RU2462592C1 - Acoustic method of detection of fluid behind-casing flows location - Google Patents
Acoustic method of detection of fluid behind-casing flows location Download PDFInfo
- Publication number
- RU2462592C1 RU2462592C1 RU2011117220/03A RU2011117220A RU2462592C1 RU 2462592 C1 RU2462592 C1 RU 2462592C1 RU 2011117220/03 A RU2011117220/03 A RU 2011117220/03A RU 2011117220 A RU2011117220 A RU 2011117220A RU 2462592 C1 RU2462592 C1 RU 2462592C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- receiver
- location
- well
- signal
- annular fluid
- Prior art date
Links
- 239000012530 fluid Substances 0.000 title claims abstract description 31
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 21
- 238000001514 detection method Methods 0.000 title abstract 2
- 238000012545 processing Methods 0.000 claims description 8
- 238000000926 separation method Methods 0.000 claims 1
- 238000000605 extraction Methods 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 6
- 238000001228 spectrum Methods 0.000 description 6
- 239000013256 coordination polymer Substances 0.000 description 4
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 3
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 3
- 238000011160 research Methods 0.000 description 2
- 230000003111 delayed effect Effects 0.000 description 1
- 238000002955 isolation Methods 0.000 description 1
Images
Landscapes
- Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано, например, для определения качества цементирования скважин.The invention relates to the oil and gas industry and can be used, for example, to determine the quality of cementing wells.
Известен способ аналогичного назначения, согласно которому для определения наличия заколонного движения жидкости в скважине создают виброакустические колебания, путем закачки в скважину жидкости, с последующей многократной регистрацией виброакустических колебаний. При этом определение заколонного движения жидкости в скважине проводят по изменению амплитуд виброакустических колебаний (Патент РФ №2066751, кл. E21B 47/10, 1996).There is a method for a similar purpose, according to which vibroacoustic vibrations are created to determine the presence of annular fluid movement in the well by injecting fluid into the well, followed by multiple recording of vibroacoustic vibrations. In this case, the determination of the annular motion of the fluid in the well is carried out by changing the amplitudes of the vibro-acoustic vibrations (RF Patent No. 2066751, CL E21B 47/10, 1996).
Недостатком известного способа является ограниченность его применения только случаем выявления наличия факта заколонного перетока флюида.The disadvantage of this method is its limited use only in the case of detecting the presence of a fact of annular fluid flow.
Известен способ того же назначения, принятый за прототип, включающий спуск и подъем в скважине скважинного приемника шумовых сигналов и регистрацию на подъеме кривых изменения интенсивности шумового сигнала, снимаемого с выхода приемника, с последующей обработкой сигнала во вторичной аппаратуре, в результате которой выявляют место расположения заколонного перетока флюида в скважине (Патент РФ №2405936, кл. E21B 47/14, 2010).The known method of the same purpose, adopted as a prototype, including the descent and rise in the borehole of the downhole receiver of noise signals and registration on the rise of the curves of changes in the intensity of the noise signal taken from the output of the receiver, followed by signal processing in the secondary equipment, as a result of which the location of the annular fluid flow in the well (RF Patent No. 2405936, class E21B 47/14, 2010).
В прототипе предварительно регистрируют распределение температурных аномалий вдоль ствола скважины с помощью скважинного термометра и выделяют интервалы отклонений их от геотермы. Затем дважды проводят регистрацию шумовых сигналов скважинным приемником шумовых сигналов (СПШС) - при раскрытых и закрытых рычагах-волноводах в местах расположения температурных аномалий.In the prototype, the distribution of temperature anomalies along the wellbore is pre-recorded using a downhole thermometer and the intervals of deviations from the geotherm are distinguished. Then, noise signals are recorded twice by the downhole noise signal receiver (SPSS) —with open and closed waveguide levers at the locations of temperature anomalies.
При этом при закрытых рычагах-волноводах регистрируются шумы внутриколонного пространства скважины (фон), к которым при открытых рычагах-волноводах добавляются шумы, обусловленные движением флюида в заколонном пространстве.At the same time, with closed lever-waveguides, noise of the annulus of the well (background) is recorded, to which, with open lever-waveguides, noise is added due to the movement of the fluid in the annular space.
Места расположения заколонных перетоков определяют по изменению амплитудно-частотных характеристик зарегистрированных шумовых сигналов.The location of the behind-the-casing flows is determined by the change in the amplitude-frequency characteristics of the recorded noise signals.
