Title:
Adaptive Minimum-Phase-Wavelet-Generierung in Echtzeit für Bohrlochwerkzeuge
Document Type and Number:
Kind Code:
T5

Abstract:

Ein beispielhaftes Verfahren kann Auswählen eines vorgeschlagenen Impulses beinhalten. Ein Minimum-Phase Wavelet kann mindestens teilweise auf dem vorgeschlagenen Impuls basierend generiert werden. Ein Impulssignal innerhalb eines Bohrlochs kann mindestens teilweise auf dem Minimum-Phase Wavelet basierend generiert werden. Ein Echosignal, das dem Impulssignal entspricht, kann von mindestens einem Abschnitt des Bohrlochs empfangen werden, wobei das Echosignal eine Bohrlocheigenschaft anzeigt.





Inventors:
Mandal, Batakrishna, Tex. (Missouri City, US)
Lu, Yinghui, Tex. (The Woodlands, US)
Application Number:
DE112016000878T
Publication Date:
11/09/2017
Filing Date:
04/28/2016
Assignee:
Halliburton Energy Services, Inc. (Tex., Houston, US)
International Classes:
E21B47/00; G01V1/40; G01V1/50
Attorney, Agent or Firm:
Fleuchaus & Gallo Partnerschaft mbB, 81369, München, DE
Claims:
1. Verfahren, umfassend:
Auswählen eines vorgeschlagenen Impulses;
Generieren eines Minimum-Phase Wavelets mindestens teilweise auf dem vorgeschlagenen Impuls basierend;
Generieren eines Impulssignals innerhalb eines Bohrlochs mindestens teilweise auf dem Minimum-Phase Wavelet basierend; und
Empfangen eines Echosignals, das dem Impulssignal entspricht, von mindestens einem Abschnitt des Bohrlochs, wobei das Echosignal eine Bohrlocheigenschaft anzeigt.

2. Verfahren nach Anspruch 1, wobei Generieren des Minimum-Phase Wavelets Berechnen eines realen Cepstrums des vorgeschlagenen Impulses umfasst.

3. Verfahren nach Anspruch 1, wobei das Minimum-Phase Wavelet die gleiche spektrale Magnitude wie der vorgeschlagene Impuls aufweist.

4. Verfahren nach Anspruch 1, wobei die spektrale Magnitude des vorgeschlagenen Impulses mindestens teilweise auf einer oder mehreren Echtzeit-Bohrlochbedingungen basierend ermittelt wird.

5. Verfahren nach Anspruch 2, wobei Berechnen des realen Cepstrums des vorgeschlagenen Impulses Berechnen einer inversen diskreten Fourier-Transformation eines dekadischen Logarithmus der spektralen Magnitude des vorgeschlagenen Impulses umfasst.

6. Verfahren nach Anspruch 5, wobei Berechnen des realen Cepstrums des vorgeschlagenen Impulses ferner Filtern des vorgeschlagenen Impulses umfasst.

7. Verfahren nach Anspruch 1, ferner umfassend die folgenden Schritte:
Auswählen eines zweiten vorgeschlagenen Impulses mindestens teilweise auf dem Echosignal basierend; und Wiederholen der Generierungs- und Empfangsschritte für den zweiten vorgeschlagenen Impuls.

8. Verfahren nach Anspruch 7, wobei eine spektrale Magnitude des zweiten vorgeschlagenen Impulses mindestens teilweise auf dem Echosignal basierend ermittelt wird.

9. Verfahren nach Anspruch 7, wobei das Echosignal vor der Auswahl des zweiten vorgeschlagenen Impulses durch einen Analog-Digital-Wandler digitalisiert wird.

10. Verfahren nach Anspruch 7, ferner umfassend Wiederholen der Auswahl-, Generierungs- und Empfangsschritte in einer Rückkopplungsschleife.

11. Verfahren nach Anspruch 10, wobei die Rückkopplungsschleife ein optimiertes Minimum-Phase Wavelet generiert.

12. Verfahren nach Anspruch 1, wobei das Echosignal mindestens eins von einer Verrohrungsdicke, einer Verrohrungsimpedanz, einer Verrohrungslangsamkeit, einem Verrohrungsreflexionsgrad und einer für die Verrohrung charakteristischen Frequenz anzeigt.

13. Verfahren nach Anspruch 1, wobei das Echosignal mindestens eins von einer Zementschichtdicke, einer Zementschichtimpedanz, einer Zementschichtlangsamkeit und einem Zementschichtreflexionsgrad anzeigt.

14. Verfahren nach Anspruch 1, wobei das Impulssignal durch ein Bohrlochwerkzeug generiert wird, das einen Wandler umfasst.

15. Verfahren nach Anspruch 14, wobei das Bohrlochwerkzeug einen Drehkopf umfasst, mit dem der Wandler gekoppelt ist.

16. Verfahren, umfassend:
Auswählen eines vorgeschlagenen Impulses;
Generieren eines Minimum-Phase Wavelets mindestens teilweise auf dem vorgeschlagenen Impuls basierend;
Generieren eines Impulssignals innerhalb eines Bohrlochs mindestens teilweise auf dem Minimum-Phase Wavelet basierend; und
Empfangen eines Echosignals, das dem Impulssignal entspricht, das von einer Bohrlochverrohrung reflektiert wird, wobei das Echosignal eine charakteristische Frequenz der Bohrlochverrohrung anzeigt;
Auswählen eines zweiten vorgeschlagenen Impulses mindestens teilweise auf der charakteristischen Frequenz der Bohrlochverrohrung basierend;
Generieren eines zweiten Minimum-Phase Wavelets mindestens teilweise auf dem zweiten vorgeschlagenen Impuls basierend;
Generieren eines zweiten Impulssignals innerhalb des Bohrlochs mindestens teilweise auf dem zweiten Minimum-Phase Wavelet basierend; und
Empfangen eines zweiten Echosignals, das dem zweiten Impulssignal entspricht, das von der Bohrlochverrohrung reflektiert wird, wobei das zweite Echosignal die charakteristische Frequenz der Bohrlochverrohrung anzeigt.

17. Verfahren nach Anspruch 16, ferner umfassend Wiederholen der Auswahl-, Generierungs- und Empfangsschritte in einer Rückkopplungsschleife.

18. Verfahren nach Anspruch 17, wobei die Rückkopplungsschleife ein optimiertes Minimum-Phase Wavelet generiert.

19. System, umfassend:
ein Bohrlochwerkzeug;
einen mit dem Bohrlochwerkzeug gekoppelten Wandler; und
eine mit dem Wandler kommunikativ gekoppelte Steuerung, dazu konfiguriert,
einen vorgeschlagenen Impuls auszuwählen;
ein Minimum-Phase Wavelet mindestens teilweise auf dem vorgeschlagenen Impuls basierend zu generieren;
den Wandler zu veranlassen, ein Impulssignal innerhalb eines Bohrlochs mindestens teilweise auf dem Minimum-Phase Wavelet basierend zu generieren; und
den Wandler zu veranlassen, ein Echosignal, das dem Impulssignal entspricht, von mindestens einem Abschnitt des Bohrlochs zu empfangen, wobei das Echosignal eine Bohrlocheigenschaft anzeigt.

