RU2347905C2 - Многорежимное акустическое построение изображения в обсаженных скважинах - Google Patents

Многорежимное акустическое построение изображения в обсаженных скважинах Download PDF

Info

Publication number
RU2347905C2
RU2347905C2 RU2006107215/03A RU2006107215A RU2347905C2 RU 2347905 C2 RU2347905 C2 RU 2347905C2 RU 2006107215/03 A RU2006107215/03 A RU 2006107215/03A RU 2006107215 A RU2006107215 A RU 2006107215A RU 2347905 C2 RU2347905 C2 RU 2347905C2
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
acoustic
casing
mode
wave
signal
Prior art date
Application number
RU2006107215/03A
Other languages
English (en)
Other versions
RU2006107215A (ru
Inventor
Бенуа ФРЁЛИХ (FR)
Бенуа ФРЁЛИХ
КАЛЬВЭ Жан-Люк ЛЕ (FR)
КАЛЬВЭ Жан-Люк ЛЕ
Эмманюэль ЛЕЖАНДР (FR)
Эмманюэль ЛЕЖАНДР
Смэн ЗЕРУ (FR)
Смэн ЗЕРУ
Original Assignee
Шлюмбергер Текнолоджи Б.В.
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. filed Critical Шлюмбергер Текнолоджи Б.В.
Publication of RU2006107215A publication Critical patent/RU2006107215A/ru
Application granted granted Critical
Publication of RU2347905C2 publication Critical patent/RU2347905C2/ru

Links

Images

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
    • G01V1/50—Analysing data
    • 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
    • E21B47/005—Monitoring or checking of cementation quality or level

Landscapes

  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Geology (AREA)
  • Mining & Mineral Resources (AREA)
  • Geophysics (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Fluid Mechanics (AREA)
  • General Physics & Mathematics (AREA)
  • Quality & Reliability (AREA)
  • Remote Sensing (AREA)
  • Acoustics & Sound (AREA)
  • Geochemistry & Mineralogy (AREA)
  • Investigating Or Analyzing Materials By The Use Of Ultrasonic Waves (AREA)
  • Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
  • Ultra Sonic Daignosis Equipment (AREA)
  • Investigating Or Analysing Materials By Optical Means (AREA)
  • Measurement Of Velocity Or Position Using Acoustic Or Ultrasonic Waves (AREA)

Abstract

Изобретение относится к акустическим методам оценки качества цементирования обсаженных скважин. Способ построения изображения характеристики зоны за пределами обсадной колонны скважины включает каротажный зонд, расположенный внутри обсадной колонны. Каротажный зонд несет на себе множество акустических преобразователей. Облучают обсадную колонну первой акустической волной с использованием первого акустического преобразователя. При этом первая акустическая волна имеет первую моду, которая может быть любой модой из набора, включающего в себя: продольную моду, моду колебаний по толщине и изгибную моду. На первый акустический преобразователь для приема принимают первый эхо-сигнал, производят первый сигнал и извлекают первое измерение из первого сигнала. Облучают обсадную колонну второй акустической волной со второй модой, которая может быть любой модой из набора мод, но является отличной от первой моды. На второй акустический преобразователь для приема принимают второй эхо-сигнал и производят второй сигнал. Извлекают второе измерение из второго сигнала. Из комбинации первого измерения и второго измерения определяют зону за пределами обсадной колонны скважины. Техническим результатом является повышение достоверности оценки зоны за пределами обсадной колонны. 2 н. и ф-лы, 18 з.п. ф-лы, 13 ил.

