NO321107B1 - Fremgangsmate og apparat for a fastsette tykkelsen til en borehullsfôring - Google Patents
Fremgangsmate og apparat for a fastsette tykkelsen til en borehullsfôring Download PDFInfo
- Publication number
- NO321107B1 NO321107B1 NO19971692A NO971692A NO321107B1 NO 321107 B1 NO321107 B1 NO 321107B1 NO 19971692 A NO19971692 A NO 19971692A NO 971692 A NO971692 A NO 971692A NO 321107 B1 NO321107 B1 NO 321107B1
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- echo
- thickness
- determining
- candidate
- transducer
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 21
- 238000002604 ultrasonography Methods 0.000 claims description 19
- 238000002592 echocardiography Methods 0.000 claims description 13
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 8
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 4
- 210000003746 feather Anatomy 0.000 claims 1
- 239000000725 suspension Substances 0.000 claims 1
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 10
- 230000005540 biological transmission Effects 0.000 description 9
- 230000006870 function Effects 0.000 description 9
- 229910000831 Steel Inorganic materials 0.000 description 8
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 8
- 239000010959 steel Substances 0.000 description 8
- 238000007906 compression Methods 0.000 description 7
- 230000006835 compression Effects 0.000 description 7
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 5
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 description 4
- 238000002310 reflectometry Methods 0.000 description 4
- 239000000523 sample Substances 0.000 description 4
- 238000012546 transfer Methods 0.000 description 3
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 description 2
- 239000004568 cement Substances 0.000 description 2
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 2
- 230000005284 excitation Effects 0.000 description 2
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 2
- 239000000463 material Substances 0.000 description 2
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 2
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 2
- 238000004181 pedogenesis Methods 0.000 description 2
- 230000001427 coherent effect Effects 0.000 description 1
- 238000004891 communication Methods 0.000 description 1
- 239000004020 conductor Substances 0.000 description 1
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 1
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 1
- 238000013144 data compression Methods 0.000 description 1
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 description 1
- 238000001514 detection method Methods 0.000 description 1
- 230000006866 deterioration Effects 0.000 description 1
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 1
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 1
- 238000011835 investigation Methods 0.000 description 1
- 238000013508 migration Methods 0.000 description 1
- 230000005012 migration Effects 0.000 description 1
- 238000001208 nuclear magnetic resonance pulse sequence Methods 0.000 description 1
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 1
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 1
- 238000001028 reflection method Methods 0.000 description 1
- 230000035945 sensitivity Effects 0.000 description 1
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 1
- 230000003595 spectral effect Effects 0.000 description 1
- 230000007480 spreading Effects 0.000 description 1
- 238000003892 spreading Methods 0.000 description 1
- 238000012360 testing method Methods 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
-
- 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
- E21B47/006—Detection of corrosion or deposition of substances
-
- 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
- E21B47/08—Measuring diameters or related dimensions at the borehole
- E21B47/085—Measuring diameters or related dimensions at the borehole using radiant means, e.g. acoustic, radioactive or electromagnetic
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01B—MEASURING LENGTH, THICKNESS OR SIMILAR LINEAR DIMENSIONS; MEASURING ANGLES; MEASURING AREAS; MEASURING IRREGULARITIES OF SURFACES OR CONTOURS
- G01B17/00—Measuring arrangements characterised by the use of infrasonic, sonic or ultrasonic vibrations
- G01B17/02—Measuring arrangements characterised by the use of infrasonic, sonic or ultrasonic vibrations for measuring thickness
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
- G01V1/00—Seismology; Seismic or acoustic prospecting or detecting
- G01V1/40—Seismology; Seismic or acoustic prospecting or detecting specially adapted for well-logging
- G01V1/44—Seismology; Seismic or acoustic prospecting or detecting specially adapted for well-logging using generators and receivers in the same well
- G01V1/48—Processing data
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
- G01V1/00—Seismology; Seismic or acoustic prospecting or detecting
- G01V1/40—Seismology; Seismic or acoustic prospecting or detecting specially adapted for well-logging
- G01V1/44—Seismology; Seismic or acoustic prospecting or detecting specially adapted for well-logging using generators and receivers in the same well
- G01V1/48—Processing data
- G01V1/50—Analysing data
Landscapes
- Physics & Mathematics (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Geophysics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Physics & Mathematics (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Acoustics & Sound (AREA)
- Remote Sensing (AREA)
- Electromagnetism (AREA)
- Length Measuring Devices Characterised By Use Of Acoustic Means (AREA)
- Investigating Or Analyzing Materials By The Use Of Ultrasonic Waves (AREA)
- Analysing Materials By The Use Of Radiation (AREA)
Description
Foreliggende oppfinnelse vedrører ultralydundersøkelser og nærmere bestemt en fremgangsmåte og et apparat for ultralydundersøkelse av rør, slik som overføringsrør, sanitære anlegg og spesielt metallforinger i borehull.
Metallforinger er vanligvis anvendt ved oljebrønn-borehull og det er ønskelig å fastsette med jevne mellomrom den fysiske tilstanden og integriteten til foringen, som er underkastet forringelser så som korrosjon. Ultralydundersøkelse av foringer og av andre rør er kjent teknikk. En utførelse av utstyr for slike undersøkelser anvendes av Schlumberger Technology Corporation, og er kalt Ultrasonic Imager ("USI" - varemerke at Schlumberger Technology Corporation). I et eksempel på utstyr for ultralydundersøkelse av et borehull senkes et verktøy i et foret borehull. Verktøyet omfatter en roterende akustisk transduser som sender en puls av ultralydenergi mot foringen. Som vist f.eks. i US-A-5,274,604, som vedrører karakterisering av grensesnittet mellom forskjellige materialer i et foret borehull, kan transduseren fokuseres. Ekkoene fra foringen mottas med samme transduser og omformes til elektriske signaler i transduseren. Signalene kan prosesseres for å frembringe foringens karakteristikker omfattende indre radius, reflektivitet og tykkelse.