20. System nach Anspruch 19, wobei das Bohrlochwerkzeug einen Drehkopf umfasst, mit dem der Wandler gekoppelt ist.

Description:

Die vorliegende Offenbarung betrifft allgemein Bohrloch-Logging, Bohr- und Komplettierungsvorgänge und insbesondere Systeme und Verfahren für adaptive Minimum-Phase-Wavelet-Signalgenerierung in Echtzeit in einem Bohrlochwerkzeug.

Bohrloch-Logging, Bohr- und Komplettierungsvorgänge erfordern manchmal die Verwendung von Verrohrungen in einem Bohrloch in einer unterirdischen Formation, um sicherzustellen, dass das Bohrloch nicht in sich zusammenfällt, sobald es gebohrt ist und dass empfindliche Bereiche der Formation geschützt und isoliert sind. In den meisten Fällen werden die Verrohrungen in dem Bohrloch unter Verwendung einer Zementschicht befestigt, die einen Ringraum zwischen der Verrohrung und der Formation füllt und daran bindet. Die Festigkeit beider Zementbindungen ist für die Integrität des Bohrlochs wichtig. Ein Messen der Zementimpedanz kann Informationen über die Festigkeit der Zementbindungen liefern.

Einige Verrohrungs- und Zementevaluierungswerkzeuge übertragen ein akustisches Impulssignal in die Verrohrungs- und Zementschicht und empfangen ein Echosignal dieses Impulses. Das Echosignal kann Reflexionen und Nachhallungen umfassen, die durch die Verrohrung, die Zementschicht und/oder eine Grenzfläche zwischen den beiden verursacht werden. Diese Reflexionen und Nachhallungen können zum Teil zum Berechnen von Zementimpedanz verwendet werden. Minimum-Phase Wavelets sind eine bevorzugte Art von Antriebsimpuls zur Verwendung in akustischen oder elektromagnetischen Werkzeugen, da sie eine optimale Wellenform und das beste Signal mit der geringsten Leistung liefern. Typische Verfahren zum Berechnen von Minimum-Phase Wavelets beinhalten mühsame Berechnungen auf Versuch-und-Irrtum-Basis, die vor der Verwendung durchgeführt und im Speicher als ein Satz vorberechneter Minimum-Phase Wavelets gespeichert werden müssen. Somit gibt es typischerweise nur wenige vorberechnete Wavelets für ein bestimmtes Werkzeug, und es gibt typischerweise keine Möglichkeit für eine Echtzeitadaption des Minimum-Phase Wavelets.

FIGUREN

Einige konkrete Ausführungsbeispiele der Offenbarung können zum Teil durch Bezugnahme auf die folgende Beschreibung und die begleitenden Zeichnungen verstanden werden.

1 ist ein Diagramm, das ein beispielhaftes Verrohrungs- und Zementevaluierungswerkzeug darstellt, gemäß bestimmten Ausführungsformen der vorliegenden Offenbarung.

2 ist ein Blockablaufdiagramm, das ein Rückkopplungssystem darstellt, das verwendet wird, um ein Minimum-Phase Wavelet für ein beispielhaftes Zement- und Verrohrungsevaluierungswerkzeug zu ermitteln, gemäß bestimmten Ausführungsformen der vorliegenden Offenbarung.

3 ist ein Blockablaufdiagramm, das eine Analyse eines realen Cepstrums eines vorgeschlagenen Impulses darstellt, gemäß bestimmten Ausführungsformen der vorliegenden Offenbarung.

4 ist ein Satz grafischer Darstellungen von beispielhaften Minimum-Phase Wavelets in Zeit- und Frequenzdomänen, gemäß bestimmten Ausführungsformen der vorliegenden Offenbarung.

5 ist ein Diagramm, das ein beispielhaftes Bohrsystem zeigt, gemäß Aspekten der vorliegenden Offenbarung.

6 ist ein Diagramm, das ein beispielhaftes Wireline-Logging-System zeigt, gemäß Aspekten der vorliegenden Offenbarung.

Während Ausführungsformen dieser Offenbarung dargestellt und beschrieben wurden und unter Bezugnahme auf Ausführungsbeispiele der Offenbarung definiert sind, implizieren solche Bezugnahmen keine Beschränkung der Offenbarung, und es soll keine solche Beschränkung daraus abgeleitet werden. Der offenbarte Gegenstand ist beträchtlicher Abwandlung, Veränderung und Äquivalenten in Form und Funktion zugänglich, wie es dem einschlägigen Fachmann mit dem Vorteil dieser Offenbarung bekannt ist. Die dargestellten und beschriebenen Ausführungsformen dieser Offenbarung sind lediglich Beispiele und geben den Umfang der Offenbarung nicht in seiner Gesamtheit wider.

DETAILLIERTE BESCHREIBUNG

Die vorliegende Offenbarung betrifft allgemein Bohrlochbohrvorgänge und insbesondere Systeme und Verfahren zur adaptiven Minimum-Phase-Wavelet-Signalgenerierung in Echtzeit in einem Bohrlochwerkzeug.

Für Zwecke dieser Offenbarung kann ein Informationsverarbeitungssystem jegliche Instrumentalität oder Zusammenstellung von Instrumentalitäten beinhalten, die zum Rechnen, Klassifizieren, Verarbeiten, Übertragen, Empfangen, Abrufen, Entwickeln, Schalten, Speichern, Anzeigen, Manifestieren, Detektieren, Aufzeichnen, Reproduzieren, Handhaben oder Nutzen von jeglicher Form von Informationen, Intelligenz oder Daten zu geschäftlichen, wissenschaftlichen, Steuerungs- oder anderen Zwecken betriebsfähig sind. Ein Informationsverarbeitungssystem kann beispielsweise ein PC, ein Netzwerkspeichergerät oder jegliches andere geeignete Gerät sein und kann in Größe, Gestalt, Leistung, Funktionalität und im Preis variieren. Das Informationsverarbeitungssystem kann Arbeitsspeicher (RAM), eine oder mehrere Verarbeitungsressourcen, wie eine zentrale Verarbeitungseinheit (CPU) oder Hardware- oder Softwaresteuerlogik, Nur-Lesespeicher (ROM) und/oder andere Typen von nichtflüchtigem Speicher beinhalten. Zusätzliche Komponenten des Informationsverarbeitungssystems können ein oder mehrere Laufwerke, ein oder mehrere Netzwerkports zur Kommunikation mit externen Geräten sowie verschiedene Eingabe- und Ausgabe-(I/O)-Geräte beinhalten, wie eine Tastatur, eine Maus und eine Videoanzeige. Das Informationsverarbeitungssystem kann auch einen oder mehrere Busse beinhalten, die zum Übertragen von Kommunikationen zwischen den verschiedenen Hardware-Komponenten betriebsfähig sind. Es kann auch eine oder mehrere Schnittstelleneinheiten umfassen, die in der Lage sind, ein oder mehrere Signale an eine Steuerung, einen Aktuator oder ein ähnliches Gerät zu übertragen.

