NO335508B1 - Akustisk loggesonde med en struktur av mottakere og avstandsstykker - Google Patents
Akustisk loggesonde med en struktur av mottakere og avstandsstykker Download PDFInfo
- Publication number
- NO335508B1 NO335508B1 NO20032207A NO20032207A NO335508B1 NO 335508 B1 NO335508 B1 NO 335508B1 NO 20032207 A NO20032207 A NO 20032207A NO 20032207 A NO20032207 A NO 20032207A NO 335508 B1 NO335508 B1 NO 335508B1
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- receiver
- logging tool
- tool according
- spindle
- acoustic
- Prior art date
Links
- 125000006850 spacer group Chemical group 0.000 title claims description 19
- 239000000523 sample Substances 0.000 title description 13
- 230000005404 monopole Effects 0.000 claims description 17
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 claims description 2
- 238000010276 construction Methods 0.000 claims 1
- 238000005452 bending Methods 0.000 abstract description 10
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 abstract description 6
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 abstract description 4
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 6
- 238000013461 design Methods 0.000 description 5
- 238000004891 communication Methods 0.000 description 4
- 238000010304 firing Methods 0.000 description 4
- 239000012212 insulator Substances 0.000 description 4
- 230000000712 assembly Effects 0.000 description 3
- 238000000429 assembly Methods 0.000 description 3
- 239000000463 material Substances 0.000 description 3
- 239000004809 Teflon Substances 0.000 description 2
- 229920006362 Teflon® Polymers 0.000 description 2
- 230000001934 delay Effects 0.000 description 2
- 238000009413 insulation Methods 0.000 description 2
- 238000000034 method Methods 0.000 description 2
- 229910000831 Steel Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910001069 Ti alloy Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000002745 absorbent Effects 0.000 description 1
- 239000002250 absorbent Substances 0.000 description 1
- 230000005540 biological transmission Effects 0.000 description 1
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 1
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 1
- 230000008878 coupling Effects 0.000 description 1
- 238000010168 coupling process Methods 0.000 description 1
- 238000005859 coupling reaction Methods 0.000 description 1
- 238000001514 detection method Methods 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 1
- 238000011156 evaluation Methods 0.000 description 1
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 1
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 1
- 238000003384 imaging method Methods 0.000 description 1
- 238000002955 isolation Methods 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 230000010287 polarization Effects 0.000 description 1
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 1
- 230000000644 propagated effect Effects 0.000 description 1
- 238000011160 research Methods 0.000 description 1
- 239000010935 stainless steel Substances 0.000 description 1
- 229910001220 stainless steel Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000010959 steel Substances 0.000 description 1
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 1
Classifications
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
- G01V1/00—Seismology; Seismic or acoustic prospecting or detecting
- G01V1/40—Seismology; Seismic or acoustic prospecting or detecting specially adapted for well-logging
- G01V1/52—Structural details
- G01V1/523—Damping devices
-
- Y—GENERAL 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
- Y10—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC
- Y10S—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y10S367/00—Communications, electrical: acoustic wave systems and devices
- Y10S367/911—Particular well-logging apparatus
Landscapes
- Physics & Mathematics (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Acoustics & Sound (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Geology (AREA)
- Remote Sensing (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Physics & Mathematics (AREA)
- Geophysics (AREA)
- Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
- Investigating Or Analyzing Materials By The Use Of Ultrasonic Waves (AREA)
- Arrangements For Transmission Of Measured Signals (AREA)
- Measurement Of Velocity Or Position Using Acoustic Or Ultrasonic Waves (AREA)
- Transducers For Ultrasonic Waves (AREA)
Abstract
Et loggeverktøy for sonisk logging av borehull i undergrunnen har en hovedsakelig kontinuerlig sentral spindel på hvilken masseblokker er anordnet i en regelmessig avstand, idet minst noen av masseblokkene bærer sensorer så som mottakere. Ved å ta denne strukturen i bruk kan verktøyet bringes til å oppføre seg som en massefjærstruktur, og dets bøye- og forlengelsesoppførsel styres slik at dets dispersjonskurve ikke strekker seg inn i dispersjonskurven til formasjonen som skal logges. Strukturen kan anvendes på hele loggeverktøyet eller kun på mottakerseksjonen og/eller enhver avstandsseksjon mellom mottaker- og senderseksjonen.
Description
Den foreliggende oppfinnelse vedrører strukturer til bruk i mottakeroppstillinger og avstandsstykker til bruk i akustiske borehullslogge-verktøy. Særlig vedrører oppfinnelsen en struktur som har en bestemt bøyeoppførsel som er designet til å redusere innvirkningen av forstyrrelser med akustiske loggemålinger.
Feltet akustisk logging av borehull innen olje- og gassindustrien involverer ut-førelse av akustiske målinger i borehullet ved frekvenser typisk i området 500 Hz - 20 kHz. Under dette området anses typisk for å være den seismiske domene, over er det ultra-akustiske domene. En sammenfatning av de generelle teknikker som er in-volvert i akustisk borehulls-logging kan finnes i GEOPHYSICAL PROSPECTtNG USING SONICS AND ULTRASONICS, Wiley encyclopedia of Electrical and Electro-nic Engineering 1999, side 340-365.