Nøyaktig fastsetting av foringens indre radius kan oppnås ved å presisere de mottatte ekkoene ved hjelp av en energisenter- ("center of energi", "COE") metode, som beskrevet f.eks. i Stanke and Liangs "Profiling High-Angle Surfaces With Focused Transducers And Time-of-Flight Measurements", IEEE 1990 Ultrasonic Symposium, 1990. Imidlertid kan dagens metoder for fastsettelse av foringens tykkelse forbedres. De reflekterte ekkoer fra foringens ytre overflate er som regel små sammenlignet med ekkoene fra den indre overflate. Likeledes kan sammenhengende deteksjon av ekkoankomst fra foringens ytre overflate være vanskelig. Når ultralydenergien først treffer foringens indre overflate vil både kompresjons- og skjære-ultralydkomponenter forplante seg mot foringens ytre overflate, og når noe av energien fra disse komponenter reflekteres ved foringens ytre overflate genereres på nytt både kompresjons- og skjærekomponenter. De forplanter seg tilbake mot foringens indre overflate, og energien derfra mottas til slutt ved transduseren. Kompresjonkomponentene (p) har vesentlig høyere hastighet enn skjærekomponentene (s). Generelt vil foringens tykkelse ideelt fastsettes utfra det første p-p ekko (forover og reflekterte kompresjons-komponentene ankommer først). P-s og s-p komponentene ankommer transduseren omtrent samtidig og kan ha kumulativ større amplitude enn den noenlunde tidligere p-p ankomst. Selv om p-p-ankomsten kan som regel skilles fra den senere ankomst av p-s/s-p, kan p-p også forveksles med den ringende ende av hoved- (første) refleksjonen fra foringens indre overflate. Dette er spesielt aktuelt ved tynne foringer og ved refleksjoner fra hull i foringens ytre overflate og fra andre ujevnheter.
Ytterligere begrensninger ved de kjente systemer for ultralydundersøkelser av foringer er tilknyttet evnen til å oppnå målinger av foringens karakteristikker med relativt høy oppløsning og relativt høy hastighet og til å kommunisere
tilstrekkelig informasjon til overflaten på en kanal med begrenset båndbredde.
WO 92/10746 beskriver en fremgangsmåte for å måle ultralydforplantningstid ved hjelp av pulsrefleksjonsmetoden. I denne metode antas at pulssekvensen viser monotont avtagende amplituder. Mellomliggende ekkopulser med lavere amplituder anses å være støysignaler. Pulsene testes fra bak til foran og en ekkopuls anses relevant hvis den har større eller omtrent like stor amplitude som forrige puls.
En hensikt med foreliggende oppfinnelse er å løse de ovennevnte problemer og begrensninger ved den kjente teknikk og generelt å forbedre ultralyd-undersøkelse av foringer og andre rør.
Denne og andre hensikter oppnås ved hjelp av en fremgangsmåte og et apparat som angitt i de vedlagte patentkrav.
Ifølge et trekk ved oppfinnelsen tilveiebringes en forbedret fremgangsmåte for å fastsette tykkelsen av et element og spesielt et rør slik som en væskefylt foring i et borehull. En utførelse av fremgangsmåten omfatter følgende trinn: å rette en puls av ultralydenergi mot rørets indre overflate;
å motta og å lagre, som funksjon av tid, signaler representative for ultralydenergi reflektert fra rørets indre overflate;
å fastsette, ut fra de lagrede signaler, ankomsttiden til det første ekko fra den indre overflate;
å fastsette, utfra de lagrede signaler, ankomsttiden og amplituden til en første kandidat til første ekko fra rørets ytre overflate;
å utføre et omvendt søk på de lagrede signaler for å fastsette, ut fra de lagrede signaler med ankomsttider tidligere enn ankomsttiden til den første kandidat, ankomsttiden til en annen kandidat til første ekko fra den ytre overflate; å sammenligne amplitudene til den første og den andre kandidat, og å velge, basert på sammenligningen, en av kandidatene som det aktuelle ekko fra den
ytre overflate; og å fastsette tykkelsen av røret utfra ankomsttiden til det aktuelle ytreoverflateekko og ankomsttiden til indreoverflateekkoet. Ved hjelp av nevnte fremgangsmåte kan en tidligere ankommende kandidat identifiseres på riktig måte som den ytre overflatens aktuelle ekko, selv om en senere ankommet kandidat har større amplitude.
Ifølge et ytterligere trekk ved oppfinnelsen fokuseres svakt fokuserte ultra-lydstrålepulser på den indre overflate av en væskeomfattende foring i et borehull for å forbedre romoppløsningen og målenøyaktigheten ved fastsettelse av foringens tykkelse. Fortrinnsvis bør ikke konvergensvinkelen omfatte noe betydelig innfallende energi i området utenfor den kompresjonkritiske vinkel i forhold til foringens indre overflate, selv om transduserstillingen, foringens eksentrisitet eller andre faktorer resulterer i en fokusering som avviker noenlunde fra foringens indre overflate. Ifølge en utførelse av oppfinnelsen tilveiebringes en ultralydtransduserinnretning for å overføre ultralydenergi til foringen gjennom væsken og for å motta ultralydenergi representativ for ekkoene reflektert fra foringen, idet ultralydtransduserinnretningen omfatter midler for å fokusere den overførte ultralydenergi på foringens indre overflate, og ultralyden fokuseres med en fokuseringskjegle på f/3 eller et høyere f/nummer for en typisk stålforing i et typisk borehull (f.eks. 127mm til 330mm i indre diameter), og midler for å fastsette foringens tykkelse ut fra de mottatte ekkoer.
Et ytterligere trekk ved oppfinnelsen er at foringens parametere, spesielt den indre radius og tykkelsen, kan beregnes nede i brønnhullet med relativt høy romoppløsning og kan overføres til overflateutstyret for overflatefremvisning i reell tid. Ytterligere trekk og fordeler ved oppfinnelsen vil fremgå av den følgende detaljerte beskrivelse sammen med de vedlagte tegninger hvor: Fig. 1 er et diagram, delvis et blokkskjema, av et apparat ifølge en utførelse av oppfinnelsen og som kan anvendes i en utførelse av fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen; Fig. 2 illustrerer en stråle fokusert ved hjelp av en buet transduser på den indre overflate til en væskeomfattende foring; Fig. 3 er et flytdiagram av en rutine for å styre en prosessor nede i brønnhullet for styring av ned-i-hullsfunksjoner ifølge en utførelse av oppfinnelsen; Fig. 4 omfattende figur 4A og figur 4B, er en rutine for å fastsette foringens indre radius og tykkelse ifølge en utførelse av oppfinnelsen; Fig. 5 illustrerer en bølgeform av den type som oppnås og prosesseres ifølge en utførelse av oppfinnelsen. Fig. 1 viser et undersøkelsesverktøy eller sonde 150 som kan senkes og løftes i et borehull 115 i jordformasjoner 113 ved hjelp av en armert flerlederkabel 117 som passerer over en skive 122 og som styres av overflateutstyr 130. Kabelforflytning og følgelig verktøyets dybdestilling måles ved en dybde-måler 124. Foringen eller røret 140 er anordnet i borehullet og det kan typisk ligge sement (ikke vist) mellom foringen og jordformasjonene, idet hoved-hensikten med sementen er å hindre migrering av fluider mellom områder med vann og med hydrokarboner i et produksjonsområde.