Für die Zwecke dieser Offenbarung können computerlesbare Medien jegliche Instrumentalität oder Zusammenstellung von Instrumentalitäten beinhalten, die Daten und/oder Anweisungen für einen Zeitraum beibehalten können. Computerlesbare Medien können beispielsweise ohne Einschränkung Speichermedien, wie ein Direktzugriffspeichergerät (z.B. ein Festplattenlaufwerk oder Diskettenlaufwerk), ein Speichergerät mit sequentiellem Zugriff (z.B. ein Bandlaufwerk), eine Compactdisk, CD-ROM, DVD, RAM, ROM, einen elektrisch löschbaren Festwertspeicher (EEPROM) und/oder Flash-Speicher; sowie Kommunikationsmedien, wie Drähte, optische Fasern, Mikrowellen, Hochfrequenzwellen und andere elektromagnetische und/oder optische Träger; und/oder jegliche Kombination der zuvor genannten beinhalten.

Beispielhafte Ausführungsformen der vorliegenden Offenbarung werden hier detailliert beschrieben. Im Interesse der Klarheit sind möglicherweise nicht alle Merkmale der tatsächlichen Implementierung in dieser Patentschrift beschrieben. Es versteht sich natürlich, dass in der Entwicklung von einer beliebigen derartigen tatsächlichen Ausführungsform zahlreiche implementierungsspezifische Entscheidungen getroffen werden, um die konkreten Ziele der Implementierung zu erreichen, die von einer Implementierung zur anderen variieren. Zudem versteht es sich, dass eine derartige Entwicklungsanstrengung komplex und zeitraubend sein könnte, für den Durchschnittsfachmann auf dem Fachgebiet mit dem Vorteil der vorliegenden Offenbarung jedoch ein Routineunterfangen wäre.

Zum besseren Verständnis der vorliegenden Offenbarung werden die folgenden Beispiele bestimmter Ausführungsformen gegeben. Die folgenden Beispiele sollten in keinerlei Weise als den Umfang der Offenbarung beschränkend oder definierend angesehen werden. Ausführungsformen der vorliegenden Offenbarung können auf horizontale, vertikale, schräge oder anderweitig nichtlineare Bohrlöcher in einem beliebigen Typ von unterirdischer Formation anwendbar sein. Ausführungsformen können auf Injektionsbohrungen sowie Produktionsbohrungen einschließlich Kohlenwasserstoffbohrungen anwendbar sein. Ausführungsformen können mithilfe eines Werkzeugs implementiert werden, das zum Testen, zur Rückgewinnung und Probenahme entlang Abschnitten der Formation geeignet gemacht wurde. Ausführungsformen können mit Werkzeugen implementiert werden, die beispielsweise durch einen Durchflusskanal in einem Rohrstrang oder unter Verwendung einer Wireline, Slickline, Rohrschlange, eines Untertageroboters/-traktors oder dergleichen transportiert werden.

Im hier verwendeten Sinne soll sich der Begriff „koppeln“ oder „koppelt“ auf eine indirekte oder direkte Verbindung beziehen. Wenn also ein erstes Gerät mit einem zweiten Gerät koppelt, kann diese Verbindung über eine direkte Verbindung oder eine indirekte mechanische oder elektrische Verbindung über andere Geräte und Verbindungen erfolgen. Der Begriff „kommunikativ gekoppelt“ soll im hier verwendeten Sinne ebenso eine entweder direkte oder indirekte Kommunikationsverbindung bedeuten. Eine derartige Verbindung kann eine drahtgebundene oder drahtlose Verbindung sein, wie beispielsweise Ethernet oder LAN. Derartige drahtgebundene und drahtlose Verbindungen sind einem Durchschnittsfachmann auf dem Fachgebiet bekannt und werden hier daher nicht näher erörtert. Wenn also ein erstes Gerät kommunikativ mit einem zweiten Gerät koppelt, kann diese Verbindung über eine direkte Verbindung oder eine indirekte Kommunikationsverbindung über andere Geräte und Verbindungen erfolgen.

Moderne Petroleumbohrungen und Produktionsvorgänge verlangen Informationen über Parameter und Bedingungen im Bohrloch. Es gibt mehrere Verfahren für die Erfassung von Bohrlochinformationen, einschließlich Vermessen während des Bohrens (Logging While Drilling, „LWD“) und Messen während des Bohrens (Measurement While Drilling, „MWD“) und Wireline. Bei LWD werden Daten typischerweise während des Bohrprozesses gesammelt, wodurch eine Notwendigkeit vermieden wird, die Bohrbaugruppe herauszunehmen, um ein Wirline-Logging-Werkzeug einzuführen. LWD ermöglicht dem Bohrer daher, genaue Echtzeitänderungen oder Korrekturen vorzunehmen, um die Leistung zu optimieren und gleichzeitig die Ausfallzeit zu minimieren. MWD ist der Begriff für die Messung von Bedingungen im Bohrloch bezüglich der Bewegung und Lage der Bohrbaugruppe während die Bohrung fortgesetzt wird. LWD konzentriert sich mehr auf die Formationsparametermessung. Wenngleich Unterscheidungen zwischen MWD und LWD existieren mögen, werden die Begriffe MWD und LWD häufig austauschbar verwendet. Für die Zwecke dieser Offenbarung wird der Begriff LWD mit dem Verständnis verwendet, dass dieser Begriff sowohl die Erfassung von Formationsparametern als auch die Erfassung von Informationen bezüglich der Bewegung und Position der Bohrbaugruppe umschließt.

Die vorliegende Offenbarung stellt Verfahren bereit, umfassend: Auswählen eines vorgeschlagenen Impulses; Generieren eines Minimum-Phase Wavelets mindestens teilweise auf dem vorgeschlagenen Impuls basierend; Generieren eines Impulssignals innerhalb eines Bohrlochs mindestens teilweise auf dem Minimum-Phase Wavelet basierend; und Empfangen eines Echosignals, das dem Impulssignal entspricht, von mindestens einem Abschnitt des Bohrlochs, wobei das Echosignal eine Bohrlocheigenschaft anzeigt. In bestimmten Ausführungsformen wird ein zweiter vorgeschlagener Impuls mindestens teilweise auf dem Echosignal basierend ausgewählt; und die Generierungs- und Empfangsschritte werden für den zweiten vorgeschlagenen Impuls wiederholt.

Die vorliegende Offenbarung stellt auch Verfahren bereit, umfassend: Auswählen eines vorgeschlagenen Impulses; Generieren eines Minimum-Phase Wavelets mindestens teilweise auf dem vorgeschlagenen Impuls basierend; Generieren eines Impulssignals innerhalb eines Bohrlochs mindestens teilweise auf dem Minimum-Phase Wavelet basierend; und Empfangen eines Echosignals, das dem Impulssignal entspricht, dasvon einer Bohrlochverrohrung reflektiert wird, wobei das Echosignal eine charakteristische Frequenz der Bohrlochverrohrung anzeigt; Auswählen eines zweiten vorgeschlagenen Impulses mindestens teilweise auf der charakteristischen Frequenz der Bohrlochverrohrung basierend; Generieren eines zweiten Minimum-Phase Wavelets mindestens teilweise auf dem zweiten vorgeschlagenen Impuls basierend; Generieren eines zweiten Impulssignals innerhalb des Bohrlochs mindestens teilweise auf dem zweiten Minimum-Phase Wavelet basierend; und Empfangen eines zweiten Echosignals, das dem zweiten Impulssignal entspricht, das von der Bohrlochverrohrung reflektiert wird, wobei das zweite Echosignal die charakteristische Frequenz der Bohrlochverrohrung anzeigt.