Недостатком прототипа является невысокая надежность определения места расположения перетока флюида акустическим способом из-за того, что спектры полезного и фонового сигналов могут совпадать, а интенсивность фонового шумового сигнала может превышать интенсивность полезного сигнала.The disadvantage of the prototype is the low reliability of determining the location of the fluid flow in an acoustic manner due to the fact that the spectra of the useful and background signals may coincide, and the intensity of the background noise signal may exceed the intensity of the useful signal.
Кроме того, прототип отличается сложностью практической реализации способа, вытекающей из необходимости применения в исследованиях помимо акустического еще и термического каротажа, а также из-за необходимости использования специальных рычагов-волноводов в акустическом каротаже.In addition, the prototype is characterized by the complexity of the practical implementation of the method, resulting from the need to use in research, in addition to acoustic, thermal logging, as well as due to the need to use special leverage waveguides in acoustic logging.
Техническим результатом, получаемым при внедрении изобретения, является устранение недостатков прототипа, то есть упрощение практической реализации и повышение надежности способа.The technical result obtained by the implementation of the invention is to eliminate the disadvantages of the prototype, that is, simplifying the practical implementation and improving the reliability of the method.
Данный технический результат достигается за счет того, что в известном акустическом способе выявления места расположения заколонных перетоков флюида в скважине, включающем спуск и подъем в скважине скважинного приемника шумовых сигналов и регистрацию на подъеме кривых изменения интенсивности шумового сигнала, снимаемого с выхода приемника, с последующей обработкой сигнала во вторичной аппаратуре, в результате которой выявляют место расположения заколонного перетока флюида в скважине, подъем скважинного приемника шумовых сигналов проводят с постоянной известной скоростью V1, а сам приемник выполняют с остронаправленной характеристикой направленности, ортогональной оси скважины, при этом обработку выходного сигнала проводят путем выделения из зарегистрированного шумового сигнала характеристики прохода приемника относительно места расположения заколонного перетока флюида для данной скорости V1.This technical result is achieved due to the fact that in the known acoustic method for identifying the location of annular fluid flows in the well, including the descent and rise in the borehole of the downhole receiver of noise signals and registration on the rise of the curves of changes in the intensity of the noise signal taken from the output of the receiver, followed by processing the signal in the secondary equipment, as a result of which the location of the annular fluid flow in the well is revealed, the rise of the downhole receiver of noise signals conducted at a constant known speed V 1 , and the receiver itself is performed with a directional directivity characteristic orthogonal to the axis of the well, while the output signal is processed by extracting from the registered noise signal the characteristics of the receiver passage relative to the location of the annular fluid flow for a given speed V 1 .
Выделение из зарегистрированного шумового сигнала характеристики прохода приемника относительно места расположения заколонного перетока флюида проводят путем корреляционной обработки зарегистрированного шумового сигнала с опорным сигналом в виде «эталонной» характеристики прохода, рассчитанной для скорости V1.Isolation from the registered noise signal of the characteristics of the receiver passage relative to the location of the annular fluid flow is carried out by correlation processing of the recorded noise signal with the reference signal in the form of a “reference” passage characteristic calculated for speed V 1 .
Кроме того, проводят спуск и подъем в скважине двух аналогичных скважинных приемников шумовых сигналов, расположенных на известном расстоянии X вдоль оси скважины, при этом подъем обоих приемников осуществляют с одинаковой скоростью V1, а обработку выходного сигнала проводят путем выделения из зарегистрированных шумовых сигналов двух характеристик прохода приемников относительно места расположения заколонного перетока флюида для времени запаздывания одной характеристики прохода, относительно другой, равном t=V1/X, а также проводят дополнительный подъем скважинного приемника шумовых сигналов с известной постоянной скоростью V2, а обработку выходного сигнала осуществляют путем выделения из зарегистрированного шумового сигнала характеристики прохода приемника, относительно места расположения заколонного перетока флюида для заданной скорости V2 и по полученному результату уточняют место расположения заколонного перетока флюида.In addition, two similar downhole noise signal receivers located at a known distance X along the axis of the well are lowered and raised in the well, while both receivers are lifted at the same speed V 1 , and the output signal is processed by extracting two characteristics from the recorded noise signals the passage of the receivers relative to the location of the annular fluid flow for the delay time of one characteristic of the passage, relative to another, equal to t = V 1 / X, and also carry out a complete rise in the downhole receiver of noise signals with a known constant speed V 2 , and the output signal is processed by extracting from the registered noise signal the characteristics of the receiver passage relative to the location of the annular fluid flow for a given speed V 2 and the location of the annular fluid flow is specified by the result obtained.
