RU2011142013A - Способы, установки и изделия промышленного производства для обработки измерений струн, вибрирующих в флюидах - Google Patents
Способы, установки и изделия промышленного производства для обработки измерений струн, вибрирующих в флюидах Download PDFInfo
- Publication number
- RU2011142013A RU2011142013A RU2011142013/28A RU2011142013A RU2011142013A RU 2011142013 A RU2011142013 A RU 2011142013A RU 2011142013/28 A RU2011142013/28 A RU 2011142013/28A RU 2011142013 A RU2011142013 A RU 2011142013A RU 2011142013 A RU2011142013 A RU 2011142013A
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- calculated
- calculating
- viscosity
- measured
- signal
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims 20
- 238000009776 industrial production Methods 0.000 title 1
- 238000005259 measurement Methods 0.000 title 1
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract 23
- 230000003534 oscillatory effect Effects 0.000 claims abstract 16
- 238000009434 installation Methods 0.000 claims abstract 7
- 238000013016 damping Methods 0.000 claims abstract 3
- 238000001228 spectrum Methods 0.000 claims 12
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 claims 7
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims 2
- 238000011156 evaluation Methods 0.000 claims 2
- 238000012886 linear function Methods 0.000 claims 2
- 238000004088 simulation Methods 0.000 claims 2
- 230000005540 biological transmission Effects 0.000 claims 1
- 230000008030 elimination Effects 0.000 claims 1
- 238000003379 elimination reaction Methods 0.000 claims 1
- 230000009897 systematic effect Effects 0.000 claims 1
Classifications
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01N—INVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
- G01N11/00—Investigating flow properties of materials, e.g. viscosity, plasticity; Analysing materials by determining flow properties
- G01N11/10—Investigating flow properties of materials, e.g. viscosity, plasticity; Analysing materials by determining flow properties by moving a body within the material
- G01N11/16—Investigating flow properties of materials, e.g. viscosity, plasticity; Analysing materials by determining flow properties by moving a body within the material by measuring damping effect upon oscillatory body
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
- G01V11/00—Prospecting or detecting by methods combining techniques covered by two or more of main groups G01V1/00 - G01V9/00
- G01V11/002—Details, e.g. power supply systems for logging instruments, transmitting or recording data, specially adapted for well logging, also if the prospecting method is irrelevant
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Physics & Mathematics (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Immunology (AREA)
- Pathology (AREA)
- Health & Medical Sciences (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Analytical Chemistry (AREA)
- Biochemistry (AREA)
- General Health & Medical Sciences (AREA)
- Geophysics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Measurement Of Mechanical Vibrations Or Ultrasonic Waves (AREA)
- Aerodynamic Tests, Hydrodynamic Tests, Wind Tunnels, And Water Tanks (AREA)
- Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
- Sampling And Sample Adjustment (AREA)
Abstract
1. Установка, содержащая:скважинный узел, включающий в себя:датчик для измерения колебательного сигнала, представляющего перемещение струны, вибрирующей в флюиде на внутрискважинном месте в стволе скважине;устройство моделирования колебательного сигнала для вычисления параметра модели на основании измеряемого колебательного сигнала; ипервый телеметрический модуль для передачи вычисляемого модельного параметра к месту на земной поверхности; иназемный узел, включающий в себя:второй телеметрический модуль для приема вычисляемого модельного параметра от скважинного узла; ианализатор вязкости для оценивания вязкости флюида на основании вычисляемого модельного параметра.2. Установка по п.1, в которой устройство моделирования колебательного сигнала находится для вычисления модельного параметра путем решения первой задачи минимизации, а анализатор вязкости находится для оценивания вязкости путем решения второй задачи минимизации.3. Установка по п.1, в которой вычисляемый модельный параметр содержит по меньшей мере один из показателя логарифмического декремента затухания и резонансной частоты вибрирующей струны.4. Установка по п.1, в которой устройство моделирования колебательного сигнала содержит:преобразователь для вычисления преобразования Гильберта измеряемого колебательного сигнала и для вычисления целевого колебательного сигнала на основании преобразования Гильберта и измеряемого колебательного сигнала; иустройство подбора декремента для выбора первого и второго коэффициентов, чтобы уменьшить разность между линейной моделью и вычисляемым целевым колебательным сигналом, и для вычисления
Claims (32)
1. Установка, содержащая:
скважинный узел, включающий в себя:
датчик для измерения колебательного сигнала, представляющего перемещение струны, вибрирующей в флюиде на внутрискважинном месте в стволе скважине;
устройство моделирования колебательного сигнала для вычисления параметра модели на основании измеряемого колебательного сигнала; и
первый телеметрический модуль для передачи вычисляемого модельного параметра к месту на земной поверхности; и
наземный узел, включающий в себя:
второй телеметрический модуль для приема вычисляемого модельного параметра от скважинного узла; и
анализатор вязкости для оценивания вязкости флюида на основании вычисляемого модельного параметра.