Die vorliegende Offenbarung stellt auch Systeme bereit, die Folgendes umfassen: ein Bohrlochwerkzeug; einen mit dem Bohrlochwerkzeug gekoppelten Wandler; und eine mit dem Wandler kommunikativ gekoppelte Steuerung, dazu konfiguriert, einen vorgeschlagenen Impuls auszuwählen; ein Minimum-Phase Wavelet mindestens teilweise auf dem vorgeschlagenen Impuls basierend zu generieren; den Wandler zu veranlassen, ein Impulssignal innerhalb eines Bohrlochs mindestens teilweise auf dem Minimum-Phase Wavelet basierend zu generieren; und den Wandler zu veranlassen, ein Echosignal, das dem Impulssignal entspricht, von mindestens einem Abschnitt des Bohrlochs zu empfangen, wobei das Echosignal eine Bohrlocheigenschaft anzeigt.

Im hier verwendeten Sinne bezieht sich ein „Minimum-Phase Wavelet“ auf eine kausale und stabile diskrete Wellenform, die eine endliche Zeitdauer und eine Konzentration von Signalenergie am Anfangsteil der Wellenform aufweist. In bestimmten Ausführungsformen generieren Minimum-Phase Wavelets, die als Antriebsimpuls für akustische oder elektromagnetische Werkzeuge verwendet werden, qualitativ hochwertige Echosignale von kurzer Dauer, die dennoch die gewünschten Formationsinformationen umfassen. In einigen Ausführungsformen weist das Minimum-Phase Wavelet die gleiche oder eine unterschiedliche spektrale Magnitude wie der vorgeschlagene Impuls auf.

1 ist ein Diagramm, das ein beispielhaftes Verrohrungs- und Zementevaluierungswerkzeug 100 mit radial versetzten Wandlern 106 zur Verwendung bei In-situ-Fluidgeschwindigkeits- und Dämpfungsmessungen darstellt, gemäß Aspekten der vorliegenden Offenbarung. Das Werkzeug 100 kann ein Werkzeug umfassen, das in einem Bohrloch 150 in einer unterirdischen Formation 152 aufgehängt wird (z.B. über Wireline, Slickline, Rohrschlange, Bohrstange/-rohr, Bohrlochtraktor oder dergleichen). In der Darstellung kann das Werkzeug 100 innerhalb einer Verrohrung 102 positioniert sein, die im Bohrloch 150 durch eine Zementschicht 104 befestigt ist, die im Wesentlichen den Ringraum zwischen der Verrohrung 102 und dem Bohrloch 150 füllt. Die Verrohrung 102 ist mindestens teilweise mit dem Fluid 160 gefüllt, das Bohrfluid, Wasser und/oder Fluide aus der Formation 152 umfassen kann. Die Verrohrung 102 kann ein Metallrohr mit einer vorbestimmten Länge und einem vorbestimmten Durchmesser umfassen, das speziell für eine bestimmte Tiefe in der Formation 152 ausgewählt ist. Obwohl in 1 nur eine Verrohrung 102 gezeigt ist, können mehrere Verrohrungen verwendet werden, einschließlich in einer teleskopischen Ausrichtung, wo Verrohrungen mit zunehmend kleineren Durchmessern verwendet werden, wenn sich das Bohrloch 150 weiter in die Formation 152 erstreckt. Die Verrohrung 102 kann verhindern, dass das Bohrloch 150 in sich zusammenfällt, dass empfindliche Formationsschichten einer Einwirkung von Bohrlochfluiden ausgesetzt werden und dass unerwünschte Formationsfluide in das Bohrloch 150 gelangen.

Das Werkzeug 100 umfasst einen länglichen Werkzeugkörper 120, der einen Drehkopf 108 mit einem oder mehreren daran gekoppelten Wandlern 106 umfasst. Beispielsweise können Wandler piezoelektrische Kristalle, Geophone, elektromagnetische Elemente usw. beinhalten, ohne darauf beschränkt zu sein. In der Darstellung ist der Drehkopf 108 an einem distalen Ende des länglichen Werkzeugkörpers 120 positioniert. In weiteren Ausführungsformen kann der Drehkopf 108 an einem oder mehreren Zwischenabschnitten des länglichen Werkzeugkörpers 120 positioniert sein, was eine größere Flexibilität in Bezug auf die Werkzeugauslegung bereitstellen kann. In der Darstellung ist der Durchmesser des Drehkopf 108 größer als der Durchmesser des länglichen Werkzeugkörpers 120, wobei jedoch andere Konfigurationen im Umfang der vorliegenden Offenbarung möglich sind.

Der Drehkopf 108 kann durch einen Elektromotor (nicht gezeigt) oder einen anderen geeigneten Antriebsmechanismus angetrieben werden, der für die gesteuerte Drehbewegung des Drehkopfes 108 in Bezug auf das Werkzeug 100 sorgt. In der Darstellung wird der Drehkopf 108 über eine Welle 122 angetrieben, die den Drehkopf 108 mit einem Antriebsmechanismus innerhalb des länglichen Werkzeugkörpers 120 verbindet. Die Energie für den Antriebsmechanismus und andere Elemente innerhalb des Werkzeugs 100 kann zum Beispiel durch die Aufhängemittel oder durch eine oder mehrere Energiequellen, z. B. Batterien, Kondensatoren, Generatoren, innerhalb des Werkzeugs 100 bereitgestellt werden.

Im Allgemeinen funktioniert das Werkzeug 100, indem es ein gerichtetes akustisches Impulssignal 110 von einem Wandler 106 an die Verrohrung 102 überträgt. Das gerichtete akustische Impulssignal 110 ist in Bezug auf die Frequenz nicht beschränkt und kann, muss aber nicht ein Ultraschallimpuls sein. Das gerichtete akustische Impulssignal 110 kann ein Impulssignal sein, das mindestens teilweise auf einem Minimum-Phase Wavelet basiert. Dieses Impulssignal 110 kann mit der Verrohrung 102, der Zementschicht 104 und der Grenzfläche zwischen der Verrohrung 102 und der Zementschicht 104 in Berührung kommen, daran reflektiert werden und/oder ein Nachhallen bewirken. Diese Reflexionen und Nachhallungen können ein Echosignal 112 umfassen, das von dem Wandler 106 empfangen wird, der das Impulssignal übertragen hat. In bestimmten Ausführungsformen zeigt das Echosignal 112 eine Bohrlocheigenschaft an. Sobald das Echosignal 112 von dem Wandler 106 empfangen worden ist, kann es an ein oder mehrere Steuersysteme (nicht gezeigt) übertragen werden, die mit dem Werkzeug 100 assoziiert sind, um die Charakteristiken der Verrohrung 102 und der Zementschicht 104, wie etwa die Zementimpedanz, zu berechnen oder anderweitig zu bestimmen, oder um ein zweites Minimum-Phase Wavelet zu berechnen.