Et eksempel på et akustisk loggeverktøy som brukes av Schlumberger er di-polakustisk avbildningsverktøyet (Dipole Sonic Imaging, DSI), som er vist i skjematisk form på fig. 1. DSI-verktøyet omfatter en senderseksjon 10 som har et par (øvre og nedre) dipoikilder 12 som er anordnet ortogonalt i radialplanet, og en monopolkilde 14. En akustisk isolasjonsforbindelse 16 forbinder senderseksjonen 10 med en mottakerseksjon 15, som inneholder en gruppe på åtte mottakerstasjoner plassert i en avstand fra hverandre, som hver inneholder to hydrofonpar, et orientert på linje med én av dipolkildene, det andre med den ortogonale kilden. En elektronikkpartron 20 er tilkoplet ved toppen av mottakerseksjonen 15 og tillater kommunikasjon mellom verktøyet og en kontrollenhet 22 som er lokalisert ved overflaten via en elektrisk kabel 24. Med et slikt verktøy er det mulig å foreta både monopol-målinger og dipolmå-linger. DSI-verktøyet har flere datainnsamlings-operasjonsmodi, som alle kan kombi-neres for innsamling av bølgeformer. Modiene er: øvre og nedre dipolmodt (upper and lower dipole modes, UDP, LDP) - bølgeformer som er registrert fra mottakerpar innrettet med den respektive dipolkilde som brukes til å generere signalet; krysset dipolmodus - bølgeformer registrert fra hvert mottakerpar for avfyringer av dipolkilden som befinner seg på linje og den kryssede dipolkilden; Stonely modus - monopol bøl-geformer fra lagfrekvent avfyring av monopol-kilden; P og S modus (P&S) - monopol bølgeformer fra høyfrekvent avfyring av monopolsenderen; og første bevegelsesmo-dus - monopolterskel-kryssende data fra høyfrekvent avfyring av monopolkilden.
Et ofte observert problem ved dipol-logging er forplantningen av et bøyesignal fra kilden til mottakerne langs selve verktøyet. Dette signalet, ofte kjent som
«verktøyankomst», forstyrrer detekteringen av det korresponderende signal som har forplantet seg i formasjonen, og dette er således svært uønsket. Løsningsmåter som har blitt foretatt for å fjerne eller redusere forekomsten av verktøyankomster inkluderer tilveiebringelse av en innretning eller en struktur mellom kilden og mottakerne, hvilken forhindrer forplantning av verktøyankomsten {en «isolator»), og å ta i bruk en mottakerstruktur som forsinker eller demper verktøyankomsten.
En form for isolator finnes i verktøy hvor kildene og mottakeren finnes i to separate legemer som er forbundet med en relativt fleksibel konnektor, så som en kabel eller et fleksibelt rør. Et eksempel på dette finnes i US 5.343.001. En slik løsningsmå-te er effektiv til å forhindre løsningsankomsten i å passere direkte langs verktøylege-met fra kilden til mottakeren, men har det problem at verktøyet ikke kan brukes i noe borehull som ikke er vertikalt, eller tilnærmet vertikalt. Siden borehull som avviker fra vertikalen er meget vanlige, har et slikt verktøy begrenset anvendelse. Denne strukturen løser heller ikke problemet med bøyesignalkopting inn i mottakerstrukturen fra borehullet og deretter forplantning langs mottakeren.
For verktøy hvor kildene og mottakeren er forbundet i en relativt stiv struktur (d.v.s. en som kan operere i awiksborehull) har løsningsmåten vært å plassere en isolator mellom kilden og mottakeren, hvilken bryter verktøyankomstens vei med en struktur som forsinker og/eller demper bøyesignalets forplantning langs verktøylege-met. t DSI-verktøyet beskrevet ovenfor inkluderer den akustiske isolasjonsforbindelse stabler av gummi- og stålskiver som er lokalisert rundt forbindelseselementer. Denne strukturen er den eneste forbindelse mellom senderen og mottakeren, idet det ikke er noe kontinuerlig hus eller verktøylegeme mellom de to. den akustiske isolasjonsfor-bindelsen er beskrevet i nærmere detalj i US 4.872.526.
En annen form for isolator er en segmentert struktur hvor isolatoren består av en serie av segmenter, som hvert kun er forbundet til sine naboer, idet det er noe fjærende eller absorberende materiale ved hver forbindelse. Eksempler på slike strukturer finnes i US 5.229.553 som har en serie av skall og spoler, eller i US 5.782.978 som har et antall rørformede elementer som er forbundet med sammen- låste fliker (se også SPE-56790 «A dipole Array Sonic Tool for Vertical and Deviated Wells», Lucio N. Tello, Thomas J. Blankinship, Edwin K. Roberts Computalog Rese-rach, Rick D. Kuzmiski, Computalog Ltd., 1999 SPE Annual Technical Conference and Exhibition, Houston, Texas 3 - 6 oktober 1999).
Så vet som å tilveiebringe en isolator mellom kilden og mottakeren, har modifi-kasjoner av strukturen i selve mottakerseksjonen blitt foreslått. IDS-verktøyet, hvor
mottakerhuset sørger for verktøyets viktigste strukturelle styrke, brukes en kombina-sjon av spalter og åpninger og masse-lastringer til å modifisere den akustiske oppfør-sel av huset for å redusere eller forsinke bøye-verktøyankomster (og andre) verktøy-ankomster. Ytterligere eksempler på denne løsningsmåten kan finnes i US 4.850.450 og US 5.036.945.1 US 5.731.550 er den segmenterte struktur som anvendes på isolatoren i US 5.229.553 også anvendt på mottaker-seksjonen. Imidlertid, siden dette ikke er en stiv struktur, kan det være nødvendig også å tilveiebringe et hus eller en hylse for å gjøre verktøyet i stand til å operere i avviksborehull. Andre løsningsmåter for å løse dette problemet er drøftet i PCT søknad nr PCT/IB98/00646, publisert som W099/56155, og som innlemmes heri ved denne referanse.