Дополнительно аналогичным образом определяют характеристику прохода приемника при спуске приемника в скважину и по полученному результату уточняют место расположения заколонного перетока флюида.Additionally, in a similar way, the characteristic of the receiver passage is determined when the receiver is lowered into the well and the location of the annular fluid flow is specified using the result obtained.
Изобретение поясняется чертежами. На фиг.1 представлена схема установки для реализации способа; на фиг.2 и 3 - временные диаграммы для пояснения существа способа.The invention is illustrated by drawings. Figure 1 presents the installation diagram for implementing the method; figure 2 and 3 are timing diagrams for explaining the essence of the method.
Схема установки для реализации способа (фиг.1) содержит один или два СПШС, пронумерованных под позициями 1 и 2 (в общем случае может быть применена цепочка из множества одинаковых независимых приемников, следующих с заданным пространственным шагом).The installation diagram for implementing the method (Fig. 1) contains one or two SPShs, numbered under positions 1 and 2 (in the general case, a chain of many identical independent receivers following with a given spatial step can be applied).
СПШС 1, 2 выполнены с остронаправленными характеристиками направленности 3, 4, ортогональными оси скважины 5, в которой установлена насосно-компрессорная труба 6 (НКТ 6). СПШС 1, 2 закреплены на кабеле-тросе 7 на расстоянии друг от друга вдоль оси НКТ 6.SPShS 1, 2 are made with sharply directed directional characteristics 3, 4, orthogonal to the axis of the well 5, in which the tubing 6 (tubing 6) is installed. SPShS 1, 2 are fixed on the cable 7 at a distance from each other along the axis of the tubing 6.
Кабель-трос 7 через лебедку 8 спускоподъемного механизма (на фиг.1 не показан) подсоединен к геофизической лаборатории (на фиг.1 не оцифрована), состоящей из стандартного спектроанализатора 9, включающего в себя усилитель и фильтры, коррелятора 10, блока 11 «эталонного» сигнала, регистратора 12, выполненного, например, в виде монитора компьютера, и таймера 13, запускаемого и останавливаемого от соответствующих датчиков спускоподъемного механизма (на фиг.1 не показано).The cable cable 7 through the winch 8 of the lifting mechanism (not shown in FIG. 1) is connected to a geophysical laboratory (not digitized in FIG. 1), consisting of a standard spectrum analyzer 9, which includes an amplifier and filters, a correlator 10, block 11 "reference "A signal, a recorder 12, made, for example, in the form of a computer monitor, and a timer 13, started and stopped from the corresponding sensors of the lifting mechanism (not shown in Fig. 1).
Связи между блоками 9...13 показаны на фиг.1. Выход спектроанализатора 9 подключен к первому входу коррелятора 10, второй вход которого соединен с выходом блока 11 «эталонного» сигнала, а выход - со входом регистратора 12, другой вход которого соединен с выходом таймера 13.Communications between blocks 9 ... 13 are shown in FIG. The output of the spectrum analyzer 9 is connected to the first input of the correlator 10, the second input of which is connected to the output of the block 11 of the "reference" signal, and the output is connected to the input of the recorder 12, the other input of which is connected to the output of the timer 13.
На фиг.1 показано выполнение геофизической лаборатории для первого варианта установки (с одним СПШС).Figure 1 shows the implementation of the geophysical laboratory for the first installation option (with one SPSS).
В случае, если реализуется вариант установки с двумя приемниками 1, 2 в геофизической лаборатории, отпадает необходимость в блоке 11 «эталонного» сигнала, а коррелятор 10 работает с двумя сигналами с выходов приемников 1, 2, сдвинутых на время запаздывания одного сигнала относительно другого.If the installation option with two receivers 1, 2 is implemented in the geophysical laboratory, there is no need for a “reference” signal block 11, and the correlator 10 works with two signals from the outputs of receivers 1, 2, shifted by one signal relative to the other.
