristikk som er rettet mot oppsamlingselektronikken i mottakeren 10d.
Det henvises nå til figurene 12 og 12A. I drift, når en dipol sender al sender en dipol kompresjons- eller skjærbølge inn i formasjonen rundt borehullet, i likhet med bølgen vist på figur 3, vil hydrofon-oppstillingen detektere nærvær av den dipole kompresjons/skjærbølge som forplanter seg i formasjonen. På figur 12 detekterer hydrofonene clOa og clOb i et typisk hydrofonsett, nærvær av disse kompresjons/skjærbølger, og genererer utgangssignaler som energiserer inngangene til svitsjenettverket vist på figur 12A. Siden en dipol kompresjons/-skjærbølge forplanter seg i formasjonen, må velgerkoden dld som energiserer multiplekseren dlc indikere valg av enten utgang 5 eller utgang 2, siden begge disse utgangene er dipol utganger. Utgangen av multiplekseren dlc vil derfor sende en dipol karakteristikk til mottaker-elektronikken 10d, siden en dipolsender blir brukt til å sende en dipol kompresjons/-skjærbølge inn i den omliggende formasjon. På lignende måte, hvis monopolsenderen a2 sender en monopol kompresjons/skjærbølge inn i den omliggende formasjon, vil hydrofonene i et typisk hydrofonsett (clOa og clOb på figur 12 representerer et typisk hydrofonsett) detektere nærvær av den monopole kompresjons-/skjærbølge som forplanter seg i formasjonen, og svitsjenettverk-multiplekseren dlc må svitsjes, i henhold til den rette velgerkode dlb, for å velge enten utgang 3, utgang 4, utgang 5 eller utgang 7, som alle er monopolutganger. Multiplekseren dlc for svitsjenettverket 10dl svitsjer derfor til korrekt utgang fra sum/differanse-nettverket dlb for å velge en monopol utgang når monopol-senderen a2 blir brukt, og for å velge en dipol utgang når dipolsenderen al blir brukt.
Det henvises nå til figur 13, som illustrerer en videre konstruksjon av hver hydrofon for hvert hydrofonsett i hydrofon-oppstillingen på figurene 5B til 5D, som representert ved hydrofonene clOa og clOb på figur 12.
På figur 13 omfatter hver hydrofon et antall bly-metaniobat piezokeramikk-skiver clOal, interfoliert med et tilsvarende antall ledende metallskiver cl0a2, for eksempel kopperskiver. En bolt cl0a3 går gjennom hydrofonen for å holde de interfolierte skivene sammen. Den første, tredje, femte o.s.v. metallskive cl0a2 er forbundet med en utgangsterminal cl0a4, og den andre, fjerde, sjette o.s.v. metallskive cl0a2 er forbundet med den andre utgangsterminalen cl0a5 på hydrofonen. I drift, når en skjærbølge blir detektert av hydrofonen, blir piezokeramikkskivene sammenpresset i lengderetningen, slik at det genereres en ladning over hver piezokeramikkskive. En positiv ladning oppstår på den øvre side av hver skive, og en negativ ladning på nedre side. Siden den ene utgangsterminalen cl0a4 er koplet til den første, tredje, femte o.s.v. metallskive og den andre utgangsterminalen cl0a5 er koplet til andre, fjerde, sjette o.s.v. metallskive, blir ladningene på den øvre overflate av hver piezokeramisk skive addert sammen og oppstår på den ene utgangsterminalen cl0a4, mens ladningene på den nedre overflate av hver piezokeramisk skive blir addert sammen og oppstår på den andre utgangsterminalen cl0a5. Følgelig vil ladningene over utgangsterminalene cl0a4 og cl0a5 representerer kompresjons- og skjærbølger som forplanter seg i lengderetningen langs borehull-formasjonen.
Det henvises nå til figur 13A, som viser en plott av ladnings-følsomhet mot frekvens for et spesielt hydrofon-sett.
På figur 13A er det åpenbart at den akustiske respons for en typisk hydrofon, så som hydrofonen clOa/clOb, dekker et bredt bånd, og er spesielt god ved lave frekvenser. Som vist på figur 13A er følsomheten meget jevn fra 100 Hz til 20 kHz. Senterbolten cl0a3 på figur 13 holder piezokeramikk-skivene i kontakt med hverandre, til tross for høye temperaturer (opptil 175°C) og høye trykk (opptil 1400 kg/cm<2>) som man normalt finner i et borehull. Følsomheten og kapasitansen for en spesiell hydrofon er nært tilpasset i forhold til andre hydrofoner (til bedre enn 10%), selv om følsomhetene og kapasitansene blant piezokeramikk-skivene i en spesiell hydrofon. varierer med mer enn 30%.
En funksjonsbeskrivelse av sender- og mottakeroppstil-lingene i brønnsonden ifølge den foreliggende oppfinnelse skal i det følgende fremsettes under henvisning til figurene 4 til 13 .
De soniske monopol- og/eller dipol-sendere a2 og al, sender en sonisk kompresjons- og/eller skjærbølge inn i den omliggende formasjon rundt borehullet, og produserer samtidig bøynings- og kompresjonsbølger i sondens legeme som vist på figur 4. Den soniske isolasjonsskjøt 10b demper amplitudene til kompresjons- og bøyningsbølgene når disse bølgene forplanter seg opp langs sonden fra senderne al og a2. Isolasjonsskjøten 10b kan imidlertid ikke dempe bølgene fullstendig. Noen av bøynings-og kompresjonsbølgene fortsetter å forplante seg opp langs sonden som vist på figur4og inn i mottakeren 10c. På figur 6b vil noen av bøynings-og kompresjonsbølgene forplante seg opp det ytre hus 20 på sonden. Masse-belastningsringene 20c som ligger rundt den nedre ende av det ytre hus 20, filtrerer ut noen av bøynings-bølgene som forplanter seg opp langs det ytre hus 20. Det ytre huset 2 0 virker i seg selv som et filter for periodiske bøyningsbølger for frekvenser på mer enn 2 kHz. Masse-belastningsringene 2 0c senker imidlertid grensefrekvensen for en kort seksjon av det ytre hus 20 til omkring 750 Hz, og blokkerer dermed overføring av bøyningsbølger med frekvenser mellom 750 Hz og 2 kHz. De bøynings- og kompresjonsbølger som fortsetter å forplante seg opp langs det ytre hus 2 0 på sonden entrer sentrum av sonden i nærheten av dempningsdelen c7 som vist på figur 5a, og forsøker å forplante seg ned langs metallstaven c8. I tillegg vil bøynings- og kompresjonsbølger entre sonden i nærheten avd et ytre hus som omgir trykkveggen cl og forsøke å forplante seg ned langs det indre hus c6 for sondens mottaker 10c som vist på figur 5a. Dempningsdelen c7 demper bøynings- og kompresjonsbølgene )som kom ut av isola-sjonsskjøten 10b) når de forplanter seg gjennom de inter folierte gummilignende skiver c7a og metallskiver c7b før de entrer metallstaven c8. Belg-seksjonen c6a i det indre hus c6 på figur. 