Til dags dato har ingen løsningsmåte vært fullstendig vellykket i å fjerne eller forhindre bøyeverktøy-ankomster. Det er hensikt med foreliggende oppfinnelse å tilveiebringe en verktøystruktur hvor problemet med bøyeverktøy-ankomster kan håndteres på en måte som ikke går på akkord med verktøyets evne til å foreta dipol-målinger i formasjonen.
Den foreliggende oppfinnelse tilveiebringer en struktur for et loggeverktøy som omfatter en hovedsakelig kontinuerlig sentral spindel på hvilken masseblokker er anordnet i regelmessig avstand, idet minst noen av masseblokkene bærer sensorer så som mottakere.
Ved å ta i bruk denne strukturen kan verktøyet bringes til å oppføre seg som en masse-fjærstruktur, og dets bøyeoppførsel og forlengelsesoppførsel kan styres slik at dets dispersjons-kurve ikke strekker seg inn i dispersjons-kurven til formasjonen som skal logges. Strukturen kan anvendes på hele loggeverktøyet eller kun på mottakerseksjonen og/eller enhver avstandsseksjon mellom mottaker- og senderseksjonen.
Et verktøy som inneholder oppfinnelsen vil inkludere minst en akustisk signalkilde og en mottaker-seksjon og/eller en avstandsseksjon som har spindelmasse-blokkstrukturen. Verktøyet omfatter fortrinnsvis en senderseksjon med monopol-kilder og ortogonale dipolkilder, et avstandsstykke med spindelen som det lastbærende element, og en mottaker-seksjon med ytterligere monopol-kilder og en mottakergrup-pe som er dannet av spindelmasse-blokkstrukturen.
Der hvor masseblokk-strukturen påsettes på mottaker-seksjonen i et logge-verktøy, brukes enkelte av blokkene til å bære akustiske mottaker-elementer så som hydrofoner. Blokkene virker som mottaker-monteringer og er forbundet til hverandre kun via spindelen. Ved å lokalisere mottaker-elementer på antall tilstøtende blokker, kan det dannes en mottaker-gruppe. Gruppen vil typisk omfatte et antall mottakerstasjoner (masseblokker), for eksempel åtte, tolv eller seksten stasjoner, som hver har flere mottaker-elementer anordnet på en regulær måte rundt omkretsen av hver stasjon, for eksempel fire etler åtte mottaker-elementer.
Inngangs-eletronikk kan være forbundet med hvert mottaker-element for å tilveiebringe en digital utgang fra hver av dem. De nødvendig kretser kan være lokalisert rundt spindelen ved de respektive mottaker-monteringer. På denne måte kan kommunikasjon av signaler langs verktøyet i den digitale domene oppnås.
Mottaker-elementene er fortrinnsvis forsynt med passende elektronikk, slik at utgangen er i digital form. Ytterligere monopol-kilder kan være lokalisert i hver ende av mottaker-gruppen.
Der hvor spindelmasse-blokkstrukturen anvendes på en avstands-seksjon, er den fortrinnsvis anordnet mellom verktøyets sender-seksjon og mottaker-seksjon. Spindelen funksjonerer som en kontinuerlig lastbærende struktur, og kan være hut for å avgrense en kablingskanal mellom de to deler av verktøyet. En ikke-lastbærende ytre hylse som er laget av et materiale så som teflon kan være tilveiebrakt (en lignende hylse kan også være tilveiebrakt for en mottaker-struktur).
Oppfinnelsen er nedenfor beskrevet med henvisning til tegningene ved hjelp av et stempel. Det vil forstås at variasjoner kan gjøres ved implementeringen mens man holder seg innenfor oppfinnelsens ramme.
Kort beskrivelse av tegningene:
Fig. 1 viser et akustisk loggeverktøy i henhold tit kjent teknikk; Fig. 2 viser et loggeverktøy som inkorporerer utførelser av den foreliggende oppfinnelse; Fig. 3 viser et mer detaljert riss av en sendermodul i verktøyet på fig. 2; Fig, 4a, 4b og 4c viser mer detaljerte riss av en avstandsseksjon i verktøyet på fig. 2 og masse-blokken som brukes til dette; Fig. 5 viser et generelt riss av det indre av mottaker-sonden i verktøyet på fig. 2; Fig. 6 viser en del av et riss av de fysiske elementer i mottaker-seksjonen og nær-senderseksjonen i mottaker-sonden; Fig. 7a, 7b og 7c viser sideriss, tverrsnitt og isometriske riss av en masseblokk som brukes i mottakersonden; Fig. 8 viser en alternativ blokk-design; Fig, 9 viser en PCB-montering; Fig. 10 viser innsamlings-elektronikk ved sanse-elementets nivå; Fig. 11 viser innsamlings-elektronikk ved mottaker-stasjonens nivå; Fig. 12 viser arkitekturen i mottakerens kommunikasjonsbuss;
Fig. 13 viser kretsdesign for en første-trinns forsterker; og
Fig. 14 viser kretsdesign for en annen-trinns forsterker.