In bestimmten Ausführungsformen kann eine mit dem Werkzeug 100 assoziierte Steuerung dazu konfiguriert sein, einen vorgeschlagenen Impuls auszuwählen, ein Minimum-Phase Wavelet mindestens teilweise auf dem vorgeschlagenen Impuls basierend zu generieren, ein Impulssignal 110 innerhalb des Bohrlochs 150 mindestens teilweise auf dem Minimum-Phase Wavelet basierend zu generieren; und ein Echosignal 112, das dem Impulssignal entspricht, von mindestens einem Abschnitt des Bohrlochs 150 zu empfangen. In bestimmten Ausführungsformen kann die Steuerung mit dem Wandler kommunikativ gekoppelt sein. Die Steuerung kann eine Steuereinheit umfassen, die sich innerhalb des Bohrlochwerkzeugs oder an der Oberfläche befindet, oder es könnte eine Kombination der beiden vorliegen.

Im hier verwendeten Sinne kann ein Steuersystem ein Informationsverarbeitungssystem oder irgendein anderes Gerät umfassen, das mindestens einen Prozessor enthält, der mit einem nicht-transitorischen computerlesbaren Speichergerät kommunikativ gekoppelt ist, das einen Satz Anweisungen enthält, die, wenn sie vom Prozessor ausgeführt werden, diesen veranlassen, bestimmte Aktionen auszuführen. Beispielhafte Prozessoren beinhalten Mikroprozessoren, Mikrocontroller, digitale Signalprozessoren (DSP), anwendungsspezifische integrierte Schaltungen (ASIC), feldprogrammierbare Gate-Arrays (FPGA) oder irgendeine andere digitale oder analoge Schaltung, die dazu konfiguriert ist, Programmanweisungen zu interpretieren und/oder auszuführen und/oder Daten zu verarbeiten. Das eine oder die mehreren Steuersysteme, die mit dem Werkzeug 100 assoziiert sind, könnten zum Beispiel vollständig innerhalb des Werkzeugs 100 sein, sich an der Oberfläche befinden oder es könnte eine Kombination der beiden vorliegen (z. B. ein Teil der Verarbeitung erfolgt im Bohrloch und ein Teil wird an der Oberfläche durchgeführt).

Die Geschwindigkeits- und Dämpfungscharakteristiken des Fluids 160 innerhalb der Verrohrung 102 können die Impulssignale 110 durch Verzerren oder anderweitiges Reduzieren der Amplitude der Impulse beeinflussen, was wiederum die Amplitude des Echosignals 112 beeinflussen kann. Außerdem können die Geschwindigkeits- und Dämpfungscharakteristiken des Fluids 160 den Frequenzgang der Impulssignale 110 und des Echosignals 112 verändern. Diese Effekte können berücksichtigt werden, wenn die Charakteristiken der Verrohrung 102 und des Zements 104 berechnet oder ermittelt werden, Werte für die Geschwindigkeits- und Dämpfungscharakteristiken vorausgesetzt. Typischerweise werden diese Werte entweder auf Grundlage von experimentellen Werten geschätzt oder in situ unter Verwendung eines dedizierten Wandlers mit einem bekannten Versatzabstand von einem Referenzblock gemessen, wie dies bei der in dem Werkzeug 100 vorhandenen Schlammzelle 124 der Fall ist.

2 ist ein Blockablaufdiagramm, das ein Rückkopplungssystem 200 darstellt, das verwendet wird, um ein Minimum-Phase Wavelet für ein beispielhaftes Zement- und Verrohrungsevaluierungswerkzeug zu bestimmen, gemäß bestimmten Ausführungsformen der vorliegenden Offenbarung. Zunächst kann ein vorgeschlagener Impuls 201 ausgewählt werden. In einigen Ausführungsformen kann die spektrale Magnitude des vorgeschlagenen Impulses auf Grundlage einer oder mehrerer Echtzeit-Bohrlochbedingungen bestimmt werden, einschließlich, ohne darauf beschränkt zu sein, Bohrlochfluiddämpfung. Ein Minimum-Phase Wavelet kann mindestens teilweise auf dem vorgeschlagenen Impuls 201 basierend bestimmt und/oder generiert 212 werden. Die Generierung eines Minimum-Phase Wavelets kann innerhalb einer digitalen Signalverarbeitungs- und/oder feldprogrammierbaren Gate-Arrayeinheit 210 erfolgen. Die digitale Signalverarbeitung 210 und die Generierung 212 des Minimum-Phase Wavelets können durch ein Informationsverarbeitungssystem innerhalb eines Bohrlochwerkzeugs und/oder an der Oberfläche durchgeführt werden. In einigen Ausführungsformen erfolgen die Generierung des Minimum-Phase Wavelets und andere Verarbeitung in situ in Echtzeit. In bestimmten Ausführungsformen wird das Minimum-Phase Wavelet mindestens teilweise auf Berechnung eines realen Cepstrums des vorgeschlagenen Impulses basierend generiert.

3 ist ein Blockablaufdiagramm, das eine Cepstrumanalyse eines vorgeschlagenen Impulses darstellt, gemäß bestimmten Ausführungsformen der vorliegenden Offenbarung. Der Algorithmus 300 konstruiert ein Minimum-Phasen-Wavelet 350 auf einem vorgeschlagenen Impuls 310 basierend. Zuerst wird der vorgeschlagene Impuls 310 gefiltert 330. In einigen Ausführungsformen wird der Filter mindestens teilweise auf einem gewünschten Frequenzfenster 320 basierend ausgewählt. Die Analyse 340 eines realen Cepstrums wird mit dem gefilterten Impuls 330 durchgeführt. In bestimmten Ausführungsformen umfasst Berechnen des realen Cepstrums 340 Transformieren des gefilterten Impulses 330 durch eine diskrete Fourier-Transformation (DFT) 342 in das Frequenzdomänenäquivalent. Der dekadische Logarithmus der spektralen Magnitude des Frequenzdomänenäquivalents wird genommen 344, und das Ergebnis wird durch die inverse diskrete Fourier-Transformation (IDFT) 346 zurück in die Zeitdomäne transformiert. Die Ausgabe des Algorithmus 300 ist ein Minimum-Phase Wavelet 350 in der Zeitdomäne, das mindestens teilweise auf dem vorgeschlagenen Impuls 310 basiert. In bestimmten Ausführungsformen können die DFT und die IDFT durch die Fast-Fourier-Transformation- bzw. inverse Fast-Fourier-Transformation-Algorithmen berechnet werden.

Unter erneuter Bezugnahme auf das Rückkopplungssystem von 2 wird das konstruierte Minimum-Phase Wavelet an einen Treiber 220 und an das Sender/Empfänger-System 230 (z. B. Wandler) übertragen. Das Sender/Empfänger-System 230 generiert ein Impulssignal 245 innerhalb eines Bohrlochs mindestens teilweise auf dem Minimum-Phase Wavelet basierend. In einigen Ausführungsformen wird das generierte Impulssignal 245 durch das Bohrloch an ein akustisches Ziel 250 übertragen. In einigen Ausführungsformen kann das akustische Ziel ein Abschnitt des Bohrlochs sein, wie etwa die Verrohrung 250. Teile des Impulssignals 245 werden in die Verrohrung 250 übertragen, von dieser absorbiert und/oder hallen darin nach. In einigen Ausführungsformen weist die Verrohrung 250 eine charakteristische Frequenz auf, die direkt von ihrer Dicke abhängt. In einigen Ausführungsformen kann das größte Nachhall-Antwortsignal beispielsweise bei einer 1 Zoll dicken Verrohrung für ein normales Ölfeldverrohrungsmaterial etwa 114 kHz betragen. Ein Echosignal 245, das dem Impulssignal 245 entspricht, wird von dem Sender/Empfänger-System 230 empfangen.