Description

Область техники изобретения
Изобретение в основном относится к способу и устройству для акустического построения изображения в обсаженных скважинах.
Уровень техники
При завершении скважины обсадная колонна или труба устанавливается в ствол скважины, и заполняющее вещество, обычно цемент, нагнетается в затрубное пространство между обсадной колонной и формацией. Основной задачей такого цемента является отделение слоев нефте- и газодобычи друг от друга и от водоносных пластов.
Фиг.1 показывает схематическую диаграмму обсаженной скважины. Обсаженная скважина обычно включает в себя несколько границ раздела 121, 122, 123 на стыке различных материалов в стволе скважины 11. Первая граница 121 раздела расположена на стыке скважинного флюида 13 в обсадной колонне 14 и обсадной колонны 14. Обсадная колонна 14 обычно изготовлена из стали. Вторая граница 122 раздела формируется между обсадной колонной 14 и затрубным пространством 15 за обсадной колонной 14. Если цемент 112 в затрубном пространстве 15 размещен правильно, вторая граница 122 раздела расположена между обсадной колонной 14 и цементом 112. Третья граница 123 раздела расположена между затрубным пространством 15 и формацией 16. Формация 16 может содержать множество слоев, например нефтеносный слой 17, газоносный слой 18 и водоносный слой 19.
Микрозазоры 111 могут появляться на второй границе 122 раздела между обсадной колонной 14 и цементом 112. Образование микрозазоров 111 происходит из-за изменений давления внутри обсадной трубы 14. Даже при наличии микрозазоров 111 слои 17-19 могут быть должным образом герметизированы цементом 112.
Однако, если пустота 113 появляется между обсадной колонной и формацией, цемент может не обеспечить изоляцию одного слоя 17, 18, 19 от другого. Флюиды, например нефть, газ или вода, могут мигрировать под давлением из одного слоя 17, 18, 19 в другой через пустоту 113 и создавать опасные условия или уменьшать эффективность добычи. В частности, миграция воды в нефтеносные слои 17 может, при некоторых обстоятельствах, сделать скважину непригодной для эксплуатации. Также миграция нефти в водоносный слой 19 является нежелательной с экологической и экономической точек зрения. Таким образом, построение изображений содержимого затрубного пространства, в частности обнаружение третьей границы 123 раздела между затрубным пространством 15 и формацией 16, может быть важным для надежного определения гидравлической изоляции разных слоев формации.
Необходимость в построении изображения на всем протяжении скважины есть также в процессе гидроразрыва, который обычно имеет место после обсадки скважины и используется для стимулирования скважины для добычи. Часто процесс разрыва сопровождается выбросом песка, из-за чего некоторые пласты формации высвобождают мелкий песок, который проникает через перфорацию обсадной колонны в скважину и затем поднимается на поверхность, где он может вывести из строя добывающее оборудование. Эта проблема может быть устранена, если содержащие песок зоны обнаруживаются, например, с помощью технологий построения изображений, выполненных с возможностью осуществления через обсадную колонну.
Различные методы оценки цемента, использующие акустическую энергию, использовались в предшествующем уровне техники для исследования характеристик зоны за тонкой стенкой обсадной колонны с использованием инструмента, расположенного внутри обсадной колонны 14.
Первый способ оценки цемента предшествующего уровня техники
Фиг.2 содержит схематическую диаграмму первого способа оценки цемента, включающего в себя акустические волны, имеющие продольный тип, внутри обсадной колонны 24. Первый способ оценки цемента описан в патенте США №3,401,773, Synott и др. Каротажный зонд 21, содержащий стандартные, расположенные продольно акустический преобразователь 22 для передачи и преобразователь 23 для приема, используется для исследования скважины 28. Оба преобразователя работают в частотном диапазоне между примерно 20 и 50 кГц. Заполняющий материал 25 изолирует обсадную колонну 24 от формации 26. Каротажный зонд 21 подвешен внутри обсадной колонны 24 на кабеле 27.
Акустический преобразователь 22 для передачи облучает обсадную колонну 24 акустической волной 27, которая распространяется вдоль обсадной колонны 24 в виде продольной моды, свойства которой в основном определяются цилиндрической геометрией обсадной колонны и ее свойствами упругой волны. Отраженная волна 29 принимается акустическим преобразователем 23 для приема и преобразуется в принятый сигнал.
Полученный сигнал обрабатывается для извлечения части сигнала, вызванного наличием или отсутствием цемента 25 за обсадной колонной 24. Извлеченная часть сигнала затем анализируется для обеспечения измерения его энергии, показывающей наличие или отсутствие цемента за пределами обсадной колонны 24. Если твердое вещество, например цемент, находится в контакте с обсадной колонной 24, амплитуда акустической волны 211, распространяющейся в виде продольной моды вдоль обсадной колонны 24, частично уменьшается; следовательно, энергия извлеченной части принятого сигнала является относительно маленькой. В противоположность этому, если жидкость, например буровой раствор, находится в контакте с обсадной колонной 24, амплитуда акустической волны 211, распространяющейся в виде продольной моды вдоль обсадной колонны 24, уменьшается значительно меньше; следовательно, энергия извлеченной части полученного сигнала является относительно высокой. Состояние, например жидкое или твердое, вещества за пределами обсадной колонны 24 определяется, таким образом, из значения полученной энергии. Этот способ обеспечивает полезную информацию о наличии или отсутствии цемента за второй границей 210 раздела между обсадной колонной 24 и затрубным пространством.
Однако первый способ оценки цемента использует низкочастотные звуковые волны (от 20 до 50 кГц). Знакомые с акустической теорией в общем и звуковым исследованием скважин, в частности, признают, что эта продольная мода в обсадной колонне вызывает колебания всей цилиндрической структуры обсадной колонны 24. Результатом является отсутствие азимутальной разрешающей способности. Результат может быть отображен на кривой только как функция от глубины.
Второй способ оценки цемента предшествующего уровня техники
Фиг.3 содержит схематическую диаграмму второго способа оценки цемента для изучения качества цементной связки между обсадной колонной 32 и затрубным пространством 38 в стволе скважины 39, образованной в формации 310. Второй способ оценки цемента описан в патенте США №2,538,114, Mason и патенте США №4,255,798, Havira. Измерение основано на методе ультразвукового импульсного эха, где один акустический преобразователь 31, установленный на каротажном зонде 37, облучает обсадную колонну 32 под углом, близким к нормали, и принимает отраженный эхо-сигнал 33.
Акустический преобразователь 31 облучает обсадную колонну 32 акустическими волнами 34, имеющими частоту, выбранную для введения выбранного радиального сегмента обсадной колонны 32 в толщинный резонанс. Часть акустической волны передается в обсадную колонну и отражается между первой границей 311 раздела и второй границей 35 раздела. Первая граница 311 раздела расположена на стыке скважинного флюида в обсадной колонне 32 и обсадной колонны 32. Вторая граница 35 раздела сформирована между обсадной колонной 32 и затрубным пространством 38 за пределами обсадной колонны 32. Дополнительная часть акустической волны теряется в затрубном пространстве 38 при каждом отражении от второй границы 35 раздела, что приводит к потере энергии акустической волны. Акустическая волна теряет больше или меньше энергии в зависимости от состояния вещества 312 за пределами обсадной колонны 32.
Отражения от первой границы 311 раздела и второй границы 35 раздела порождают отраженную волну 33, которая передается на акустический преобразователь 31. Принятый сигнал, соответствующий отраженной волне 33, имеет затухающую во времени амплитуду. Этот сигнал обрабатывается для извлечения измерения скорости затухания амплитуды. По скорости затухания амплитуды вычисляется значение акустического импеданса вещества за пределами обсадной колонны 32. Значение импеданса воды составляет около 1,5 Мрейл, в то время как значение импеданса цемента обычно выше (например, это сопротивление составляет около 8 Мрейл для цемента класса G). Если вычисленный импеданс находится ниже предварительно заданного порога, то считается, что вещество является водой или буровым раствором. И если вычисленный импеданс находится выше предварительно заданного порога, то считается, что вещество является цементом и что качество связки между цементом и обсадной колонной является удовлетворительным.
Второй способ оценки цемента использует ультразвуковые волны (от 200 до 600 кГц). Знакомые в общем с акустической теорией поймут, что толщинное возбуждение обсадной колоны приводит к вибрации сегмента обсадной трубы, ограниченной в азимутальном диапазоне. Второй способ оценки цемента, таким образом, обеспечивает пространственное разрешение в противоположность первому способу исследования цемента.
Значения импеданса могут быть нанесены на карту как функция от глубины и азимутального угла. Глубина и азимутальный угол могут быть нанесены соответственно на первую и вторую ось. Значение импеданса может быть представлено цветом.
Однако первый способ оценки цемента и второй способ оценки цемента обеспечивают информацию преимущественно о состоянии вещества, расположенного только на второй границе 35 раздела.
Патент США №5,763,773, Birchak и другие раскрывает составной каротажный зонд, состоящий из импульсно-эхового и "pitch-catch" акустических преобразователей для исследования цемента за пределами обсадной колонны. "Pitch-catch" система относится к использованию раздельных передающих и принимающих акустических преобразователей, угол установки которых относительно нормали к обсадной колонне отличен от нуля (т.е. отличный от нормали угол падения). Раскрытие описывает установку всех "pitch-catch" (передача-захват) акустических преобразователей под такими углами по отношению к нормали к внутренней стенке обсадной колонны, которые меньше, чем критический угол сдвиговой волны к первой границе раздела между обсадной колонной и флюидом, например нефтью или газом, в ней. Дополнительно раскрыт способ определения качества цементного уплотнения. Этот способ основан на измерении затухания распространяющейся энергии между акустическими преобразователями.
Третий способ оценки цемента предшествующего уровня техники
Третий способ оценки цемента описан в патенте США №6,483,777, Zeroug. Фиг.4 дает иллюстрацию третьего способа оценки цемента. Каротажный зонд 41, содержащий установленные на нем акустический преобразователь для передачи 42 и акустический преобразователь для приема 43, используется для исследования скважины 411. Акустический преобразователь для передачи 42 и акустический преобразователь для приема 43 установлены под углом θ. Угол θ измеряется относительно нормали N к локальной внутренней стенке обсадной колонны. Угол θ больше, чем критический угол сдвиговой волны к первой границе 46 раздела между обсадной колонной 44 и флюидом 47, например нефтью или газом, в ней. Следовательно, акустический преобразователь 42 для передачи возбуждает изгибную волну А в обсадной колонне 44 путем облучения обсадной колонны 44 с возбуждением под углом, большим, чем волновой критический угол сдвиговой волны к первой границе 46 раздела.
Изгибная волна А распространяется внутри обсадной колонны 44 и отдает энергию флюиду 47 внутри обсадной колонны 44 и заполняющему материалу 45 за пределами обсадной колонны 44. Часть B изгибной волны распространяется внутри затрубного пространства 410 и может быть отражена обратно от третьей границы 412 раздела. Эхо-сигнал 49 регистрируется акустическим преобразователем 43. Измерение времени распространения может быть извлечено из сигнала на выходе акустического преобразователя 43, соответствующего эхо-сигналу 49.
Скорость распространения волны внутри затрубного пространства 410 может быть рассчитана исходя из времени распространения, при условии, что толщина затрубного пространства 410 известна. Скорость распространения волны зависит от природы акустической волны внутри затрубного пространства, что, в свою очередь, зависит от качества заполняющего материала.
Если дополнительный акустический преобразователь для приема (не представленный на Фиг.4) установлен на каротажном зонде выше акустического преобразователя 43 для приема, то на выходе дополнительного акустического преобразователя для приема может быть получен дополнительный сигнал. Затухание изгибной волны может быть извлечено из сигнала и из дополнительного сигнала. Затухание изгибной волны зависит от качества заполняющего материала внутри затрубного пространства 410.
Качество цемента за пределами обсадной колонны 44 может быть определено исходя из скорости распространения волны внутри затрубного пространства 410 и/или из затухания изгибной волны. Качество, например состояние вещества, может быть нанесено на карту как функция от глубины и азимутального угла.
В связи с тем, что часть B изгибной волны распространяется внутри затрубного пространства 410, соответствующий сигнал обеспечивает информацию о веществе в целом внутри затрубного пространства 410, т.е. на всем расстоянии, отделяющем обсадную колонну 44 и третью границу 42 раздела.