5A og 5B forsinker bøynings- og kompresjonsbølgene, idet belgens lengde c6a forsinker kompresjonsbølgene, mens dens smale bredde (ca 0,25 mm) eller tverrdimensjon forsinker bøyningsbølgene, når slike bølger forplanter seg nedover det indre hus c6/c6a. Samtidig, på figur 5F, vil kompresjons- og bøyningsbølger som kommer ut av isolasjons-skjøten 10b forplante seg oppover belgseksjonen cl3 på figur 5F og belg-seksj onen cl3 på figur 5E. Belgseksjonen cl3 har imidlertid en bølget utforming, konstruert for å gi belgseksjonen en øket lengde, og dermed forsinkes forplantningen av kompresjons-bølgene oppover belgseksjonen cl3 fra isolasjonsskjøten 10b.
I tillegg er belgseksjonen meget tynn (ca 0,25 mm) i tverr-dimens jon, og forsinker dermed forplantningen av bøynings-bølger opp belgseksjonen cl3. Som følge av dempningsdelen c7 og belgen c6a på figurene 5A og 5B, er det få eller ingen kompresjons-og bøyningsbølger fra toppen av sonden 10 som når frem til hydrofon-oppstillingen på figur 5C og 5D, og som følge av masse-belastningsringene 20c og belgseksjonen 13c er det få eller ingen kompresjons- og bøyningsbølger fra bunn-enden av sonden (senderseksjonen al/a2) som når frem til hydrofon-oppstillingen 5c og 5d. Hydrofon-oppstillingen vil derfor registrerer bare nærvær av soniske trykkbølger som forplanter seg opp borehullets formasjon.
Videre, siden den soniske mottaker 10c på figurene 5A til 5F er innkapslet i olje, vil endringer i oljens volum på grunn av endringer i ytre trykk og temperatur i borehullet, bevirke at differensial-volumkompensatoren cl7 på figur 5E justerer stillingen til stempelet cl7a. Når stillingen til stempelet cl7a justeres i henhold til en respons på en endring i oljevolumet i hulrommet cl5, vil en av to hendelser finne sted: d) mer olje fra det ringformede området cl7b på figur 5E entrer hulrommet cl5 eller (2) mer olje fra hulrommet cl5 entrer det ringformede området cl7b. Resultatet er at oljen i hulrommet cl5 blir opprettholdt på et konstant trykk. Et konstant oljetrykk i hulrommet cl5 (i tillegg til rommene c9 på figurene 5b og 5c og rommet c5 på figur 5a) er nødvendig for å beskytte den soniske brønnsonden 10 (og spesielt mottaker-området 10c) fra de ekstreme trykk som brønnsonder normalt utsettes for når de anbringes i borehull for oljebrønner.
I mellomtiden er det kompresjons/-skjærbølger som forplanter seg i lengderetningen langs borehullet, fra senderen 10a til mottakeren 10c. Når en skjærbølge kommer til en del av borehullet som ligger nær hydrofonparet A-A clOa og hydrofonparet B-B clOb, blir hver av piezokeramikk-platene clOal i hydrofonene clOa og clOb sammenpresset i lengderetningen, og skaper dermed en ladning over hver piezokeramikkskive. En første utgangsterminal cl0a4 på hver hydrofon er forbundet med hver første, tredje, femte o.s.v. metallskive cl0a2, og en annen utgangsterminal cl0a5 på hver hydrofon er forbundet med hver andre, fjerde, sjette o.s.v. metallskive cl0a2. Derfor får utgangsterminalene på de fire hydrofonene A-A og B-B (clOa og clOb) ladninger hvis mengde eller amplitude er proporsjonal med mengden eller amplituden til kompresjons- eller skjærbølgen som forplanter seg langs borehullet. Ledningstrådene c3 fra hver hydrofon bærer spenningen til svitsjingsnettverket 10dl som vist på figur12A. Ladnings-forforsterkerne dia omformer ladningene til spenninger, hvilke spenninger blir ført til sum/differanse-nettverket dlb. Ved korrekt addering og subtrahering av utgangene fra ladnings-forforsterkerne al, a2, bl, b2 blir monopol- og dipol-utgangssignaler (utgang 1 til utgang 7, minus utgang 6) generert fra sum/differansen-nettverket dlb. En velgekode dld blir generert av en styringskrets, hvor velgerkoden som genereres tilsvarer den spesielle soniske sender som blir brukt. Hvis for eksempel en monopol sender blir brukt, genereres en kode dld som tilsvarer en monopol sender, og velgerkoden dld velger enten utgang 3, utgang 4, utgang 5 eller utgang 7. Hvis en dipol sender blir brukt, genereres en velgekode dld som tilsvarer en dipol sender, og velgerkoden dld velger enten utgang 1 eller utgang 2 av sum/differanse-nettverket dlb. Resultatet er at multiplekser kretsen dlc velger en dipol utgang når en dipolsender blir brukt, og velger en monopol utgang når monopolsenderen blir brukt. Utgangen fra multiplekserkretsen dlc blir ført til oppsamlingselektronikken i mottakeren 10d.
Etter at oppfinnelsen er beskrevet, vil det være åpenbart at denne kan varieres på mange måter. Slike variasjoner skal ikke ansees som variasjoner fra oppfinnelsens ånd og omfang, og alle modifikasjoner som vil være åpenbare for en fagmann på området ansees som dekket innen omfanget av de følgende krav.