In einigen Ausführungsformen wird mindestens eins von dem Impulssignal und dem Echosignal 245 gefiltert 240. Das Echosignal 245 kann durch einen Analog-Digital-Wandler 260 vor der Auswahl eines zweiten vorgeschlagenen Impulses 216 digitalisiert werden. Das digitalisierte Signal kann an einen digitalen Signalprozessor und/oder ein anderes Informationsverarbeitungssystem übertragen werden. In einigen Ausführungsformen kann das charakteristische Frequenzband der Verrohrung 250 aus dem Echosignal 245 bestimmt werden. In einigen Ausführungsformen kann das Echosignal 245 eine Bohrlocheigenschaft, wie eine Bohrlochbedingung (z. B. Bohrfluiddämpfung) oder eine Bohrlochcharakteristik (z. B. Verrohrungsdicke) anzeigen. Beispielsweise kann die Bohrlocheigenschaft physikalische Charakteristiken (z. B. Impedanz, Dicke, Langsamkeit, Reflexionsgrad) der Verrohrungsschicht 250 und/oder einer Zementschicht beinhalten. In bestimmten Ausführungsformen kann das Echosignal mindestens eins von einer Verrohrungsdicke, einer Verrohrungsimpedanz, einer Verrohrungslangsamkeit, einem Verrohrungsreflexionsgrad und einer charakteristischen Frequenz der Verrohrung anzeigen. In einigen Ausführungsformen kann das Echosignal mindestens eins von einer Zementschichtdicke, einer Zementschichtimpedanz, einer Zementschichtlangsamkeit und einem Zementschichtreflexionsgrad anzeigen.

In einigen Ausführungsformen wird ein zweites Minimum-Phase Wavelet generiert 212, indem ein Wavelet 216 mindestens teilweise auf dem Echosignal 245 basierend geschätzt wird und es als eine Eingabe 214 für eine Generierung 212 eines zweiten Minimum Wavelets verwendet wird. In einigen Ausführungsformen kann ein zweiter vorgeschlagener Impuls mindestens teilweise auf dem Echosignal 245 basierend ausgewählt und/oder geschätzt 216 werden, und als Eingabe 214 für eine Generierung 212 eines zweiten Minimum Wavelets verwendet werden. In einigen Ausführungsformen kann die spektrale Magnitude des zweiten vorgeschlagenen Impulses mindestens teilweise auf dem Echosignal 245 basierend bestimmt werden. In einigen Ausführungsformen kann ein zweiter vorgeschlagener Impuls 216 mindestens teilweise auf der charakteristischen Frequenz der Bohrlochverrohrung 250 basierend ausgewählt werden. Ein zweites Minimum-Phase Wavelet kann mindestens teilweise auf dem zweiten vorgeschlagenen Impuls basierend generiert werden. In bestimmten Ausführungsformen kann ein zweites Minimum-Phase Wavelet generiert werden, indem ein reales Cepstrum des zweiten vorgeschlagenen Impulses berechnet wird. Das zweite Minimum-Phase Wavelet kann an den Treiber 220 und das Sender/Empfänger-System 230 übertragen werden, um ein zweites Impulssignal 245 innerhalb des Bohrlochs zu generieren. Das zweite Impulssignal 245 kann an mindestens einem zweiten Abschnitt des Bohrlochs, wie etwa an Bohrlochverrohrung 250, reflektiert werden. Der reflektierte Teil des zweiten Impulssignals 245 kann von dem Sender/Empfänger-System 230 als ein zweites Echosignal 245 empfangen werden. Das zweite Echosignal 245 kann eine Bohrlocheigenschaft, wie eine Bohrlochbedingung (z. B. Bohrfluiddämpfung) oder eine Bohrlochcharakteristik (z. B. Verrohrungsdicke) anzeigen. Beispielsweise kann die Bohrlocheigenschaft physikalische Charakteristiken (z. B. Impedanz, Dicke, Langsamkeit, Reflexionsgrad) der Verrohrungsschicht 250 und/oder einer Zementschicht beinhalten. In bestimmten Ausführungsformen zeigt das Echosignal eine charakteristische Frequenz der Bohrlochverrohrung 250 an.

In bestimmten Ausführungsformen kann eine Rückkopplungsschleife, die Auswählen der vorgeschlagenen Impulse 216 auf den Echosignalen 245 basierend umfasst, ein optimiertes Minimum-Phase Wavelet bereitstellen. In bestimmten Ausführungsformen kann eine Rückkopplungsschleife Auswählen von vorgeschlagenen Impulsen, Generieren von Minimum-Phase Wavelets mindestens teilweise auf diesen vorgeschlagenen Impulsen basierend, Generieren von Impulssignalen mindestens teilweise auf den Minimum-Phase Wavelets basierend und Empfangen von Echosignalen, die Impulssignalen entsprechen, von mindestens einem Teil des Bohrlochs umfassen. In bestimmten Ausführungsformen wird die Rückkopplungsschleife durchgeführt, bis sie ein optimiertes Minimum-Phase Wavelet generiert.

4 ist ein Satz grafischer Darstellungen von beispielhaften Minimum-Phase Wavelets in Zeit- und Frequenzdomänen, gemäß bestimmten Ausführungsformen der vorliegenden Offenbarung. Die beiden grafischen Darstellungen in der linken Spalte stellen einen Minimum-Phase-Wavelet-Breitband-Impuls dar, der 50–250 kHz überspannt. Die beiden grafischen Darstellungen in der rechten Spalte stellen ein Minimum-Phase-Wavelet eines schmal eingestellten Impulses dar, der bei 115 kHz zentriert ist.

Eins oder mehrere der oben beschriebenen Verfahren können in ein/mit einem Wireline-Werkzeug/in einer/mit einer Wireline-Sonde für einen Wireline-Logging-Vorgang oder in/mit einem oder mehreren LWD/MWD-Werkzeugen für Bohrvorgänge aufgenommen werden. 5 ist ein Diagramm, das ein unterirdisches Bohrsystem 80 zeigt, das mindestens ein akustisches LWD/MWD-Bohrlochwerkzeug 26 enthält, gemäß Aspekten der vorliegenden Offenbarung. Das Bohrsystem 80 umfasst eine Bohrplattform 2, die an der Oberfläche 82 positioniert ist. In der Darstellung umfasst die Oberfläche 82 die Oberseite einer Formation 84, die eine oder mehrere Gesteinsstrata oder -schichten 18a–c enthält, und die Bohrplattform 2 kann in Kontakt mit der Oberfläche 82 sein. In weiteren Ausführungsformen, wie bei einem Offshore-Bohrvorgang, kann die Oberfläche 82 von der Bohrplattform 2 durch ein Wasservolumen getrennt sein.

