BR112012000981B1

BR112012000981B1 - método e aparelho para avaliação de uma formação terrestre

Info

Publication number: BR112012000981B1
Application number: BR112012000981-8A
Authority: BR
Inventors: Reiderman Arcady; Dubinsky Vladimir
Original assignee: Baker Hughes Inc
Priority date: 2009-07-16
Filing date: 2010-07-12
Publication date: 2019-11-12
Also published as: WO2011008707A2; US8305081B2; NO20111742A1; GB2483822B; US20110012602A1; BR112012000981A2; NO344190B1; GB201121975D0; WO2011008707A3; GB2483822A

Abstract

"método e aparelho para avaliação de uma formação terrestre". a presente invenção refere-se a um sinal transiente eletromagnético (tem) que é registrado em uma formação terrestre durante a vibração de uma ferramenta de perfilagem (79). concomitantemente, são feitas medições de acelerômetro (501). as medições de acelerometro são utilizadas no sentido de corrigir o sinal tem para a vibração, utilizando a medição de acelerometro e uma função de transferência relativa ao sinal tem e ao acelerometro. a função de transferência pode ser determinada utilizando as medições em um tanque de água ou por meio do uso da porção final das medições de sinal tem.

Description

Relatório Descritivo da Patente de Invenção para MÉTODO E APARELHO PARA AVALIAÇÃO DE UMA FORMAÇÃO TERRESTRE. ANTECEDENTES DA INVENÇÃO

Campo da Invenção

A presente invenção refere-se ao campo da perfilagem de poços por indução eletromagnética para a determinação da resistividade das formações terrestres penetradas por um poço. Mais especificamente, a presente invenção se refere à medição dos sinais transientes em uma ferramenta de indução na presença de vibração da ferramenta de perfilagem utilizada para fazer medições.

Descrição da Técnica Relacionada

Instrumentos de resistividade por indução eletromagnética podem ser usados para determinar a condutividade elétrica das formações terrestres em torno de um poço. Um instrumento de perfilagem de poço por indução eletromagnética é descrito, por exemplo, na Patente dos Estados Unidos N. 5 452 761, expedida para Beard e outros. O instrumento descrito na patente '761 de Beard inclui uma bobina transmissora e uma pluralidade de bobinas receptoras posicionadas em locais axialmente espaçadas entre si ao longo da carcaça do instrumento. Uma corrente alternada é passada através da bobina transmissora. As tensões que são induzidas nas bobinas receptoras, como resultado da alternância dos campos magnéticos induzidos nas formações terrestres são em seguida medidas. A magnitude de certos componentes de fase das tensões induzidas do receptor é relacionada à condutividade dos meios em torno do instrumento.

O desenvolvimento das ferramentas eletromagnéticas de aspecto profundo tem uma longa história. Tais ferramentas são utilizadas no sentido de alcançar uma variedade de objetivos diferentes. As ferramentas de aspecto profundo tentam medir as propriedades do reservatório entre os poços a distâncias que variam de dezenas a centenas de metros (escala ultraprofunda). Existem abordagens de um único poço e de poço transversal, a maioria das quais se encontram enraizadas nas tecnologias de radar e da

2/14 física de propagação de ondas sísmicas. Este grupo de ferramentas é naturalmente limitado, entre outras coisas, à sua aplicabilidade apenas às formações de alta resistividade e ao poço de energia disponível.

A perfilagem profunda de transiente durante a perfuração (LWD), especialmente a capacidade de olhar à frente, mostrou ter um grande potencial na previsão zonas super-pressurizadas, na detecção de falhas na frente da broca de perfuração em poços horizontais, na formação de perfis de estruturas de sal maciças, etc. Um dos problemas principais das medições transientes profundas em uma aplicação de perfilagem LWD vem a ser o sinal parasítico devido ao tubo de perfuração condutivo. Uma variedade de técnicas tem sido utilizada no sentido de reduzir este sinal parasítico nos dados obtidos. Para fins de presente invenção, foi adotada a seguinte definição do termo Método Transiente Eletromagnético a partir do Glossário de Termos Petrolíferos de Schlumberger:

Uma variação do método eletromagnético no qual os campos elétricos e magnéticos são induzidos por meio de pulsos transientes de corrente elétrica em bobinas ou antenas em vez de por meio de uma corrente contínua (senoidal)”.

