RU2005123372A - Способ и устройство для обработки акустических сигналов, принимаемых в скважине - Google Patents
Способ и устройство для обработки акустических сигналов, принимаемых в скважине Download PDFInfo
- Publication number
- RU2005123372A RU2005123372A RU2005123372/28A RU2005123372A RU2005123372A RU 2005123372 A RU2005123372 A RU 2005123372A RU 2005123372/28 A RU2005123372/28 A RU 2005123372/28A RU 2005123372 A RU2005123372 A RU 2005123372A RU 2005123372 A RU2005123372 A RU 2005123372A
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- signal
- interest
- data
- acoustic
- determining
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims 46
- 238000001914 filtration Methods 0.000 claims 14
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims 6
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 claims 4
- 238000001228 spectrum Methods 0.000 claims 3
- 238000007619 statistical method Methods 0.000 claims 2
- 230000002123 temporal effect Effects 0.000 claims 2
- 238000013507 mapping Methods 0.000 claims 1
- 239000011159 matrix material Substances 0.000 claims 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
- G01V1/44—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
- G01V1/28—Processing seismic data, e.g. for interpretation or for event detection
- G01V1/36—Effecting static or dynamic corrections on records, e.g. correcting spread; Correlating seismic signals; Eliminating effects of unwanted energy
- G01V1/364—Seismic filtering
- G01V1/366—Seismic filtering by correlation of seismic signals
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
- G01V2210/00—Details of seismic processing or analysis
- G01V2210/20—Trace signal pre-filtering to select, remove or transform specific events or signal components, i.e. trace-in/trace-out
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
- G01V2210/00—Details of seismic processing or analysis
- G01V2210/30—Noise handling
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Remote Sensing (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Acoustics & Sound (AREA)
- Geology (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (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)
- Measurement Of Mechanical Vibrations Or Ultrasonic Waves (AREA)
- Measurement Of Velocity Or Position Using Acoustic Or Ultrasonic Waves (AREA)
- Investigating Or Analysing Biological Materials (AREA)
Claims (44)
1. Способ ослабления и/или удаления сигнала, представляющего интерес, включающий в себя возбуждение акустических волн посредством каротажного устройства, имеющего по меньшей мере одно передающее устройство и по меньшей мере один приемник; автоматическую фильтрацию сигнала, представляющего интерес, из данных об акустических сигналах, принимаемых по меньшей мере одним приемником; и обработку на основе меры когерентности данных по автоматически отфильтрованным акустическим сигналам.
2. Способ по п.1, в котором автоматическая фильтрация дополнительно содержит вычисление первой меры когерентности, включающей в себя сигнал, представляющий интерес.
3. Способ по п.2, в котором вычисление первой меры когерентности дополнительно содержит проецирование меры когерентности во временную область.
4. Способ по п.3, в котором временные концы меры когерентности получают, используя локальные минимумы.
5. Способ по п.3, в котором этап проецирования данных по акустическим сигналам во временную область содержит индикацию времени вступления различных компонент зарегистрированного сигнала.
6. Способ по п.5, дополнительно включающий в себя оценивание временного конца компоненты путем обнаружения локального минимума между различными относительными максимумами, соответствующими различным компонентам.
7. Способ по п.1, в котором автоматическая фильтрация дополнительно содержит определение окна, вмещающего сигнал, представляющий интерес.
8. Способ по п.7, в котором определение окна дополнительно содержит определение оптимальной полосы частот фильтрации для удаления других мод из сигнала, представляющего интерес.
9. Способ по п.8, дополнительно включающий в себя применение окна к данным об акустических сигналах и определение числа сигналов в окне.
10. Способ по п.8, дополнительно включающий в себя определение числа собственных значений и собственных векторов, относящихся к сигналу, представляющему интерес, и перестройку сигнала, представляющего интерес.
11. Способ по п.10, дополнительно включающий в себя вычитание перестроенного сигнала, представляющего интерес, из данных об акустических сигналах.