Das Bohrsystem 80 umfasst einen von der Bohrplattform 2 getragenen Bohrturm 4 mit einem Bewegungsblock 6 zum Anheben und Absenken eines Bohrstranges 8. Ein Kelly 10 kann den Bohrstrang 8 tragen, wenn er durch einen Drehtisch 12 abgesenkt wird. Ein Meißel 14 kann mit dem Bohrstrang 8 gekoppelt sein und durch einen Bohrlochmotor und/oder eine Drehung des Bohrstrangs 8 durch den Drehtisch 12 angetrieben werden. Wenn sich der Meißel 14 dreht, erzeugt er eine Bohrung 16, die durch eine oder mehrere Gesteinsstrata oder -schichten 18a–c läuft. Eine Pumpe 20 kann Bohrfluid durch ein Zufuhrrohr 22 zu dem Kelly 10, durch das Innere des Bohrstrangs 8 das Bohrloch hinunter, durch Öffnungen im Meißel 14, über den Ringraum um den Bohrstrang 8 zurück zur Oberfläche und in eine Aufnahmegrube 24 zirkulieren. Das Bohrfluid transportiert Bohrklein von der Bohrung 16 in die Grube 24 und unterstützt die Aufrechterhaltung der Integrität oder der Bohrung 16.

Das Bohrsystem 80 kann eine Bohrgarnitur (BHA) umfassen, die nahe dem Meißel 14 mit dem Bohrstrang 8 gekoppelt ist. Die BHA kann verschiedene Bohrlochmesswerkzeuge und -sensoren und LWD- und MWD-Elemente einschließlich des akustischen Werkzeugs 26 umfassen. In einer oder mehreren Ausführungsformen kann das Werkzeug 26 eine akustische Impulsanregung und eine Echo-/Reflexionsempfangsfunktionalität umfassen, die nachfolgend detailliert beschrieben wird. Wenn der Meißel das Bohrloch 16 durch die Formationen 18a–c erweitert, kann das Werkzeug 26 Messungen bezüglich der Bohrung 16 und der Formation 84 erfassen. In bestimmten Ausführungsformen können die Ausrichtung und die Position des akustischen Werkzeugs 26 unter Verwendung von beispielsweise einem azimutalen Ausrichtungsanzeiger verfolgt werden, der Magnetometer, Neigungsmesser und/oder Beschleunigungsmesser beinhalten kann, obwohl in einigen Ausführungsformen andere Sensortypen, wie etwa Gyroskope, verwendet werden können.

Die Werkzeuge und Sensoren der BHA, die das Bohrlochwerkzeug 26 beinhaltet, können mit einem Telemetrieelement 28 kommunikativ gekoppelt sein. Das Telemetrieelement 28 kann Messungen von dem akustischen Werkzeug 26 zu einem Oberflächenempfänger 30 übertragen und/oder Befehle von dem Oberflächenempfänger 30 empfangen. Das Telemetrieelement 28 kann ein Schlammimpulstelemetriesystem und ein akustisches Telemetriesystem, ein drahtgebundenes Kommunikationssystem, ein drahtloses Kommunikationssystem oder irgendeine andere Art von Kommunikationssystem umfassen, das einem Durchschnittsfachmann auf dem Fachgebiet angesichts dieser Offenbarung offensichtlich sein würde. In bestimmten Ausführungsformen können einige oder alle der an dem Werkzeug 26 gemachten Messungen auch innerhalb des Werkzeugs 26 oder des Telemetrieelements 28 für einen späteren Abruf an der Oberfläche 82 gespeichert werden.

In bestimmten Ausführungsformen kann das Bohrsystem 80 eine Oberflächensteuereinheit 32 umfassen, die an der Oberfläche 102 positioniert ist. Die Oberflächensteuereinheit 32 kann ein Informationsverarbeitungssystem umfassen, das mit dem Oberflächenempfänger 30 kommunikativ gekoppelt ist und kann Messungen von dem akustischen Werkzeug 26 empfangen und/oder Befehle an das akustische Werkzeug 26 durch den Oberflächenempfänger 30 übertragen. Die Oberflächensteuereinheit 32 kann auch Messungen von dem akustischen Werkzeug 26 empfangen, wenn das akustische Werkzeug 26 an die Oberfläche 102 zurückgeholt wird. Wie oben beschrieben, kann die Oberflächensteuereinheit 32 einige oder alle der Messungen von dem akustischen Werkzeug 26 verarbeiten, um bestimmte Parameter von Bohrlochelementen, einschließlich der Bohrung 16 und der Formation 84, zu bestimmen.

Zu verschiedenen Zeitpunkten während des Bohrprozesses kann der Bohrstrang 8 aus dem Bohrloch 16 herausgeholt werden, wie in 6 gezeigt. Sobald der Bohrstrang 8 herausgeholt worden ist, können Messungs-/Logging-Vorgänge unter Verwendung eines Wireline-Werkzeugs 34, z. B. eines Instruments, das mit einem Kabel 15, das Leiter zum Transportieren von Energie zu dem Werkzeug und Telemetrie von dem Werkzeugkörper zu der Oberfläche 102 aufweist, in das Bohrloch 16 gehängt wird. Das Wireline-Werkzeug 34 kann ein akustisches Werkzeug 36 ähnlich dem oben beschriebenen akustischen Werkzeug 26 umfassen. Das Werkzeug 36 kann mit dem Kabel 15 kommunikativ gekoppelt sein. Eine Logging-Einrichtung 44 (in 5 als ein LKW gezeigt, obwohl es sich um irgendeine andere Struktur handeln kann) kann Messungen von dem akustischen Werkzeug 36 erfassen und kann Recheneinrichtungen (einschließlich z. B. ein Steuereinheits-/Informationsverarbeitungssystem) zum Steuern, Verarbeiten, Speichern und/oder Visualisieren einiger oder aller von dem Werkzeug 36 gesammelten Messungen beinhalten. Die Recheneinrichtungen können über das Kabel 15 mit dem akustischen Werkzeug 36 kommunikativ gekoppelt sein. In bestimmten Ausführungsformen kann die Steuereinheit 32 als Recheneinrichtungen der Logging-Einrichtung 44 dienen.

Ein Beispielverfahren kann Auswählen eines vorgeschlagenen Impulses beinhalten. Ein Minimum-Phase Wavelet kann mindestens teilweise auf dem vorgeschlagenen Impuls basierend generiert werden. Ein Impulssignal innerhalb eines Bohrlochs kann mindestens teilweise auf dem Minimum-Phase Wavelet basierend generiert werden. Ein Echosignal, das dem Impulssignal entspricht, kann von mindestens einem Teil des Bohrlochs empfangen werden, wobei das Echosignal eine Bohrlocheigenschaft anzeigt.

In einer oder mehreren Ausführungsformen, die in dem vorstehenden Absatz beschrieben sind, umfasst Generieren des Minimum-Phase Wavelets Berechnen eines realen Cepstrums des vorgeschlagenen Impulses.

In einer oder mehreren Ausführungsformen, die in den vorhergehenden zwei Absätzen beschrieben sind, weist das Minimum-Phase Wavelet die gleiche spektrale Magnitude wie der vorgeschlagene Impuls auf.

In einer oder mehreren Ausführungsformen, die in den vorhergehenden drei Absätzen beschrieben sind, wird die spektrale Magnitude des vorgeschlagenen Impulses mindestens teilweise auf einer oder mehreren Echtzeit-Bohrlochbedingungen basierend ermittelt.