Muitas das aplicações para o sinal TEM envolvem profundidades de investigação de até 100 m. Uma solução para a fonte de excitação de alta energia para medições transientes profundas foi apresentada na Publicação US 20050189945 de Reiderman. No entanto, os receptores de indução de alta sensibilidade são conhecidos por sofrer de um ruído impulsivo devido ao movimento da bobina indutiva no campo magnético da Terra. Métodos têm sido propostos para o cancelamento do ruído acústico em ferramentas de perfilagem LWD acústicas. Vide, por exemplo, a Patente dos Estados Unidos N. 6 470 245 para Dubinsky, na qual o sinal de cancelamento é derivado do modo de ferramenta invertida no tempo e dos sinais de modo de formação.

A presente invenção se refere a métodos para a remoção do ruído de baixa frequência (abaixo de aproximadamente 1 kHz) nos sinais TEM provocado pela vibração da coluna de perfuração no campo magnético da Terra.

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SUMÁRIO DA INVENÇÃO

Uma modalidade da presente invenção é um método de avaliação de uma formação terrestre utilizando um portador conduzido dentro de um poço na formação terrestre. O método inclui: o uso de um transmissor no portador para a produção de um sinal eletromagnético na formação terrestre; o uso de pelo menos uma antena no portador para a produção de um primeiro sinal responsivo à interação do sinal transiente com a formação terrestre, o primeiro sinal incluindo um ruído resultante da vibração do portador; a correção do primeiro sinal para o ruído e a produção de um primeiro sinal corrigido utilizando um segundo sinal indicativo da vibração do portador; a estimativa de uma distância para uma interface na formação terrestre utilizando o primeiro sinal corrigido; e a realização de outras operações utilizando a distância estimada.

Outra modalidade da presente invenção é um aparelho configurado para avaliar uma formação terrestre. O aparelho inclui: um portador configurado para ser conduzido em um poço; um transmissor na ferramenta configurado para produzir um sinal eletromagnético na formação terrestre; pelo menos uma antena na ferramenta configurada para produzir um primeiro sinal responsivo a uma interação do sinal transiente com a formação terrestre, o primeiro sinal incluindo um ruído resultante da vibração da ferramenta; pelo menos um acelerômetro na ferramenta configurado para produzir pelo menos um segundo sinal indicativo da vibração da ferramenta; e pelo menos um processador configurado para: produzir um primeiro sinal corrigido usando o primeiro sinal e um segundo sinal pelo menos medido, para estimar uma distância para uma interface na formação terrestre usando o primeiro sinal corrigido; e realizar outras operações usando a distância estimada.

Outra modalidade da presente invenção é um produto de meio legível em computador que tem instruções armazenadas no mesmo que, quando lidas por pelo menos um processador, fazem com que o pelo menos um processador execute um método. O método inclui: a correção de um primeiro sinal recebido por pelo menos uma antena em um portador condu

4/14 zido em um poço responsivo a um sinal eletromagnético transiente produzido por um transmissor no portador para um efeito de vibração da ferramenta, utilizando uma medição feita por um acelerômetro na ferramenta; o uso do primeiro sinal corrigido a fim de estimar uma distância para uma interface na formação terrestre; e a realização de outras operações utilizando a distância estimada.

BREVE DESCRIÇÃO DOS DESENHOS

A figura 1 mostra um instrumento de perfilagem de resistividade de acordo com a presente invenção conduzido em um poço;

a figura 2 ilustra a causa do sinal parasítico em uma bobina receptora que vibra no campo magnético da Terra;

a figura 3 ilustra o efeito da vibração da bobina no campo magnético da Terra;

a figura 4 é um fluxograma que ilustra algumas das etapas da presente invenção; é a figura 5 mostra uma modalidade da presente invenção para o cancelamento de ruído.