Claims (10)

1. Sonisk brønnsonde, karakterisert vedat den omfatter en senderanordning (10a) for å sende soniske dipolbølger og soniske monopolbølger inn i en formasjon, hvor senderanordningen (10a) innbefatter en monopol-sender (a2) for å sende de soniske monopolbølgene og minst en dipol-sender (al) for å sende de soniske dipolbølgene; og en mottakeranordning (10c) for å motta de soniske dipol-bølgene og de soniske monopolbølgene, hvor mottakeranordningen (10c) innbefatter en rekke sensoranordninger (CIO) anbrakt langs en langsgående akse i sonden, hvor hver av sensoranordningene innbefatter minst ett par sensorer (ClOa) anbrakt i et tverrsnitt av sonden, hvor hver sensor (ClOa) i paret er anbrakt motstående til den andre sensoren (ClOa) i paret itverrsnittet.
2. Sonisk brønnsonde ifølge krav1,karakterisert vedat hver sensor (ClOa) omfatter en rekke piezo-keramiske skiver (ClOal) mellom hvilke er innskutt en tilsvarende rekke metallskiver (C10a2), annen-hver en.
3. Sonisk brønnsonde ifølge krav1,karakterisert vedat den omfatter en omkoblingsanordning (10dl) som reagerer på et utgangssignal fra hver sensor i rekken av sensoranordninger for å generere et monopol-utgangssignal når monopol-senderen (a2) sender de soniske monopolbølgene og for å generere et dipol-utgangssignal når dipol-senderen (al) sender de soniske dipol-bølgene .
4. Sonisk brønnsonde ifølge krav1,karakterisert vedat den omfatter en første forsinkelsesanordning (c6a) anbrakt på en side av rekken av sensoranordninger (CIO) for å forsinke forplantningen av bøynings- og kompresjonsbølger som forplanter seg mot rekken av sensoranordninger fra den nevnte ene side av rekken av sensoranordninger.
5. Sonisk brønnsonde ifølge krav 4,karakterisert vedat den omfatter en andre forsinkelsesanordning (cl3) anbrakt på den andre siden av rekken av sensoranordninger (CIO) for å forsinke andre bøynings- og kompresjonsbølger som forplanter seg mot sensoranordningene fra den andre siden av rekken av sensoranordninger .
6. Sonisk brønnsonde ifølge krav 5,karakterisert vedat den omfatter en svekningsanordning (c7) anbrakt på den nevnte ene side av rekken av sensoranordninger (clO) for å svekke bøynings- og kompresjonsbølger som forplanter seg mot rekken av sensor anordninger fra den ene siden av rekken av sensoranordninger.
7. Sonisk brønnsonde ifølge krav 6,karakterisert vedat den omfatter en ytre husanordning (20) som omgir i det minste mottakeranordningen for å svekke bøyningsbølger med frekvenser som er høyere enn en første frekvens, og en ytterligere svekningsanordning (20c) forbundet med minst én del av den ytre husanordningen for å svekke bøynings-bølger med frekvenser mellom en andre frekvens og den nevnte første frekvens, hvor den annen frekvens er lavere enn den første frekvens.
8. Sonisk brønnsonde ifølge krav 6,karakterisert vedat den omfatter en sentral støttestav (c8) anbrakt langs et sentrum i den soniske brønnsonden, hvor svekningsanordningen (c7) utgjør en del av den sentrale støttestaven.
9. Sonisk brønnsonde ifølge krav 7,karakterisert vedat den nevnte ytterligere svekningsanordning (20c) omfatter en rekke ringer som omgir tett minst en del av det ytre huset (20) .
10. Sonisk brønnsonde ifølge krav 5,karakterisert vedat den første forsinkelsesanordningen (c6a) og den andre forsinkelsesanordningen (cl3) hver omfatter indre husanordninger (c6) som omslutter en del av mottakeranordningen (10c) for å forsinke bøynings- og kompresjonsbølgene som forplanter seg mot rekken av sensoranordninger (CIO) i mottakeranordningen, hvor den indre husanordningen har en korrugert form, en lengde og en bredde, hvilken lengde er en funksjon av den korrugerte formen for derved hovedsakelig å forsinke forplantningen av kompresjons-bølgene, idet bredden er tilstrekkelig liten til å forsinke hovedsakelig forplantningen av bøyningsbølgene.
NO901235A 1989-03-17 1990-03-16 Sonisk brönnsonde NO301663B1 (no)