Med henvisning til fig. 2, er det der vist et loggeverktøy for et borehull inkludert en mottaker-seksjon og en avstands-seksjon ifølge utførelser av oppfinnelsen. Verk-tøyet vist på fig. 2 omfatter en akustisk sender-modul 110 inkludert en sentreringsenhet 112 og et mellomstykke 114. Sender-modulen 110 er vist i nærmere detalj på fig. 3, og omfatter en elektronikk-seksjon 120 med passende elektronikk og drivkret-ser for de akustiske kilder, en oljevolum-kompensatorseksjon 122, en første dipolkilde 124 (nominell «Y» retning), en annen dipolkilde 126 (ortogonal på den første kilde 124, nominell «X» retning) og en monopol-kilde 128. Dipolkildene 124, 126 er hovedsakelig som beskrevet i søkerens samverserende US patentsøknad, serienummer 09/537.836, benevnt «Dipole Logging Tool», innlevert 2. mars 2000 (inkorporert heri ved denne referanse), og monopolkilden 128 er hovedsakelig som beskrevet i US 5.036.945 (inkorporert heri ved denne referanse). En gjennomføringseksjon 130 er anordnet til å tillate at kraft- og signalkabling blir forbundet til partiet av verktøyet over sender-modulen 110.
Som vist på fig. 2 er en avstands-seksjon 132 innkoplet umiddelbart over sendermodulen 110. To muligheter er vist på figuren, en lang seksjon 132a og en kort seksjon 132b. Lengden av avstandsseksjonen kan velges i henhold til den forventede akustiske oppførsel til formasjonen som skal logges. Avstands-seksjonen 132 er beskrevet i nærmere detalj med henvisning til fig. 4a, 4b og 4c, og omfatter en indre spindel 200 som er laget av et rør av en titanlegering som har en serre av masse-strukturer 210 av rustfritt stål som omfatter blokker med en sylindrisk utvendig overflate 212 og en formet innvendig overflate 214 som avgrenser et hulrom 216 som er fastmontert i regelmessige avstander langs lengden av spindelen 200. Massene 210 er festet til spindelen 200 ved oppvarming av hver masse 210, hvilket bevirker at den utvides, og ved å skyve den på plass over spindelen 200 ved bruk av en boring 220 som er avgrenset av den innvendige overflate 214 i hver masse 210. Massen 210 tillates deretter å avkjøles og å krympe rundt spindelen 200. Ved forsiktig valg av materiale og struktur i spindelen 200 og massene 210, og passende posisjonering av massene 210 langs spindelen 200, kan avstandsstykket utformes til å oppføre seg akustisk sett på samme måte som en masse-fjærstruktur som ikke forstyrrer de akustiske signaler som brukes for evaluering av formasjonen som omgir borehullet, samtidig som den tilveiebringer en egnet fysisk struktur og støtte for de andre deler av verktøyet. Siden det ikke er noen hylse eller noe hus rundt avstandsstykket, og masseblokkene 210 er hule og ikke tettet til hverandre, er det mulig for borehylse-fluider å komme inn i hulrommet 216 i masseblokkene 210, og slam kan bygges opp inne i blokkene og påvirke deres akustiske oppførsel. For å tillate rengjøring av hulrommet 216, er boringer 218 anordnet gjennom sideveggen 212 i blokkene 210. Spindelen 200 er hul og er forbundet til gjennomføringer 230, 240 i hver ende av avstands-seksjonen 132, slik at kabling (ikke vist) kan passere gjennom avstandsstykket 132, mellom sendermodulen 110 og mottakersonden 134.
Toppen av avstandsseksjonen 132 er forbundet til en mottakersonde 134 som omfatter en mottaker- og nær-monopol-senderseksjon 136, en oljevolumkompensa-tor 138 og en sonde-elektronikkseksjon 140, og som er forsynt med gummimellom- stykker 142,144. Et generelt riss av den indre struktur i mottakersonden 134 er vist på fig. 5. Mottaker- og nær-monopol-senderseksjonen 136 i sonden 134 omfatter en gruppe 145 av mottakerstasjoner 146 (16 i dette eksemplet, selv om andre antall er mulig) plassert i avstand fra hverandre langs en sentral spindel 148, idet hver stasjon 146 omfatter en mottaker-monteringsblokk 150 som er forbundet til spindelen 148 og har et antall sanse-elementer 152 (hydrofoner) anordnet med lik vinkelavstand rundt omkretsen av blokken 150.1 det foreliggende tilfelle er det anordnet åtte elementer 152, men andre antall, for eksempel fire, kan også brukes. Inngangs-elektronikkort er forbundet med hver mottakerstasjon 146 og er beskrevet i nærmere detalj nedenfor. Monopolsendere 154,156 er montert ved hver ende av mottakergruppen 145. Mottaker- og nær-monopol-seksjonen 136 er innkapslet i en armert teflonhylse 158 og er fylt med olje for trykk-kompensasjon. Oljevolum-kompensatoren 138 er innkoplet over mottaker- og nær-monopol-senderseksjonen 136, og er forbundet til dens indre. Sonde-elektronikkseksjonen 140 er innkoplet over oljevolum-kompensatoren 138 og inkluderer inngangskraft-ttlførsler og opptransformatorer (ikke vist) for monopolkilde-ne. Gjennomføringer 160 er anordnet for å tillate kablings-kommunikasjon mellom de forskjellige seksjoner av sonden 134. Den øvre del av sonden 134 er også forsynt med gjennomføringer 162 for forbindelse til en hovedeleketronikk-patron 164 som også har en sentreringsenhet 166. Patronen 164 er forsynt med standard konnekto-rer 168 som tillater tilkopling til andre verktøy i en logge-verktøystreng eller til en te-lemetripatron som kommuniserer med et overfiatesystem via en kabel-loggekabet (ikke vist).