Сущность изобретения
В первом аспекте изобретение обеспечивает способ для построения изображения описания зоны за пределами обсадной колонны скважины, использующий каротажный зонд, расположенный внутри обсадной колонны и несущий на себе множество акустических преобразователей, при этом указанный способ содержит облучение обсадной колонны первой акустической волной с использованием первого акустического преобразователя для передачи из множества акустических преобразователей, при этом первая акустическая волна имеет первую моду, которая может быть любой из набора следующих мод: продольная мода, толщинная мода, изгибная мода. По меньшей мере первый акустический преобразователь для приема выбран из множества акустических преобразователей, при этом его расположение приспособлено для приема первого эхо-сигнала, соответствующего первой акустической волне. Первый эхо-сигнал принимается на первом акустическом преобразователе для приема, и получается первый сигнал. Первое измерение извлекается из первого сигнала. Способ дополнительно содержит облучение обсадной колонны второй акустической волной с использованием второго акустического преобразователя для передачи из множества акустических преобразователей, при этом вторая акустическая волна имеет вторую моду, которая может быть любой из набора мод. Вторая мода является отличной от первой моды. По меньшей мере второй акустический преобразователь для приема выбран из множества акустических преобразователей, при этом его расположение приспособлено для приема второго эхо-сигнала, соответствующего второй акустической волне. Второй эхо-сигнал принимается на втором акустическом преобразователе для приема, и получается второй сигнал. Второе измерение извлекается из второго сигнала. Описание зоны за пределами обсадной колонны скважины определяется исходя из комбинации первого измерения и второго измерения.
В первом предпочтительном варианте осуществления изобретения описание зоны за пределами обсадной колонны характеризуется качеством заполняющего материала, помещенного в затрубном пространстве между обсадной колонной и формацией.
Во втором предпочтительном варианте осуществления изобретения первая мода является изгибной модой, и вторая мода является толщинной модой.
В третьем предпочтительном варианте осуществления изобретения первое измерение является измерением времени распространения, и второе измерение является измерением скорости затухания амплитуды во времени.
В четвертом предпочтительном варианте осуществления изобретения значение импеданса вещества внутри затрубного пространства и значение скорости распространения волны сжатия внутри затрубного пространства вычисляются исходя из измерения времени распространения и измерения скорости затухания амплитуды. Значение плотности вещества внутри затрубного пространства определяется исходя из вычисленного значения акустического импеданса и вычисленного значения скорости распространения волны сжатия.
В пятом предпочтительном варианте осуществления изобретения дополнительный акустический преобразователь для приема выбран из множества акустических преобразователей. Дополнительный акустический преобразователь для приема является отличным от первого акустического преобразователя для приема. Дополнительный акустический преобразователь для приема имеет расположение, приспособленное для приема дополнительного эхо-сигнала, соответствующего первой акустической волне. Дополнительный эхо-сигнал принимается на дополнительном акустическом преобразователе для приема, и получается дополнительный сигнал. Измерение первой амплитуды извлекается из первого сигнала, и измерение дополнительной амплитуды извлекается из дополнительного сигнала.
В шестом предпочтительном варианте осуществления изобретения множество рассмотренных параметров вычисляется, по меньшей мере, исходя из измерения времени распространения и измерения скорости затухания амплитуды. Определен набор событий качества вещества в затрубном пространстве. Для каждого события качества рассчитана апостериорная вероятность наступления события качества для рассчитанных значений рассмотренных параметров. Выбирается наиболее вероятное событие качества.
В седьмом предпочтительном варианте осуществления изобретения множество параметров качества оценивается исходя из выбранного события качества и исходя из рассчитанных значений рассмотренных параметров.
В восьмом предпочтительном варианте осуществления изобретения множество рассмотренных параметров содержит импеданс вещества внутри затрубного пространства, кажущуюся скорость распространения первой акустической волны и затухание изгибной волны первой акустической волны вдоль обсадной колонны. Множество параметров качества содержит плотность вещества внутри затрубного пространства, скорость распространения сдвиговой волны первой акустической волны через вещество и скорость распространения волны сжатия первой акустической волны через вещество.
В девятом предпочтительном варианте осуществления изобретения первая мода является изгибной, и вторая мода является продольной модой.
В десятом предпочтительном варианте осуществления изобретения обсадная колонна облучается третьей акустической волной с использованием третьего акустического преобразователя для передачи из множества акустических преобразователей, при этом акустическая волна имеет третью моду, при этом третья мода является отличной от первой моды и второй моды. Третий акустический преобразователь для приема выбран, при этом он имеет расположение, приспособленное для приема третьего эхо-сигнала, соответствующего третьей акустической волне. Третий эхо-сигнал принимается на третий акустический преобразователь, и получается третий сигнал. Третье измерение извлекается из третьего сигнала. Описание зоны за пределами обсадной колонны скважины определяется на основе комбинации первого измерения, второго измерения и третьего измерения.
Предпочтительно заполняющий материал является цементом.
В одиннадцатом варианте осуществления изобретения каротажный зонд продвигается и вращается внутри скважины для определения описания зоны за пределами обсадной колонны в диапазоне глубин и азимутальных углов.
Во втором аспекте изобретение обеспечивает систему для построения изображения состава зоны за пределами обсадной колонны скважины, использующую каротажный зонд, расположенный внутри обсадной колонны и несущий на себе множество акустических преобразователей. Система дополнительно содержит первый акустический преобразователь для передачи из множества акустических преобразователей для облучения обсадной колонны первой акустической волной, имеющей первую моду, которая может быть любой из набора следующих мод: продольная мода, толщинная мода, изгибная мода. Система дополнительно содержит второй акустический преобразователь для передачи из множества акустических преобразователей для облучения обсадной колонны второй акустической волной, имеющей вторую моду, которая может быть любой из набора мод и является отличной от первой моды. Система дополнительно содержит по меньшей мере первый акустический преобразователь для приема из множества акустических преобразователей. Первый акустический преобразователь для приема имеет расположение, приспособленное для приема первого эхо-сигнала, соответствующего первой акустической волне. Первый акустический преобразователь для приема производит первый сигнал. Система дополнительно содержит по меньшей мере второй акустический преобразователь для приема из множества акустических преобразователей, имеющий расположение, приспособленное для приема второго эхо-сигнала, соответствующего второй акустической волне. Второй акустический преобразователь для приема производит второй сигнал. Система дополнительно содержит средство для извлечения, осуществляющее извлечение первого измерения и второго измерения соответственно из первого сигнала и второго сигнала. Система дополнительно содержит обрабатывающее средство для определения качества состава зоны за пределами обсадной колонны исходя из комбинации первого измерения и второго измерения.
В двенадцатом предпочтительном варианте осуществления изобретения первый акустический преобразователь для передачи и первый акустический преобразователь для приема установлены под углом, большим, чем критический угол сдвиговой волны к границе раздела между обсадной колонной и флюидом в обсадной колонне, при этом угол измеряется по отношению к нормали к локальной внутренней стенке обсадной колонны.
В тринадцатом предпочтительном варианте осуществления изобретения второй акустический преобразователь для передачи направлен перпендикулярно к локальной внутренней стенке обсадной колонны. Второй акустический преобразователь для передачи имеет частотный спектр, выбранный для введения выбранного радиального сегмента обсадной колонны в толщинный резонанс.
В четырнадцатом предпочтительном варианте осуществления изобретения система дополнительно содержит дополнительный акустический преобразователь для приема из множества акустических преобразователей, имеющий расположение, приспособленное для приема дополнительного эхо-сигнала, соответствующего первой акустической волне. Дополнительный акустический преобразователь для приема является отличным от первого акустического преобразователя для приема. Дополнительный акустический преобразователь для приема производит дополнительный сигнал.
В пятнадцатом предпочтительном варианте осуществления изобретения система дополнительно содержит массив преобразовательных элементов, расположенных на внешней стороне каротажного зонда для облучения обсадной колонны по меньшей мере первой акустической волной и второй акустической волной, распространяющимися внутри обсадной колонны в виде соответственно первой моды и второй моды.
Другие аспекты и преимущества изобретения станут видны из нижеследующего описания и формулы изобретения.
Краткое описание чертежей
Фиг.1 содержит схематическую диаграмму обсаженной скважины предшествующего уровня техники.
Фиг.2 содержит схематическую диаграмму первого способа оценки цемента предшествующего уровня техники.
Фиг.3 содержит схематическую диаграмму второго способа оценки цемента предшествующего уровня техники.
Фиг.4 содержит схематическую диаграмму третьего способа оценки цемента предшествующего уровня техники.
Фиг.5A показывает график имитационных измерений акустического импеданса в соответствии со вторым способом оценки цемента предшествующего уровня техники.
Фиг.5B показывает график имитационных оценок состояния вещества в соответствии со вторым способом оценки цемента предшествующего уровня техники.
Фиг.6A показывает график имитационных измерений акустического импеданса в соответствии с третьим способом оценки цемента предшествующего уровня техники.
Фиг.6B показывает график имитационных оценок состояния вещества в соответствии с третьим способом оценки цемента предшествующего уровня техники.
Фиг.7 содержит блок-схему примерного способа для построения изображения содержимого затрубного пространства в соответствии с настоящим изобретением.
Фиг.8A показывает график имитационных измерений акустического импеданса как функции от имитационных измерений затухания изгибной волны в соответствии с изобретением.
Фиг.8B показывает график имитационных оценок состояния в соответствии с изобретением.
Фиг.9 содержит иллюстрацию примерного устройства в соответствии с настоящим изобретением.
Фиг.10 иллюстрирует второй примерный вариант осуществления настоящего изобретения.
Подробное описание
Каждый из методов оценки цемента предшествующего уровня техники обеспечивает одно или более измерений с относительно высокой неопределенностью. Ошибки могут возникать на этапе определения состояния заполняющего материала внутри затрубного пространства на основании измерения.
Фиг.5A показывает график имитационных значений акустического импеданса в соответствии со вторым способом оценки цемента предшествующего уровня техники. Обеспечено множество наборов параметров, соответствующее множеству веществ. Для определенного набора параметров вычислено значение акустического импеданса. Множество значений акустического импеданса, таким образом, нанесено на график на Фиг.5A. Для определенного набора параметров, соответствующих веществу в жидком состоянии, наносится окружность. Для определенного набора параметров, соответствующих веществу в твердом состоянии, наносится крестик.
Как видно на графике на Фиг.5A, набор параметров вещества в твердом состоянии обеспечивает в основном низкие значения акустического импеданса, например, между 1 и 2 Мрейл. Эти значения расположены в одном диапазоне значений, что и множество значений акустического импеданса, обеспечиваемого веществами в жидком состоянии. Оценка состояния вещества на основе определенного значения соответствующего рассчитанного импеданса может порождать ошибки.
Фиг.5B показывает график имитационных оценок состояния из второго способа оценки цемента. Для определения набора параметров, соответствующих определенному веществу, соответствующее значение акустического импеданса вычисляется, как показано на Фиг.5A. Вероятность нахождения вещества в жидком состоянии определяется из соответствующего рассчитанного значения акустического импеданса. Множество вероятностей нахождения в жидком состоянии нанесено как функция от имитационного акустического импеданса. Для определенного набора параметров определенного вещества в жидком состоянии нанесена окружность. Для определенного набора параметров определенного вещества в твердом состоянии нанесен крестик.