DESCRIÇÃO DE MODALIDADES EXEMPLARES

A figura 1 mostra um diagrama esquemático de um sistema de perfuração 10 com uma coluna de perfuração 20 que carrega um conjunto de perfuração 90 (também referido como composição de fundo de poço, ou BHA) conduzido em um poço ou poço não revestido 26 para a perfuração do poço. O sistema de perfuração 10 inclui uma torre de perfuração convencional 11 erguida sobre um piso 12 que suporta uma mesa rotativa 14 que é girada por uma máquina motriz, tal como um motor elétrico (não mostrado), a uma velocidade rotacional desejada. A coluna de perfuração 20 inclui uma tubulação, tal como um tubo de perfuração 22 ou uma tubulação espiralada que se estende no sentido descendente a partir da superfície para o poço 26. A coluna de perfuração 20 é empurrada para dentro do poço 26 quando um tubo de perfuração 22 é usado como a tubulação. Para as aplicações de tubulação espiralada, um injetor de tubulação, tal como um injetor (não mostrado), no entanto, é usado para movimentar a tubulação a

5/14 partir de um ponto inicial da mesma, tal como um carretel (não mostrado), para o poço 26. A broca de perfuração 50 fixada à extremidade da coluna de perfuração rompe as formações geológicas quando é girada no sentido de perfurar o poço 26. Quando um tubo de perfuração 22 é usado, a coluna de perfuração 20 é acoplada a um guincho de perfuração 30 através de uma junta de Kelly 21, uma articulação giratória 28 e um cabo 29 através de uma polia 23. Durante as operações de perfuração, o guincho de perfuração 30 é operado de modo a controlar o peso sobre a broca, o que vem a ser um parâmetro importante que afeta a taxa de penetração. O funcionamento do guincho de perfuração é bem conhecido na técnica e, portanto, não é descrito em detalhes no presente documento.

Durante as operações de perfuração, um fluido de perfuração adequado 31 a partir de uma poça de lama (fonte) 32 é circulado sob pressão através de um canal na coluna de perfuração 20 por meio de uma bomba de lama 34. O fluido de perfuração passa da bomba de lama 34 para a coluna de perfuração 20 através de um amortecedor de surto de pressão 20 (não mostrado), uma linha de fluido 28 e uma junta de Kelly 21. O fluido de perfuração 31 é descarregado na parte inferior do poço 51 através de uma abertura na broca de perfuração 50. O fluido de perfuração 31 circula furo acima através do espaço anular 71 entre a coluna de perfuração 20 e o poço 26 e retorna para o tanque de lama 32 através de uma linha de retorno 35. O fluido de perfuração atua de modo a lubrificar a broca de perfuração 50 e carregar os cortes ou fragmentos do poço para fora da broca de perfuração 50. Um sensor Si pode ser colocado na linha 38 de modo a prover informações sobre a taxa de escoamento de fluido. Um sensor de torque de superfície S2 e um sensor S₃ associado à coluna de perfuração 20, respectivamente proveem informações sobre o torque e a velocidade rotacional da coluna de perfuração. Além disso, um sensor (não mostrado) associado à linha 29 é utilizado no sentido de prover a carga de gancho da coluna de perfuração 20.

Em uma modalidade da presente invenção, a broca de perfuração 50 é girada ao apenas girar o tubo de perfuração 22. Em uma outra mo

6/14 dalidade da presente invenção, um motor de fundo de furo 55 (motor de lama) é disposto no conjunto de perfuração 90 a fim de girar a broca de perfuração 50, e o tubo de perfuração 22 é girado geralmente no sentido de complementar a força rotacional, quando necessário, e fazer mudanças na direção de perfuração.

Em uma modalidade da figura 1, o motor de lama 55 é acoplado à broca de perfuração 50 através de um eixo de transmissão (não mostrado) disposto em um conjunto de rolamento 57. O motor de lama gira a broca 50 quando o fluido de perfuração 31 passa pelo motor de lama 55 sob pressão. O conjunto de rolamento 57 suporta as forças radiais e axiais da broca de perfuração. Um estabilizador 58 acoplado ao conjunto de rolamento 57 atua como um centralizador para a parte mais inferior do conjunto de motor de lama.

Em uma modalidade da presente invenção, um módulo de sensor de perfuração 59 é colocado próximo à broca de perfuração 50. O módulo de sensor de perfuração contém sensores, circuitos e um software de processamento além de algoritmos relacionados aos parâmetros de perfuração dinâmica. Tais parâmetros podem incluir rechaço de broca, entrave de deslizamento do conjunto de perfuração, rotação para trás, torque, choques, pressão de poço e coroa anular, medições de aceleração e outras medições da condição da broca de perfuração. Uma telemetria adequada ou um sub (substituto) de comunicação utilizando, por exemplo, uma telemetria de duas vias, é também provida conforme ilustrada no conjunto de perfuração 90. O módulo de sensor de perfuração processa a informação do sensor e transmite a mesma para a unidade de controle de superfície 40 através do sistema de telemetria 72.