2. Установка по п.1, в которой устройство моделирования колебательного сигнала находится для вычисления модельного параметра путем решения первой задачи минимизации, а анализатор вязкости находится для оценивания вязкости путем решения второй задачи минимизации.
3. Установка по п.1, в которой вычисляемый модельный параметр содержит по меньшей мере один из показателя логарифмического декремента затухания и резонансной частоты вибрирующей струны.
4. Установка по п.1, в которой устройство моделирования колебательного сигнала содержит:
преобразователь для вычисления преобразования Гильберта измеряемого колебательного сигнала и для вычисления целевого колебательного сигнала на основании преобразования Гильберта и измеряемого колебательного сигнала; и
устройство подбора декремента для выбора первого и второго коэффициентов, чтобы уменьшить разность между линейной моделью и вычисляемым целевым колебательным сигналом, и для вычисления модельного параметра на основании первого коэффициента.
5. Установка по п.1, в которой устройство моделирования колебательного сигнала содержит анализатор спектра для вычисления спектра мощности измеряемого колебательного сигнала и для идентификации пика вычисляемого спектра мощности, при этом модельный параметр представляет пик вычисляемого спектра мощности.
6. Установка по п.1, в которой устройство моделирования колебательного сигнала содержит устройство моделирования для обновления вычисляемого модельного параметра, чтобы уменьшить разность между измеряемым колебательным сигналом и ожидаемым колебательным сигналом.
7. Установка по п.1, в которой анализатор вязкости содержит:
устройство моделирования для вычисления выходных значений нелинейной функции, которая характеризует вибрирующую струну, при этом нелинейная функция определяется вычисляемым модельным параметром и по меньшей мере одним калибровочным параметром; и
итератор для оценивания вязкости путем идентификации нулевой точки нелинейной функции на основании вычисляемых выходных значений.
8. Установка по п.7, в которой итератор находится для идентификации нулевой точки путем:
выбора первого оцениваемого значения вязкости; и
вычисления второго оцениваемого значения вязкости на основании первого оцениваемого значения вязкости с использованием итерации Ньютона-Рафсона.
9. Способ, содержащий этапы, на которых:
возбуждают струнный датчик в флюиде;
измеряют колебательный сигнал, представляющий вибрацию струнного датчика в флюиде;
вычисляют модельный параметр вибрации струны, содержащий по меньшей мере один из резонансной частоты и показателя логарифмического декремента затухания, на основании измеряемого колебательного сигнала; и
оценивают вязкость флюида на основании вычисляемого модельного параметра.
10. Способ по п.9, в котором модельный параметр вибрации струны вычисляют, решая первую задачу минимизации, а вязкость флюида оценивают, решая вторую задачу минимизации.
11. Способ по п.9, дополнительно содержащий:
вычисление преобразования Гилберта измеряемого колебательного сигнала;
вычисление целевого колебательного сигнала на основании преобразования Гилберта и измеряемого колебательного сигнала;
выбор первого и второго коэффициентов линейной модели, чтобы уменьшить разность между линейной моделью и вычисляемым целевым колебательным сигналом; и
вычисление модельного параметра на основании первого коэффициента.
12. Способ по п.9, дополнительно содержащий:
вычисление спектра мощности измеряемого колебательного сигнала; и
идентификацию пика вычисляемого спектра мощности, при этом модельный параметр представляет пик вычисляемого спектра мощности.
13. Способ по п.9, дополнительно содержащий оценивание вязкости флюида путем идентификации нулевой точки нелинейной функции, определяемой вычисляемым модельным параметром и по меньшей мере одним калибровочным параметром.
14. Способ по п.9, дополнительно содержащий:
выбор первого оцениваемого значения вязкости; и
выполнение итерации Ньютона-Рафсона для образования второго оцениваемого значения вязкости.
