RU2013111855A - Наложение форм акустических сигналов с использованием группирования по азимутальным углам и/или отклонениям каротажного зонда - Google Patents
Наложение форм акустических сигналов с использованием группирования по азимутальным углам и/или отклонениям каротажного зонда Download PDFInfo
- Publication number
- RU2013111855A RU2013111855A RU2013111855/28A RU2013111855A RU2013111855A RU 2013111855 A RU2013111855 A RU 2013111855A RU 2013111855/28 A RU2013111855/28 A RU 2013111855/28A RU 2013111855 A RU2013111855 A RU 2013111855A RU 2013111855 A RU2013111855 A RU 2013111855A
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- acoustic
- borehole
- waveforms
- groups
- deviation
- Prior art date
Links
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
- G01V1/46—Data acquisition
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
- G01V2210/00—Details of seismic processing or analysis
- G01V2210/40—Transforming data representation
- G01V2210/47—Slowness, e.g. tau-pi
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)
Abstract
1. Способ проведения измерений при акустическом каротаже в процессе бурения подземных формаций, содержащий:(а) вращение в буровой скважине прибора акустического каротажа при бурении, причем ствол буровой скважины имеет стенку; скважинный прибор, содержит, по меньшей мере один акустический передатчик, сконфигурированный на передачу акустических импульсов внутрь буровой скважины; по меньшей мере один линейный массив акустических приемников, расположенных на расстоянии друг от друга в продольном направлении, а также по меньшей мере один датчик, сконфигурированный для измерений параметров состояния буровой скважины;(б) осуществление передатчиком передачи множества последовательных импульсов акустической энергии в подземную формацию;(в) осуществление приемниками приема соответствующих форм акустических сигналов;(г) осуществление датчиком измерения параметров состояния буровой скважины, соответствующих по меньшей мере одному из упомянутых передачи в пункте (б) или приема в пункте (в);(д) сортировку форм, полученных в (в), на множество групп, причем каждая группа представляет диапазон величин параметров состояния буровой скважины; и(е) применение временного сдвига, по меньшей мере, к одной из форм сигналов, причем величина временного сдвига основывается на параметрах состояния буровой скважины, измеренных в (г);(е) наложение друг на друга форм сигналов по меньшей мере из одной из таких групп для получения усредненных форм сигналов.2. Способ по п.1, отличающийся тем, что дополнительно включает:(ж) вычисление замедления акустической волны с использованием алгоритма определения меры когерентности и усредненных ф
Claims (17)
1. Способ проведения измерений при акустическом каротаже в процессе бурения подземных формаций, содержащий:
(а) вращение в буровой скважине прибора акустического каротажа при бурении, причем ствол буровой скважины имеет стенку; скважинный прибор, содержит, по меньшей мере один акустический передатчик, сконфигурированный на передачу акустических импульсов внутрь буровой скважины; по меньшей мере один линейный массив акустических приемников, расположенных на расстоянии друг от друга в продольном направлении, а также по меньшей мере один датчик, сконфигурированный для измерений параметров состояния буровой скважины;
(б) осуществление передатчиком передачи множества последовательных импульсов акустической энергии в подземную формацию;
(в) осуществление приемниками приема соответствующих форм акустических сигналов;
(г) осуществление датчиком измерения параметров состояния буровой скважины, соответствующих по меньшей мере одному из упомянутых передачи в пункте (б) или приема в пункте (в);
(д) сортировку форм, полученных в (в), на множество групп, причем каждая группа представляет диапазон величин параметров состояния буровой скважины; и
(е) применение временного сдвига, по меньшей мере, к одной из форм сигналов, причем величина временного сдвига основывается на параметрах состояния буровой скважины, измеренных в (г);
(е) наложение друг на друга форм сигналов по меньшей мере из одной из таких групп для получения усредненных форм сигналов.
2. Способ по п.1, отличающийся тем, что дополнительно включает:
(ж) вычисление замедления акустической волны с использованием алгоритма определения меры когерентности и усредненных форм сигнала, полученных в (е).
3. Способ по п.1, отличающийся тем, что упомянутые передаваемые формы акустических сигналов распространяются по меньшей мере как одна из следующий волн: продольная волна, быстрая поперечная волна или волна, распространяющаяся вдоль скважины.
4. Способ по п.1, отличающийся тем, что одним из параметров состояния буровой скважины является расстояние отклонения.
5. Способ по п.1, отличающийся тем, что один из параметров состояния буровой скважины содержит азимутальный угол.
6. Способ по п.1, отличающийся тем, что упомянутое в (е) наложение форм сигналов включает вычисление средневзвешенных форм сигналов для по меньшей мере одной из групп.