12. Способ по п.1, в котором данные об акустических сигналах представляют собой звуковые данные.
13. Способ по п.1, в котором сигналом, представляющим интерес, является сигнал от обсадной трубы в скважине.
14. Способ по п.1, в котором сигналом, представляющим интерес, является сигнал продольной волны для пласта, пересекаемого скважиной.
15. Способ удаления одного или нескольких сигналов, представляющих интерес, из акустических данных, включающий в себя проецирование акустических данных на ось времени; обнаружение временного положения одного или нескольких сигналов, представляющих интерес; и фильтрацию одного или нескольких сигналов, представляющих интерес, из акустических данных.
16. Способ по п.15, в котором фильтрация дополнительно содержит обработку в окне одного или нескольких сигналов, представляющих интерес.
17. Способ по п.16, дополнительно включающий в себя автоматическое определение путем использования статистического критерия, сколько компонент имеется в окне.
18. Способ по п.17, дополнительно включающий в себя определение числа собственных значений, относящихся к компонентам.
19. Способ по п.18, дополнительно включающий в себя перестройку одного или нескольких сигналов, представляющих интерес.
20. Способ по п.19, дополнительно включающий в себя удаление одного или нескольких сигналов, представляющих интерес, из акустических данных.
21. Способ по п.20, дополнительно включающий в себя осуществление обработки на основе меры когерентности акустических данных с одним или несколькими удаленными сигналами, представляющими интерес, для оценивания медленности продольных и поперечных волн в пласте за обсадной трубой.
22. Способ по п.15, в котором указанный один или несколько сигналов, представляющих интерес, содержат сигналы, соответствующие вступлению, для обсадной трубы.
23. Способ по п.22, в котором проецирование акустических данных на ось времени дополнительно содержит проецирование для значения медленности, соответствующего известному значению медленности обсадной трубы.
24. Способ по п.15, в котором акустические данные дополнительно содержат отображение меры когерентности.
25. Способ определения медленности пласта в обсаженной скважине, включающий в себя прием данных об акустических сигналах от передающего устройства; вычисление первой меры когерентности на основе данных об акустических сигналах, спроецированных во временную область; и фильтрацию сигнала, представляющего интерес, из данных об акустических сигналах путем использования автоматического анализа и выбора собственных значений.
26. Способ по п.25, в котором сигналом, представляющим интерес, является сигнал, соответствующий вступлению от обсадной трубы.
27. Способ по п.25, дополнительно включающий в себя вычисление второй меры когерентности по отфильтрованным данным для получения медленности продольной волны и поперечной волны в пласте через обсадную трубу.
28. Способ по п.25, в котором вычисление первой меры когерентности дополнительно содержит определение на каждом уровне времени вступления сигнала.
29. Способ по п.25, в котором фильтрация дополнительно содержит определение окна для извлечения сигнала, представляющего интерес, на основе результата вычисления первой меры когерентности, спроецированного во временную область.
30. Способ по п.29, в котором фильтрация дополнительно содержит применение окна для данных об акустических сигналах.
31. Способ по п.29, в котором фильтрация дополнительно содержит определение числа сигналов, имеющихся в окне.
32. Способ по п.31, в котором фильтрация дополнительно содержит определение числа собственных значений и собственных векторов, относящихся к сигналам, имеющимся в окне.
33. Способ по п.32, в котором собственные векторы получают путем вычисления ковариационной матрицы.
34. Способ по п.33, в котором фильтрация дополнительно содержит перестройку сигнала, представляющего интерес.
35. Способ по п.34, в котором фильтрация дополнительно содержит вычитание перестроенного сигнала, представляющего интерес, из данных об акустических сигналах.
36. Способ по п.35, в котором фильтрация дополнительно содержит этап определения полосы фильтра для автоматического удаления всех других возможных мод сигнала, представляющего интерес, из данных об акустических сигналах.