15. Установка для использования на внутрискважинном месте ствола скважины, содержащая:
электромеханический преобразователь для возбуждения струны в флюиде на внутрискважинном месте ствола скважины;
измеритель для измерения колебательного сигнала, представляющего вибрацию струны в флюиде;
преобразователь для вычисления преобразования Гилберта измеряемого колебательного сигнала и для вычисления целевого колебательного сигнала на основании преобразования Гилберта и измеряемого колебательного сигнала;
устройство подбора декремента для выбора первого и второго коэффициентов линейной модели, чтобы уменьшить разность между линейной моделью и вычисляемым целевым колебательным сигналом, и для вычисления показателя логарифмического декремента затухания на основании первого коэффициента; и
телеметрический модуль для передачи вычисляемого показателя логарифмического декремента затухания к месту на земной поверхности.
16. Установка по п.15, в которой вычисление показателя логарифмического декремента затухания содержит вычисление отношения первого коэффициента и резонансной частоты струны в флюиде.
17. Установка по п.15, дополнительно содержащая:
анализатор спектра для вычисления спектра мощности измеряемого колебательного сигнала и для идентификации пика вычисляемого спектра мощности на резонансной частоте струны в флюиде, при этом телеметрический модуль находится для передачи резонансной частоты к месту на земной поверхности.
18. Установка по п.15, дополнительно содержащая устройство исключения систематической ошибки для вычисления среднего значения измеряемого колебательного сигнала и для вычитания среднего значения из измеряемого колебательного сигнала, чтобы образовать измеряемый колебательный сигнал с нулевым средним, при этом преобразователь находится для вычисления преобразования Гилберта измеряемого колебательного сигнала с нулевым средним.
19. Установка по п.15, дополнительно содержащая устройство моделирования для обновления вычисляемого показателя логарифмического декремента затухания, чтобы уменьшить разность между измеряемым колебательным сигналом и ожидаемым колебательным сигналом.
20. Способ, содержащий этапы, на которых:
возбуждают струну в флюиде на внутрискважинном месте в стволе скважины;
измеряют колебательный сигнал, представляющий вибрацию струны в флюиде;
вычисляют преобразование Гилберта измеряемого колебательного сигнала;
вычисляют целевой колебательный сигнал на основании преобразования Гилберта и измеряемого колебательного сигнала;
выбирают первый и второй коэффициенты линейной модели, чтобы уменьшить разность между линейной моделью и вычисляемым целевым колебательным сигналом;
вычисляют показатель логарифмического декремента затухания на основании первого коэффициента; и
передают вычисляемый показатель логарифмического декремента затухания к месту на земной поверхности.
21. Способ по п.20, в котором вычисление показателя логарифмического декремента затухания содержит вычисление отношения первого коэффициента к резонансной частоте струны в флюиде.
22. Способ по п.20, дополнительно содержащий:
вычисление спектра мощности измеряемого колебательного сигнала;
идентификацию пика вычисляемого спектра мощности на резонансной частоте струны в флюиде; и
передачу резонансной частоты к месту на земной поверхности.
23. Способ по п.20, дополнительно содержащий:
вычисление среднего значения измеряемого колебательного сигнала; и
вычитание среднего значения из измеряемого колебательного сигнала для образования измеряемого колебательного сигнала с нулевым средним, при этом преобразование Гилберта вычисляют относительно измеряемого колебательного сигнала с нулевым средним.
24. Способ по п.20, дополнительно содержащий обновление вычисляемого показателя логарифмического декремента затухания для уменьшения разности между измеряемым колебательным сигналом и ожидаемым колебательным сигналом.
25. Способ по п.24, в котором обновление вычисляемого показателя логарифмического декремента затухания для уменьшения разности между измеряемым колебательным сигналом и ожидаемым колебательным сигналом содержит итерацию Левенберга-Марквардта.
26. Способ по п.20, дополнительно содержащий:
оценивание вязкости флюида на основании вычисляемого показателя логарифмического декремента затухания; и
определение параметра испытания для оценивания пласта на основании оцененной вязкости.
27. Способ по п.26, в котором оценивание вязкости содержит:
вычисление квадрата вычисляемого показателя логарифмического декремента затухания; и
вычисление произведения квадрата и постоянной.
28. Способ по п.26, в котором параметр испытания для оценивания пласта содержит снижения глубины.