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US07/325,405 US5036945A (en) 1989-03-17 1989-03-17 Sonic well tool transmitter receiver array including an attenuation and delay apparatus

Publications (3)

Publication Number Publication Date
NO901235D0 NO901235D0 (no) 1990-03-16
NO901235L NO901235L (no) 1990-09-18
NO301663B1 true NO301663B1 (no) 1997-11-24

Family

ID=23267758

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
NO901235A NO301663B1 (no) 1989-03-17 1990-03-16 Sonisk brönnsonde

Country Status (16)

Country Link
US (2) US5036945A (no)
EP (1) EP0388316B1 (no)
JP (1) JPH0681877B2 (no)
AT (1) ATE120556T1 (no)
AU (1) AU617043B2 (no)
BR (1) BR9001263A (no)
DE (1) DE69018114D1 (no)
DK (1) DK0388316T3 (no)
IE (1) IE67788B1 (no)
MA (1) MA21772A1 (no)
MX (1) MX171789B (no)
MY (1) MY105539A (no)
NO (1) NO301663B1 (no)
OA (1) OA09188A (no)
TN (1) TNSN90031A1 (no)
ZA (1) ZA902049B (no)

Families Citing this family (82)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
FR2668836B1 (fr) * 1990-11-06 1993-04-30 Schlumberger Services Petrol Transducteur acoustique de puits.
US5289433A (en) * 1992-10-13 1994-02-22 Shell Oil Company Acoustic multi-mode wide-band logging device
US5343001A (en) * 1992-10-13 1994-08-30 Shell Oil Company Acoustic multi-mode logging device adapted to decouple noise within a semi-rigid receiver array
US5357481A (en) * 1992-11-04 1994-10-18 Western Atlas International, Inc. Borehole logging tool
US5387767A (en) * 1993-12-23 1995-02-07 Schlumberger Technology Corporation Transmitter for sonic logging-while-drilling
US6614360B1 (en) 1995-01-12 2003-09-02 Baker Hughes Incorporated Measurement-while-drilling acoustic system employing multiple, segmented transmitters and receivers
GB2311859B (en) * 1995-01-12 1999-03-03 Baker Hughes Inc A measurement-while-drilling acoustic system employing multiple, segmented transmitters and receivers
US6088294A (en) * 1995-01-12 2000-07-11 Baker Hughes Incorporated Drilling system with an acoustic measurement-while-driving system for determining parameters of interest and controlling the drilling direction
US5510582A (en) * 1995-03-06 1996-04-23 Halliburton Company Acoustic attenuator, well logging apparatus and method of well logging
GB2300048B (en) * 1995-04-19 1999-08-11 Halliburton Co Acoustic noise cancelling apparatus for well logging and method of well logging
US5691712A (en) * 1995-07-25 1997-11-25 Schlumberger Technology Corporation Multiple wellbore tool apparatus including a plurality of microprocessor implemented wellbore tools for operating a corresponding plurality of included wellbore tools and acoustic transducers in response to stimulus signals and acoustic signals
US5646379A (en) * 1995-09-13 1997-07-08 Schlumberger Technology Corporation Attentuator for borehole acoustic waves
US5852262A (en) * 1995-09-28 1998-12-22 Magnetic Pulse, Inc. Acoustic formation logging tool with improved transmitter
US5687138A (en) * 1995-10-03 1997-11-11 Schlumberger Technology Corporation Methods of analyzing stoneley waveforms and characterizing underground formations
US5753812A (en) * 1995-12-07 1998-05-19 Schlumberger Technology Corporation Transducer for sonic logging-while-drilling
GB9621236D0 (en) 1996-10-11 1996-11-27 Schlumberger Ltd Apparatus and method for borehole seismic exploration
US5731550A (en) * 1997-03-07 1998-03-24 Western Atlas International, Inc. Acoustic dipole well logging instrument
GB2327957A (en) 1997-08-09 1999-02-10 Anadrill Int Sa Method and apparatus for suppressing drillstring vibrations
US5987385A (en) * 1997-08-29 1999-11-16 Dresser Industries, Inc. Method and apparatus for creating an image of an earth borehole or a well casing
US5886303A (en) * 1997-10-20 1999-03-23 Dresser Industries, Inc. Method and apparatus for cancellation of unwanted signals in MWD acoustic tools