Как видно из графика на Фиг.5B, набор параметров, соответствующих веществу в твердом состоянии, может обеспечивать вероятность нахождения в жидком состоянии выше, чем 0,5. Более того, набор параметров, соответствующих веществу в твердом состоянии, и набор параметров, соответствующих веществу в жидком состоянии, могут иметь очень близкие имитационные вероятности нахождения в жидком состоянии. Может быть определена смешанная зона 51, содержащая метки, соответствующие веществу в жидком состоянии, и множество меток, соответствующих веществу в твердом состоянии. Оценка состояния определенного вещества, имеющего соответствующую метку внутри смешанной зоны, может быть недостоверной.
Фиг.6A показывает график имитационных значений затухания изгибной волны в соответствии с третьим способом оценки цемента предшествующего уровня техники. Множество значений затухания изгибной волны вычислено из множества наборов параметров, соответствующих множеству веществ. Множество значений затухания изгибной волны нанесено на график на Фиг.6A. Для определенного набора параметров, соответствующих определенному веществу в жидком состоянии, нанесена окружность. Для определенного набора параметров, соответствующих определенному веществу в твердом состоянии, нанесен крестик.
Аналогично, как можно видеть из графика на Фиг.6A, набор параметров, соответствующих веществу в твердом состоянии, может обеспечивать в основном низкое значение затухания изгибной волны, например ниже 1 дБ/см, подобно затуханию в жидкости. Оценка состояния определенного вещества из значения соответствующего имитационного затухания изгибной волны может порождать ошибки.
Фиг.6B показывает график из множества значений вероятностей нахождения в жидком состоянии. Для определенного набора параметров значение вероятности нахождения в жидком состоянии определяется из соответствующего значения затухания изгибной волны. Для определенного набора параметров определенного вещества в жидком состоянии нанесена окружность. Для определенного набора параметров определенного вещества в твердом состоянии нанесен крестик.
Видно, что набор параметров, соответствующих веществу в твердом состоянии, может иметь вероятность нахождения в жидком состоянии больше, чем 0,5. Может быть определена смешанная зона 61, содержащая метки, соответствующие веществу в жидком состоянии, и множество меток, соответствующих веществу в твердом состоянии. Оценка состояния определенного вещества, имеющего соответствующую метку внутри смешанной зоны, может быть недостоверной.
Более того, новый цемент, имеющий более низкую плотность, чем обычный цемент, производится и все больше используется для заполнения затрубного пространства за пределами обсадной колонны. Вследствие низкой плотности новый цемент имеет относительно низкий акустический импеданс, который может быть в основном равен 3 Мрейл. Это значение акустического импеданса является относительно близким к значению акустического импеданса воды. Неопределенность относительно акустического импеданса в первом способе оценки цемента и во втором способе оценки цемента такова, что оценка состояния вещества может быть даже менее достоверной, чем при использовании обычного цемента с сопротивлением в 8 Мрейл.
Изобретение обеспечивает способ и устройство для улучшения достоверности оценки описания зоны за пределами обсадной колонны.
Фиг.7 содержит блок-схему примерного способа для построения изображения описания зоны за пределами обсадной колонны скважины в соответствии с настоящим изобретением. Способ использует каротажный зонд, расположенный внутри обсадной колонны скважины. Каротажный зонд несет на себе множество акустических преобразователей. Первый акустический преобразователь для передачи из множества преобразователей облучает (этап 72) обсадную колонну первой акустической волной. Первая волна испускается с предварительно определенной частотой и предварительно определенным углом по отношению к нормали к обсадной колонне для распространения внутри обсадной колонны с первой модой. Первая мода может быть любой модой из следующего набора мод: продольная мода, толщинная мода, изгибная мода. По меньшей мере первый акустический преобразователь для приема выбран на этапе 71 из множества преобразователей. Первый акустический преобразователь для приема имеет расположение, приспособленное для приема первого эхо-сигнала, соответствующего первой акустической волне. Первый акустический преобразователь для приема регистрирует (этап 73) первый эхо-сигнал и производит на выходе первый сигнал.
Сигнал на выходе первого акустического преобразователя для приема является электрическим сигналом, имеющим амплитуду, являющуюся функцией от акустической амплитуды эхо-сигнала, воспринимаемого первым акустическим преобразователем для приема.
Второй акустический преобразователь для передачи из множества преобразователей облучает (этап 74) обсадную колонну второй акустической волной. Вторая акустическая волна испускается с предварительно определенной частотой и предварительно определенным углом по отношению к нормали к обсадной колонне для распространения внутри обсадной колонны в виде второй моды, которая может быть любой из набора мод. Вторая мода является отличной от первой моды. На этапе 79 выбран по меньшей мере второй акустический преобразователь для приема. Второй акустический преобразователь для приема имеет расположение, приспособленное для приема второго эхо-сигнала, соответствующего второй акустической волне. Второй акустический преобразователь для приема принимает второй эхо-сигнал и производит на этапе 75 на выходе второй сигнал, соответствующий второй акустической волне.
Первый сигнал и второй сигнал анализируются: первое измерение извлекается (этап 76) из первого сигнала, и второе измерение извлекается из второго сигнала (этап 77).
Описание зоны за пределами обсадной колоны определяется (этап 78) из комбинации первого измерения и второго измерения. Описание зоны может характеризоваться качеством заполняющего материала, например цемента, помещенного в затрубном пространстве. Качество заполняющего материала зависит от состояния вещества внутри затрубного пространства: если вещество находится в жидком состоянии, то цемент может содержать пустоту или течь.
В способах, соответствующих предшествующему уровню техники, качество заполняющего материала определяется только из одного измерения или из множества измерений, которые извлекаются из единственного сигнала, соответствующего единственной волне. Способ в соответствии с настоящим изобретением обеспечивает более достоверную оценку состояния вещества в затрубном пространстве, поскольку единственная оценка выполняется исходя из множества измерений, которые получены из множества акустических волн.
Фиг.8A показывает имитационные значения затухания изгибной волны как функции от имитационных значений акустического импеданса в соответствии с настоящим изобретением. Обеспечено множество наборов параметров, соответствующее множеству веществ. Для каждого набора параметров имитационное значение затухания изгибной волны нанесено на график как функция соответствующего имитационного значения акустического импеданса. Для определенного набора параметров, соответствующих определенному веществу в жидком состоянии, нанесена окружность. Для определенного набора параметров, соответствующих определенному веществу в твердом состоянии, нанесен крестик.
Сравнивая графики на Фиг.5A и 6A, можно видеть, что метки, соответствующие веществу в жидком состоянии, отделены от меток, соответствующих веществу в твердом состоянии, гораздо больше, чем на графиках предшествующего уровня техники.
Фиг.8B показывает график определенных вероятностей нахождения в жидком состоянии, имитированных из наборов параметров на Фиг.8A. Для каждого набора параметров вероятность нахождения соответствующего вещества в жидком состоянии определяется из соответствующего имитационного значения затухания изгибной волны и соответствующего имитационного значения акустического импеданса. Для определенного набора параметров, соответствующих определенному веществу в жидком состоянии, нанесена окружность. Для определенного набора параметров, соответствующих определенному веществу в твердом состоянии, нанесен крестик.
Сравнивая графики на Фиг.5B и 6B, можно видеть, что только несколько меток, соответствующих веществу в твердом состоянии, показывают вероятность нахождения в жидком состоянии более, чем 0,5. Более того, метки, соответствующие веществу в жидком состоянии, гораздо более изолированы от меток, соответствующих веществу в твердом состоянии, чем на графиках предшествующего уровня техники. Жидкое состояние зоны 81 может быть определено как содержащее только метки, соответствующие веществу в жидком состоянии. Оценка состояния вещества за пределами обсадной колонны, таким образом, является более достоверной при использовании способа настоящего изобретения, чем при использовании способов предшествующего уровня техники.
Первый примерный вариант осуществления изобретения
Фиг.9 содержит иллюстрацию примерного устройства в соответствии с настоящим изобретением. Описание зоны за пределами обсадной колонны 92 определяется путем определения качества заполняющего материала внутри затрубного пространства между обсадной колонной 92 и формацией. Каротажный зонд 97 обеспечен внутри обсадной колонны 92 скважины 910. Каротажный зонд 97 содержит первый преобразователь 93 для передачи и второй преобразователь 94 для передачи.
Каротажный зонд может перемещаться вдоль вертикальной оси внутри обсадной колонны и может вращаться вокруг вертикальной оси, обеспечивая, таким образом, оценку описания зоны за пределами обсадной колонны в диапазоне глубин и азимутальных углов.
Первый преобразователь 93 для передачи облучает обсадную колонну 92 первой акустической волной. В этом примерном варианте осуществления первая акустическая волна испускается под углом θ относительно нормали к обсадной колонне 92, большим, чем критический угол сдвиговой волны к границе 91 раздела. Следовательно, первая акустическая волна распространяется в обсадной колонне 92 главным образом как изгибная мода. Часть энергии первой акустической волны передается в затрубное пространство 95. Дополнительная порция энергии отражается внутри обсадной колонны 92.
Первый преобразователь 96a для приема и дополнительный преобразователь 96b для приема соответственно принимают первый эхо-сигнал и соответственно производят первый сигнал и дополнительный сигнал, соответствующий первой акустической волне. Первый преобразователь 96a для приема и дополнительный преобразователь 96b для приема могут быть расположены на вертикальной оси каротажного зонда 97.
Вслед за первой акустической волной второй преобразователь 94 для передачи облучает обсадную колонну 92 второй акустической волной. В этом примерном варианте осуществления второй преобразователь 94 для передачи может быть использован как второй преобразователь 94 для приема. Второй преобразователь 94 для передачи в основном направлен по нормали к обсадной колонне 92, и вторая акустическая волна имеет частоту, выбранную для введения выбранного радиального сегмента обсадной колонны 92 в толщинный резонанс.
Второй преобразователь 94 для приема принимает второй эхо-сигнал, соответствующий второй акустической волне.
В первом альтернативном варианте осуществления изобретения второй преобразователь для передачи может облучать обсадную колонну второй акустической волной, имеющей продольную моду или любую моду, отличную от первой моды.
Во втором альтернативном варианте осуществления первая и вторая акустические волны передаются одновременно из, соответственно, первого и второго преобразователя для передачи. Первый преобразователь для приема регистрирует первый необработанный (исходный) сигнал. Первый необработанный сигнал может быть представлен как сумма первого сигнала и второго сигнала, соответствующих первой акустической волне и второй акустической волне соответственно. Первый необработанный сигнал обрабатывается для отделения первого сигнала от второго сигнала. Во втором альтернативном варианте осуществления первый преобразователь для приема может быть использован как второй преобразователь для приема. Первый сигнал и второй сигнал извлекаются из единственного первого необработанного сигнала, зарегистрированного единственным первым преобразователем для приема.
В третьем альтернативном варианте осуществления изобретения первая акустическая волна и вторая акустическая волна передаются одновременно из, соответственно, первого и второго преобразователя для передачи. Первый преобразователь для приема является отличным от второго преобразователя для приема. Первый преобразователь для приема и второй преобразователь для приема регистрируют соответственно первый и второй необработанный (исходный) сигнал. И первый, и второй необработанный сигнал могут быть представлены как взвешенная сумма первого и второго полученных сигналов, соответствующих первой и второй акустической волне соответственно. И первый, и второй необработанный сигнал обрабатываются для разделения первого и второго полученного сигнала. Обработка, таким образом, обеспечивает четыре сигнала: отделенный первый сигнал из первого преобразователя для приема, отделенный второй сигнал из первого преобразователя для приема, отделенный первый сигнал из второго преобразователя для приема и отделенный второй сигнал из второго преобразователя для приема. Первый сигнал получается из значений отделенного первого сигнала из первого преобразователя для приема и отделенного первого сигнала из второго преобразователя для приема. Подобным образом второй сигнал получается из значений отделенного второго сигнала из первого преобразователя для приема и отделенного второго сигнала из второго преобразователя для приема. Третий альтернативный вариант осуществления изобретения обеспечивает большую достоверность оценки первого и второго сигналов по сравнению со вторым альтернативным вариантом осуществления изобретения.