29. Способ, содержащий этапы, на которых:
принимают в месте на земной поверхности показатель логарифмического декремента затухания для струны, вибрирующей в флюиде на внутрискважинном месте в стволе скважины;
принимают в месте на земной поверхности с внутрискважинного места резонансную частоту вибрирующей струны в флюиде в стволе скважины на внутрискважинном месте; и
оценивают вязкость флюида на основании принимаемого показателя логарифмического декремента затухания и принимаемой резонансной частоты.
30. Способ по п.29, в котором оценивание вязкости флюида содержит идентификацию нулевой точки нелинейной функции, определяемой вязкостью, принимаемым показателем логарифмического декремента затухания, принимаемой резонансной частотой и калибровочным параметром.
31. Способ по п.30, в котором нелинейная функция содержит разность между принимаемым показателем логарифмического декремента затухания и моделируемым показателем логарифмического декремента затухания, вычисляемым с использованием вязкости, принимаемой резонансной частоты и калибровочного параметра.
32. Способ по п.29, в котором оценивание вязкости флюида содержит:
выбор первого оцениваемого значения вязкости; и
выполнение итерации Ньютона-Рафсона для вычисления второго оцениваемого значения вязкости.
Applications Claiming Priority (5)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US16139109P | 2009-03-18 | 2009-03-18 | |
| US61/161,391 | 2009-03-18 | ||
| US12/553,967 | 2009-09-03 | ||
| US12/553,967 US8484003B2 (en) | 2009-03-18 | 2009-09-03 | Methods, apparatus and articles of manufacture to process measurements of wires vibrating in fluids |
| PCT/IB2010/000355 WO2010106406A2 (en) | 2009-03-18 | 2010-02-24 | Methods, apparatus and articles of manufacture to process measurements of wires vibrating in fluids |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2011142013A true RU2011142013A (ru) | 2013-04-27 |
| RU2518861C2 RU2518861C2 (ru) | 2014-06-10 |
Family
ID=42738386
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2011142013/28A RU2518861C2 (ru) | 2009-03-18 | 2010-02-24 | Способы, установки и изделия промышленного производства для обработки измерений струн, вибрирующих в флюидах |
Country Status (8)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US8484003B2 (ru) |
| CN (2) | CN102439486B (ru) |
| CA (1) | CA2755506A1 (ru) |
| GB (1) | GB2481173B (ru) |
| MX (1) | MX2011009360A (ru) |
| NO (1) | NO20111365A1 (ru) |
| RU (1) | RU2518861C2 (ru) |
| WO (1) | WO2010106406A2 (ru) |
Families Citing this family (21)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US8334686B2 (en) * | 2009-09-01 | 2012-12-18 | Schlumberger Technology Corporation | Vibrating helical spring sensors and methods to operate the same |
| US20120304758A1 (en) * | 2011-05-31 | 2012-12-06 | Baker Hughes Incorporated | Low-frequency viscosity, density, and viscoelasticity sensor for downhole applications |
| US9494006B2 (en) | 2012-08-14 | 2016-11-15 | Smith International, Inc. | Pressure pulse well tool |
| DE102012113045B4 (de) | 2012-12-21 | 2023-03-23 | Endress+Hauser SE+Co. KG | Verfahren zur Bestimmung und oder Überwachung von zumindest einem Parameter in der Automatisierungstechnik |
| DE102013106172A1 (de) * | 2013-06-13 | 2014-12-18 | Endress + Hauser Gmbh + Co. Kg | Verfahren zur Kalibration oder zum Abgleich einer beliebigen schwingfähigen Einheit |
| AU2014307021B2 (en) * | 2013-08-15 | 2017-02-23 | Halliburton Energy Services, Inc. | Ultrasonic casing and cement evaluation method using a ray tracing model |