Возможен третий вариант установки для реализации способа с одним, двумя или множеством СПШС, подключенных выходами к входам многоканального магнитофона (на фиг.1 не показан), но без геофизической лаборатории. После записи шумовых сигналов с приемников и сигналов с таймера 13 обработка сигналов ведется в центре геофизических исследований с использованием магнитофонных записей.A third installation option is possible for implementing a method with one, two, or multiple SPSS connected by outputs to the inputs of a multi-channel tape recorder (not shown in Fig. 1), but without a geophysical laboratory. After recording noise signals from receivers and signals from timer 13, signal processing is carried out in the center of geophysical research using tape recordings.
Акустический способ выявления места расположения заколонных перетоков флюида в скважине по первому варианту реализуется следующим образом.The acoustic method for identifying the location of annular fluid flows in the well according to the first embodiment is implemented as follows.
В НКТ 6 с помощью кабеля-троса 7, лебедки 8 и спускоподъемного механизма (на фиг.1 не показан) спускается СПШС 1, имеющий остронаправленную характеристику направленности 3.In the tubing 6 with the help of a cable-rope 7, winch 8 and a hoisting mechanism (not shown in Fig. 1), the SPShS 1 having a sharply directed directional characteristic 3 is lowered.
После прохода СПШС 1 всей рабочей части ствола скважины начинается подъем приемника 1 с равномерной скоростью V1 и отсчет времени его подъема таймером 13. При этом происходит непрерывная запись выходного сигнала с СПШС1 с помощью магнитофона (не показан) или его обработка в геофизической лаборатории. В последнем случае выходной сигнал, состоящий из фонового (14) и информативного (15) сигналов (на фиг.2, сверху), обрабатывается в спектроанализаторе 9 (усиливается, фильтруется и т.д.).After passing SPShS 1 of the entire working part of the wellbore, the rise of receiver 1 begins with a uniform speed V 1 and the countdown of its rise by timer 13. At the same time, the output signal from SPShS1 is continuously recorded using a tape recorder (not shown) or processed in a geophysical laboratory. In the latter case, the output signal, consisting of the background (14) and informative (15) signals (in figure 2, above), is processed in the spectrum analyzer 9 (amplified, filtered, etc.).
Информативный сигнал 15 представляет собой такой же нестационарный шумовой сигнал, что и фоновая помеха 14, но с другим характером нестационарности. Ввиду того, что контролируемый источник шума (струя флюида) неподвижен, а приемник 1 шума движется со скоростью V1, информативный сигнал 15 (фиг.2, сверху) будет представлять собой так называемую «характеристику прохода» (ХП) («Справочник по гидроакустике» под ред. А.Е.Колесникова, «Судостроение», 1982 г., с.223).The
Вид ХП зависит от характеристики 3 направленности приемника 1, скорости V1, траверзного расстояния между приемником 1 и источником 16 шума, а также от поперечных размеров приемника и струи (источника 16 шума). Под позицией 15 на фиг.2, сверху, показана огибающая информативного сигнала, который по спектру может совпадать с фоновой помехой 14, а по амплитуде даже быть меньше его.The type of CP depends on the characteristic 3 of the directivity of the receiver 1, speed V 1 , the traverse distance between the receiver 1 and the noise source 16, as well as on the transverse dimensions of the receiver and the jet (noise source 16). Under the
Выходной сигнал с приемника 1, после его обработки в спектроанализаторе 9, подается на первый вход коррелятора 10, на второй вход которого направляется опорный «эталонный» сигнал, рассчитанный для заданных геометрических параметров скважины и режимов проводимого эксперимента. «Эталонная» ХП по форме будет представлять кривую 15 или кривую, близкую к ней. Поэтому коррелятор 10 выделит ХП 15, «замешанную» в шумовой фоновой помехе 14, и направит ее на регистратор 12, выполненный, например, в виде компьютера.The output signal from the receiver 1, after its processing in the spectrum analyzer 9, is fed to the first input of the correlator 10, the second input of which is sent the reference "reference" signal calculated for the given geometric parameters of the well and the modes of the experiment. The “reference” CP in shape will represent
На мониторе компьютера выделится ХП 17 (фиг.2, снизу), по смещению максимума которой от условно нулевой точки можно определить глубину L=t1·V1 залегания места заколонного перетока флюида.On the computer monitor, HP 17 is highlighted (Fig. 2, bottom), by displacing the maximum of which from a conditionally zero point, one can determine the depth L = t 1 · V 1 of the occurrence of the annular fluid flow.