В четвертом альтернативном варианте осуществления изобретения третий преобразователь для передачи и третий преобразователь для приема обеспечены в двух независимых местоположениях вдоль оси каротажного зонда. Третий преобразователь для передачи облучает обсадную колонну третьей акустической волной. Третья акустическая волна распространяется с третьей модой, например, как продольная мода, при этом третья мода является отличной от первой моды и второй моды. Третий акустический преобразователь для приема производит третий сигнал, соответствующий третьему эхо-сигналу от третьей акустической волны. Третье измерение извлекается из третьего сигнала. Качество заполняющего материала определяется из комбинации первого измерения, второго измерения и третьего измерения.
В пятом альтернативном варианте осуществления обсадная колонна облучается по меньшей мере четырьмя волнами, при этом каждая волна имеет особую моду. Множество акустических преобразователей обеспечено на множестве местоположений на каротажном зонде, при этом каждое местоположение зависит от соответствующего типа. По меньшей мере четыре измерения извлекаются из четырех сигналов, соответствующих четырем волнам. Качество заполняющего материала определяется из комбинации четырех измерений.
Этап обработки
Первый сигнал и второй сигнал регистрируются и анализируются. Обработка подразумевает извлечение первого измерения и второго измерения соответственно из первого сигнала и второго сигнала. Множество рассмотренных параметров рассчитывается из первого измерения и второго измерения.
В этом примерном варианте осуществления второе измерение может быть значением скорости затухания амплитуды второго сигнала. Значение скорости затухания амплитуды обеспечивает значение акустического импеданса вещества внутри затрубного пространства 95.
Измерение дополнительной амплитуды извлекается в этом варианте осуществления изобретения из дополнительного сигнала, и измерение первой амплитуды извлекается из первого сигнала. Значение затухания изгибной волны первой акустической волны вдоль обсадной колонны 92 вычисляется из измерения дополнительной амплитуды и измерения первой амплитуды.
Первое измерение может быть значением времени распространения. Значение времени распространения позволяет вычислить значение кажущейся скорости распространения волны внутри затрубного пространства.
Кажущаяся скорость распространения может быть скоростью распространения сдвиговой волны, скоростью распространения волны сжатия или комбинированной скоростью распространения этих двух типов волн. Если затрубное пространство 95 заполнено газом, то обнаруживаемые акустические волны в газе распространяться не могут. Если затрубное пространство 95 заполнено жидкостью, например водой или буровым раствором, то только волна сжатия может распространяться во флюиде. В измерениях, основанных на волне изгибной моды, если затрубное пространство 95 заполнено цементом высокой плотности, то только сдвиговая волна может распространяться через цементное вещество. Если затрубное пространство 95 заполнено цементом низкой плотности, то и сдвиговая волна и волна сжатия могут распространяться через цементное вещество.
Кажущаяся скорость распространения может быть комбинированной скоростью распространения только в этом последнем случае. Комбинированная скорость распространения соответствует комбинации волны 912 сдвига-сжатия и волны 911 сжатия-сдвига. Волна 912 сдвига-сжатия распространяется в прямом направлении со сдвиговой модой и в обратном направлении с модой сжатия. Волна 911 сжатия-сдвига распространяется в прямом направлении с модой сжатия и в обратном направлении со сдвиговой модой. Волна 912 сдвига-сжатия и волна 911 сжатия-сдвига могут достигать первого преобразователя для приема одновременно, формируя единственный компонент сигнала. Следовательно, только единственная скорость распространения vpssp может быть измерена.
Для твердых веществ, таких как цемент, скорость распространения волны сжатия обычно в основном выше, чем скорость распространения сдвиговой волны. Например, скорость распространения волны сжатия в основном равна 3300 м/с, в то время как скорость распространения сдвиговой волны в основном равна 1800 м/с. Тип кажущейся скорости распространения (сдвиговый, сжатия или комбинированный) может быть определен непосредственно из значения кажущейся скорости распространения. В этом последнем случае качество заполняющего материала может быть определено путем определения состояния вещества внутри затрубного пространства (твердое или жидкое).
Этап оценки
В варианте осуществления изобретения, показанном на Фиг.9, качество заполняющего материала определяется путем оценки и состояния вещества внутри затрубного пространства и типа кажущейся скорости распространения. До оценки качества заполняющего материала внутри затрубного пространства решение о типе кажущейся скорости распространения не принимается. Если вещество внутри затрубного пространства находится в жидком состоянии, то может распространяться только волна сжатия. Таким образом, рассматривается набор событий качества, содержащий четыре события качества:
(a) Вещество внутри затрубного пространства находится в жидком состоянии, и кажущаяся скорость распространения является скоростью распространения волны сжатия.
(b) Вещество внутри затрубного пространства находится в твердом состоянии, и кажущаяся скорость распространения является скоростью распространения волны сжатия.
(c) Вещество внутри затрубного пространства находится в твердом состоянии, и кажущаяся скорость распространения является скоростью распространения сдвиговой волны.
(d) Вещество внутри затрубного пространства находится в твердом состоянии, и кажущаяся скорость распространения является комбинированной скоростью распространения.
Газообразное состояние не принимается во внимание, поскольку акустические волны практически не распространяются через газ.
Качество заполняющего материала внутри затрубного пространства 95 определяется из рассчитанных значений и затухания изгибной волны и акустического импеданса.
В этом примерном варианте осуществления функция плотности вероятности рассмотренных параметров (затухание изгибной волны и акустический импеданс), известное как событие качества, может быть аппроксимирована аналитически на основании сведений по технологии цементирования. Следовательно, апостериорные вероятности каждого события качества, имеющего измеренные рассмотренный импеданс и рассмотренное затухание изгибной волны, могут быть определены с использованием, например, способа, известного, как правило Бейеса, или любого другого способа.
Когда вероятности каждого события качества определены, то принимается решение, касающееся состояния вещества внутри затрубного пространства 95 и типа кажущейся скорости распространения, в соответствии с определенными апостериорными вероятностями.
Последний этап этого варианта осуществления изобретения состоит из оценки множества параметров качества, например плотности p, скорости vs распространения сдвиговой волны и скорости vp распространения волны сжатия, из определенного состояния, рассмотренного акустического импеданса, рассмотренного затухания изгибной волны и из кажущейся скорости va распространения.
В другом варианте осуществления, например, нейронные сети могут быть использованы для получения по меньшей мере одного параметра качества, например типа кажущейся скорости распространения волны через затрубное пространство 95, из извлеченных измерений.
Второй примерный вариант осуществления изобретения
Фиг.10 иллюстрирует второй примерный вариант осуществления настоящего изобретения. В этом примерном варианте осуществления каротажный зонд 100 содержит массив 101 преобразовательных элементов 102. Каждый преобразовательный элемент 102 способен передавать сигнал в соответствии с командами от управляющей схемы (не представлена). При учете задержек передаваемых сигналов есть возможность управления в предварительно заданном направлении. По меньшей мере первый преобразовательный элемент для передачи облучает обсадную колонну 103 скважины 104 первой акустической волной, при этом он имеет предварительно заданный угол относительно нормали к обсадной колонне. Первая акустическая волна, таким образом, распространяется внутри обсадной колонны с первой модой. Первая мода может быть одной из следующих мод: продольной, изгибной или толщинной. По меньшей мере первый преобразовательный элемент для приема из массива 101 преобразовательных элементов 102 регистрирует первый сигнал, соответствующий первой акустической волне.
Подобным образом, вслед за регистрацией первого сигнала вторая акустическая волна испускается по меньшей мере вторым преобразовательным элементом для передачи из массива 101 преобразовательных элементов 102. Направление второй акустической волны определяется в соответствии с задержками передаваемых сигналов. Вторая акустическая волна, таким образом, распространяется внутри обсадной колонны 103 со второй модой. Вторая мода является отличной от первой моды. По меньшей мере второй преобразовательный элемент для приема из массива 101 преобразовательных элементов 102 регистрирует второй сигнал, соответствующий второй акустической волне.
Первый и второй сигналы затем обрабатываются для извлечения соответственно первого измерения и второго измерения.
Качество вещества 105 внутри затрубного пространства 106, окружающего обсадную колонну 103, так же, как и состояние вещества 105, определяется из комбинации первого измерения и второго измерения.
Массив преобразователей не требует вращения внутри обсадной колонны для обеспечения определения описания зоны, окружающей обсадную колонну. С помощью электронного выбора преобразовательных элементов для передачи из массива, расположенного по окружности, ультразвуковой луч вращается электронным способом.
В другом альтернативном варианте осуществления изобретения параметр качества может быть плотностью вещества внутри затрубного пространства. Первое измерение извлекается из первого принятого сигнала. Первое измерение может обеспечивать значение акустического импеданса вещества. Подобным образом, второе измерение может обеспечивать значение скорости распространения волны через затрубное пространство. Значение плотности может быть определено из сочетания значения акустического импеданса и значения скорости распространения. Значение плотности может быть определено как равное отношению значения акустического импеданса к значению скорости распространения.
Измерение может быть любыми данными, извлеченными из по меньшей мере одного сигнала, которое затем объединяется с другим измерением, и может быть использовано для обеспечения определения описания зоны за пределами обсадной колонны скважины, например амплитуда пиков сигнала, время распространения и т.д.
Рассмотренные параметры могут быть любыми параметрами, которые могут быть вычислены из по меньшей мере одного измерения, например сопротивление вещества в затрубном пространстве, кажущаяся скорость распространения, затухание изгибной волны и т.д.
Событие качества может быть любым событием, делающим возможным определение описания зоны за пределами обсадной колонны. Обычно событие качества является состоянием вещества внутри затрубного пространства (твердое, жидкое или газообразное). Событие качества может также содержать тип кажущейся скорости распространения (сдвиговый, сжатия или смешанный).
Параметры качества могут быть любыми параметрами, характеризующими пространство за пределами обсадной колонны, такими как скорость распространения сдвиговой волны, акустической волны за пределами обсадной колонны, плотность вещества за пределами обсадной колонны и т.д.
Описание зоны за пределами обсадной колонны может быть любой характеристикой пространства за пределами обсадной колонны. Описание зоны за пределами обсадной колонны содержит качество заполняющего материала. Обычно качество заполняющего материала зависит от состояния вещества внутри затрубного пространства. Однако качество заполняющего материала может характеризоваться любым параметром качества, обеспечивающим информацию об изолирующей способности вещества внутри затрубного пространства, такую как акустическое сопротивление или плотность вещества внутри затрубного пространства. Описание зоны за пределами обсадной колонны может также быть охарактеризовано любым параметром, обеспечивающим информацию о слое или обрабатываемой песком зоне.
В то время как изобретение было описано со ссылкой на ограниченное количество вариантов осуществления, специалисты в данной области техники, имея преимущества от этого раскрытия, признают, что могут быть предусмотрены другие варианты осуществления, которые не выходят за рамки объема изобретения, здесь раскрытого. Соответственно, объем изобретения может быть ограничен только прилагаемой формулой.