Mottakersonden er vist i nærmere detalj på fig. 6, 7 og 8. Den grunnleggende struktur ved mottaker-seksjonen 136 er en spindel 148 og et arrangement av masseblokker 150 tilsvarende det som brukes i avstandsseksjonen. Monopol-kilder 154, 156, hovedsakelig de samme som beskrevet med henvisning til senderseksjonen ovenfor, er anordnet i hver ende av mottakerseksjonen 136. Spindelen 148 strekker seg mellom disse kildene 154, 156, og serien av masseblokker 150 er montert på spindelen 148 på samme måte som i avstands-seksjonen. Seksten tilstøtende blokker 150 danner mottaker-monteringer 170 som hver bærer en omkretsgruppe av mottakerelementer (hydrofoner) 172 anordnet i en innbyrdes avstand rundt deres omkrets. Et diametralt motsatt par av elementer i hver stasjon er innrettet med en respektiv dipolkilde. I denne utførelse er det tilveiebrakt åtte mottakerelementer 172. Det vil forstås at antallet stasjoner og antallet mottaker-elementer i hver stasjon kan velges i henhold til krav, for eksempel kan det velges tolv stasjoner, hver med fire mottaker-elementer.
Blokkene 150 omfatter et relativt langstrakt, rørformet legeme 180 som har en boring 182 som strekker seg gjennom midten. En endeseksjon 184 av boringen 182 har et område 186 med redusert diameter, hvilket omslutter den utvendige overflate av spindelen 148. Den ytre del 188 av blokken 150 er formet til et monterings-hulrom 190 for sanse-elementet 172. En alternativ form av blokk 150 er vist på fig. 8. Disse formene, eller andre lignende strukturer, kan brukes til å definere en akustisk oppfør-sel for mottaker-seksjonen, særlig i bøyemodus. Hver blokk 150 er innkoplet slik at den ikke har direkte kontakt med tilstøtende blokker. Den eneste kontinuerlige struktur i mottakeren er spindelen 148. Attrapp-blokker (så som vist på fig. 8) kan være anordnet i endene av mottaker-stasjonens gruppe 145 for å sørge for konsistent akustisk oppførsel av strukturen nær gruppens ender.
Sanse-elementet 172 er fortrinnsvis en piezoelektrisk trykksensor. Den foretrukne form for sensor omfatter en piezoelektrisk sylinder med endelokk, som er inn-festet med en skrue som strekker seg gjennom sylinderen. En annen form for sensor er en polarisert stabel av piezoelektriske plater. Disse kan være i form av en stabel med en skrue som strekker seg gjennom senter i stabelen for å komprimere platene. Alternativt kan platene være lokalisert i et hus og adskilt fra hverandre med elektroder for å maksimere trykkeffekten på platene. Uansett hvilken form for sensor som brukes, er det foretrukket at polarisasjons-aksen er parallell med verktøyets lengdeakse. Den eksakte måte som sanse-elementet 172 er montert på i blokken 150 vil avhenge av formen av sanse-elementet som brukes.
Inngangs-elektronikk er montert på kretskort (ikke vist) som er lokalisert på monteringer 250 (se fig. 9) som er posisjonert rundt den ytre del av hver blokk 150, ett sett av kort på en montering 250 er forbundet med hver mottakerstasjon. Monte-ringene 250 omfatter fire overflater 252 lokalisert mellom sirkulære enderør-deler 254 som passer over blokken 150. Den ytre diameter av enderørdelene er hovedsakelig den samme som i monterings-hulrommet 190.
Den grunnleggende elektronisk struktur for mottakerens inngang er vist på fig. 10, og omfatter sanse-elementet 172, hvis utgang mates til et første trinn 300 som inkluderer en forsterker for omforming fra lading til spenning med et første ordens-høypassfilter. Utgangen fra det første trinnet 300 passerer til et annet trinn 302 som har en programmerbar forsterknings-forsterker og en ADC-inndatabuffer. Utgangen fra det annet trinn 302 går til en ADC 304 med en 20 bits delta-sigma omformer og et desimeringsfilter som tilveiebringer serielle data til en DSP 306. Når den utvides til en stasjon med åtte sensorer som er beskrevet, kan inngangs-elektronikken implemen-teres som vist på fig. 11, med separate første og andre trinn for hver sensor og en to-kanals ADC 304 som er anordnet til å håndtere utgangene fra to sensorer om gan-gen. Det vil forstås at antallet kanaler for ADCen vil avhenge av den bestemte implementering av en ADC som brukes. Den resulterende utgang fra DSP'en tilveiebringer en digital utgang for hver mottaker-stasjon #1 til #16, hvilket går langs en fel-les seriell bus 308 i mottaker-seksjonen til en master DSP 310 i hovedelektronikk-patronen 164 (fig. 12).
Den foretrukne implementering av førstetrinns forsterkeren er vist på fig. 13, og omfatter en differensial-ladningsforsterkerkrets. Sensor-utgangssignalet Si tilføres til en operasjonsforsterker av typen OPA404 som er modifisert med et testsignal St og RC kretser RfCf, R1C1 for å gi en førstetrinns utgang 01. Andre implementeringer kan også være passende, så som ensidig jordede forsterkere, forsterkere med ba-lansert ladning eller spenningsforsterkere.