Anordningen 150 er utstyrt med sentreringsenheter 151 og med en roterbar montasje 152 som drives av en motormontasje (ikke vist) liggende i huset 153 i anordningen 150. Motormontasjen driver delmontasjen 152 via en roterende akse og et roterende stempel (ikke vist). Det refereres herved til US-A-5,274,604, og til publikasjonen "Ultrasonic Imager USI", Schlumberger Testing & Production Services, 1991.
Den roterbare delmontasje 152 omfatter en fokusert transduser som retter en puls av ultralydenergi mot fdringen og som mottar de reflekterte ekkoer. Generelt reduserer fokuseringen returekkoets sensitivitet overfor transduserens skjevinnstilling i forhold til refleksjonsoverflaten. Transduseren er koblet til elektronikk i sondens hus via roterende elektriske koblinger (ikke vist). I utførelsen vist i Fig. 1 omfatter elektronikken i verktøyhuset blokker med henvisningstall 161, 165 og 168. Blokk 161 representerer en sender/mottager, og signalbehandling og digitalisering av det mottatte signal. Blokk 165 omfatter en digital mikroprosessor f.eks. modell ADSP-2100 fra Analog Devices Corporation og et assosiert minne, tidsinnstilling- og inngangs/utgangskretser, som sammen danner prosessordelsystemet nede i brønnhullet. Blokk 168 omfatter telemetrikretser for kommunikasjon med telemetrikretser i overflateutstyret 130, som vanligvis kan også omfatte et overflateprosessorsystem. Blokk 168 kan også omfatte en egen prosessor og datakompresjonskoder for å øke effektiviteten på dataoverføringen i det tilgjengelige båndbredde i kabelen 117. En egnet dekoder for å dekode komprimert data kan tilveiebringes i overflateutstyrskretsene.
Under drift styrer prosessor-delsystemet i blokk 165 senderen/mottakeren i blokk 161 for å generere pulssignaler og sende dem til transduseren 160 f.eks. med 1500 pulser pr. sekund. Med hastigheten til delmontasjen 152 på 7,5 omdreininger pr. sekund, gir dette en undersøkelsespuls pr. 1,8 rotasjonsgrader. Delmontasjens rotasjons vinkel er kontinuerlig tilgjengelig via en akselkoder (ikke vist). Etter pulsoverføringen kobles om senderen/mottakeren til mottakelsesmodus, og de mottatte ekkorepresentative resultater (som kan, som kjent, grupperes) mottas, filtreres, samples og digitaliseres ved hjelp av en analog/digital-omformer i kretsen 161. Den digitaliserte bølgeform lagres, under styring av prosessoren, i et bufferminne som er en del av brønnhull-prosessor-delsystemet, som en funksjon av tiden forløpt etter pulsoverføringen. Brønnhull-prosessor-delsystemet, når det er programmert som beskrevet nedenfor, kan fastsette foringens karakteristikker, og overføre, via blokk 168, de fastsatte karakteristikker til jordens overflate i reell tid, dvs. at samtidig som foringen skannes, fastsettes og overføres informasjon om foringens karakteristikker med en hastighet tilnærmet skannehastigheten. I en utførelse fremvises denne informasjon i en fremvisningsenhet i overflateutstyret (slik som en monitor, ikke vist separat) i reell tid.
Anvendelse av fokusering tilveiebringer selvregulering av den akustiske stråle i pulsekkodrift og det reflekterte signalets amplitude blir mindre følsom overfor transduserens avvik fra normal innfallsretning. Ifølge en utførelse av oppfinnelsen er fokuseringen av den akustiske transduser tilpasset til å styre ultralydstrålens spredning innenfor foringens vegg, noe som direkte påvirker romoppløsningen og nøyaktigheten i tykkelsesmålingen. Et eksempel på dette er fokusering av en innfallende akustisk stråle ved et vann/stål-grensesnitt. På grunn av forskjellen (1-4) i kompresjonshastigheten er konvergensvinkelen til den utgående stråle fra stålet mye større enn konvergensvinkelen til den innfallende stråle i vannet. (Se tegningen i Fig. 2, som viser en stråle fokusert ved en buet transduser 260, og fokusering ved vann/stål-grensesnittet). Gitt at den totale sendte energi holdes konstant, vil økt fokusering eller tilsvarende konvergensvinkel av en innfallende stråle påvirke divergensstrålen i stålet til å øke hastigheten, og dette vil resultere i en reduksjon av det reflekterte ekko fra foringens ytre overflate på grunn av geometrisk spredning og spektralrefleksjonstap. Derfor vil amplitudeforholdet mellom ekkoene fra den nære overflate og den ytre overflate økes ugunstig. Øking av andelen av ikke-normalt innfallende energi fremmer skjærbølgeeksitering, noe som forårsaker senere ankomstsignaler, som kan bli sammenligningsbare i amplitude med kompresjonsankomsten. Som nevnt ovenfor vil det ved tynne foringer, der flere ankomstsignaler er tett gruppert i tid, være vanskelig å identifisere det eksterne ekko siden den er forstyrret av den ringende ende fra indreoverflateekkoet, og den har omtrent samme amplitude som de senere ankomstsignaler forårsaket av skjæreksiteringen. Eksessiv fokusering kan derfor være ufordelaktig for fastsettelse av foringens tykkelse. Derfor anvendes, ifølge et trekk ved oppfinnelsen, en relativ svak fokusering av transduseren. For en typisk vannfylt-stålforing (127-330 mm i diameter, rundt 178mm i indre diameter som mest typisk) er den akustiske transduser fokusert til en kjele med f-nummer f/3 eller høyere. En relativt svak fokusering tillater også høy feltdybde som kan romme sterkt deformerte foringer der store
verktøy-eksentreringer kan forventes.
Søkeren har fastslått empirisk at fokuseringen på foringens indre overflate (spesielt ved stålforing) gir optimal romoppløsning og målenøyaktighet for foringens interne radius og tykkelse. Ekkoet fra den indre overflate er som regel det dominerende signal i refleksjonsbølgeformen og det er ønskelig å beholde pulsformen så kompakt i tid som mulig slik at det ikke blir til hinder for ekkoet fra den ytre overflate. Plassering av transduserens fokale plan i foringens indre overflate gir den mest kompakte refleksjonspuls fordi reflektoren ligger pr. definisjon i samme avstand fra alle punktene på overflaten til den fokuserte transduser. Defokusering vil forstyrre dette rom-forhold, det mottatte indreoverflateekko vil spre seg i tid, stilletidsintervallet mellom indre- og ytreoverflateekkoer vil reduseres og tykkelsesmålingen vanskeliggjøres, spesielt ved tynne foringer. Derfor er det ønskelig å plassere transduserens fokale plan så nært som mulig foringens indre overflate.