US5894451A (en) * 1997-10-21 1999-04-13 The United States Of America As Represented By The Secretary Of The Navy Impulsive snap-through acoustic pulse generator
US5869755A (en) * 1997-12-31 1999-02-09 Schlumberger Technology Corporation Porosity estimation method in carbonate rock
CA2330043C (en) * 1998-04-28 2007-06-12 Schlumberger Canada Limited Acoustic logging tool
US6366531B1 (en) 1998-09-22 2002-04-02 Dresser Industries, Inc. Method and apparatus for acoustic logging
US6564899B1 (en) * 1998-09-24 2003-05-20 Dresser Industries, Inc. Method and apparatus for absorbing acoustic energy
US6213250B1 (en) 1998-09-25 2001-04-10 Dresser Industries, Inc. Transducer for acoustic logging
US6429784B1 (en) 1999-02-19 2002-08-06 Dresser Industries, Inc. Casing mounted sensors, actuators and generators
US6615949B1 (en) * 1999-06-03 2003-09-09 Baker Hughes Incorporated Acoustic isolator for downhole applications
US6915875B2 (en) * 1999-06-03 2005-07-12 Baker Hughes Incorporated Acoustic isolator for downhole applications
US7028806B2 (en) * 1999-06-03 2006-04-18 Baker Hughes Incorporated Acoustic isolator for downhole applications
US6102152A (en) * 1999-06-18 2000-08-15 Halliburton Energy Services, Inc. Dipole/monopole acoustic transmitter, methods for making and using same in down hole tools
US6474439B1 (en) * 2000-03-29 2002-11-05 Schlumberger Technology Corporation Dipole logging tool
MXPA03003723A (es) * 2000-11-16 2003-07-28 Schlumberger Technology Bv Herramienta de sondeo sonica que incluye una estructura de separacion y recepcion.
US6550342B2 (en) * 2000-11-29 2003-04-22 Weatherford/Lamb, Inc. Circumferential strain attenuator
US6643221B1 (en) 2001-11-06 2003-11-04 Schlumberger Technology Corporation Structures and methods for damping tool waves particularly for acoustic logging tools
US6834743B2 (en) * 2001-12-07 2004-12-28 Haliburton Energy Services, Inc. Wideband isolator for acoustic tools
US6782970B2 (en) 2002-04-25 2004-08-31 Schlumberger Technology Corporation Acoustic source using a shaftless electrical hammer
WO2004001178A2 (en) * 2002-06-21 2003-12-31 Services Petroliers Schlumberger Method and apparatus for downhole pipe or casing repair
US6671224B1 (en) 2002-08-26 2003-12-30 Schlumberger Technology Corporation Active reduction of tool borne noise in a sonic logging tool
US6868036B2 (en) 2002-11-08 2005-03-15 Schlumberger Technology Corporation Oil well acoustic logging tool with baffles forming an acoustic waveguide
US7195069B2 (en) * 2003-06-26 2007-03-27 Weatherford/Lamb, Inc. Method and apparatus for backing off a tubular member from a wellbore
US7075215B2 (en) * 2003-07-03 2006-07-11 Pathfinder Energy Services, Inc. Matching layer assembly for a downhole acoustic sensor
US6995500B2 (en) * 2003-07-03 2006-02-07 Pathfinder Energy Services, Inc. Composite backing layer for a downhole acoustic sensor
US7513147B2 (en) * 2003-07-03 2009-04-07 Pathfinder Energy Services, Inc. Piezocomposite transducer for a downhole measurement tool
US7036363B2 (en) * 2003-07-03 2006-05-02 Pathfinder Energy Services, Inc. Acoustic sensor for downhole measurement tool
US20050030036A1 (en) * 2003-08-06 2005-02-10 Baker Hughes Incorporated Side entry leak protection for sondes
US7207397B2 (en) * 2003-09-30 2007-04-24 Schlumberger Technology Corporation Multi-pole transmitter source
US7460435B2 (en) * 2004-01-08 2008-12-02 Schlumberger Technology Corporation Acoustic transducers for tubulars
US7364007B2 (en) * 2004-01-08 2008-04-29 Schlumberger Technology Corporation Integrated acoustic transducer assembly
US7367392B2 (en) * 2004-01-08 2008-05-06 Schlumberger Technology Corporation Wellbore apparatus with sliding shields
US7216737B2 (en) * 2004-02-03 2007-05-15 Schlumberger Technology Corporation Acoustic isolator between downhole transmitters and receivers
US7334661B2 (en) * 2004-02-05 2008-02-26 Schlumberger Technology Corporation Acoustic logging tool sleeve