Den foretrukne implementering av annentrinns forsterkeren er vist på fig. 14. Denne tar førstetrinns utgangen 01 som inngang, og kondisjonerer signalet ved bruk av to operasjons-forsterkere av typen OPA404 (OPA404a, OPA404b) og en PGA med passende R- og C-elementer. Igjen kan andre kretsdesign også være passende. Utgangen fra det andre trinnet går til ADCen og deretter til mottakeren DSP, som samler inn serielle data fra de fire ADCer pr. stasjon gjennom en parallell bus og omformer det til serielle data. DSP'en funksjonerer også slik at den gir signalproses-sering for signal-dekonvolusjon når kodede sekvenser brukes fra de akustiske sig- nalkilder (eksempelvis M-sekvenser), for å tilveiebringe kontroller til innretningene så som ADCen og PGA på kretskortene, og for å kommunisere med master DSP'en i elektronikk-patronen, inkludert transmisjon av de innsamlede data.
Den ovenstående beskrivelse er gitt som et eksempel av forskjellige utførelser av oppfinnelsen. Endringer kan foretas mens man fremdeles bruker det oppfinneriske konsept som her er presentert. Særlig kan den fysiske størrelse og form av spindelen og blokkstrukturene varieres for tilpasning til krav. Videre kan elektronikk-designene som her er presentert under spesielle omstendigheter erstattes av andre. Ingen av disse endringene påvirker det oppfinneriske konsept som her er presentert. Oppfinnelsen kan anvendes på andre verktøy hvor det er ønskelig å generere akustiske signaler og å foreta akustiske målinger.
Claims (14)
1. Akustisk borehulls-loggeverktøykarakterisert vedat det består av: i det minste en akustisk signalkilde, minst en akustisk mottakerseksjon, og et avstandsstykke anordnet mellom den akustiske signalkilden og mottakerseksjonen, bestående av en i det vesentlige kontinuerlig spindel som har en serie av masseblokker, hver masseblokk har en innvendig overflate som avgrenser et hulrom, et område av den indre overflaten av masseblokker er i direkte kontakt med den ytre overflate av spindelen slik at masseblokker er fast festet på spindelen, spindel og masseblokker som er festet derpå er konfigurert, og masseblokker er anbrakt på spindelen slik at avstandsstykket er konfigurert til å oppfører seg som en akustisk masse - fjær struktur.
2. Loggeverktøy ifølge krav 1,karakterisert vedat det omfatter et verktøy hovedlegeme som innbefatter et i det vesentlige sammenhengende konst-ruksjonsdel som strekker seg mellom den akustiske signalkilden og den akustiske mottakerseksjonen.
3. Loggeverktøy ifølge krav 1,karakterisert vedå ha monopol og dipol akustiske signal kilder.
4. Loggeverktøy ifølge krav 1,karakterisert vedat spindelen er hul og danner en kanal for ledningene mellom deler av loggeverktøyet anordnet på hver side av avstandsstykket.
5. Loggeverktøy ifølge krav 1,karakterisert vedat ingen ytre hylse er anordnet for rekkene av blokker.
6. Loggeverktøy ifølge krav 1,karakterisert vedat hver masseblokk har en åpning definert deri for å tillate rengjøring av et område rundt spindelen.
7. Loggeverktøy ifølge krav 1,karakterisert vedat mottakerseksjonen inneholder masseblokker.
8. Loggeverktøy ifølge krav 7,karakterisert vedat minst noen masseblokker bærer akustiske mottakerelementer.
9. Loggeverktøy ifølge krav 8,karakterisert vedat mottakerelemente-ne er anordnet på hver av et antall av nabo masseblokker slik at det dannes en line-ær oppstilling.
10. Loggeverktøy ifølge krav 9,karakterisert vedat oppstillingen er dannet av minst åtte tilstøtende masseblokker.
11. Loggeverktøy ifølge krav 8,karakterisert vedat hver masse blokk bærer akustiske mottakerelementer som har et antall elementer anordnet rundt periferien av denne.
12. Loggeverktøy ifølge krav 8,karakterisert vedat hvert mottakerelement har tilknyttede elektroniske kretser for å gi en digital utgang fra disse, slik at utgangen fra hvert mottakerelement er omgjort til digital form ved kretser som er plassert ved siden av den respektive mottaker.
13. Loggeverktøy ifølge krav 12,karakterisert vedat elektronikken er plassert rundt den sentrale spindelen tilstøtende de tilhørende mottakerelementer.