Если на установке реализуется второй вариант способа, с двумя приемниками 1 и 2, расположенными на расстоянии Х друг от друга, необходимость в блоке 11 «эталонного» сигнала отпадает. Коррелятор 10 в этом случае работает в режиме автокоррелятора.If the installation implements the second version of the method, with two receivers 1 and 2 located at a distance X from each other, the need for block 11 "reference" signal disappears. The correlator 10 in this case operates in the autocorrelator mode.
На входы коррелятора 10 поступают два сигнала 18, 19 (фиг.3, сверху), «замешанные» в шумовой фоновой помехе 20 и разделенные временным интервалом Δt2=X/V2, где V2 - скорость подъема или спуска приемников 1, 2 в скважине.The inputs of the correlator 10 receive two
Первый сигнал задерживают на время Δt2 относительно второго с помощью линии задержки, расположенной в корреляторе 10. За время Δt2 характер ПХ 18, 19 не изменится, в отличии от характера фоновой помехи 20. Поэтому полезный сигнал можно выделить с помощью коррелятора 10 в виде кривой 21 (фиг.3, снизу) и по ней определить место расположения заколонного перетока флюида.The first signal is delayed for a time Δt 2 relative to the second with the help of a delay line located in the correlator 10. During the time Δt 2 the nature of the
Для увеличения точности можно использовать цепочку приемников, расположенных с известным шагом вдоль кабель-троса 7.To increase accuracy, you can use a chain of receivers located with a known step along the cable cable 7.
Для увеличения точности скорость подъема приемника (или приемников) можно изменять от эксперимента к эксперименту.To increase accuracy, the ascent rate of the receiver (or receivers) can be changed from experiment to experiment.
С этой же целью ХП можно определить как при спуске, так и при подъеме приемника.For the same purpose, CP can be determined both during descent and during the ascent of the receiver.
Таким образом, по сравнению с прототипом, в данном способе повышается надежность определения места расположения перетока флюида в условиях практически любого акустического фонового шума без использования дополнительного каротажа скважины, например, как в прототипе, термического. Этим достигается поставленный технический результат.Thus, in comparison with the prototype, this method increases the reliability of determining the location of the fluid flow in conditions of almost any acoustic background noise without the use of additional well logging, for example, as in the prototype, thermal. This achieves the set technical result.
Claims (5)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2011117220/03A RU2462592C1 (en) | 2011-05-04 | 2011-05-04 | Acoustic method of detection of fluid behind-casing flows location |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2011117220/03A RU2462592C1 (en) | 2011-05-04 | 2011-05-04 | Acoustic method of detection of fluid behind-casing flows location |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2462592C1 true RU2462592C1 (en) | 2012-09-27 |
Family
ID=47078536
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2011117220/03A RU2462592C1 (en) | 2011-05-04 | 2011-05-04 | Acoustic method of detection of fluid behind-casing flows location |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2462592C1 (en) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US9453407B2 (en) | 2012-09-28 | 2016-09-27 | Rosemount Inc. | Detection of position of a plunger in a well |
Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU1002555A1 (en) * | 1982-01-07 | 1983-03-07 | Всесоюзный научно-исследовательский институт нефтепромысловой геофизики | Device for measuring fluid inflow intervals in well |
| SU1477900A1 (en) * | 1987-03-09 | 1989-05-07 | Казанский государственный университет им.В.И.Ульянова-Ленина | Method of controlling hydrodynamic stream in a well |
| RU57360U1 (en) * | 2006-07-10 | 2006-10-10 | Российский государственный университет нефти и газа им. И.М. Губкина | DEVICE FOR ACOUSTIC RESEARCH OF WELLS |
| US7357021B2 (en) * | 2004-04-08 | 2008-04-15 | Welldynamics, Inc. | Methods of monitoring downhole conditions |
| RU2373392C1 (en) * | 2008-02-26 | 2009-11-20 | Александр Кузьмич Троянов | Method for detection of annulus fluid flows in wells |
| RU2375565C1 (en) * | 2008-06-04 | 2009-12-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for determination of leakage and cut-off place of extracting column |