O sub (substituto) de comunicação 72, uma unidade de potência e uma ferramenta de perfilagem MWD 79 ficam igualmente conectadas em tandem com a coluna de perfuração 20. Cabos subterrâneos flexíveis, por exemplo, são utilizados para conectar a ferramenta de perfilagem MWD ao conjunto de perfuração 90. Tais cabos subterrâneos e ferramentas formam a composição de perfuração de fundo de poço 90 entre a coluna de

7/14 perfuração 20 e a broca de perfuração 50. O conjunto de perfuração 90 faz várias medições, incluindo as medições de ressonância magnética nuclear pulsada, enquanto o poço 26 está sendo feito. A comunicação subterrânea 72 obtém os sinais e as medições e transfere os sinais utilizando a telemetria de duas vias, por exemplo, para serem processados na superfície. De maneira alternativa, os sinais podem ser processados usando um processador de fundo de furo do conjunto de perfuração 90.

A unidade de controle de superfície ou processador 40 também recebe sinais de outros sensores e dispositivos de fundo de furo e os sinais dos sensores Si - S₃ e de outros sensores utilizados no sistema 10 e processa tais sinais de acordo com as instruções programadas comunicadas à unidade de controle de superfície 40. A unidade de controle de superfície 40 mostra os parâmetros de perfuração desejados e outras informações em uma tela / monitor 42 utilizado por um operador a fim de controlar as operações de perfuração. A unidade de controle de superfície 40 pode incluir um computador ou um sistema de processamento baseado em microprocessador, uma memória para o armazenamento de programas ou modelos e dados, um gravador para a gravação de dados, e outros periféricos. A unidade de controle 40 pode ser configurada de modo a ativar alarmes 44 quando certas condições operacionais inseguras ou indesejáveis ocorrem.

A figura 2 ilustra a causa do sinal parasítico em uma bobina receptora 212 de uma coluna de perfuração vibratória 210. A vibração da coluna de perfuração produz um deslocamento ξ (z, t) da coluna de perfuração no plano XZ. A derivada espacial (5ξ / ôz) do deslocamento determina um ângulo corrente α entre o eixo geométrico da bobina receptora 311 e o eixo geométrico Z - a direção média do eixo geométrico da coluna de perfuração. A direção 313 no plano XZ na figura 2 exemplifica uma direção do campo magnético da Terra com relação ao eixo geométrico da bobina 311. A tensão induzida na bobina receptora pode ser expressa como 'cosa)« 4 · ·sina_£] (D

8/14 onde Be é a magnitude da projeção do campo magnético da Terra sobre o plano XZ, A_r é a área efetiva da bobina receptora, e Qe é o ângulo do campo magnético da Terra em relação ao eixo geométrico Z. O primeiro termo no lado direito da Equação (1) é uma correção geométrica que depende do campo magnético da Terra e sua inclinação para o eixo geométrico Z. O segundo termo é o que seria medido por um acelerômetro rotacional da ferramenta. Deve-se notar que os acelerômetros responsivos à aceleração linear podem também ser usados para o efeito à custa de um processamento mais complicado.

Em uma modalidade da presente invenção, uma aproximação é feita de tal modo que o padrão de vibração da coluna de perfuração possa ser representado por uma onda senoidal. Normalmente, esta aproximação tem uma frequência na faixa de 5 - 50 Hz. A aceleração lateral da coluna de perfuração é, portanto, uma onda senoidal descrita pela seguinte expressão:

g(í) - —τ’ - go cos[fi?_a (í - Θ - z! v)l <2) θ - tempo aleatório na qual g₀ é a amplitude da aceleração, z e v são a posição na coluna de perfuração e a velocidade do som no colar de perfuração, respectivamente, e ωο é a frequência de vibração.

A tensão da bobina receptora associada à vibração da bobina pode ser expressa como:

(t) =— A,. B_e - sin a_E cc&(a>_Qí + φ), (3) v

onde φ é uma fase aleatória.