14. Loggeverktøy ifølge krav 7,karakterisert vedat i det minste en masseblokk bærer i det minste fire mottagerelementer.
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
PCT/IB2000/001696 WO2002041034A1 (en) | 2000-11-16 | 2000-11-16 | Sonic logging tool including receiver and spacer structure |
Publications (3)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
NO20032207D0 NO20032207D0 (no) | 2003-05-15 |
NO20032207L NO20032207L (no) | 2003-07-15 |
NO335508B1 true NO335508B1 (no) | 2014-12-22 |
Family
ID=11004002
Family Applications (2)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
NO20032207A NO335508B1 (no) | 2000-11-16 | 2003-05-15 | Akustisk loggesonde med en struktur av mottakere og avstandsstykker |
NO20141232A NO20141232L (no) | 2000-11-16 | 2014-10-15 | Akustisk loggesonde med en struktur av mottakere og avstandsstykker |
Family Applications After (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
NO20141232A NO20141232L (no) | 2000-11-16 | 2014-10-15 | Akustisk loggesonde med en struktur av mottakere og avstandsstykker |
Country Status (11)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US7336562B1 (no) |
CN (1) | CN1221813C (no) |
AR (1) | AR031357A1 (no) |
AU (2) | AU2001211709B2 (no) |
BR (1) | BRPI0017368B8 (no) |
CA (1) | CA2429182C (no) |
EA (1) | EA005508B1 (no) |
GB (1) | GB2385921B (no) |
MX (1) | MXPA03003723A (no) |
NO (2) | NO335508B1 (no) |
WO (1) | WO2002041034A1 (no) |
Families Citing this family (20)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US6868036B2 (en) | 2002-11-08 | 2005-03-15 | Schlumberger Technology Corporation | Oil well acoustic logging tool with baffles forming an acoustic waveguide |
US7334661B2 (en) | 2004-02-05 | 2008-02-26 | Schlumberger Technology Corporation | Acoustic logging tool sleeve |
GB2444077B (en) | 2006-11-23 | 2011-07-27 | Reeves Wireline Tech Ltd | Acoustic isolator section |
US9477002B2 (en) * | 2007-12-21 | 2016-10-25 | Schlumberger Technology Corporation | Microhydraulic fracturing with downhole acoustic measurement |
KR20100047558A (ko) * | 2008-10-29 | 2010-05-10 | 삼성전자주식회사 | 반도체 소자 및 그 형성 방법 |
US8662200B2 (en) * | 2011-03-24 | 2014-03-04 | Merlin Technology Inc. | Sonde with integral pressure sensor and method |
US9964625B2 (en) * | 2011-06-27 | 2018-05-08 | General Electric Company | Electrical substation fault monitoring and diagnostics |
US8861307B2 (en) | 2011-09-14 | 2014-10-14 | Schlumberger Technology Corporation | Acoustic logging while drilling tool with active control of source orientation |
AU2012380353B2 (en) | 2012-05-17 | 2015-07-09 | Halliburton Energy Services, Inc. | Variable stiffness downhole tool housing |
US9557435B2 (en) | 2012-12-20 | 2017-01-31 | Schlumberger Technology Corporation | Acoustic isolators |
CN104453846B (zh) * | 2013-09-13 | 2024-02-02 | 中国石油集团长城钻探工程有限公司 | 声波测井仪器的复合发射短节 |
CN104912546A (zh) * | 2014-03-11 | 2015-09-16 | 中国石油化工集团公司 | 激发极化电位连续测井方法 |
US9927541B2 (en) | 2014-04-15 | 2018-03-27 | Schlumberger Technology Corporation | Apparatus for monopole and multipole sonic logging of a downhole formation |
US9869788B2 (en) * | 2014-07-29 | 2018-01-16 | Schlumberger Technology Corporation | Seismic detector |
EP3149518A4 (en) | 2014-08-08 | 2017-11-22 | Halliburton Energy Services, Inc. | Structural element for sonic tools and acoustic isolators |
CN104483707B (zh) * | 2014-11-26 | 2018-03-23 | 中国科学院声学研究所 | 一种用于远探测测井的单偶极混合方法和装置 |
US11015443B2 (en) * | 2016-06-01 | 2021-05-25 | Schlumberger Technology Corporation | Estimation of horizontal stresses and nonlinear constants in anisotropic formations such as interbedded carbonate layers in organic-shale reservoirs |
RU2662271C2 (ru) * | 2016-09-27 | 2018-07-25 | Общество с ограниченной ответственностью "Локаторная техника" | Металлообнаружитель |
CN111441730A (zh) * | 2020-04-26 | 2020-07-24 | 中国石油天然气集团有限公司 | 一种声波测井仪器隔声短节 |
US11512586B2 (en) | 2020-10-06 | 2022-11-29 | Halliburton Energy Services, Inc. | Logging while drilling tool |
Family Cites Families (16)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
FR1110921A (fr) * | 1954-08-09 | 1956-02-20 | Socony Vacuum Oil Co Inc | Appareil d'exploration acoustique des formations géologiques |
US3191142A (en) | 1961-05-16 | 1965-06-22 | Schlumberger Well Surv Corp | Low acoustic velocity support member for logging tools |
US3493921A (en) * | 1968-02-05 | 1970-02-03 | Gearhart Owen Industries | Sonic wave energy apparatus and systems |
US3504757A (en) * | 1968-11-20 | 1970-04-07 | Schlumberger Technology Corp | Acoustic well-logging apparatus |
US4850450A (en) | 1987-11-19 | 1989-07-25 | Schlumberger Technology Corporation | Logging tool housing with acoustic delay |
US4872526A (en) | 1988-07-18 | 1989-10-10 | Schlumberger Technology Corporation | Sonic well logging tool longitudinal wave attenuator |