7. Способ проведения измерений при акустическом каротаже в процессе бурения в подземной формации, содержащий:
(а) вращение в буровой скважине прибора акустического каротажа при бурении, причем ствол буровой скважины имеет стенку; скважинный прибор, включающий по меньшей мере один акустический передатчик, сконфигурированный на передачу акустических импульсов внутрь буровой скважины; по меньшей мере один линейный массив акустических приемников, расположенных на некотором расстоянии друг от друга в продольном направлении, а также по меньшей мере один датчик отклонения, сконфигурированный для измерения расстояния отклонения между стенкой ствола буровой скважины и по меньшей мере одним из передатчиков и линейным массивом приемников;
(б) осуществление передатчиком передачи множества последовательных импульсов акустической энергии в подземную формацию;
(в) осуществление приемниками приема соответствующих форм акустических сигналов;
(г) осуществление датчиком отклонения измерения расстояний отклонения, соответствующих по меньшей мере одному из упомянутых передачи в пункте (б) или приема в пункте (в);
(д) сортировку форм акустических сигналов, полученных в (в), на множество групп, причем каждая группа представляет диапазон расстояний отклонения, а сортировка основывается на расстояниях отклонения, измеренных в (г); и
(е) наложение друг на друга форм сигналов по меньшей мере из одной из таких групп для получения усредненных форм сигналов,
(ж) вычисление замедления акустической волны с использованием алгоритма определения меры когерентности и усредненных форм сигнала, полученных в (е).
8. Способ по п.7, отличающийся тем, что упомянутые передаваемые формы акустических сигналов распространяются по меньшей мере как одна из следующий волн: продольная волна, быстрая поперечная волна или волна, распространяющаяся вдоль скважины.
9. Способ по п.7, отличающийся тем, что каждая из групп имеет диапазон отклонений от примерно четверти дюйма до примерно 1 дюйма.
10. Способ по п.7, отличающийся тем, что упомянутое в (е) наложение содержит вычисление средневзвешенных форм акустических сигналов по меньшей мере для одной из групп.
11. Способ по п.7, отличающийся тем, что временной сдвиг применяется по меньшей мере к одной из форм сигналов перед началом упомянутого в (е) наложения форм сигналов, величина временного сдвига основывается на расстоянии отклонения, измеренном в (г).
12. Способ проведения измерений при акустическом каротаже в процессе бурения в подземной формации, содержащий:
(а) вращение в буровой скважине прибора акустического каротажа при бурении, причем ствол буровой скважины имеет стенку; скважинный прибор, включающий по меньшей мере один акустический передатчик, сконфигурированный на передачу акустических импульсов внутрь буровой скважины; по меньшей мере один линейный массив акустических приемников, расположенных на некотором расстоянии друг от друга в продольном направлении, а также по меньшей мере один азимутальный датчик, сконфигурированный для измерения азимутального угла по меньшей мере одного из передатчиков и линейного массива приемников;
(б) осуществление передатчиком передачи множества последовательных импульсов акустической энергии в подземную формацию;
(в) осуществление приемниками приема соответствующих форм акустических сигналов;
(г) осуществление азимутальным датчиком измерения азимутальных углов, соответствующих по меньшей мере одному из упомянутых передачи в пункте (б) или приема в пункте (в);
(д) сортировку форм акустических сигналов, полученных в (в), на множество групп, причем каждая группа представляет диапазон азимутальных углов, а сортировка, проводится по азимутальным углам, измеренным в (г); и
(е) применение временного сдвига, по меньшей мере, к одной из форм сигналов, причем величина временного сдвига основывается на азимутальном угле, измеренном в (г)
(ж) наложение друг на друга форм сигналов по меньшей мере из одной из таких групп для получения усредненных форм сигналов.
13. Способ по п.12, отличающийся тем, что включает:
(з) вычисление замедления акустической волны с использованием алгоритма определения меры когерентности и усредненных форм сигнала, полученных в (ж).
14. Способ по п.12, отличающийся тем, что упомянутые передаваемые формы акустических сигналов распространяются по меньшей мере как одна из следующий волн: продольная волна, быстрая поперечная волна или волна, распространяющаяся вдоль скважины.
15. Способ по п.12, отличающийся тем, что каждая из групп имеет диапазон азимутальных углов от примерно 30 до примерно 90 градусов.
16. Способ по п.12, отличающийся тем, что упомянутое в (е) наложение включает вычисление средневзвешенных форм акустических сигналов по меньшей мере для одной из групп.