A título de ilustração, a tensão de ruído Vrv(t) é estimada e comparada com um sinal transiente típico no receptor. Os parâmetros de sistema a seguir são tomados para fins de ilustração: o momento de dipolo transmissor M_t = 200A · m² (o transmissor axialmente espaçado do receptor a uma distância de 5m não é mostrado na figura 2), a área efetiva do receptor Ar = 20m², a amplitude de aceleração g0 = 20 m/s², a velocidade do som v = 5000

9/14 m/s, a indução do campo magnético da Terra B_E = 60 μΤ o ângulo α_Ε = ττ/2. A figura 3 mostra os resultados da comparação: a curva 301 é um sinal de formação de domínio de tempo modelado para uma formação homogênea com uma condutividade 0,1 S/m. As curvas 303, 305, 307 são uma superposição das três realizações diferentes do sinal de formação do ruído de vibração (três realizações da fase aleatória φ). A referência 309 é uma realização de um típico ruído térmico de banda larga: o ruído de tensão de um préXnVljHÍ amplificador com uma densidade espectral de ruído e largura de banda de 10 kHz. Para fins da presente invenção, o termo portador é usado de modo a incluir a porção da composição BHA que inclui o transmissor, o receptor, o acelerômetro e o magnetômetro.

A figura 3 ilustra a gravidade do ruído relativo à vibração: o ruído de vibração nos momentos finais, correspondendo às regiões mais profundas da investigação nas formações, domina fortemente o sinal de formação e o ruído térmico do pré-amplificador. Segue-se a partir da equação (1) que um dado de magnetômetro (primeira expressão entre parênteses) e uma leitura de acelerômetro rotacional (segunda expressão entre parênteses), respectivamente, devem potencialmente permitir o cálculo e a eliminação do sinal de vibração indesejado na bobina receptora.

Deve-se notar que a equação (1) foi obtida com a suposição de que o acelerômetro é colocado com a bobina receptora. Em um caso mais geral, a relação entre o ruído relativo à vibração na bobina receptora e as leituras do acelerômetro pode ser expressa como:

Nesse caso, K_rai (t - x)dx é a função de transferência de acelerômetro para receptor para um acelerômetro rotacional de um eixo, e Aj (t) é a leitura do acelerômetro de um eixo.

Cada função de transferência na equação (4) depende da magnitude e direção da magnitude do campo magnético da Terra com relação ao eixo da bobina receptora:

10/14 = (5)

As funções de transferência K_rai (t - τ) são determinadas de antemão mediante o uso de uma excitação pulsada ou excitação acústica harmônica em uma faixa de frequências. Em uma modalidade alternativa da presente invenção, a determinação da função de transferência K_raj (t - τ) é feita durante o processo de perfilagem LWD por meio da aquisição de um conjunto adicional de dados em um intervalo de tempo posterior além do intervalo de tempo de interesse. Devido à rápida diminuição do sinal de formação, os dados adicionalmente adquiridos contêm uma porção insignificante (menor que um erro sistemático tolerável) do sinal de formação.

Em seguida, os dados correntes dos acelerômetros Aj (t) e as leituras do magnetômetro podem ser usados no sentido de eliminar o sinal de indução relativo à vibração dos dados do receptor

Σ Ρ,«·Μ-*Λ)Λ· <6)

Dados' = Dados - «as

Em muitos casos práticos, as funções de transferência K_rai (t, B_E) não são estáveis o suficiente, nesse caso uma abordagem estatística pode ser usada no sentido de construir adaptativamente a função de transferência, conforme descrito na Patente dos Estados Unidos N 6 470 275 para Dubinsky, tendo a mesma Cessionária da presente invenção e cujos conteúdos são incorporados ao presente invenção a guisa de referência.

Na patente de Dubinsky, os sinais acústicos de formação desejados são medidos por meio de hidrofones. Os acelerômetros são posicionados perto de cada um dos hidrofones. Em uma modalidade da patente de Dubinsky, é feita uma medição em um tanque de teste, no qual não há nenhum sinal de formação. De acordo com esta condição, tanto o acelerômetro como o hidrofone são responsivos apenas ao sinal acústico do modo de ferramenta. A função de transferência entre os dois poderá, portanto, ser determinada. Em seguida, quando a ferramenta é implantada em um poço, o hidrofone responde tanto ao modo de ferramenta como ao modo de formação, embora o acelerômetro responda principalmente ao modo de ferramen

11/14 ta. O sinal de acelerômetro e a função de transferência estimada são usados de modo a corrigir o sinal de hidrofone no sentido de remover o modo de ferramenta.