US5036945A (en) | 1989-03-17 | 1991-08-06 | Schlumberger Technology Corporation | Sonic well tool transmitter receiver array including an attenuation and delay apparatus |
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 |
US5229553A (en) | 1992-11-04 | 1993-07-20 | Western Atlas International, Inc. | Acoustic isolator for a borehole logging tool |
US5510582A (en) * | 1995-03-06 | 1996-04-23 | Halliburton Company | Acoustic attenuator, well logging apparatus and method of well logging |
US5852262A (en) * | 1995-09-28 | 1998-12-22 | Magnetic Pulse, Inc. | Acoustic formation logging tool with improved transmitter |
US5728978A (en) | 1996-08-02 | 1998-03-17 | Computalog U.S.A., Inc. | Acoustic isolator for acoustic well logging tool |
US5731550A (en) | 1997-03-07 | 1998-03-24 | Western Atlas International, Inc. | Acoustic dipole well logging instrument |
WO1999056155A1 (en) | 1998-04-28 | 1999-11-04 | Schlumberger Limited | Acoustic logging tool |
US6564899B1 (en) * | 1998-09-24 | 2003-05-20 | Dresser Industries, Inc. | Method and apparatus for absorbing acoustic energy |
US6474439B1 (en) | 2000-03-29 | 2002-11-05 | Schlumberger Technology Corporation | Dipole logging tool |
-
2000
- 2000-11-16 AU AU2001211709A patent/AU2001211709B2/en not_active Ceased
- 2000-11-16 CA CA2429182A patent/CA2429182C/en not_active Expired - Fee Related
- 2000-11-16 AU AU1170901A patent/AU1170901A/xx active Pending
- 2000-11-16 EA EA200300565A patent/EA005508B1/ru not_active IP Right Cessation
- 2000-11-16 GB GB0313723A patent/GB2385921B/en not_active Expired - Fee Related
- 2000-11-16 CN CNB008200114A patent/CN1221813C/zh not_active Expired - Fee Related
- 2000-11-16 WO PCT/IB2000/001696 patent/WO2002041034A1/en active Application Filing
- 2000-11-16 US US10/416,264 patent/US7336562B1/en not_active Expired - Lifetime
- 2000-11-16 MX MXPA03003723A patent/MXPA03003723A/es active IP Right Grant
- 2000-11-16 BR BRPI0017368A patent/BRPI0017368B8/pt not_active IP Right Cessation
-
2001
- 2001-11-15 AR ARP010105341A patent/AR031357A1/es active IP Right Grant
-
2003
- 2003-05-15 NO NO20032207A patent/NO335508B1/no not_active IP Right Cessation
-
2014
- 2014-10-15 NO NO20141232A patent/NO20141232L/no not_active Application Discontinuation
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
BR0017368A (pt) | 2003-10-07 |
AU1170901A (en) | 2002-05-27 |
CA2429182C (en) | 2013-01-22 |
NO20032207L (no) | 2003-07-15 |
NO20141232L (no) | 2003-07-15 |
WO2002041034A1 (en) | 2002-05-23 |
US7336562B1 (en) | 2008-02-26 |
EA005508B1 (ru) | 2005-02-24 |
AU2001211709B2 (en) | 2006-09-07 |
NO20032207D0 (no) | 2003-05-15 |
CN1460190A (zh) | 2003-12-03 |
BRPI0017368B8 (pt) | 2016-05-24 |
AR031357A1 (es) | 2003-09-17 |
GB0313723D0 (en) | 2003-07-16 |
MXPA03003723A (es) | 2003-07-28 |
EA200300565A1 (ru) | 2003-10-30 |
BRPI0017368B1 (pt) | 2016-01-12 |
CA2429182A1 (en) | 2002-05-23 |
CN1221813C (zh) | 2005-10-05 |
GB2385921B (en) | 2004-09-08 |
GB2385921A (en) | 2003-09-03 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
NO20141232L (no) | Akustisk loggesonde med en struktur av mottakere og avstandsstykker | |
AU2001211709A1 (en) | Sonic logging tool including receiver and spacer structure | |
US7334661B2 (en) | Acoustic logging tool sleeve | |
EP0778473B1 (en) | Transducer for sonic logging-while-drilling | |
NO335726B1 (no) | Mottakerseksjon for et akustisk loggeverktøy med polariserte trykkfølere | |
EP0660137A2 (en) | Improved transmitter for sonic logging while drilling | |
US9885796B2 (en) | Monopole acoustic transmitter ring comprising piezoelectric material | |
WO1995027222A1 (en) | Acoustic sensor | |
JPH0681877B2 (ja) | 減衰と遅延装置を含む音響井戸装置の送受信器配列 | |
WO2002021160A2 (en) | Multipole acoustic logging with azimuthal spatial transform filtering | |
NO337854B1 (no) | Brønnboringsapparat med integrerte akustiske transdusere og fremgangsmåte for utplassering av apparatet i brønnen | |
US6438070B1 (en) | Hydrophone for use in a downhole tool | |
US6739423B2 (en) | Acoustic logging tool | |
US5731550A (en) | Acoustic dipole well logging instrument | |
US6868036B2 (en) | Oil well acoustic logging tool with baffles forming an acoustic waveguide | |
US4693335A (en) | Multi channel borehole seismic surveying tool | |
RU2598406C1 (ru) | Многоэлементная приемная антенна прибора акустического каротажа | |
GB2288020A (en) | Borehole acoustic sensor | |
US3486107A (en) | Logging while drilling apparatus employing potted electronic components | |
GB2374417A (en) | Acoustic logging tool sleeve with two sets of differently shaped apertures | |
MXPA00010569A (en) | Acoustic logging tool | |
MXPA06003237A (en) | Multi-pole transmitter source |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MK1K | Patent expired |