| RU2405936C2 (en) * | 2007-11-30 | 2010-12-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Краснодар" (ООО "Газпром добыча Краснодар") | Method for complex assessment of wells cementing quality and isolation of reservoir beds |
-
2011
- 2011-05-04 RU RU2011117220/03A patent/RU2462592C1/en not_active IP Right Cessation
Patent Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU1002555A1 (en) * | 1982-01-07 | 1983-03-07 | Всесоюзный научно-исследовательский институт нефтепромысловой геофизики | Device for measuring fluid inflow intervals in well |
| SU1477900A1 (en) * | 1987-03-09 | 1989-05-07 | Казанский государственный университет им.В.И.Ульянова-Ленина | Method of controlling hydrodynamic stream in a well |
| US7357021B2 (en) * | 2004-04-08 | 2008-04-15 | Welldynamics, Inc. | Methods of monitoring downhole conditions |
| RU57360U1 (en) * | 2006-07-10 | 2006-10-10 | Российский государственный университет нефти и газа им. И.М. Губкина | DEVICE FOR ACOUSTIC RESEARCH OF WELLS |
| RU2405936C2 (en) * | 2007-11-30 | 2010-12-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Краснодар" (ООО "Газпром добыча Краснодар") | Method for complex assessment of wells cementing quality and isolation of reservoir beds |
| RU2373392C1 (en) * | 2008-02-26 | 2009-11-20 | Александр Кузьмич Троянов | Method for detection of annulus fluid flows in wells |
| RU2375565C1 (en) * | 2008-06-04 | 2009-12-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for determination of leakage and cut-off place of extracting column |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US9453407B2 (en) | 2012-09-28 | 2016-09-27 | Rosemount Inc. | Detection of position of a plunger in a well |
| RU2608661C2 (en) * | 2012-09-28 | 2017-01-23 | Роузмаунт Инк. | Detection of position of plunger in well |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| AU2010252797B2 (en) | Fracture monitoring | |
| EP3201433B1 (en) | Evaluation of rock boundaries and acoustic velocities using drill bit sound during vertical drilling | |
| CA2854666C (en) | Methods for geosteering a drill bit in real time using drilling acoustic signals | |
| AU774087B2 (en) | Acoustic logging tool having quadrapole source | |
| US11656382B2 (en) | Leak induced guided wave amplitude log for downhole leakage localization | |
| WO2012021393A3 (en) | Low frequency formation shear slowness from drilling noise derived quadrupole array data | |
| EP2761133B1 (en) | Apparatus for evaluating rock properties while drilling using drilling rig-mounted acoustic sensors | |
| CA2837193A1 (en) | Detection of gas influx into a wellbore | |
| US9927541B2 (en) | Apparatus for monopole and multipole sonic logging of a downhole formation | |
| US11708759B2 (en) | Instrumented bridge plugs for downhole measurements | |
| RU2565299C2 (en) | Drilling with pressure optimisation by continuous drilling string of lifting pipes | |
| US10551516B2 (en) | Apparatus and methods of evaluating rock properties while drilling using acoustic sensors installed in the drilling fluid circulation system of a drilling rig | |
| US10094945B2 (en) | Formation measurements using nonlinear guided waves | |
| US10598563B2 (en) | Downhole acoustic source localization | |
| WO2016172667A1 (en) | Estimating pressure for hydraulic fracturing | |
| GB2604059A (en) | Bi-directional acoustic telemetry system | |
| RU2462592C1 (en) | Acoustic method of detection of fluid behind-casing flows location | |
| NO20240505A1 (en) | Acoustic noise source localization based on cross-correlation functions across a hydrophone array | |
| EP4281816B1 (en) | Method and system for automatig picking of borehole acoustic events based on objective function | |
| US11215724B2 (en) | Systems and methods to utilize a sensor to provide spatial resolution in downhole leak detection | |
| RU2007144637A (en) | METHOD FOR COMPREHENSIVE ASSESSMENT OF QUALITY OF CEMENTING OF WELLS AND DISSEMINATION OF RESERVOIRS - COLLECTORS | |
| RU2292063C1 (en) | Mode of borehole seismic exploration | |
| RU2613704C1 (en) | Acoustic determination method of perforation parameters at secondary completion of oil and gas wells | |
| RU2500886C2 (en) | Method for determination of technical condition of wells | |
| US12345845B2 (en) | Fluid phase discrimination and acoustic velocity estimation by measuring guided-wave speed |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20130505 |