37. Способ по п.36, в котором определение полосы фильтра дополнительно содержит сравнение возможных мод сигнала, представляющего интерес, со спектром сигнала от передающего устройства; и если не имеется интерференции между модами сигнала, представляющего интерес, и спектром сигнала от передающего устройства, то применение стандартного частотного фильтра; если имеется интерференция между модами сигнала, представляющего интерес, и спектром сигнала от передающего устройства, то определение и применение полосы фильтра для автоматического удаления всех других возможных остающихся мод сигнала, представляющего интерес, из данных об акустических сигналах.
38. Способ по п.36, в котором определение полосы фильтра дополнительно содержит определение двух полос частот, таких, что значение Еполосы больше чем или равно около 30%.
39. Способ по п.38, в котором значение Еполосы больше чем или равно около 50%.
40. Способ определения медленности пласта в обсаженной скважине, включающий в себя формирование акустических волн посредством передающего устройства; прием акустических волн путем использования по меньшей мере одного приемника и формирование исходных акустических данных; вычисление меры когерентности вступления, представляющего интерес, в области медленность-время; проецирование отображения меры когерентности на ось времени; определение размера окна для извлечения вступления сигнала, представляющего интерес; применение окна к исходным данным для определения обработанного методом окна набора данных; определение числа источников в обработанных методом окна данных путем использования статистического метода; определение числа собственных значений и собственных векторов, относящихся к вступлению сигнала, представляющего интерес; перестройку вступления сигнала, представляющего интерес; вычитание перестроенного вступления сигнала, представляющего интерес, из исходных данных для создания набора обработанных данных; определение полосы частотного фильтра; и обработку на основе меры когерентности набора обработанных данных путем использования полосы частотного фильтра.
41. Способ по п.40, в котором вступление сигнала, представляющего интерес, содержит сигнал от обсадной трубы.
42. Устройство для определения медленности пласта в обсаженном стволе скважины, содержащее по меньшей мере одно акустическое передающее устройство; по меньшей мере один акустический приемник; процессор, соединенный с акустическим передающим устройством, акустическим приемником или с обоими и запрограммированный для автоматической фильтрации сигнала, соответствующего вступлению, представляющего интерес, из акустических данных, принимаемых по меньшей мере одним акустическим приемником, и применения обработки на основе меры когерентности к автоматически отфильтрованным акустическим данным.
43. Устройство по п.42, в котором сигнал, соответствующий вступлению, представляющий интерес, содержит сигнал от обсадной трубы.
44. Устройство по п.42, в котором процессор запрограммирован для вычисления первой меры когерентности сигнала, соответствующего вступлению, представляющего интерес, в области медленность-время; проецирования отображения первой меры когерентности на ось времени; определения размера окна для извлечения сигнала, соответствующего вступлению, представляющего интерес; применения окна к акустическим данным для определения набора данных, обработанных методом окна; определения числа источников в обработанных методом окна данных путем использования статистического метода; определения числа собственных значений и собственных векторов, относящихся к компоненте, представляющей интерес; перестройки сигнала, соответствующего вступлению, представляющего интерес; вычитания перестроенного сигнала, соответствующего вступлению, представляющего интерес, из акустических данных для создания набора обработанных данных; определения полосы частотного фильтра акустического сигнала; и применения обработки на основе меры когерентности к набору обработанных данных путем использования полосы частотного фильтра.