US7926614B2 (en) * 2004-03-03 2011-04-19 Pgs Americas, Inc. Particle motion sensor mounting for marine seismic sensor streamers
US20050194201A1 (en) * 2004-03-03 2005-09-08 Tenghamn Stig R.L. Particle motion sensor for marine seismic sensor streamers
US6957572B1 (en) 2004-06-21 2005-10-25 Schlumberger Technology Corporation Apparatus and methods for measuring mud slowness in a borehole
US7086286B1 (en) * 2005-06-09 2006-08-08 General Electric Company Transducer holder and nozzle
US7591343B2 (en) * 2005-08-26 2009-09-22 Halliburton Energy Services, Inc. Apparatuses for generating acoustic waves
US7372777B2 (en) * 2005-09-23 2008-05-13 Probe Technology Services, Inc. Sonic instrumentation apparatus and method for cement bond logging
US7411864B2 (en) * 2005-09-23 2008-08-12 Probe Technology Services, Inc. Method for processing signals in a cement bong logging tool
US7414918B2 (en) * 2005-09-23 2008-08-19 Probe Technology Services, Inc. Method for normalizing signals in a cement bond logging tool
US7471591B2 (en) * 2005-12-21 2008-12-30 Precision Energy Services, Inc. Method and apparatus for azimuthal logging of shear waves in boreholes using optionally rotatable transmitter and receiver assemblies
US7623412B2 (en) * 2006-03-07 2009-11-24 Schlumberger Technology Corporation Anisotropy measurement while drilling
US8467266B2 (en) * 2006-06-13 2013-06-18 Seispec, L.L.C. Exploring a subsurface region that contains a target sector of interest
US7382684B2 (en) * 2006-06-13 2008-06-03 Seispec, L.L.C. Method for selective bandlimited data acquisition in subsurface formations
GB2444077B (en) * 2006-11-23 2011-07-27 Reeves Wireline Tech Ltd Acoustic isolator section
US7587936B2 (en) * 2007-02-01 2009-09-15 Smith International Inc. Apparatus and method for determining drilling fluid acoustic properties
US7909094B2 (en) 2007-07-06 2011-03-22 Halliburton Energy Services, Inc. Oscillating fluid flow in a wellbore
US8279713B2 (en) * 2007-07-20 2012-10-02 Precision Energy Services, Inc. Acoustic transmitter comprising a plurality of piezoelectric plates
US7864629B2 (en) * 2007-11-20 2011-01-04 Precision Energy Services, Inc. Monopole acoustic transmitter comprising a plurality of piezoelectric discs
US20100020638A1 (en) 2008-07-24 2010-01-28 Precision Energy Services, Inc. Monopole acoustic transmitter ring comprising piezoelectric material
US8347505B2 (en) * 2008-10-13 2013-01-08 Baker Hughes Incorporated Method for fabricating a cylindrical spring by compressive force
JP4724792B2 (ja) * 2008-10-16 2011-07-13 千栄 太田 落とし蓋
US8117907B2 (en) * 2008-12-19 2012-02-21 Pathfinder Energy Services, Inc. Caliper logging using circumferentially spaced and/or angled transducer elements
JP2013508737A (ja) * 2009-10-26 2013-03-07 シュルンベルジェ ホールディングス リミテッド 穿孔時記録音響計測のための装置
MX342513B (es) 2012-05-17 2016-10-03 Halliburton Energy Services Inc Carcasa de herramienta de fondo de pozo de rigidez variable.
US20140169129A1 (en) * 2012-12-18 2014-06-19 Schlumberger Technology Corporation Downhole Receiver Systems and Methods for Low Frequency Seismic Investigations
US9470805B2 (en) * 2012-12-21 2016-10-18 Cgg Services Sa Volumetric and non-volumetric sources-based seismic survey and method
WO2016064421A1 (en) * 2014-10-24 2016-04-28 Halliburton Energy Services, Inc. Acoustic dipole piston transmitter
US10001574B2 (en) 2015-02-24 2018-06-19 Amphenol (Maryland), Inc. Hermetically sealed hydrophones with very low acceleration sensitivity
RU2609440C1 (ru) * 2015-10-07 2017-02-01 Общество с Ограниченной Ответственностью "ТНГ-Групп" Изолятор автономного прибора акустического каротажа
GB2604059B (en) * 2019-12-04 2024-04-03 Halliburton Energy Services Inc Bi-directional acoustic telemetry system
US11512586B2 (en) 2020-10-06 2022-11-29 Halliburton Energy Services, Inc. Logging while drilling tool