Por analogia, na presente invenção, a antena responde ao sinal de formação e um sinal de modo de ferramenta causado pela vibração da ferramenta, enquanto o acelerômetro é responsivo apenas à vibração da ferramenta. Por conseguinte, o método apresentado por Dubinsky é diretamente aplicável a uma modificação demonstrada a seguir. As medições feitas em um tanque de teste podem ser referidas como sinais de calibração. Estas incluem as medições de acelerômetro feitas responsivas à excitação de referência da coluna de perfuração no tanque de teste e aos sinais de antena responsivos à excitação do transmissor durante a excitação de referência. A excitação de referência pode ser uma função de etapa, ou uma excitação monocromática em uma pluralidade de frequências.

Quando uma função de etapa é utilizada, a análise espectral dos sinais de acelerômetro e antena resulta em uma função de transferência medida. Com a excitação monocromática, a relação entre o sinal de acelerômetro e o sinal de antena oferece um valor medido da função de transferência na frequência de excitação. Por meio da repetição em uma pluralidade de frequências, a função de transferência medida é determinada em uma pluralidade de frequências. No entanto, esta função de transferência medida não pode ser usada diretamente: a mesma tem de ser modificada para as condições de fundo de furo. Em termos específicos, a função de transferência medida é dividida pelo termo [B_ET · seno α_Ετ], no qual B_ET é o campo magnético da Terra no tanque de teste e a_ET é a inclinação do eixo de Z para o campo magnético da Terra no tanque de teste, e multiplicado por [B_ED . seno a_ED], sendo que B_ED é o campo magnético da Terra em condições de fundo de furo, e o_Ed é o ângulo entre o campo magnético da Terra e o eixo de Z de modo a resultar na função de transferência relativa às medições de antena e as medições de acelerômetro sob as condições de poço. a_ED pode ser medida por meio do fundo de furo de magnetômetros de três componentes.

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Isto é ilustrado na figura 4. Os sinais de calibração são medidos 401. Estes incluem as medições de antena feitas durante a vibração da ferramenta e até três componentes de acelerômetro. A função de transferência é determinada 403 conforme descrito acima. Os sinais de acelerômetro e antena são medidos de acordo com as condições do fundo de furo 407. O sinal da antena é corrigido usando a equação (6) para até três sinais de acelerômetro usando uma função de transferência corrigida 405 apresentada acima.

Como mencionado acima, a extremidade do sinal TEM não apresenta nenhum sinal de formação. Em uma modalidade da presente invenção, em vez de usar um tanque de teste para a calibração, as medições de calibração são feitas no fundo de furo usando a extremidade do sinal da antena. Quando isso é feito, portanto, a etapa de correção da função de transferência para a inclinação do campo magnético da Terra não se faz necessária, caso a correção para cada medição utilize os sinais de calibração medidos sübstancialmente à mesma profundidade da medição. Deve-se notar que a vibração da coluna de perfuração em profundidade será diferente das medições em um tanque de teste devido, pelo menos, às diferenças de temperatura e às diferenças de peso sobre a broca. Devido ao ruído térmico, é desejável se estimar a função de transferência utilizando uma média dentre uma pluralidade de medições de antena e medições de acelerômetro.

Outra modalidade apresentada na patente de Dubinsky mede um sinal de acelerômetro de referência e um sinal de hidrofone de referência no poço. Uma inversão de tempo é aplicada ao sinal de acelerômetro e ao sinal de hidrofone. A função de transferência é derivada, estimando as densidades espectrais de potência dos dois sinais invertidos no tempo, uma densidade espectral cruzada dos dois sinais invertidos no tempo, uma função de transferência entre os dois sinais invertidos no tempo e uma coerência entre os dois sinais invertidos no tempo. Uma modalidade de presente invenção utiliza um método similar, no qual o primeiro sinal é o sinal de acelerômetro e o segundo sinal é o sinal de antena.