Claims (20)

1. Способ для построения изображения характеристики зоны за пределами обсадной колонны скважины, использующий каротажный зонд, расположенный внутри обсадной колонны, который несет на себе множество акустических преобразователей, способ содержит этапы, на которых
облучают (72) обсадную колонну первой акустической волной с использованием первого акустического преобразователя для передачи из множества акустических преобразователей, при этом первая акустическая волна имеет первую моду, которой может быть любая мода из набора следующих мод: продольная мода, мода колебаний по толщине, изгибная мода;
выбирают (71), по меньшей мере, первый акустический преобразователь для приема из множества акустических преобразователей, имеющий расположение, приспособленное для приема первого эхо-сигнала, соответствующего первой акустической волне;
принимают (73) первый эхо-сигнал на первый акустический преобразователь для приема и производят первый сигнал;
извлекают (76) из первого сигнала первое измерение;
облучают (74) обсадную колонну второй акустической волной с использованием второго акустического преобразователя для передачи из множества акустических преобразователей, при этом вторая акустическая волна имеет вторую моду, которая может быть любой из набора мод и является отличной от первой моды;
выбирают (79), по меньшей мере, второй акустический преобразователь для приема из множества акустических преобразователей, имеющий расположение, приспособленное для приема второго эхо-сигнала, соответствующего второй акустической волне;
принимают (75) второй эхо-сигнал на второй акустический преобразователь для приема и производят второй сигнал; извлекают (77) из второго сигнала второе измерение;
определяют (78) из комбинации первого измерения и второго измерения характеристику зоны за пределами обсадной колонны скважины.
2. Способ по п.1, в котором характеристику зоны за пределами обсадной колонны (92) характеризуют качеством заполняющего материала, помещенного в затрубное пространство (95) между обсадной колонной (92) и формацией.
3. Способ по любому из пп.1 и 2, в котором первой модой является изгибная мода, и
второй модой является мода колебаний по толщине.
4. Способ по п.3, в котором
первое измерение является измерением времени распространения волны;
второе измерение является измерением скорости затухания амплитуды во времени.
5. Способ по п.4, дополнительно содержащий этапы, на которых
вычисляют значения импеданса вещества внутри затрубного пространства и значение скорости распространения волны сжатия внутри затрубного пространства из измерения времени распространения волны и измерения скорости затухания амплитуды;
определяют значения плотности вещества внутри затрубного пространства из вычисленного значения акустического импеданса и вычисленного значения скорости распространения волны сжатия.
6. Способ по п.4, дополнительно содержащий этапы, на которых
выбирают из множества акустических преобразователей дополнительный акустический преобразователь (96b) для приема, который является отличным от первого акустического преобразователя (96а) для приема, и имеет расположение, приспособленное для приема дополнительного эхо-сигнала, соответствующего первой акустической волне;
принимают дополнительный эхо-сигнал на дополнительный акустический преобразователь (96b) для приема и производят дополнительный сигнал;
извлекают измерение первой амплитуды из первого сигнала и измерение дополнительной амплитуды из дополнительного сигнала.
7. Способ по любому из п.4 или 6, дополнительно содержащий этапы, на которых
вычисляют множество рассмотренных параметров, по меньшей мере, из измерения времени распространения волны и измерения скорости затухания амплитуды, определяют набор событий качества вещества внутри затрубного пространства;
вычисляют для каждого события качества апостериорную вероятность события качества для вычисленных значений рассмотренных параметров; выбирают наиболее вероятное событие качества.
8. Способ по п.7, дополнительно содержащий этапы, на которых: оценивают, по меньшей мере, один параметр качества из выбранного
события качества и из вычисленных значений рассмотренных параметров.
9. Способ по п.8, в котором
множество рассмотренных параметров содержит импеданс вещества внутри затрубного пространства (15, 38, 410, 95, 106) и затухание изгибной волны первой акустической волны (А) вдоль обсадной колонны (14, 24, 32, 44, 92, 103);
множество параметров качества оценивают, при этом множество параметров качества содержат плотность вещества в затрубном пространстве (15, 38, 410, 95, 106), скорость распространения сдвиговой волны первой акустической волны через вещество и скорость распространения волны сжатия первой акустической волны через вещество.
10. Способ по любому из пп.1 и 2, в котором первой модой является изгибная мода, и второй модой является продольная мода.
11. Способ по п.1, содержащий этапы, на которых
облучают обсадную колонну третьей акустической волной с использованием третьего акустического преобразователя для передачи из множества акустических преобразователей, при этом акустическая волна имеет третью моду, при этом третья мода является отличной от первой моды и второй моды;
выбирают третий акустический преобразователь для приема, при этом третий акустический преобразователь для приема имеет расположение, приспособленное для приема третьего эхо-сигнала, соответствующего третьей акустической волне;
принимают третий эхо-сигнал на третий акустический преобразователь и производят третий сигнал; извлекают из третьего сигнала третье измерение;
определяют из комбинации первого измерения, второго измерения и третьего измерения характеристику зоны за пределами обсадной колонны скважины.
12. Способ по п.1, в котором заполняющий материал является цементом.
13. Способ по п.1, дополнительно содержащий этапы, на которых продвигают и вращают каротажный зонд внутри обсадной колонны для определения характеристики зоны за пределами обсадной колонны в диапазоне глубин и азимутальных углов.
14. Система для построения изображения характеристики зоны за пределами обсадной колонны (92) скважины, содержащая
каротажный зонд (97), позиционируемый внутри обсадной колонны (92) и несущий на себе множество акустических преобразователей;
первый акустический преобразователь (93) для передачи из множества акустических преобразователей для облучения обсадной колонны (92) первой акустической волной, имеющей первую моду, которой может быть любая мода из набора следующих мод: продольная мода, мода колебаний по толщине, изгибная мода;
второй акустический преобразователь (94) для передачи из множества акустических преобразователей для облучения обсадной колонны (92) второй акустической волной, имеющей вторую моду, которая может быть любой модой из набора мод и является отличной от первой моды;
по меньшей мере, первый акустический преобразователь (96а) для приема, имеющий расположение, приспособленное для приема первого эхо-сигнала, соответствующего первой акустической волне, для производства первого сигнала;
по меньшей мере, второй акустический преобразователь (94) для приема, имеющий расположение, приспособленное для приема второго эхо-сигнала, соответствующего второй акустической волне, для производства второго сигнала;
средство для извлечения, осуществляющее извлечение первого измерения и второго измерения соответственно из первого сигнала и второго сигнала; и
обрабатывающее средство для определения качества характеристики зоны за пределами обсадной колонны (92), исходя из комбинации первого измерения и второго измерения.
15. Система по п.14, в которой характеристику зоны за пределами обсадной колонны (92) характеризуют качеством заполняющего материала, помещенного в затрубное пространство (95) между обсадной колонной (92) и формацией.
16. Система по любому из п.14 или 15, в которой первый акустический преобразователь (93) для передачи и первый акустический преобразователь (96а) для приема установлены под углом, большим, чем критический угол сдвиговой волны к границе (91) раздела между обсадной колонной (92) и флюидом в обсадной колонне (92), при этом угол измеряют по отношению нормали к локальной внутренней стенке обсадной колонны (92).
17. Система по п.14, в которой
второй акустический преобразователь (94) для передачи направлен перпендикулярно к локальной внутренней стенке обсадной колонны (92);
второй акустический преобразователь (94) для передачи имеет частотный спектр, выбранный для введения выбранного радиального сегмента обсадной колонны (92) в резонанс по толщине.
18. Система по п.14, дополнительно содержащая дополнительный акустический преобразователь (96b) для приема из множества акустических преобразователей, имеющий расположение, приспособленное для приема дополнительной акустической волны, соответствующей первой акустической волне, являющийся отличным от первого акустического преобразователя (96а) для приема, для производства дополнительного сигнала.
19. Система по п.14, дополнительно содержащая массив (101) преобразовательных элементов, расположенных на внешней стороне каротажного зонда, для облучения обсадной колонны (103), по меньшей мере, первой акустической волной и второй акустической волной, для обеспечения возможности распространения внутри обсадной колонны (103) с соответственно первой модой и второй модой.
20. Система по п.14, в которой заполняющий материал является цементом.
RU2006107215/03A 2003-08-08 2004-08-02 Многорежимное акустическое построение изображения в обсаженных скважинах RU2347905C2 (ru)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
EP03291990.4 2003-08-08
EP03291990A EP1505252B1 (en) 2003-08-08 2003-08-08 Multimode acoustic imaging in cased wells