Fig. 3 viser et flytdiagram av en rutine for å styre brønnhullsprosessordel-systemet i blokk 165 for utføring av ned-i-hull funksjoner. Blokk 310 representerer begynnelsen av overføringen av ultralydenergipulser fra senderen i krets 161 som energiserer transduseren 160. Et stoppesignal, representert ved pil 311, kan avledes fra akselens koder slik at undersøkelses-pulser overføres etter en rotasjon av delmontasjen 152 med et forhåndsbestemt antall grader: 1,8 grader i den foranliggende utførelse. Blokk 320 representerer mottagelse og lagring av ultralydenergi reflektert fra foringen. Som kjent kan verdiområdets signalutvelgelse (begrensning) anvendes til å bare lagre de mottatte signaler som ligger innenfor et bestemt tidsvindu av-hengig av foringens generelle kjent og tilnærmede geometri. Derfor kan man f.eks. for en foring med en bestemt nominell diameter og tykkelse og med kjennskap til lydens hastighet i fluidet og i det faste medium, beregne, i forhold til pulsoverføringstiden, det tilnærmede tidsvindu i hvilket de aktuelle ekkoer kan forventes å mottas, og de mottatte ekkoer vil prosesseres og lagres bare under denne verdiområdebegrensede tidsperiode. I den viste utførelse, virker de primære funksjoner av sendestart og ekkosystemmottagelse etter et stoppeskjema. Funksjonene å starte senderen og å motta og lagre signalene i det verdiområdebegrensede vindu har høyest prioritet.
En rutine tilveiebringes for å beregne foringens radius, reflektivitet og tykkelse for den aktuelle rotasjonsstilling og for å lagre resultatene i en ut-gangsbuffer. Denne rutine (blokk 360) beskrives ytterligere i forbindelse med rutinen i Fig. 4. Styring av overføringen av de beregnede verdier fra utgangsbufferen til overflateutstyret (ved hjelp av telemetriutstyret i blokk 168 i Fig. 1) representeres i blokk 370.1 rutinen i Fig. 3 har funksjonene i blokk 360, 370 sekundær prioritet.
Ved drift, når et signal fra akselens koder angir at senderen skal startes, stanses utførelsen av subrutinen i blokkene 360 og 370 (pil 311), og senderen startes (blokk 310). Deretter kommer man tilbake til subrutinen i blokkene 360 og 370 (pil 312), og den fortsetter til neste stans (pil 321) som genereres ved begynnelsen av det verdiområdebegrensede vindu. Signalene fra transduseren 160 som representerer energien i de mottatte ekkoer mottas og lagres (blokk 320). Dette fortsetter til slutten av det verdiområdebegrensede vindu, hvor et tilbakehopp utføres (pil 322) til subrutinen i blokkene 360 og 370, for fortsettelse av beregningen av foringens parametere. Neste stans (pil 311) forårsaket av et signal fra akselens koder, starter sekvensen på nytt. Prosesseringen utføres tilstrekkelig hurtig å oppnå fremvisning i reell tid av foringens tykkelse på overflaten for 14 i det minste 100 transduserutløsninger (pulser) per omdreining (med 3-6 grader vinkelmellomrom i asimut retning) med en transduserrotasjonshastighet på 5 omdreininger pr. sekund (dvs. en hastighet på 500 undersøkelsespulser pr. sekund). Fortrinnsvis og i et eksempel ifølge oppfinnelsen utføres reelltidsfremvisningen av foringens tykkelse ved overflaten med 200 transduserpulser før rotasjon (med 1,8 grader vinkelmellomrom i asimutretning) med en transduserrotasjonshastighet på 7,5 omdreininger pr. sekund (dvs. en hastighet på 1500 undersøkelsespulser pr. sekund).
I en utførelse av oppfinnelsen, styres overføringen av de beregnede verdier liggende i utgangsbufferen til overflateutstyret ved en separat prosessor. Undersøkelsesanmodninger fra overflateutstyret kan også anvendes for å styre dataoverføringen.
Fig. 4 viser et flytdiagram for en rutine for å styre brønnhullprosessordel-systemet (blokk 165 i fig. 1) ifølge et trekk ved oppfinnelsen, til å oppnå nøyaktig fastsettelse av foringens karakteristikker. Blokk 411 representerer innmating av en digitalisert pulsekkobølgeform som mottas fra analog/digital-omformeren i krets 161. Den digitaliserte bølgeform er lagret i et minne som funksjon av tid (f.eks. tid utgått fra pulsoverføringen) og er tilgjengelig for senere prosessering. Fig. 5 viser formen av en typisk bølgeform, signalstørrelsen er øket med en faktor på 5 der bølgeformen vises i stiplet linje. Blokk 414 representerer stedfesting av et globalt maksimum for å etablere et vindu for første-trinn-prosesseringen, hvor foringens indreoverflateradius og reflektivitet fastsettes ved hjelp av energisentermetoden (COE). Det globale maksimum er punktet med den høyeste amplitude innenfor en generell tidsramme som er kjent omtrentlig utfra foringens nominelle radius og ultralydhastigheten i fluidet i foringen (se punkt F i bølgeform i Fig. 5). Blokk 418 representerer anvendelse av en COE prosesseringssubrutine for å fastsette foringens indreoverflateradius og reflektivitet. Denne spesielle subrutine er ikke i seg selv en oppfinnelse og det kan refereres f.eks. til en detaljert beskrivelse i Stanke & Liang, "Profiling High-Angle Surfaces With Focused Transducer And Time-of-Flight Measurements", IEEE 1990, Ultrasonics Symposium 1990. Amplituden F og tiden T0 for toppen av frontekkoet lagres (blokk 425). Siden pulsen som overføres ved transduseren ikke er en perfekt impuls, overføringsmediet ikke er ideelt, refleksjonsoverflatene ikke er uniforme og det er støy tilstedet, kan ikke de eksakte bølgeform-ankomsttid og ekkotider presiseres på en mottatt bølge-form. Derfor er det en praktisk hensikt ved fastsetting av tykkelse å identifisere konsekvent de samme ekkorepresentative referansetider i signalbølgeformene). Neste blokk (430) representerer et forover hopp (fra toppens tidsreferanse) med en forhåndsbestemt tid for å unngå frontpulsens ringende ende, dvs. for å unngå ringe vibrasjoner som følger hovedreturene fra foringens indre overflate. Den forhåndsbestemte tid kan være f.eks. et mikrosekund og tykkelsesprosesseringsvinduet for dette eksempel er et tidsvindu på 3,7 mikrosekunder. Amplituden A ved begynnelsen av prosesseringsvinduet lagres (blokk 433). Deretter, stedfestes toppen av ekkoet (ytre overflate) innenfor prosesseringsvinduet og amplituden Bi og tiden lagres (blokk 436). Den første kandidat for bakekkotoppen tas som den største amplitudetopp innenfor prosesseringsvinduet med motsatt polaritet til frontekkotoppen. Neste blokk (440) representerer et søk bakover i tid i et omvendt søkeområde (som, om ønsket, kan startes fra en spesifikk tid før den fastnådde topp), for å finne en andre kandidat for bakekkotoppen med samme polaritet som den første kandidat for bakekkotoppen. Toppens amplitude og tid lagres respektivt som B2 og T2. En sammenligning utføres deretter (avgjørelsesblokk 450) mellom toppenes amplituder Bi og B2. Hvis B2 er større enn en forhåndsbestemt andel (C) av Bi, velges B2 (blokk 452) som amplituden for ekkotoppen fra foringens ytreoverflate (kalt B) og T2 (toppens ankomsttid) velges som ankomsttiden (kalt T). Motsatt, hvis B2 er lik eller mindre enn en forhåndsbestemt andel (C) av Bi, velges Bi (blokk 454) som B toppen og Ti som tid T. I et eksempel er C=0,7. Neste blokk (460) representerer fastsettelse av foringens tykkelse utfra tiden T. Denne kan fastsettes som produktet av forplantningstiden i foringen (T-T0) og ultralydhastigheten i foringens materiale (typisk stål) delt på 2.