17. Способ проведения измерений при акустическом каротаже в процессе бурения в подземной формации, содержащий:
(а) вращение в буровой скважине прибора акустического каротажа при бурении, причем ствол буровой скважины имеет стенку; скважинный прибор, включающий по меньшей мере один акустический передатчик, сконфигурированный на передачу акустических импульсов внутрь буровой скважины; по меньшей мере один линейный массив акустических приемников, расположенных на некотором расстоянии друг от друга в продольном направлении; датчик направленного действия, сконфигурированный для измерений азимутального угла, а также по меньшей мере один датчик отклонений, сконфигурированный для измерения расстояний отклонения между стенкой ствола скважины и по меньшей мере одним из передатчиков и линейным массивом приемников;
(б) осуществление передатчиком передачи множества последовательных импульсов акустической энергии в подземную формацию;
(в) осуществление приемниками приема соответствующих форм акустических сигналов;
(г) осуществление азимутальным датчиком измерений азимутальных углов, соответствующих по меньшей мере одному из упомянутых передачи в пункте (б) или приема в пункте (в);
(д) осуществление датчиком отклонения измерений расстояния отклонения, соответствующих по меньшей мере одному из упомянутых передачи в пункте (б) или приема в пункте (в);
(е) сортировку форм акустических сигналов, полученных в (в), на множество групп, причем каждая группа представляет диапазон значений отклонений и диапазон азимутальный углов, а сортировка основывается на азимутальном угле, измеренном в (г) и на отклонении, измеренном в (д); и
(е) применение временного сдвига, по меньшей мере, к одной из форм сигналов, причем величина временного сдвига основывается на азимутальном угле, измеренном в (г);
(ж) наложение друг на друга форм сигналов по меньшей мере из одной из таких групп для получения усредненных форм сигналов.
Applications Claiming Priority (3)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
US12/858,626 | 2010-08-18 | ||
US12/858,626 US8625390B2 (en) | 2010-08-18 | 2010-08-18 | Acoustic waveform stacking using azimuthal and/or standoff binning |
PCT/US2011/047191 WO2012024121A2 (en) | 2010-08-18 | 2011-08-10 | Acoustic waveform stacking using azimuthal and/or standoff binning |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2528279C1 RU2528279C1 (ru) | 2014-09-10 |
RU2013111855A true RU2013111855A (ru) | 2014-09-27 |
Family
ID=45594005
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2013111855/28A RU2528279C1 (ru) | 2010-08-18 | 2011-08-10 | Наложение форм акустических сигналов с использованием группирования по азимутальным углам и/или отклонениям каротажного зонда |
Country Status (7)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US8625390B2 (ru) |
EP (1) | EP2593817A4 (ru) |
CN (1) | CN103109208A (ru) |
CA (1) | CA2808615A1 (ru) |
MX (1) | MX2013001926A (ru) |
RU (1) | RU2528279C1 (ru) |
WO (1) | WO2012024121A2 (ru) |
Families Citing this family (10)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US8625390B2 (en) * | 2010-08-18 | 2014-01-07 | Schlumberger Technology Corporation | Acoustic waveform stacking using azimuthal and/or standoff binning |
US9557435B2 (en) * | 2012-12-20 | 2017-01-31 | Schlumberger Technology Corporation | Acoustic isolators |
WO2016057384A1 (en) * | 2014-10-03 | 2016-04-14 | Schlumberger Canada Limited | Method and apparatus for processing waveforms |
RU2581074C1 (ru) * | 2014-11-27 | 2016-04-10 | Шлюмберже Текнолоджи Б.В. | Способ акустического каротажа |
EP3151037A1 (en) | 2015-09-30 | 2017-04-05 | Services Pétroliers Schlumberger | Systems and methods for evaluating annular material using beamforming from acoustic arrays |
US10429532B2 (en) * | 2016-03-31 | 2019-10-01 | Schlumberger Technology Corporation | System and methodology for estimating formation elastic properties using decomposed and undecomposed signal |
CN107420094B (zh) * | 2017-05-27 | 2021-05-28 | 成都理工大学 | 井中随钻雷达实时预报地层界面位置的探测方法及装置 |
CN107942393B (zh) * | 2017-11-02 | 2018-10-23 | 中国科学院地质与地球物理研究所 | 一种随钻方位声波测井数据采集方法 |