Family Cites Families (33)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3277436A (en) * 1956-02-09 1966-10-04 James W Fitzgerald Hollow electro-acoustic transducer
US3161256A (en) * 1961-05-16 1964-12-15 Schiumberger Well Surveying Co Acoustic logging tools
US3191141A (en) * 1961-05-16 1965-06-22 Schlumberger Well Surv Corp Logging tool housing with acoustic delay
US3213415A (en) * 1962-08-27 1965-10-19 Schlumberger Well Surv Corp Pressure equalizing arrangement for acoustic logging
US3332057A (en) * 1965-01-28 1967-07-18 Sonic Engineering Company Single cardioid wave detector for seismic signals
US3364463A (en) * 1966-07-01 1968-01-16 Schlumberger Technology Corp Well logging tool
US3381267A (en) * 1966-07-26 1968-04-30 Schlumberger Technology Corp Well logging tool
US3504757A (en) * 1968-11-20 1970-04-07 Schlumberger Technology Corp Acoustic well-logging apparatus
US3583677A (en) * 1969-08-28 1971-06-08 Electro Sonic Oil Tools Inc Electro-mechanical transducer for secondary oil recovery
US4020452A (en) * 1971-05-24 1977-04-26 Schlumberger Technology Corporation Apparatus for use in investigating earth formations
US3978939A (en) * 1971-05-24 1976-09-07 Schlumberger Technology Corporation Acoustic well logging methods and apparatus
JPS54107401A (en) * 1978-02-09 1979-08-23 Nagarou Kozaki Vibrating method for s wave detecting layer
US4312052A (en) * 1980-04-21 1982-01-19 Shell Oil Company Method for identifying weak sands
US4383308A (en) * 1980-12-29 1983-05-10 Mobil Oil Corporation Acoustic well logging device for detecting shear and compressional waves
MA19839A1 (fr) * 1982-07-06 1984-04-01 Exxon Production Research Co Appareil et procede de diagraphie acoustique et procede de reduction du bruit du aux ondes de compression et de stoneley .
DE3309068A1 (de) * 1983-03-14 1984-09-20 MTU Motoren- und Turbinen-Union München GmbH, 8000 München Piezoelektrischer schwingungserreger
US4516228A (en) * 1983-08-25 1985-05-07 Mobil Oil Corporation Acoustic well logging device for detecting compressional and shear waves
US4682308A (en) * 1984-05-04 1987-07-21 Exxon Production Research Company Rod-type multipole source for acoustic well logging
US4685091A (en) * 1984-05-10 1987-08-04 Exxon Production Research Co. Method and apparatus for acoustic well logging
US4803666A (en) * 1984-07-20 1989-02-07 Standard Oil Company (Indiana), Now Amoco Corp. Multisource multireceiver method and system for geophysical exploration
US4903244A (en) * 1984-07-20 1990-02-20 Standard Oil Company (Now Amoco Corporation) Multisource multireceiver method and system for geophysical exploration
US4817061A (en) * 1984-07-20 1989-03-28 Amoco Corporation Seismic surveying technique for the detection of azimuthal variations in the earth's subsurface
US4704708A (en) * 1985-10-04 1987-11-03 Mobil Oil Corporation Acoustic borehole logging tool
GB8528821D0 (en) * 1985-11-22 1985-12-24 Shell Int Research Acoustic logging device
CA1268850A (en) * 1986-02-19 1990-05-08 Leo J. Anderson Downhole casing inspection system
CA1294894C (en) * 1986-05-23 1992-01-28 Claude Campbell Sims Acoustic transducer for a borehole logging tool
US4794572A (en) * 1986-09-30 1988-12-27 Amoco Corporation Acoustic well logging method and system for obtaining a measure of formation anisotropy
US4951267A (en) * 1986-10-15 1990-08-21 Schlumberger Technology Corporation Method and apparatus for multipole acoustic logging
US4888743A (en) * 1986-10-30 1989-12-19 Amoco Corporation Method of seismic surveying for resolving the effects of formation anisotropy in shear wave reflection seismic data
US4933913A (en) * 1986-10-30 1990-06-12 Amoco Corporation Method of seismic surveying for resolving the effects of formation anisotropy in shear wave reflection seismic data
US4813028A (en) * 1987-07-07 1989-03-14 Schlumberger Technology Corporation Acoustic well logging method and apparatus
US4832148A (en) * 1987-09-08 1989-05-23 Exxon Production Research Company Method and system for measuring azimuthal anisotropy effects using acoustic multipole transducers
US4912979A (en) * 1987-10-14 1990-04-03 Amoco Corporation Method and apparatus for detecting and measuring elastic anisotropy