Publications (2)

Publication Number Publication Date
RU2006107215A RU2006107215A (ru) 2006-08-10
RU2347905C2 true RU2347905C2 (ru) 2009-02-27

Family

ID=33547800

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2006107215/03A RU2347905C2 (ru) 2003-08-08 2004-08-02 Многорежимное акустическое построение изображения в обсаженных скважинах

Country Status (11)

Country Link
US (1) US7522471B2 (ru)
EP (1) EP1505252B1 (ru)
CN (1) CN1863986B (ru)
AT (1) ATE305563T1 (ru)
CA (1) CA2534301C (ru)
DE (1) DE60301734D1 (ru)
DK (1) DK1505252T3 (ru)
MX (1) MXPA06001468A (ru)
NO (1) NO336947B1 (ru)
RU (1) RU2347905C2 (ru)
WO (1) WO2005014975A1 (ru)

Cited By (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN102900425A (zh) * 2012-10-29 2013-01-30 中国石油大学(华东) 一种新的页岩气井压裂裂缝监测方法
RU2474684C1 (ru) * 2011-08-11 2013-02-10 Общество С Ограниченной Ответственностью "Энергодиагностика" Система для контроля искривления ствола вертикальной скважины
RU2476668C1 (ru) * 2011-06-29 2013-02-27 Общество С Ограниченной Ответственностью "Энергодиагностика" Способ контроля искривления ствола скважины
RU2548300C2 (ru) * 2010-03-26 2015-04-20 Фмс Конгсберг Сабси Ас Способ и устройство для определения рода материала в полости между внутренней металлической стенкой и наружной металлической стенкой
RU2630005C2 (ru) * 2013-03-08 2017-09-05 Хэллибертон Энерджи Сервисиз, Инк. Удаление псевдоэхо- сигналов из акустических волн

Families Citing this family (75)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US6085407A (en) * 1997-08-21 2000-07-11 Micron Technology, Inc. Component alignment apparatuses and methods
US7663969B2 (en) * 2005-03-02 2010-02-16 Baker Hughes Incorporated Use of Lamb waves in cement bond logging
EP1736634A1 (en) 2005-06-24 2006-12-27 Services Petroliers Schlumberger An ultrasonic estimating method and apparatus for a cased well
US7681450B2 (en) * 2005-12-09 2010-03-23 Baker Hughes Incorporated Casing resonant radial flexural modes in cement bond evaluation
US20070213935A1 (en) * 2005-12-29 2007-09-13 Schlumberger Technology Corporation Method and System to Display Well Properties Information
US7773454B2 (en) 2006-02-22 2010-08-10 Baker Hughes Incorporated Method and apparatus for cement evaluation using multiple acoustic wave types
US7557492B2 (en) * 2006-07-24 2009-07-07 Halliburton Energy Services, Inc. Thermal expansion matching for acoustic telemetry system
US7595737B2 (en) * 2006-07-24 2009-09-29 Halliburton Energy Services, Inc. Shear coupled acoustic telemetry system
US20080030365A1 (en) * 2006-07-24 2008-02-07 Fripp Michael L Multi-sensor wireless telemetry system
NO20070628L (no) * 2007-02-02 2008-08-04 Statoil Asa Measurement of rock parameters
US8611183B2 (en) * 2007-11-07 2013-12-17 Schlumberger Technology Corporation Measuring standoff and borehole geometry
US8681582B2 (en) * 2007-12-27 2014-03-25 Schlumberger Technology Corporation Method for sonic indication of formation porosity and lithology
EP2085448A1 (en) 2007-12-28 2009-08-05 Services Pétroliers Schlumberger Visco-elastic surfactant spacers
US8387743B2 (en) * 2008-12-05 2013-03-05 Halliburton Energy Services, Inc. (“HESI”) Systems and methods for acoustically measuring bulk density
CN101532383B (zh) * 2009-04-17 2012-09-05 西安石油大油气科技有限公司 射孔压裂压力温度测量装置
US10041343B2 (en) 2009-06-02 2018-08-07 Halliburton Energy Services, Inc. Micro-sonic density imaging while drilling systems and methods
CN102128029B (zh) * 2010-01-12 2013-06-26 同济大学 一种用于套管井二界面的超声检测成像方法
BR112012026501A2 (pt) 2010-04-19 2016-08-16 Prad Res & Dev Ltd sistema para geração de uma medição de densidade em um furo de furo revestido, e método para gerar uma medição de densidade de formação em torno de um furo revestido
US9519865B2 (en) 2011-06-24 2016-12-13 Halliburton Energy Services, Inc. Apparatus and methods of analysis of pipe and annulus in a wellbore
MX2014006393A (es) 2011-11-30 2014-07-22 Halliburton Energy Serv Inc Aparatos, sistemas, y metodos de transductor acustico.
EP2637043A1 (en) * 2011-12-22 2013-09-11 Services Pétroliers Schlumberger Systems and methods for downhole cement evaluation
US20130255937A1 (en) * 2012-04-02 2013-10-03 Siemens Corporation High speed cement bond logging and interactive targeted intervention
US20130333896A1 (en) * 2012-06-15 2013-12-19 Siemens Medical Solutions Usa, Inc. Application of high intensity focused ultrasound to the displacement of drilling mud
US9273545B2 (en) * 2012-12-23 2016-03-01 Baker Hughes Incorporated Use of Lamb and SH attenuations to estimate cement Vp and Vs in cased borehole
EP2803816B1 (en) 2013-05-16 2017-03-22 Services Pétroliers Schlumberger Systems and Methods for Cement Evaluation
EP2803815B1 (en) * 2013-05-16 2020-02-12 Services Petroliers Schlumberger Methods for Data Driven Parametric Correction of Acoustic Cement Evaluation Data
MX2016006374A (es) * 2013-12-30 2016-12-07 Halliburton Energy Services Inc Evaluacion del cemento con medicion de neutron/neutron.
US10577915B2 (en) * 2014-01-16 2020-03-03 Schlumberger Technology Corporation Sonic logging for assessing well integrity
US9534487B2 (en) 2014-01-16 2017-01-03 Schlumberger Technology Corporation Cement acoustic properties from ultrasonic signal amplitude dispersions in cased wells
US9772419B2 (en) * 2014-03-10 2017-09-26 Read As Decomposing full-waveform sonic data into propagating waves for characterizing a wellbore and its immediate surroundings
NO345908B1 (en) * 2014-07-15 2021-10-04 Halliburton Energy Services Inc Acoustic calipering and analysis of annulus materials
GB2528888A (en) * 2014-08-01 2016-02-10 Maersk Olie & Gas Method, downhole tool and transducer for echo inspection of a well bore
US9732607B2 (en) 2014-08-18 2017-08-15 Schlumberger Technology Corporation Methods and apparatus for evaluating properties of cement utilizing ultrasonic signal testing
CN104391042B (zh) * 2014-10-15 2017-06-27 山东科技大学 用超声波探测矿井采空区顶底板深部岩层裂隙的方法
US20160209539A1 (en) * 2014-11-14 2016-07-21 Schlumberger Technology Corporation Method for Separating Multi-Modal Acoustic Measurements for Evaluating Multilayer Structures
US10102315B2 (en) * 2014-12-08 2018-10-16 University Of Washington Advanced downhole waveform interpretation
GB2531836B (en) 2014-12-24 2020-10-14 Equinor Energy As Logging system and method for evaluation of downhole installation
WO2016105207A1 (en) 2014-12-24 2016-06-30 Statoil Petroleum As Evaluation of downhole installation
WO2016108841A1 (en) * 2014-12-30 2016-07-07 Halliburton Energy Services, Inc. Adjustable acoustic transducers for a downhole tool
WO2016141110A1 (en) * 2015-03-03 2016-09-09 Schlumberger Technology Corporation Multi-mode acoustic tool and method
GB2537906B (en) * 2015-04-30 2017-09-20 Statoil Petroleum As A method of identifying a material and/or condition of a material in a borehole
US10858933B2 (en) * 2015-05-18 2020-12-08 Schlumberger Technology Corporation Method for analyzing cement integrity in casing strings using machine learning
WO2016187240A1 (en) 2015-05-18 2016-11-24 Schlumberger Technology Corporation Method for analyzing cement integrity in cased wells using sonic logging
CN108026769B (zh) * 2015-07-06 2021-08-31 斯伦贝谢技术有限公司 用于利用声学测井装置检测含烃层压地层中的薄弱交界层的测量和处理
BR102015023982B1 (pt) * 2015-09-17 2022-01-25 Petróleo Brasileiro S.A. - Petrobras Método de correção de excentricidade de perfis de imagem ultrassônica
EP3151037A1 (en) * 2015-09-30 2017-04-05 Services Pétroliers Schlumberger Systems and methods for evaluating annular material using beamforming from acoustic arrays
WO2017086973A1 (en) 2015-11-19 2017-05-26 Halliburton Energy Services, Inc. Material evaluation using nuclear logging tool
US10995606B2 (en) 2016-03-03 2021-05-04 Schlumberger Technology Corporation Well integrity analysis using sonic measurements over depth interval
US10174604B2 (en) 2016-05-24 2019-01-08 Weatherford Technology Holdings, Llc Ultrasonic cement and casing thickness evaluation
EP3290961A1 (en) * 2016-09-06 2018-03-07 Services Pétroliers Schlumberger Separation of flexural and extensional modes in multi modal acoustic signals
US10557959B2 (en) * 2016-12-09 2020-02-11 Baker Hughes, A Ge Company, Llc Evaluation of physical properties of a material behind a casing utilizing guided acoustic waves
EP3404202A1 (en) 2017-05-15 2018-11-21 Services Petroliers Schlumberger Flexural wave measurement for thick casings
US10605944B2 (en) * 2017-06-23 2020-03-31 Baker Hughes, A Ge Company, Llc Formation acoustic property measurement with beam-angled transducer array
US11921249B2 (en) * 2018-02-08 2024-03-05 Schlumberger Technology Corporation Ultrasonic acoustic sensors for measuring formation velocities
US11346213B2 (en) 2018-05-14 2022-05-31 Schlumberger Technology Corporation Methods and apparatus to measure formation features
WO2020023895A1 (en) * 2018-07-27 2020-01-30 Baker Hughes, A Ge Company, Llc Through tubing cement evaluation using seismic methods
CN109611079B (zh) * 2018-12-10 2022-05-17 中海石油(中国)有限公司 一种水泥环胶结界面整体评价声波测试装置及方法
CN110159253A (zh) * 2019-06-20 2019-08-23 太平洋远景石油技术(北京)有限公司 一种超声波成像测井方法
CN110531426B (zh) * 2019-08-29 2021-11-09 山东科技大学 一种水下或地下地质构造伪旋转实现装置及方法
GB2597224B (en) 2019-08-30 2024-01-31 Halliburton Energy Services Inc Method and apparatus for geophysical formation evaluation measurements behind casing
EP3862796A1 (en) 2020-02-06 2021-08-11 Services Pétroliers Schlumberger Real-time reconfiguration of phased array operation
GB2592974A (en) * 2020-03-12 2021-09-15 Equanostic As Method for differentiating materials on a remote side of a partition based on the attenuation of the ultrasonic extensional zero mode
US11525936B2 (en) * 2020-06-18 2022-12-13 Halliburton Energy Services, Inc. Through casing formation slowness evaluation with a sonic logging tool
CN111965651B (zh) * 2020-08-06 2022-05-13 胡新发 一种测试板厚的方法
EP3995865A1 (en) 2020-11-06 2022-05-11 Services Pétroliers Schlumberger Automatic recognition of environmental parameters with azimuthally distributed transducers
CN112360447B (zh) * 2020-11-20 2024-05-28 中国石油天然气集团有限公司 一种评价储层射孔效果的方法
WO2022120007A1 (en) * 2020-12-04 2022-06-09 Baker Hughes Oilfield Operations Llc Methodology for annular solids and fluids differentiation through integration of shear and flexural ultrasonic acoustic waves
US11808136B2 (en) 2021-05-27 2023-11-07 Halliburton Energy Services, Inc. Through-tubing, cased-hole sealed material evaluation using acoustic measurements
US11970931B2 (en) * 2021-06-01 2024-04-30 Halliburton Energy Services, Inc. Through tubing cement evaluation using borehole resonance mode
CN115680618A (zh) * 2021-07-29 2023-02-03 中国石油化工股份有限公司 一种阵列式多频声波油气井套管可视化方法及检测装置
CN113945638A (zh) * 2021-10-19 2022-01-18 中铁二十局集团第三工程有限公司 一种利用声波回弹技术评价隧道掌子面注浆效果的方法
US20230213677A1 (en) * 2022-01-03 2023-07-06 Halliburton Energy Services, Inc. Through tubing cement evaluation based on rotatable transmitter and computational rotated responses
US20230393099A1 (en) * 2022-06-01 2023-12-07 Halliburton Energy Services, Inc. Through tubing cement evaluation using converted multipole resonance mode
CN115596430A (zh) * 2022-10-17 2023-01-13 中国石油大学（华东）（Cn） 一种井下多级气侵监测装置及油气钻井气侵识别方法
CN116201526B (zh) * 2023-05-05 2023-07-18 中海油田服务股份有限公司 微环隙检测方法、装置、计算设备及存储介质