| US20160025609A1 (en) * | 2014-07-28 | 2016-01-28 | Schlumberger Technology Corporation | Method of Acquiring Viscosity of A Downhole Fluid in A Downhole Tool with A Vibrating Wire Viscometer |
| WO2016043722A1 (en) | 2014-09-16 | 2016-03-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | Downhole formation fluid viscometer sensor |
| US10280731B2 (en) * | 2014-12-03 | 2019-05-07 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Energy industry operation characterization and/or optimization |
| BR112017015598B1 (pt) | 2015-02-20 | 2022-04-12 | Halliburton Energy Services, Inc | Sistema para determinar a densidade e viscosidade de um fluido do fundo do poço, e, método para determinar a densidade e viscosidade de um fluido do fundo do poço |
| CN105742884B (zh) * | 2016-02-01 | 2018-06-12 | 深圳市宏拓伟业精密五金制品有限公司 | 一种安全电源插座与插座插头防水装置 |
| US10458233B2 (en) * | 2016-12-29 | 2019-10-29 | Halliburton Energy Services, Inc. | Sensors for in-situ formation fluid analysis |
| RU2690510C1 (ru) * | 2018-08-06 | 2019-06-04 | Акционерное общество "Проектно-изыскательский и научно-исследовательский институт "Гидропроект" имени С.Я. Жука" | Способ контроля достоверности показаний закладных струнных датчиков |
| WO2021141957A1 (en) * | 2020-01-06 | 2021-07-15 | Saudi Arabian Oil Company | Determining the rheological properties of a fluid through a non-linear response |
| US11879328B2 (en) | 2021-08-05 | 2024-01-23 | Saudi Arabian Oil Company | Semi-permanent downhole sensor tool |
| US11860077B2 (en) | 2021-12-14 | 2024-01-02 | Saudi Arabian Oil Company | Fluid flow sensor using driver and reference electromechanical resonators |
| US11867049B1 (en) | 2022-07-19 | 2024-01-09 | Saudi Arabian Oil Company | Downhole logging tool |
| US11913329B1 (en) | 2022-09-21 | 2024-02-27 | Saudi Arabian Oil Company | Untethered logging devices and related methods of logging a wellbore |
| CN116297020B (zh) * | 2023-04-06 | 2026-01-02 | 深圳智造无维科技有限公司 | 一种锂电池浆料粘度预测方法、系统及其电子设备 |
| CN117110143B (zh) * | 2023-10-24 | 2024-02-02 | 钛玛科（北京）工业科技有限公司 | 一种锂电池浆料粘度在线检测方法及装置 |
| US12486762B2 (en) | 2024-01-11 | 2025-12-02 | Saudi Arabian Oil Company | Systems and methods for untethered wellbore investigation using modular autonomous device |
Family Cites Families (15)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US6378364B1 (en) * | 2000-01-13 | 2002-04-30 | Halliburton Energy Services, Inc. | Downhole densitometer |
| US7526953B2 (en) * | 2002-12-03 | 2009-05-05 | Schlumberger Technology Corporation | Methods and apparatus for the downhole characterization of formation fluids |
| BRPI0413251B1 (pt) * | 2003-08-19 | 2015-09-29 | Balance B V | Sistema de perfuração e método para perfurar um furo de sondagem em uma formação geológica |
| US7091719B2 (en) * | 2004-04-30 | 2006-08-15 | Schlumberger Technology Corporation | Method for determining properties of formation fluids |
| US7348893B2 (en) | 2004-12-22 | 2008-03-25 | Schlumberger Technology Corporation | Borehole communication and measurement system |
| US7222671B2 (en) * | 2004-12-23 | 2007-05-29 | Schlumberger Technology Corporation | Apparatus and method for formation evaluation |
| US7194902B1 (en) * | 2004-12-23 | 2007-03-27 | Schlumberger Technology Corporation | Apparatus and method for formation evaluation |
| GB2421573B (en) * | 2004-12-23 | 2009-09-23 | Schlumberger Holdings | Apparatus and method for formation evaluation |
| US7461547B2 (en) * | 2005-04-29 | 2008-12-09 | Schlumberger Technology Corporation | Methods and apparatus of downhole fluid analysis |
| US8004421B2 (en) * | 2006-05-10 | 2011-08-23 | Schlumberger Technology Corporation | Wellbore telemetry and noise cancellation systems and method for the same |