US11181656B2 (en) * | 2017-12-12 | 2021-11-23 | Schlumberger Technology Corporation | Systems and methods for acquiring orthogonal pairs of waveforms for acoustic well logging |
US11966002B2 (en) | 2017-12-15 | 2024-04-23 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Systems and methods for downhole determination of drilling characteristics |
Family Cites Families (34)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US4210967A (en) | 1975-05-27 | 1980-07-01 | Schlumberger Technology Corp. | Method and apparatus for determining acoustic wave parameters in well logging |
US4594691A (en) | 1981-12-30 | 1986-06-10 | Schlumberger Technology Corporation | Sonic well logging |
US4774693A (en) | 1983-01-03 | 1988-09-27 | Exxon Production Research Company | Shear wave logging using guided waves |
US4698792A (en) | 1984-12-28 | 1987-10-06 | Schlumberger Technology Corporation | Method and apparatus for acoustic dipole shear wave well logging |
US4779236A (en) | 1986-07-28 | 1988-10-18 | Amoco Corporation | Acoustic well logging method and system |
US4922362A (en) | 1988-03-04 | 1990-05-01 | Schlumberger Technology Corporation | Methods for deconvolution of unknown source signatures from unknown waveform data |
US5278805A (en) | 1992-10-26 | 1994-01-11 | Schlumberger Technology Corporation | Sonic well logging methods and apparatus utilizing dispersive wave processing |
CA2209947C (en) * | 1995-01-12 | 1999-06-01 | Baker Hughes Incorporated | A measurement-while-drilling acoustic system employing multiple, segmented transmitters and receivers |
US6614360B1 (en) | 1995-01-12 | 2003-09-02 | Baker Hughes Incorporated | Measurement-while-drilling acoustic system employing multiple, segmented transmitters and receivers |
GB2300048B (en) | 1995-04-19 | 1999-08-11 | Halliburton Co | Acoustic noise cancelling apparatus for well logging and method of well logging |
US5726951A (en) * | 1995-04-28 | 1998-03-10 | Halliburton Energy Services, Inc. | Standoff compensation for acoustic logging while drilling systems |
US5852262A (en) | 1995-09-28 | 1998-12-22 | Magnetic Pulse, Inc. | Acoustic formation logging tool with improved transmitter |
US5859811A (en) * | 1996-02-29 | 1999-01-12 | Schlumberger Technology Corporation | Method of analyzing waveforms |
US5780784A (en) | 1996-10-17 | 1998-07-14 | Halliburton Energy Services, Inc. | Cancellation of tool mode signal from combined signal |
US5886303A (en) | 1997-10-20 | 1999-03-23 | Dresser Industries, Inc. | Method and apparatus for cancellation of unwanted signals in MWD acoustic tools |
US6215120B1 (en) * | 1999-03-25 | 2001-04-10 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method for determining symmetry and direction properties of azimuthal gamma ray distributions |
US6678616B1 (en) | 1999-11-05 | 2004-01-13 | Schlumberger Technology Corporation | Method and tool for producing a formation velocity image data set |
US6792455B1 (en) | 2000-04-28 | 2004-09-14 | Microsoft Corporation | System and method for implementing polling agents in a client management tool |
US6470275B1 (en) | 2000-11-14 | 2002-10-22 | Baker Hughes Incorporated | Adaptive filtering with reference accelerometer for cancellation of tool-mode signal in MWD applications |
US6748329B2 (en) * | 2000-12-08 | 2004-06-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Acoustic signal processing method using array coherency |
US6631327B2 (en) | 2001-09-21 | 2003-10-07 | Schlumberger Technology Corporation | Quadrupole acoustic shear wave logging while drilling |
US6619395B2 (en) | 2001-10-02 | 2003-09-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for determining characteristics of earth formations |
US6772067B2 (en) | 2001-12-19 | 2004-08-03 | Halliburton Energy Services, Inc | Acoustic logging apparatus and method for anisotropic earth formations |
US6661737B2 (en) | 2002-01-02 | 2003-12-09 | Halliburton Energy Services, Inc. | Acoustic logging tool having programmable source waveforms |
US6766252B2 (en) | 2002-01-24 | 2004-07-20 | Halliburton Energy Services, Inc. | High resolution dispersion estimation in acoustic well logging |