Siden ultralydstrålen er fokusert, reduseres den såkalte effektive langsomhet (som er relatert til forskjellige banelengder i forskjellige deler av den fokuserte stråle) i forplantingsmediet. Den reduserte langsomhet (øket hastighet) kan beregnes basert på transduserens reduseringskarakteristikker. Den rettede hastighet (se Stank & Liang, "Profiling High-Angle Surfaces With Focused Tranducers And Time-of-Flight Measurements" IEEE 1990 Symposium, 1990) kan beregnes basert på transduserens fokuserings-karakteristikker. Den rette hastighet kan anvendes for fastsettelse av foringens indre radius og tykkelse.
En alternativ diagnoserutine kan implementeres (blokk 470). Blant diagnose-funksj onene som kan implementeres er de følgende: (1) Verktøyeksentering under uvanlige foringsforhold, eller simpelthen operatørfeil i setting av verdiområdets begrensingsforsyvning, kan forårsake at datainnhentingsvinduet bommer refleksjonsbølgeformen delvis eller totalt. Et slikt forhold kan detekteres og merkes; (2) COE stedfestingen og stedfestingen av det globale maksimum stemmer ikke overens på grunn av asymmetrier ved bølgeformen, men de bør ligge rimelig nært hverandre. Når COE-beregningen og stedfestingen av den positive topp avviker betydelig, kan forholdet merkes; (3) Amplituden av det ytre ekko relativt til den globale maksimum kan sjekkes og merkes hvis den ligger utenfor et bestemt verdiområde; (4) Frontekkoet vil som regel spres i tid når den treffer betydelige røffhet i foringens indre overflate. Hvis amplituden til den første tidssampel på tykkelsesprosesseringsvinduet overskrider en terskelprosent av indreekkoets globale maksimum, kan forholdet merkes for å angi frontpulsspredning.
Claims (17)
1. Fremgangsmåte for å fastsette tykkelsen av et element, omfattende trinnene å rette en puls av ultralydenergi mot elementet, og å motta og lagre som en funksjon av tid signaler representative for ultralydenergi reflektert fra elementet, og å fastsette, utfra de lagrede signaler, ankomsttiden til det første ekko fra elementets frontoverflate, idet fremgangsmåten er karakterisert ved åt det fastsettes, ut fra de lagrede signaler, ankomsttiden og amplituden til en første kandidat til første ekko fra elementets (436) bakoverflate, å utføre et omvendt søk på de lagrede signaler for å fastsette, utfra de lagrede signaler med tider tidligere enn ankomsttiden til den første kandidat, ankomsttiden og amplituden til en annen kandidat til første ekko fra elementets (440) bakoverflate, å sammenligne amplitudene til de første og andre kandidater, og å velge, basert på sammenligningen, en av kandidatene som det aktuelle bakoverflateekko (450, 452, 454), i det den andre kandidat velges som det aktuelle bakoverflateekko bare hvis den har en amplitude lik i det minste en forhåndsbestemt andel av den første kandidatens amplitude, og å fastsette tykkelsen av elementet ut fra ankomsttiden til det aktuelle bakoverflateekko og ankomsttiden til frontoverflateekkoet (460).
2. Fremgangsmåte som angitt i krav 1,
karakterisert ved at trinnet å fastsette ankomsttiden til det første frontoverflateekko omfatter å fastsette den globale topp av de lagrede signaler med ankomsttider innenfor en forhåndsbestemt tidsperiode.
3. Fremgangsmåte som angitt i krav 2,
karakterisert ved at den første kandidat til første ekko fastsettes som den høyeste amplitudetopp med motsatt polaritet til den globale topp.
4. Fremgangsmåte som angitt i en hvilken som helst av de foreliggende krav,
karakterisert ved at den forhåndsbestemte andel er omtrent 0,7.
5. Fremgangsmåte som angitt i et hvilken som helst av de foreliggende krav,
karakterisert ved at elementet omfatter et generelt sylindrisk rør, elementets frontoverflate omfatter rørets indre overflate, og elementets bakoverflate omfatter rørets ytre overflate.
6. Fremgangsmåte som angitt i krav 5,
karakterisert ved at røret er en væskeomfattende foring i et jordborehull.
7. Apparat for å fastsette tykkelsen av en generelt sylindrisk foring i et jordborehull, omfattende en loggeanordning (150) som kan henges i borehullet (115), idet loggeanordningen omfatter midler for å rette en puls av ultralydenergi mot foringens innside, og for å motta og lagre, som en funksjon av tid, signaler representative for ultralydenergi reflektert fra foringens indre overflate, midler for å fastsette, utfra de lagrede signaler, ankomsttiden til det første ekko fra den indre overflate;
karakterisert ved midler for å fastsette, ut fra de lagrede signaler, ankomsttiden og amplituden til en første kandidat til første ekko fra den ytre overflate i foringen (161, 165), midler for å utføre et omvendt søk på de lagrede signaler for å fastsette, utfra de lagrede signaler med tider tidligere enn ankomsttiden til den første kandidat, ankomsttiden og amplituden for en andre kandidat til første ekko fra den ytre overflate (161, 165), midler for å sammenligne amplitudene til den første og. den andre kandidat, og for å velge basert på sammenligningen, en av kandidatene som det aktuelle ytreoverflateekko (161, 165), idet den andre kandidat er valgt som det aktuelle bakoverflateekko bare hvis den har en amplitude på i det minste en forhåndsbestemt andel av amplituden til den første kandidat, og midler til å fastslå tykkelsen av foringen utfra ankomsttiden til det aktuelle ytreoverflateekko og ankomsttiden til indreoverflateekkoet (161, 165).