| JP2009503306A (ja) * | 2005-08-04 | 2009-01-29 | シュルンベルジェ ホールディングス リミテッド | 坑井遠隔計測システム用インターフェイス及びインターフェイス方法 |
| DE102007061690A1 (de) * | 2006-12-21 | 2008-06-26 | Abb Ag | Verfahren zum Betrieb eines Messgerätes vom Vibrationstyp sowie Messgerät von Vibrationstyp selbst |
| US7784330B2 (en) * | 2007-10-05 | 2010-08-31 | Schlumberger Technology Corporation | Viscosity measurement |
| US7574898B2 (en) * | 2007-11-08 | 2009-08-18 | Schlumberger Technology Corporation | Vibrating wire viscosity sensor |
| US8393207B2 (en) * | 2009-02-16 | 2013-03-12 | Schlumberger Technology Corporation | Methods and apparatus to use multiple sensors to measure downhole fluid properties |
-
2009
- 2009-09-03 US US12/553,967 patent/US8484003B2/en active Active
-
2010
- 2010-02-24 CN CN201080021799.2A patent/CN102439486B/zh not_active Expired - Fee Related
- 2010-02-24 CA CA2755506A patent/CA2755506A1/en not_active Abandoned
- 2010-02-24 RU RU2011142013/28A patent/RU2518861C2/ru not_active IP Right Cessation
- 2010-02-24 WO PCT/IB2010/000355 patent/WO2010106406A2/en not_active Ceased
- 2010-02-24 MX MX2011009360A patent/MX2011009360A/es active IP Right Grant
- 2010-02-24 CN CN201410345830.8A patent/CN104089853A/zh active Pending
- 2010-02-24 GB GB1117861.3A patent/GB2481173B/en not_active Expired - Fee Related
-
2011
- 2011-10-10 NO NO20111365A patent/NO20111365A1/no not_active Application Discontinuation
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| US20100241407A1 (en) | 2010-09-23 |
| CA2755506A1 (en) | 2010-09-23 |
| US8484003B2 (en) | 2013-07-09 |
| CN104089853A (zh) | 2014-10-08 |
| NO20111365A1 (no) | 2011-12-13 |
| WO2010106406A8 (en) | 2012-01-12 |
| GB2481173B (en) | 2013-10-09 |
| CN102439486A (zh) | 2012-05-02 |
| CN102439486B (zh) | 2014-08-20 |
| GB2481173A (en) | 2011-12-14 |
| RU2518861C2 (ru) | 2014-06-10 |
| WO2010106406A3 (en) | 2010-11-18 |
| WO2010106406A2 (en) | 2010-09-23 |
| GB201117861D0 (en) | 2011-11-30 |
| MX2011009360A (es) | 2011-09-26 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2011142013A (ru) | Способы, установки и изделия промышленного производства для обработки измерений струн, вибрирующих в флюидах | |
| RU2482273C2 (ru) | Способ для анализа скважинных данных (варианты) | |
| JP6763394B2 (ja) | 土質判定装置、土質判定方法及びプログラムを記憶する記録媒体 | |
| CN101942987B (zh) | 一种简易声速测井仪检验、标定及刻度方法 | |
| WO2016027291A1 (ja) | 斜面監視システム、斜面安全性解析装置、方法およびプログラム | |
| US20100195437A1 (en) | Velocity model for well time-depth conversion | |
| CN101473196A (zh) | 测量装置及其使用方法 | |
| RU2006104788A (ru) | Гидравлический разрыв пласта | |
| EA005450B1 (ru) | Использование скоростей кусочков породы для прогнозирования в реальном времени порового давления и градиента давления гидравлического разрыва пласта | |
| US12000722B2 (en) | Coriolis meter | |
| CN101514628B (zh) | 一种井下压力实时测量与修正方法 | |
| AU2012385250A1 (en) | Anisotropy parameter estimation | |
| CN106461614A (zh) | 利用超声波的热化评价及强度估算装置及方法 | |
| RU2017109915A (ru) | Способ и система для измерения параметров в скважине | |
| CN106383173A (zh) | 一种水泥声阻抗计算方法和装置 | |
| CN106837305B (zh) | 确定抽油井井下液面深度的方法和装置 | |
| Tsai et al. | Improvement in stage measuring technique of the ultrasonic sensor gauge | |
| CN114580238A (zh) | 一种结构密封胶损伤程度评估方法 | |
| CN116973972B (zh) | 一种适合工程应用的近断层地震动拟合方法 | |
| US8141259B2 (en) | Method of determining the dip of a formation | |
| CN107179061A (zh) | 一种自校准超声测钎装置及测量方法 | |
| CN115184885A (zh) | 星载高度计的测距噪底判断方法、系统、介质及设备 | |
| CN108181382B (zh) | 节理岩体黏性系数的波动测试方法 | |
| CN113702959A (zh) | 无线测距方法和装置 | |
| JP6723605B2 (ja) | 木材のヤング率測定方法とその装置 |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20170225 |