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US10/328,311 US6868341B2 (en) | 2002-12-23 | 2002-12-23 | Methods and apparatus for processing acoustic waveforms received in a borehole |
| US10/328,311 | 2002-12-23 |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2005123372A true RU2005123372A (ru) | 2006-01-20 |
| RU2334252C2 RU2334252C2 (ru) | 2008-09-20 |
Family
ID=32594430
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2005123372/28A RU2334252C2 (ru) | 2002-12-23 | 2003-12-18 | Способ и устройство для обработки акустических сигналов, принимаемых в скважине |
Country Status (11)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US6868341B2 (ru) |
| EP (1) | EP1576392A1 (ru) |
| CN (1) | CN100340871C (ru) |
| AR (1) | AR049415A1 (ru) |
| AU (1) | AU2003286382B2 (ru) |
| BR (1) | BR0317660A (ru) |
| CA (1) | CA2511477C (ru) |
| MX (1) | MXPA05006834A (ru) |
| NO (1) | NO335978B1 (ru) |
| RU (1) | RU2334252C2 (ru) |
| WO (1) | WO2004057372A1 (ru) |
Families Citing this family (34)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US6845325B2 (en) * | 2001-11-08 | 2005-01-18 | Schlumberger Technology Corporation | Global classification of sonic logs |
| US7660196B2 (en) * | 2004-05-17 | 2010-02-09 | Schlumberger Technology Corporation | Methods for processing dispersive acoustic waveforms |
| US7010981B1 (en) * | 2004-08-06 | 2006-03-14 | The United States Of America As Represented By The Secretary Of The Navy | Inverse method for estimating the wave propagation parameters of two dissimilar wave types |
| US7660195B2 (en) * | 2004-08-20 | 2010-02-09 | Halliburton Energy Services, Inc. | Attenuation mapping apparatus, systems, and methods |
| US8238194B2 (en) * | 2004-09-23 | 2012-08-07 | Schlumberger Technology Corporation | Methods and systems for compressing sonic log data |
| US7668043B2 (en) * | 2004-10-20 | 2010-02-23 | Schlumberger Technology Corporation | Methods and systems for sonic log processing |
| US7764572B2 (en) * | 2004-12-08 | 2010-07-27 | Schlumberger Technology Corporation | Methods and systems for acoustic waveform processing |
| US7251566B2 (en) * | 2005-03-31 | 2007-07-31 | Schlumberger Technology Corporation | Pump off measurements for quality control and wellbore stability prediction |
| US7516015B2 (en) * | 2005-03-31 | 2009-04-07 | Schlumberger Technology Corporation | System and method for detection of near-wellbore alteration using acoustic data |
| US20060246331A1 (en) * | 2005-04-29 | 2006-11-02 | Steinbroner Matthew P | Partitioned fuel cell stacks and fuel cell systems including the same |
| US7529152B2 (en) * | 2005-05-10 | 2009-05-05 | Schlumberger Technology Corporation | Use of an effective tool model in sonic logging data processing |
| US7652950B2 (en) * | 2005-06-03 | 2010-01-26 | Schlumberger Technology Corporation | Radial profiling of formation mobility using horizontal and vertical shear slowness profiles |
| US7333392B2 (en) * | 2005-09-19 | 2008-02-19 | Saudi Arabian Oil Company | Method for estimating and reconstructing seismic reflection signals |
| US7639562B2 (en) * | 2006-05-31 | 2009-12-29 | Baker Hughes Incorporated | Active noise cancellation through the use of magnetic coupling |
| US20100177594A1 (en) * | 2009-01-13 | 2010-07-15 | Schlumberger Technology Corporation | Attenuation of unwanted acoustic signals by semblance criterion modification |
| US8380435B2 (en) * | 2010-05-06 | 2013-02-19 | Exxonmobil Upstream Research Company | Windowed statistical analysis for anomaly detection in geophysical datasets |
| BR112013003634A2 (pt) * | 2010-08-16 | 2016-09-06 | Halliburton Energy Services Inc | aparelhos para medir sinais indicativos de propriedades no furo descendente e propriedades no furo descendente, método de medir propriedades no furo descendente, e, mídia de armazenamento legível por máquina |