8. Apparat som angitt i krav 7,
karakterisert ved at midlene for å fastsette ankomsttiden til det første indreoverflateekko omfatter midler for å fastsette den globale topp av de lagrede signaler med ankomsttider innenfor en forhåndsbestemt tidsperiode.
9. Apparat som angitt krav 7 eller krav 8,
karakterisert ved at det videre omfatter midler for å overføre den fastsatte tykkelse til jordens overflate for fremvisning i reell tid av tykkelsen (130, 168).
10. Apparat som angitt i en hvilken som helst av kravene 7-9, for å undersøke en fluidomfattende generelt sylindrisk foring i et jordborehull, hvor pulsrettingsmidlene omfatter en ultralydtransduser for å overføre ultralydenergi gjennom fluidet til fåringen og for å motta ultralydenergi.
11. Apparat som angitt i krav 9 eller 10,
karakterisert ved at det videre omfatter midler for å overføre den fastsatte tykkelse til jordens overflate for fremvisning av tykkelsen i reell tid.
12. Apparat som angitt i krav 9, 10 eller 11 for å undersøke et fluidomfattende generelt sylindrisk foring i et jordborehull,
karakterisert ved at det omfatter en ultralydtransdusermontasje for å overføre ultralydenergi gjennom fluidet til foringen og for å motta ultralydenergi representativ for ekkoene reflektert fra fdringen, idet ultralyd-transdusermontasjen omfatter midler for å fokusere den overførte ultralydenergi ved foringens indre overflate med en fokuseringskjegle på f/3 eller høyere f-nummer.
13. Apparat som angitt i krav 12,
karakterisert ved at transdusermontasjen omfatter en ultralyd-transduseranordning med en konkavt buet overflate for å fokusere ultralyd.
14. Apparat som angitt en hvilket som helst av krav 8-13, karakterisert ved at loggeutstyret omfatter: (a) en roterbar ultralydtransduser; (b) midler for å rotere transduseren for å utføre kontinuerlig 360 grader asimut skanning av transduseren; (c) midler for å energisere transduseren til å sende pulser av ultralydenergi mens den skanner, og midler for å motta ultralydenergi reflektert fra fdringens indre og ytre overflate; (d) midler som reagerer til den mottatte ultralydenergi for å beregne i reell tid signaler representative for fdringens tykkelse ved hver av flere asimutale skannerstillinger for transduseren; (e) midler for å overføre til overflateutstyret, signaler representative for fdringens tykkelse;
idet apparatet ytterligere omfatter utstyr som kommuniserer med loggeanordningen og midler for å motta de overførte signaler representative for fdringens tykkelse; og midler som reagerer på signalene for å fremvise foringens tykkelse i reell tid.
15. Apparat som angitt i krav 14,
hvor,
karakterisert ved at asimutskannerstillingene omfatter skannerstillinger med i det minste 3,6 rotasjonsgrader mellomrom, med en rotasjons-hastighet på i det minste 5 omdreininger pr. sekund.
16. Apparat som angitt i krav 15, hvor asimutskannerstillingene omfatter skannerstillinger med 1,8 rotasjonsgrader mellomrom og med en rotasjons-hastighet på 7,5 omdreininger pr. sekund.
17. Apparat som angitt i krav 14, 15 eller 16,
karakterisert ved at loggeanordningen ytterligere omfatter midler som reagerer på den mottatte ultralydenergi for å beregne i reell tid signaler representative for foringens indre radius ved hver av flere asimutal skanne-stillinger.
Applications Claiming Priority (2)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
US08/322,919 US6188643B1 (en) | 1994-10-13 | 1994-10-13 | Method and apparatus for inspecting well bore casing |
PCT/US1995/012197 WO1996012161A1 (en) | 1994-10-13 | 1995-09-22 | Method and apparatus for determining the thickness of a well bore casing |
Publications (3)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
NO971692D0 NO971692D0 (no) | 1997-04-11 |
NO971692L NO971692L (no) | 1997-06-13 |
NO321107B1 true NO321107B1 (no) | 2006-03-20 |
Family
ID=23257022
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
NO19971692A NO321107B1 (no) | 1994-10-13 | 1997-04-11 | Fremgangsmate og apparat for a fastsette tykkelsen til en borehullsfôring |
Country Status (6)
Country | Link |
---|---|
US (2) | US6188643B1 (no) |
AU (1) | AU3683195A (no) |
CA (1) | CA2202490C (no) |
GB (1) | GB2310721B (no) |
NO (1) | NO321107B1 (no) |
WO (1) | WO1996012161A1 (no) |
Families Citing this family (60)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
JPH10253339A (ja) * | 1997-03-06 | 1998-09-25 | Mitsubishi Electric Corp | 音波利用計測方法及び計測装置 |
US6263989B1 (en) * | 1998-03-27 | 2001-07-24 | Irobot Corporation | Robotic platform |
US8412377B2 (en) | 2000-01-24 | 2013-04-02 | Irobot Corporation | Obstacle following sensor scheme for a mobile robot |
US8788092B2 (en) | 2000-01-24 | 2014-07-22 | Irobot Corporation | Obstacle following sensor scheme for a mobile robot |
US6956348B2 (en) | 2004-01-28 | 2005-10-18 | Irobot Corporation | Debris sensor for cleaning apparatus |
US6870792B2 (en) | 2000-04-04 | 2005-03-22 | Irobot Corporation | Sonar Scanner |
US6684706B2 (en) | 2000-11-29 | 2004-02-03 | Cooper Cameron Corporation | Ultrasonic testing system |
US6883376B2 (en) * | 2001-01-23 | 2005-04-26 | Wright State University | Method for determining the wall thickness and the speed of sound in a tube from reflected and transmitted ultrasound pulses |
US6690134B1 (en) | 2001-01-24 | 2004-02-10 | Irobot Corporation | Method and system for robot localization and confinement |
US7571511B2 (en) | 2002-01-03 | 2009-08-11 | Irobot Corporation | Autonomous floor-cleaning robot |
US7663333B2 (en) | 2001-06-12 | 2010-02-16 | Irobot Corporation | Method and system for multi-mode coverage for an autonomous robot |
US8396592B2 (en) * | 2001-06-12 | 2013-03-12 | Irobot Corporation | Method and system for multi-mode coverage for an autonomous robot |
US6666095B2 (en) * | 2001-11-30 | 2003-12-23 | The Regents Of The University Of California | Ultrasonic pipe assessment |