In einer oder mehreren Ausführungsformen, die in den vorhergehenden vier Absätzen beschrieben sind, wobei Berechnen des realen Cepstrums des vorgeschlagenen Impulses Berechnen einer inversen diskreten Fourier-Transformation eines dekadischen Logarithmus der spektralen Magnitude des vorgeschlagenen Impulses umfasst.

In einer oder mehreren Ausführungsformen, die in den vorhergehenden fünf Absätzen beschrieben sind, umfasst Berechnen des realen Cepstrums des vorgeschlagenen Impulses ferner Filtern des vorgeschlagenen Impulses.

Bei einer oder mehreren Ausführungsformen, die in den vorhergehenden sechs Absätzen beschrieben sind, umfasst das Verfahren ferner Auswählen eines zweiten vorgeschlagenen Impulses mindestens teilweise auf dem Echosignal basierend; und Wiederholen der Generierungs- und Empfangsschritte für den zweiten vorgeschlagenen Impuls.

Bei einer oder mehreren Ausführungsformen, die in den vorhergehenden sieben Absätzen beschrieben sind, wird eine spektrale Magnitude des zweiten vorgeschlagenen Impulses mindestens teilweise auf dem Echosignal basierend ermittelt.

In einer oder mehreren Ausführungsformen, die in den vorhergehenden acht Absätzen beschrieben sind, wird das Echosignal vor der Auswahl des zweiten vorgeschlagenen Impulses durch einen Analog-Digital-Wandler digitalisiert.

Bei einer oder mehreren Ausführungsformen, die in den vorstehenden neun Absätzen beschrieben sind, umfasst das Verfahren ferner Wiederholen der Auswahl-, Generierungs- und Empfangsschritte in einer Rückkopplungsschleife.

In einer oder mehreren Ausführungsformen, die in den vorhergehenden zehn Absätzen beschrieben sind, generiert die Rückkopplungsschleife ein optimiertes Minimum-Phase Wavelet.

In einer oder mehreren Ausführungsformen, die in den vorhergehenden elf Absätzen beschrieben sind, zeigt das Echosignal mindestens eins von einer Verrohrungsdicke, einer Verrohrungsimpedanz, einer Verrohrungslangsamkeit, einem Verrohrungsreflexionsgrad und einer für die Verrohrung charakteristischen Frequenz an.

In einer oder mehreren Ausführungsformen, die in den vorhergehenden zwölf Absätzen beschrieben sind, zeigt das Echosignal mindestens eins von einer Zementschichtdicke, einer Zementschichtimpedanz, einer Zementschichtlangsamkeit und einem Zementschichtreflexionsgrad an.

In einer oder mehreren Ausführungsformen, die in den vorhergehenden dreizehn Absätzen beschrieben sind, wird das Impulssignal durch ein Bohrlochwerkzeug generiert, das einen Wandler umfasst.

In einer oder mehreren Ausführungsformen, die in den vorhergehenden vierzehn Absätzen beschrieben sind, umfasst das Bohrlochwerkzeug einen Drehkopf, mit dem der Wandler gekoppelt ist.

Ein Beispielverfahren kann Auswählen eines vorgeschlagenen Impulses beinhalten. Ein Minimum-Phase Wavelet kann mindestens teilweise auf dem vorgeschlagenen Impuls basierend generiert werden. Ein Impulssignal kann innerhalb eines Bohrlochs mindestens teilweise auf dem Minimum-Phase Wavelet basierend generiert werden. Ein Echosignal, das dem Impulssignal entspricht, das von einer Bohrlochverrohrung reflektiert wird, kann empfangen werden, wobei das Echosignal eine charakteristische Frequenz der Bohrlochverrohrung anzeigt. Ein zweiter vorgeschlagener Impuls kann mindestens teilweise auf der charakteristischen Frequenz der Bohrlochverrohrung basierend ausgewählt werden. Ein zweites Minimum-Phase Wavelet kann mindestens teilweise auf dem zweiten vorgeschlagenen Impuls basierend generiert werden. Ein zweites Impulssignal kann innerhalb des Bohrlochs mindestens teilweise auf dem zweiten Minimum-Phase Wavelet basierend generiert werden. Ein zweites Echosignal, das dem zweiten Impulssignal entspricht, das von der Bohrlochverrohrung reflektiert wird, kann empfangen werden, wobei das zweite Echosignal die charakteristische Frequenz der Bohrlochverrohrung anzeigt.

In einer oder mehreren Ausführungsformen, die in dem vorhergehenden Absatz beschrieben sind, kann das Verfahren ferner Wiederholen der Auswahl-, Generierungs- und Empfangsschritte in einer Rückkopplungsschleife umfassen.

In einer oder mehreren Ausführungsformen, die in den vorhergehenden zwei Absätzen beschrieben sind, generiert die Rückkopplungsschleife ein optimiertes Minimum-Phase Wavelet.

Ein Beispielsystem kann ein Bohrlochwerkzeug beinhalten. Ein Wandler kann mit dem Bohrlochwerkzeug gekoppelt sein. Eine Steuerung kann mit dem Wandler kommunikativ gekoppelt und dazu konfiguriert sein, einen vorgeschlagenen Impuls auszuwählen; ein Minimum-Phase Wavelet mindestens teilweise auf dem vorgeschlagenen Impuls basierend zu generieren; den Wandler zu veranlassen, ein Impulssignal innerhalb eines Bohrlochs mindestens teilweise auf dem Minimum-Phase Wavelet basierend zu generieren; und den Wandler zu veranlassen, ein Echosignal, das dem Impulssignal entspricht, von mindestsens einem Abschnitt des Bohrlochs zu empfangen, wobei das Echosignal eine Bohrlocheigenschaft anzeigt.

Bei einer oder mehreren Ausführungsformen, die im vorhergehenden Absatz beschrieben sind, umfasst das Bohrlochwerkzeug einen Drehkopf, mit dem der Wandler gekoppelt ist.

Daher eignet sich die vorliegende Offenbarung gut, um die genannten sowie darin inhärenten Ziele und Vorteile zu erreichen. Die jeweiligen vorstehend offenbarten Ausführungsformen sind nur veranschaulichend, da die vorliegende Offenbarung in unterschiedlicher, aber äquivalenter Weise abgewandelt und ausgeübt werden kann, wie es für den Fachmann auf dem Gebiet mit dem Vorteil der vorliegenden Lehren auf der Hand liegt. Hinsichtlich der Einzelheiten der hier gezeigten Konstruktion oder Auslegung sind keine anderen Einschränkungen als die in den nachfolgenden Ansprüchen beschriebenen vorgesehen. Es ist daher offensichtlich, dass die bestimmten, vorstehend offenbarten, veranschaulichenden Ausführungsformen verändert oder modifiziert werden können und dass all diese Abwandlungen als innerhalb des Umfangs und Geistes der vorliegenden Offenbarung liegend angesehen werden. Außerdem tragen die Begriffe in den Ansprüchen ihre einfache, gewöhnliche Bedeutung, soweit nicht durch die Patentinhaberin ausdrücklich und deutlich anders definiert. Die unbestimmten Artikel „ein“, „eine“, „einer“, „eines“, „einem“ in den Ansprüchen sind dabei derart definiert, dass sie ein oder mehr als eines der Elemente bezeichnen, denen sie vorangestellt sind.