Family Cites Families (10)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4255798A (en) * 1978-05-30 1981-03-10 Schlumberger Technology Corp. Method and apparatus for acoustically investigating a casing and cement bond in a borehole
CN1016649B (zh) * 1985-05-03 1992-05-13 施卢默格海外有限公司 带金属架的感应测井仪
CN2055181U (zh) * 1989-07-17 1990-03-28 西安石油勘探仪器总厂 声幅测井仪
US5377160A (en) * 1993-08-05 1994-12-27 Computalog Research, Inc. Transmitter and receiver to radially scan the cementing conditions in cased wells
US5924499A (en) * 1997-04-21 1999-07-20 Halliburton Energy Services, Inc. Acoustic data link and formation property sensor for downhole MWD system
CN2351553Y (zh) * 1997-09-17 1999-12-01 大庆石油管理局采油工艺研究所 小直径噪声测井仪
CA2316265C (en) * 1998-01-06 2008-03-25 Schlumberger Canada Limited Method and apparatus for ultrasonic imaging of a cased well
CN2479517Y (zh) * 2001-05-25 2002-02-27 大庆高新技术产业开发区德赛电子仪器公司 高分辨率声波测井仪
ATE385537T1 (de) * 2004-12-20 2008-02-15 Schlumberger Technology Bv Bestimmung der impedanz eines hinter einer futterrohrung sich befindenden materials durch kombination zweier sätze von ultraschallmessungen
US7681450B2 (en) * 2005-12-09 2010-03-23 Baker Hughes Incorporated Casing resonant radial flexural modes in cement bond evaluation

Cited By (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2548300C2 (ru) * 2010-03-26 2015-04-20 Фмс Конгсберг Сабси Ас Способ и устройство для определения рода материала в полости между внутренней металлической стенкой и наружной металлической стенкой
RU2476668C1 (ru) * 2011-06-29 2013-02-27 Общество С Ограниченной Ответственностью "Энергодиагностика" Способ контроля искривления ствола скважины
RU2474684C1 (ru) * 2011-08-11 2013-02-10 Общество С Ограниченной Ответственностью "Энергодиагностика" Система для контроля искривления ствола вертикальной скважины
CN102900425A (zh) * 2012-10-29 2013-01-30 中国石油大学(华东) 一种新的页岩气井压裂裂缝监测方法
RU2630005C2 (ru) * 2013-03-08 2017-09-05 Хэллибертон Энерджи Сервисиз, Инк. Удаление псевдоэхо- сигналов из акустических волн

Also Published As

Publication number Publication date
CA2534301C (en) 2011-12-20
RU2006107215A (ru) 2006-08-10
CA2534301A1 (en) 2005-02-17
CN1863986A (zh) 2006-11-15
EP1505252B1 (en) 2005-09-28
DK1505252T3 (da) 2006-01-30
CN1863986B (zh) 2010-11-03
NO20060648L (no) 2006-05-08
US7522471B2 (en) 2009-04-21
DE60301734D1 (de) 2006-02-09
US20060233048A1 (en) 2006-10-19
ATE305563T1 (de) 2005-10-15
EP1505252A1 (en) 2005-02-09
WO2005014975A1 (en) 2005-02-17
NO336947B1 (no) 2015-11-30
MXPA06001468A (es) 2006-05-15

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2347905C2 (ru) Многорежимное акустическое построение изображения в обсаженных скважинах
US10138727B2 (en) Acoustic multi-modality inversion for cement integrity analysis
US7149146B2 (en) Determination of the impedance of a material behind a casing combining two sets of ultrasonic measurements
US11066920B2 (en) Guided wave attenuation well logging excitation optimizer based on waveform modeling
CN108026769B (zh) 用于利用声学测井装置检测含烃层压地层中的薄弱交界层的测量和处理
US10481289B2 (en) Logging system and method for evaluation of downhole installation
US10344582B2 (en) Evaluation of downhole installation
US20150338378A1 (en) Ultrasonic signal time-frequency decomposition for borehole evaluation or pipeline inspection
US10697286B2 (en) Method of identifying a material and/or condition of a material in a borehole
US9903973B2 (en) Systems and methods for removing coherent noise in log data
US11719090B2 (en) Enhanced cement bond and micro-annulus detection and analysis
US11098583B1 (en) Method for determining the integrity of a solid bonding between a wellbore and a casing
JPH06281631A (ja) 水力分離決定方法及び装置
Klieber et al. A calibration-free inversion algorithm for evaluating cement quality behind highly contrasting steel pipe
MXPA05013891A (en) Determination of the impedance of a material behind a casing combining two sets of ultrasonic measurements

Legal Events

Date Code Title Description
MM4A The patent is invalid due to non-payment of fees

Effective date: 20170803