US9128486B2 (en) | 2002-01-24 | 2015-09-08 | Irobot Corporation | Navigational control system for a robotic device |
EP1348954A1 (en) * | 2002-03-28 | 2003-10-01 | Services Petroliers Schlumberger | Apparatus and method for acoustically investigating a borehole by using a phased array sensor |
US6891777B2 (en) * | 2002-06-19 | 2005-05-10 | Schlumberger Technology Corporation | Subsurface borehole evaluation and downhole tool position determination methods |
US8428778B2 (en) | 2002-09-13 | 2013-04-23 | Irobot Corporation | Navigational control system for a robotic device |
US8386081B2 (en) | 2002-09-13 | 2013-02-26 | Irobot Corporation | Navigational control system for a robotic device |
US7735024B2 (en) * | 2003-10-29 | 2010-06-08 | Intel Corporation | Methods and apparatus to provide a handheld pointer-based user interface |
US7423930B2 (en) * | 2003-12-10 | 2008-09-09 | Schlumberger Technology Corporation | Methods and systems for detecting arrivals of interest |
US7332890B2 (en) * | 2004-01-21 | 2008-02-19 | Irobot Corporation | Autonomous robot auto-docking and energy management systems and methods |
DE112005000738T5 (de) | 2004-03-29 | 2007-04-26 | Evolution Robotics, Inc., Pasadena | Verfahren und Vorrichtung zur Positionsbestimmung unter Verwendung von reflektierten Lichtquellen |
KR101142564B1 (ko) | 2004-06-24 | 2012-05-24 | 아이로보트 코퍼레이션 | 자동 로봇 장치용의 원격 제어 스케줄러 및 방법 |
US8972052B2 (en) | 2004-07-07 | 2015-03-03 | Irobot Corporation | Celestial navigation system for an autonomous vehicle |
US7706917B1 (en) | 2004-07-07 | 2010-04-27 | Irobot Corporation | Celestial navigation system for an autonomous robot |
NZ552605A (en) * | 2004-07-23 | 2009-01-31 | Electric Power Res Inst | Flexible electromagnetic acoustic transducer sensor |
NZ552604A (en) * | 2004-07-26 | 2010-01-29 | Electric Power Res Inst | Device for Providing the Position of a Flaw Indication on the Exterior of a Nozzle, a Pressure Vessel, and/or a Blend |
US20060067162A1 (en) * | 2004-09-29 | 2006-03-30 | Blankinship Thomas J | Ultrasonic cement scanner |
US7620476B2 (en) | 2005-02-18 | 2009-11-17 | Irobot Corporation | Autonomous surface cleaning robot for dry cleaning |
KR101240732B1 (ko) | 2005-02-18 | 2013-03-07 | 아이로보트 코퍼레이션 | 습식 및 건식 청소를 위한 자동 표면 청소 로봇 |
US8392021B2 (en) | 2005-02-18 | 2013-03-05 | Irobot Corporation | Autonomous surface cleaning robot for wet cleaning |
US7617603B2 (en) * | 2005-02-28 | 2009-11-17 | Electric Power Research Institute, Inc. | Method for inspection and repair |
US8930023B2 (en) * | 2009-11-06 | 2015-01-06 | Irobot Corporation | Localization by learning of wave-signal distributions |
EP1736634A1 (en) * | 2005-06-24 | 2006-12-27 | Services Petroliers Schlumberger | An ultrasonic estimating method and apparatus for a cased well |
US7656747B2 (en) * | 2005-07-22 | 2010-02-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | Ultrasonic imaging in wells or tubulars |
ATE534941T1 (de) | 2005-12-02 | 2011-12-15 | Irobot Corp | Abdeckungsrobotermobilität |
ES2334064T3 (es) | 2005-12-02 | 2010-03-04 | Irobot Corporation | Robot modular. |
EP2816434A3 (en) | 2005-12-02 | 2015-01-28 | iRobot Corporation | Autonomous coverage robot |
EP2544065B1 (en) | 2005-12-02 | 2017-02-08 | iRobot Corporation | Robot system |
ES2522926T3 (es) | 2005-12-02 | 2014-11-19 | Irobot Corporation | Robot Autónomo de Cubrimiento |
EP2394553B1 (en) | 2006-05-19 | 2016-04-20 | iRobot Corporation | Removing debris from cleaning robots |
US7639562B2 (en) * | 2006-05-31 | 2009-12-29 | Baker Hughes Incorporated | Active noise cancellation through the use of magnetic coupling |
US8417383B2 (en) | 2006-05-31 | 2013-04-09 | Irobot Corporation | Detecting robot stasis |
US20080229885A1 (en) * | 2007-03-22 | 2008-09-25 | Mah Pat Y | Jar opener |
KR101301834B1 (ko) | 2007-05-09 | 2013-08-29 | 아이로보트 코퍼레이션 | 소형 자율 커버리지 로봇 |
GB2459091B (en) * | 2008-04-07 | 2012-05-23 | Thales Holdings Uk Plc | Method and system for acoustic imaging |
US9175559B2 (en) * | 2008-10-03 | 2015-11-03 | Schlumberger Technology Corporation | Identification of casing collars while drilling and post drilling using LWD and wireline measurements |
EP3192419B1 (en) | 2010-02-16 | 2021-04-07 | iRobot Corporation | Vacuum brush |
CA2806145A1 (en) | 2010-07-30 | 2012-02-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | High resolution downhole imaging |
US9328606B2 (en) | 2011-01-06 | 2016-05-03 | Schlumberger Technology Corporation | Method and device to measure perforation tunnel dimensions |
EP2662154B1 (en) | 2011-02-15 | 2017-03-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Acoustic transducer with impedance matching layer |
US8894580B2 (en) | 2012-04-27 | 2014-11-25 | Ut-Battelle, Llc | Reflective echo tomographic imaging using acoustic beams |
US10358905B2 (en) * | 2014-01-13 | 2019-07-23 | Weatherford Technology Holdings, Llc | Ultrasonic logging methods and apparatus for measuring cement and casing properties using acoustic echoes |
DE102014102906A1 (de) * | 2014-03-05 | 2015-09-10 | Inoson GmbH | Untertage-Detektionsvorrichtung und Detektionsverfahren |
EP3137736A4 (en) | 2014-07-11 | 2018-01-10 | Halliburton Energy Services, Inc. | Casing defect determination using eddy current techniques |
US10060883B2 (en) | 2015-10-01 | 2018-08-28 | General Electric Company | Pipeline crack detection |
US20170234122A1 (en) * | 2015-10-09 | 2017-08-17 | Halliburton Energy Services, Inc. | Hazard Avoidance During Well Re-Entry |
CN106772598B (zh) * | 2016-12-12 | 2018-04-17 | 中国石油大学(华东) | 利用接收函数周期性测量沉积地层时间厚度的方法 |
GB2581181B8 (en) * | 2019-02-06 | 2021-08-11 | Darkvision Tech Inc | Acoustic surface imaging using time of flight |
CN114720564B (zh) * | 2022-06-08 | 2022-09-30 | 中国空气动力研究与发展中心计算空气动力研究所 | 基于超声横波的结构表面减薄缺陷起始点定位方法、设备 |