Also Published As

Publication number Publication date
DK0388316T3 (da) 1995-08-14
MY105539A (en) 1994-10-31
JPH0355392A (ja) 1991-03-11
NO901235L (no) 1990-09-18
IE67788B1 (en) 1996-04-17
DE69018114D1 (de) 1995-05-04
AU617043B2 (en) 1991-11-14
US5043952A (en) 1991-08-27
JPH0681877B2 (ja) 1994-10-19
IE900983L (en) 1990-09-17
MA21772A1 (fr) 1990-10-01
MX171789B (es) 1993-11-15
ZA902049B (en) 1991-03-27
ATE120556T1 (de) 1995-04-15
US5036945A (en) 1991-08-06
EP0388316B1 (en) 1995-03-29
AU5142790A (en) 1990-10-18
EP0388316A2 (en) 1990-09-19
NO901235D0 (no) 1990-03-16
OA09188A (en) 1992-03-31
EP0388316A3 (en) 1991-11-13
TNSN90031A1 (fr) 1991-03-05
BR9001263A (pt) 1991-03-26

Similar Documents

Publication Publication Date Title
NO301663B1 (no) Sonisk brönnsonde
US6474439B1 (en) Dipole logging tool
CA2651501C (en) Driving means for acoustic marine vibrator
AU2014202439B2 (en) Variable mass load marine vibrator
KR100381890B1 (ko) 선배열 소나 시스템의 수중청음기 지지구조
NO20131726L (no) Apparat og fremgangsmåte for innsamling av multikomponent geofysisk data
US2783449A (en) Seismic velocity measurement
NO335726B1 (no) Mottakerseksjon for et akustisk loggeverktøy med polariserte trykkfølere
AU2001240987A1 (en) Dipole logging tool
NO173473B (no) Loggesonde-hus med akustisk forsinkelse
NO322792B1 (no) Apparat og fremgangsmate for seismiske borehullsundersokelser
US5390155A (en) Acoustic particle acceleration sensor and array of such sensors
NL9101809A (nl) Elektro-mechanische overdrager voor een akoestisch telemetrie-systeem.
US6739423B2 (en) Acoustic logging tool
US3437171A (en) Marine hydrophone vibration isolation
US3451040A (en) Spring suspension for a low-frequency geophone
US3063035A (en) Coupling for transducers in a well-logging device
US4208737A (en) Low frequency inertia balanced dipole hydrophone
US4188609A (en) Low frequency hydrophone
CA1108744A (en) Low frequency inertia balanced dipole hydrophone
GB2374417A (en) Acoustic logging tool sleeve with two sets of differently shaped apertures

Legal Events

Date Code Title Description
MK1K Patent expired