US6714480B2 (en) | 2002-03-06 | 2004-03-30 | Schlumberger Technology Corporation | Determination of anisotropic moduli of earth formations |
US6671224B1 (en) | 2002-08-26 | 2003-12-30 | Schlumberger Technology Corporation | Active reduction of tool borne noise in a sonic logging tool |
US7103982B2 (en) * | 2004-11-09 | 2006-09-12 | Pathfinder Energy Services, Inc. | Determination of borehole azimuth and the azimuthal dependence of borehole parameters |
US7518949B2 (en) | 2005-06-03 | 2009-04-14 | Smith International, Inc. | Shear wave velocity determination using evanescent shear wave arrivals |
US9354050B2 (en) * | 2007-04-12 | 2016-05-31 | Halliburton Energy Services, Inc. | Borehole characterization |
CA2673243C (en) * | 2007-05-21 | 2015-07-07 | Halliburton Energy Services, Inc. | Logging systems and methods with tilt compensation for sector-based acoustic tools |
US7558675B2 (en) * | 2007-07-25 | 2009-07-07 | Smith International, Inc. | Probablistic imaging with azimuthally sensitive MWD/LWD sensors |
CN101694153B (zh) * | 2009-09-29 | 2012-12-12 | 中国石油大学(北京) | 随钻地层界面声波扫描测量装置和方法 |
US8625390B2 (en) * | 2010-08-18 | 2014-01-07 | Schlumberger Technology Corporation | Acoustic waveform stacking using azimuthal and/or standoff binning |
-
2010
- 2010-08-18 US US12/858,626 patent/US8625390B2/en active Active
-
2011
- 2011-08-10 CA CA2808615A patent/CA2808615A1/en not_active Abandoned
- 2011-08-10 EP EP11818567.7A patent/EP2593817A4/en not_active Withdrawn
- 2011-08-10 WO PCT/US2011/047191 patent/WO2012024121A2/en active Application Filing
- 2011-08-10 MX MX2013001926A patent/MX2013001926A/es active IP Right Grant
- 2011-08-10 RU RU2013111855/28A patent/RU2528279C1/ru not_active IP Right Cessation
- 2011-08-10 CN CN2011800445264A patent/CN103109208A/zh active Pending
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
RU2528279C1 (ru) | 2014-09-10 |
CN103109208A (zh) | 2013-05-15 |
US8625390B2 (en) | 2014-01-07 |
WO2012024121A2 (en) | 2012-02-23 |
EP2593817A4 (en) | 2017-10-04 |
MX2013001926A (es) | 2013-07-03 |
CA2808615A1 (en) | 2012-02-23 |
EP2593817A2 (en) | 2013-05-22 |
WO2012024121A3 (en) | 2012-04-26 |
US20120044783A1 (en) | 2012-02-23 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
RU2013111855A (ru) | Наложение форм акустических сигналов с использованием группирования по азимутальным углам и/или отклонениям каротажного зонда | |
US10612372B2 (en) | Azimuthal acoustic logging while drilling apparatus and measurement method | |
US9817148B2 (en) | Borehole while drilling electromagnetic tomography advanced detection apparatus and method | |
CN101482013B (zh) | 一种随钻井眼补偿电磁波电阻率测量装置 | |
US10352152B2 (en) | Acoustic calipering and analysis of annulus materials | |
CN103233727B (zh) | 一种反演地层横波速度径向剖面的方法 | |
RU2615195C1 (ru) | Способ измерения расстояния во множестве скважин | |
US20070019506A1 (en) | Ultrasonic Imaging In Wells Or Tubulars | |
US20170268950A1 (en) | An apparatus and method for measuring the pressure inside a pipe or container | |
CN201363137Y (zh) | 一种随钻井眼补偿电磁波电阻率测量装置 | |
CN103397878B (zh) | 一种变径隔声结构的随钻声波测井装置 | |
NO342295B1 (no) | Reduksjon av verktøyeksentrisitetseffekten på akustiske målinger | |
US20170090057A1 (en) | Systems and methods for evaluating annular material using beamforming from acoustic arrays | |
US20140160890A1 (en) | System and method for determining shear wave anisotropy in a vertically transversely isotropic formation | |
CN104818735A (zh) | 探测钻头以及使用该探测钻头进行桩基检测的方法 | |
CN107544087A (zh) | 一种测量近地表地层品质因子的方法及装置 | |
CN105735971A (zh) | 一种基于弹性波的钻孔深度检测系统及其检测方法 | |
CN103352691B (zh) | 一种正交偶极子声波测井接收声系装置 | |
US8462584B2 (en) | Sonic borehole caliper and related methods | |
RU2010140546A (ru) | Способ измерения расстояния до контролируемого объекта | |
CN102042003A (zh) | 一种数字声波和变密度综合测井仪 | |
CN107035364B (zh) | 一种井间电磁刻度方法 | |
RU2017115680A (ru) | Устройство, система и способ калибровки скважинного генератора тактовых импульсов | |
BR112015011943B1 (pt) | Sistema sensor baseado em interferômetro e método de obtenção e processamento de varreduras de saída de interferômetro | |
CN204703200U (zh) | 探测钻头 |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20190811 |