Family Cites Families (18)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US3929006A (en) * | 1973-11-26 | 1975-12-30 | Western Electric Co | Measuring article thickness ultrasonically |
US3958559A (en) * | 1974-10-16 | 1976-05-25 | New York Institute Of Technology | Ultrasonic transducer |
US4160385A (en) * | 1977-06-30 | 1979-07-10 | E. I. Dupont De Nemours And Co. | Pipe quality monitoring mechanism |
CA1139872A (en) * | 1980-01-11 | 1983-01-18 | Jiri Vrba | Nondestructive system for testing the thickness of boiler tubes in boilers |
EP0075997A3 (en) * | 1981-09-25 | 1985-05-22 | Sigma Research, Inc. | Well logging device |
US4445380A (en) * | 1982-07-21 | 1984-05-01 | Technicare Corporation | Selectable focus sphericone transducer and imaging apparatus |
US4470305A (en) * | 1982-09-27 | 1984-09-11 | General Electric Company | Annular array used as a horn transducer |
US4576048A (en) * | 1982-09-30 | 1986-03-18 | New York Institute Of Technology | Method and apparatus for ultrasonic inspection of a solid workpiece |
US4799177A (en) * | 1985-12-31 | 1989-01-17 | The Boeing Company | Ultrasonic instrumentation for examination of variable-thickness objects |
US4953147A (en) * | 1987-11-04 | 1990-08-28 | The Stnadard Oil Company | Measurement of corrosion with curved ultrasonic transducer, rule-based processing of full echo waveforms |
US4893286A (en) * | 1987-11-04 | 1990-01-09 | Standard Oil Company | System and method for preprocessing and transmitting echo waveform information |
US5072388A (en) * | 1990-01-31 | 1991-12-10 | Union Oil Company Of California | Lined casing inspection method |
JP2613307B2 (ja) * | 1990-05-22 | 1997-05-28 | 三菱電機株式会社 | 推論システム |
US5044462A (en) * | 1990-07-31 | 1991-09-03 | Halliburton Logging Services, Inc. | Focused planar transducer |
DE4040190C2 (de) * | 1990-12-15 | 1994-08-04 | Kernforschungsz Karlsruhe | Verfahren zur Laufzeitmessung von Ultraschall bei der Impuls-Reflexionsmethode |
US5146432A (en) * | 1991-08-05 | 1992-09-08 | Schlumberger Technology Corporation | Method for making cement impedance measurements with characterized transducer |
US5274604A (en) * | 1992-10-13 | 1993-12-28 | Schlumberger Technology Corporation | Method for spatially filtering signals representing formation and channel echoes in a borehole environment |
US5379642A (en) * | 1993-07-19 | 1995-01-10 | Diasonics Ultrasound, Inc. | Method and apparatus for performing imaging |
-
1994
- 1994-10-13 US US08/322,919 patent/US6188643B1/en not_active Expired - Lifetime
-
1995
- 1995-09-22 CA CA002202490A patent/CA2202490C/en not_active Expired - Lifetime
- 1995-09-22 GB GB9707606A patent/GB2310721B/en not_active Expired - Lifetime
- 1995-09-22 AU AU36831/95A patent/AU3683195A/en not_active Abandoned
- 1995-09-22 WO PCT/US1995/012197 patent/WO1996012161A1/en active Application Filing
-
1996
- 1996-08-26 US US08/703,305 patent/US5717169A/en not_active Expired - Lifetime
-
1997
- 1997-04-11 NO NO19971692A patent/NO321107B1/no not_active IP Right Cessation
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
GB2310721B (en) | 1998-04-29 |
NO971692L (no) | 1997-06-13 |
AU3683195A (en) | 1996-05-06 |
NO971692D0 (no) | 1997-04-11 |
US6188643B1 (en) | 2001-02-13 |
US5717169A (en) | 1998-02-10 |
WO1996012161A1 (en) | 1996-04-25 |
CA2202490A1 (en) | 1996-04-25 |
GB9707606D0 (en) | 1997-06-04 |
GB2310721A (en) | 1997-09-03 |
CA2202490C (en) | 2007-05-08 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
NO321107B1 (no) | Fremgangsmate og apparat for a fastsette tykkelsen til en borehullsfôring | |
US5089989A (en) | Method and apparatus for measuring the quality of a cement to a casing bond | |
US5164548A (en) | Method and apparatus for ultrasonic scanning of a borehole having improved sensor array and timing circuit | |
AU2011382521B2 (en) | Acoustic transducer apparatus, systems, and methods | |
US4382290A (en) | Apparatus for acoustically investigating a borehole | |
US4733380A (en) | Apparatus and method for acoustically investigating a casing set in a borehole | |
CA2009522C (en) | Method and device for localization and focusing of acoustic waves in tissues | |
US4703427A (en) | Method for evaluating the quality of cement surrounding the casing of a borehole | |
US6041861A (en) | Method to determine self-calibrated circumferential cased bond impedance | |
US11578591B2 (en) | Correcting for eccentricity of acoustic sensors in wells and pipes | |
NO176626B (no) | Loggefremgangsmåte og apparat for akustisk inspeksjon av borehull med foringsrör | |
US4796238A (en) | System for measurement of the acoustic coefficient of reflection of submerged reflectors | |
BR112021000838A2 (pt) | Avaliação de cimento através da tubulação com o uso de métodos sísmicos | |
US4885723A (en) | Acoustic apparatus and method for detecting borehole wall discontinuities such as vertical fractures | |
NO824262L (no) | Fremgangsmaate og apparat for bestemmelse av tverrgaaende dimensjoner i et broenn-hull | |
NO162254B (no) | Fremgangsmaate og apparat for aa detektere frakturer. | |
US6584860B1 (en) | Flow probe insertion gauge | |
GB2578697A (en) | Formation acoustic property measurement with beam-angled transducer array | |
US11644441B2 (en) | Acoustic surface imaging using time of flight | |
CN105465611A (zh) | 一种排水管道声纳检测方法 | |
US4641531A (en) | Ultrasonic inspection apparatus and method for locating multiple defects in eccentric wall tubular goods | |
NO157197B (no) | Fremgangsmaate og apparat for aa bestemme kvaliteten av sementeringen rundt et foringsroer. | |
US4992994A (en) | Borehole televiewer for fracture detection and cement evaluation | |
US4525815A (en) | Well pipe perforation detector | |
WO2022011294A1 (en) | Logging apparatus and method for use of same |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MK1K | Patent expired |