| US8848484B2 (en) | 2010-12-08 | 2014-09-30 | Schlumberger Technology Corporation | Filtering acoustic waveforms in downhole environments |
| US9354342B2 (en) | 2011-03-15 | 2016-05-31 | Halliburton Energy Services, Inc. | Acoustic signal processing using model-based adaptive filtering |
| CN103362502B (zh) * | 2012-03-27 | 2016-06-29 | 中国石油集团长城钻探工程有限公司 | 在声波测井中消除直达波干扰的方法、系统及声波测井仪 |
| US9523784B2 (en) * | 2012-12-18 | 2016-12-20 | Schlumberger Technology Corporation | Data processing systems and methods for downhole seismic investigations |
| US9927542B2 (en) | 2013-03-08 | 2018-03-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Removing ring down effects from sonic waveforms |
| AU2014307021B2 (en) * | 2013-08-15 | 2017-02-23 | Halliburton Energy Services, Inc. | Ultrasonic casing and cement evaluation method using a ray tracing model |
| US9784875B2 (en) * | 2014-01-31 | 2017-10-10 | Schlumberger Technology Corporation | Method to estimate cement acoustic wave speeds from data acquired by a cased hole ultrasonic cement evaluation tool |
| EP2908124A1 (en) | 2014-02-18 | 2015-08-19 | Nederlandse Organisatie voor toegepast- natuurwetenschappelijk onderzoek TNO | Method and a system for ultrasonic inspection of well bores |
| GB2528888A (en) * | 2014-08-01 | 2016-02-10 | Maersk Olie & Gas | Method, downhole tool and transducer for echo inspection of a well bore |
| WO2016073003A1 (en) * | 2014-11-07 | 2016-05-12 | Halliburton Energy Services, Inc. | Apparatus and methods of extracting reflections from acoustic array data |
| EP3224450A4 (en) * | 2015-01-30 | 2018-08-01 | Halliburton Energy Services, Inc. | Improved signal detection in semblance methods |
| CN104698499B (zh) * | 2015-04-01 | 2017-10-31 | 成都理工大学 | 一种基于压缩屏蔽层地震波的油气勘测方法及装置 |
| US11353616B2 (en) | 2018-10-09 | 2022-06-07 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and systems for processing slowness values from borehole sonic data |
| WO2020139362A1 (en) | 2018-12-28 | 2020-07-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | Subsurface wave slowness prediction system |
| US11466558B2 (en) | 2020-06-18 | 2022-10-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Inversion-based array processing for cement-bond evaluation with an LWD tool |
| US11525936B2 (en) * | 2020-06-18 | 2022-12-13 | Halliburton Energy Services, Inc. | Through casing formation slowness evaluation with a sonic logging tool |
| US20230160301A1 (en) * | 2021-11-19 | 2023-05-25 | Halliburton Energy Services, Inc. | Real-Time Tool Mode Waveform Removal |
Family Cites Families (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4594691A (en) | 1981-12-30 | 1986-06-10 | Schlumberger Technology Corporation | Sonic well logging |
| US5278805A (en) * | 1992-10-26 | 1994-01-11 | Schlumberger Technology Corporation | Sonic well logging methods and apparatus utilizing dispersive wave processing |
| US5594706A (en) * | 1993-12-20 | 1997-01-14 | Schlumberger Technology Corporation | Downhole processing of sonic waveform information |
| US5740124A (en) | 1996-11-19 | 1998-04-14 | Western Atlas International, Inc. | Method for determining acoustic velocity of earth formations by simulating receiver waveforms for an acoustic array well logging instrument |
| US6023443A (en) | 1997-01-24 | 2000-02-08 | Baker Hughes Incorporated | Semblance processing for an acoustic measurement-while-drilling system for imaging of formation boundaries |
| US6449560B1 (en) | 2000-04-19 | 2002-09-10 | Schlumberger Technology Corporation | Sonic well logging with multiwave processing utilizing a reduced propagator matrix |
| AU7149001A (en) * | 2000-06-30 | 2002-01-14 | Exxonmobil Upstream Res Co | Method for imaging discontinuities in seismic data using dip-steering |