A figura 5 mostra uma ferramenta exemplar, que inclui um con13/14 junto de acelerômetro rotacional de três eixos 501, um magnetômetro direcional de três eixos 503 juntamente com uma antena receptora 505. A antena transmissora não é mostrada, uma vez que a mesma se encontra a uma distância de 5m ou mais.

A presente invenção foi descrito acima com referência a um aparelho de perfilagem MWD carregado em uma coluna de perfuração. O método de presente invenção pode ainda ser usado em outros tipos de aparelhos de perfilagem MWD conduzidos em um tubular de perfuração, como também pode ser usado em uma ferramenta de perfilagem carregada em um cabo elétrico de perfilagem. Em particular, a presente invenção poderá ser usada em um instrumento de cabo elétrico de perfilagem transiente ultraprofundo, no qual o balanço de uma bobina receptora de alta sensibilidade na presença do campo magnético da Terra poderá provocar um ruído inaceitável.

Deve-se notar ainda que, embora o exemplo seja apresentado a respeito do uso de transmissores e receptores axialmente orientados, isto não deve ser interpretado como uma limitação. O método acima apresentado pode também ser utilizado com um transmissor e/ou receptor orientados em um ângulo em relação ao eixo geométrico longitudinal da ferramenta de perfilagem. Em termos específicos, o uso de medições feitas com antenas axialmente orientadas e transversais, tal como discutido na Patente dos Estados Unidos N. 7 167 006 para Itskovich, que tem a mesma Cessionária da presente invenção, e cujos conteúdos são incorporados ao presente documento a guisa de referência, torna possível se obter uma estimativa precisa de uma distância para uma interface e utilizar a mesma para uma navegação de reservatório. A interface pode ser uma interface de óleo e gás, uma interface óleo e água, uma interface de gás e água e/ou um limite de leito. A distância estimada pode ser usada para controlar uma direção de perfuração. O método descrito na patente Ό06 de Itskovich subtrai um sinal de referência medido em um meio substancialmente homogêneo do sinal medido para remover o efeito de um corpo condutor da ferramenta de perfilagem. A Patente dos Estados Unidos N. 7 150 316 para Itskovich descreve o uso de uma porção de amortecimento na composição BHA no sentido de atenuar

14/14 correntes parasitas no corpo da ferramenta.

Torna-se implícito no processamento dos dados o uso de um programa de computador em um meio legível por máquina adequado que permite que o processador execute o controle e o processamento. O meio 5 legível por máquina pode incluir as memórias ROM, EPROM, EEPROM, as memórias flash e os discos ópticos.

Embora a presente invenção acima seja direcionada às modalidades especificas da presente invenção, várias modificações tomar-se-ão aparentes àqueles versados na técnica. Pretende-se que todas essas varia10 ções dentro do âmbito de aplicação e do espírito das reivindicações em apenso sejam incorporadas pela presente invenção acima.

Claims

REIVINDICAÇÕES

1. Método de avaliação de uma formação terrestre, o método caracterizado por compreender as etapas de:

- utilizar um transmissor em um portador conduzido em um poço (26) para a produção de um sinal eletromagnético na formação terrestre;

- utilizar pelo menos uma antena no portador para a produção de um primeiro sinal responsivo a uma interação do sinal eletromagnético com a formação terrestre, o primeiro sinal incluindo um ruído resultante de uma vibração do portador;

- corrigir o primeiro sinal para o ruído e produzir um primeiro sinal corrigido utilizando um segundo sinal indicativo da vibração do portador;

- estimar uma distância para uma interface na formação terrestre utilizando o primeiro sinal corrigido, e

- realizar outras operações utilizando a distância estimada.
2. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que ainda compreende a etapa de utilizar pelo menos um acelerômetro (501) no portador para a provisão do segundo sinal, sendo que a etapa de corrigir o primeiro sinal compreende ainda o uso de uma função de transferência relativa a uma resposta da pelo menos uma antena, e o pelo menos um acelerômetro (501) para a vibração do portador.
3. Método, de acordo com a reivindicação 2, caracterizado pelo fato de que ainda compreende a etapa de estimar a função de transferência utilizando uma medição do primeiro sinal e o pelo menos um segundo sinal em um tanque de teste.
4. Método, de acordo com a reivindicação 3, caracterizado pelo fato de que a etapa de estimar a função de transferência compreende ainda a tomada de medições do primeiro sinal e do pelo menos um segundo sinal responsivo a uma excitação do portador por meio de um dentre o seguinte:

(i) uma força impulsiva, e (ii) uma pluralidade de sinais acústicos substancialmente monocromáticos.
5. Método, de acordo com a reivindicação 3, caracterizado pelo fato de que a etapa de estimar a função de transferência compreende ainda

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2/4 o uso de uma medida de uma porção final do primeiro sinal e uma porção final do pelo menos um segundo sinal em um poço (26).
6. Método, de acordo com a reivindicação 3, caracterizado pelo fato de que a etapa de estimar a função de transferência compreende ainda a utilização de pelo menos um magnetômetro (503) para a provisão de pelo menos um terceiro sinal indicativo de uma orientação da ferramenta em relação a um campo magnético da Terra durante a vibração.
7. Método, de acordo com a reivindicação 2, caracterizado pelo fato de que a etapa de utilizar pelo menos um acelerômetro (501) compreende ainda o uso de um acelerômetro (501) rotacional.
8. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que o sinal eletromagnético compreende ainda um sinal eletromagnético transiente.
9. Aparelho configurado para avaliar uma formação terrestre e configurado para executar o método como definido em qualquer uma das reivindicações 1 a 8, o aparelho caracterizado por compreender:

- um portador configurado para ser conduzido em um poço (26);

- um transmissor no portador configurado para produzir um sinal eletromagnético na formação terrestre;

- pelo menos uma antena no portador configurada para produzir um primeiro sinal responsivo a uma interação do sinal eletromagnético com a formação terrestre, o primeiro sinal incluindo um ruído resultante de uma vibração do portador;

- pelo menos um acelerômetro (501) no portador configurado para produzir pelo menos um segundo sinal indicativo da vibração do portador; e

- pelo menos um processador (40) configurado para:

(a) produzir um primeiro sinal corrigido utilizando o primeiro sinal e o pelo menos um segundo sinal;

(b) estimar uma distância para uma interface na formação terrestre utilizando o primeiro sinal corrigido, e (c) realizar outras operações utilizando a distância estimada.

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10. Aparelho, de acordo com a reivindicação 9, caracterizado pelo fato de que o pelo menos um processador (40) é configurado ainda para produzir o primeiro sinal corrigido por meio do uso de uma função de transferência relativa à resposta da pelo menos uma antena, e do pelo menos um acelerômetro (501) à vibração do portador.
11. Aparelho, de acordo com a reivindicação 10, caracterizado pelo fato de que o pelo menos um processador (40) é configurado ainda para estimar a função de transferência utilizando uma medição do primeiro sinal e do pelo menos um segundo sinal em um tanque de teste.
12. Aparelho, de acordo com a reivindicação 10, caracterizado pelo fato de que o pelo menos um processador (40) é configurado para a função de transferência utilizando as medições do primeiro sinal e do pelo menos um segundo sinal responsivo a uma excitação da ferramenta por meio de um dentre o seguinte: (i) uma força impulsiva, e (ii) uma pluralidade de sinais acústicos substancialmente monocromáticos.
13. Aparelho, de acordo com a reivindicação 10, caracterizado pelo fato de que o pelo menos um processador (40) é configurado para estimar a função de transferência por meio do uso ainda de uma medição de uma porção final do primeiro sinal e de uma porção final do pelo menos um segundo sinal em um poço (26).
14. Aparelho, de acordo com a reivindicação 10, caracterizado pelo fato de que o pelo menos um processador (40) é configurado ainda para estimar a função de transferência por meio do uso ainda de um terceiro sinal de pelo menos um magnetômetro (503) indicativo de uma orientação da ferramenta em relação a um campo magnético da Terra durante a vibração.
15. Aparelho, de acordo com a reivindicação 10, caracterizado pelo fato de que o pelo menos um acelerômetro (501) compreende ainda um acelerômetro (501) rotacional.
16. Aparelho, de acordo com a reivindicação 9, caracterizado pelo fato de que o portador compreende um conjunto de fundo de furo, o aparelho compreendendo ainda um tubular de perfuração configurado para

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4/4 transportar o conjunto de fundo de furo para dentro do poço (26).