-
2002
- 2002-12-23 US US10/328,311 patent/US6868341B2/en not_active Expired - Lifetime
-
2003
- 2003-12-18 MX MXPA05006834A patent/MXPA05006834A/es active IP Right Grant
- 2003-12-18 RU RU2005123372/28A patent/RU2334252C2/ru not_active IP Right Cessation
- 2003-12-18 AU AU2003286382A patent/AU2003286382B2/en not_active Ceased
- 2003-12-18 WO PCT/IB2003/006120 patent/WO2004057372A1/en not_active Application Discontinuation
- 2003-12-18 CA CA2511477A patent/CA2511477C/en not_active Expired - Fee Related
- 2003-12-18 EP EP20030777127 patent/EP1576392A1/en not_active Withdrawn
- 2003-12-18 CN CNB2003801099137A patent/CN100340871C/zh not_active Expired - Fee Related
- 2003-12-18 BR BR0317660-6A patent/BR0317660A/pt not_active Application Discontinuation
- 2003-12-23 AR ARP030104821A patent/AR049415A1/es active IP Right Grant
-
2005
- 2005-06-29 NO NO20053216A patent/NO335978B1/no not_active IP Right Cessation
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| CN1754105A (zh) | 2006-03-29 |
| WO2004057372A1 (en) | 2004-07-08 |
| EP1576392A1 (en) | 2005-09-21 |
| AU2003286382B2 (en) | 2009-07-09 |
| BR0317660A (pt) | 2005-11-29 |
| AU2003286382A1 (en) | 2004-07-14 |
| RU2334252C2 (ru) | 2008-09-20 |
| CA2511477A1 (en) | 2004-07-08 |
| NO335978B1 (no) | 2015-04-07 |
| CN100340871C (zh) | 2007-10-03 |
| CA2511477C (en) | 2013-04-09 |
| AR049415A1 (es) | 2006-08-02 |
| NO20053216L (no) | 2005-09-23 |
| US6868341B2 (en) | 2005-03-15 |
| NO20053216D0 (no) | 2005-06-29 |
| MXPA05006834A (es) | 2005-08-16 |
| US20040122595A1 (en) | 2004-06-24 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2005123372A (ru) | Способ и устройство для обработки акустических сигналов, принимаемых в скважине | |
| RU2321868C2 (ru) | Способ удаления шума для каскадных данных со свип-сигналами | |
| US6449560B1 (en) | Sonic well logging with multiwave processing utilizing a reduced propagator matrix | |
| US5999484A (en) | Methods of analyzing stoneley waveforms and characterizing underground formations | |
| Kimball | Shear slowness measurement by dispersive processing of the borehole flexural mode | |
| US6151554A (en) | Method and apparatus for computing drill bit vibration power spectral density | |
| WO2005057241A1 (en) | Methods and systems for detecting first arrivals of waveforms of interest | |
| US20130238248A1 (en) | Methods and Apparatus for Waveform Processing | |
| CA2686626C (en) | Methods and systems for processing acoustic waveform data | |
| WO2021020985A1 (en) | A method and system for monitoring a wellbore object using a reflected pressure signal | |
| CN103362502B (zh) | 在声波测井中消除直达波干扰的方法、系统及声波测井仪 | |
| US10313809B2 (en) | Method and device for estimating acoustic reverberation | |
| US4933911A (en) | Method for determining seismic velocities | |
| US10429531B2 (en) | Advanced noise reduction in acoustic well logging | |
| US9424858B1 (en) | Acoustic receiver for underwater digital communications | |
| US4964086A (en) | Method for characterizing velocity estimates | |
| CN112782763B (zh) | 一种地震品质因子估算方法、装置、设备及存储介质 | |
| EA013384B1 (ru) | Способ когерентной фильтрации акустического сигнала на выходе группы | |
| Valero et al. | Processing of monopole sonic waveforms through cased hole | |
| Kimball et al. | Quantitative Stoneley mobility inversion | |
| CN111736221B (zh) | 振幅保真度确定方法及系统 | |
| Broersen et al. | Time series analysis in a frequency subband | |
| Market | Dispersion Analysis-An Essential Consideration for All Sonic Tools | |
| Robinson et al. | Modelling acoustic signals in the calibration of underwater electroacoustic transducers in reverberant laboratory tanks. | |
| Parks et al. | Velocity estimation from short-time temporal and spatial frequency estimates |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20171219 |