BR112014024205B1 - Método para calcular ângulo azimute de mergulho a partir de medições eletromagnéticas realizadas no interior do poço - Google Patents

Abstract

MÉTODO PARA CALCULAR UM ÂNGULO AZIMUTE DE MERGULHO A PARTIR DE MEDIÇÕES ELETROMAGNÉTICAS REALIZADAS NO INTERIOR DO POÇO, E FERRAMENTA DE PERFILAGEM. Um método eletromagnético para a obtenção de um ângulo azimute de mergulho a partir de medições eletromagnéticas realizadas no interior do poço compreende a obtenção de dados da medição eletromagnética numa perfuração subterrânea a partir de pelo menos uma matriz de elementos de medição. Os dados da medição eletromagnética são processados através de um método de mínimos quadrados para obter o ângulo azimute de mergulho. Sistemas e aparelhos relacionados também são aqui divulgados.

Description

CAMPO DA INVENÇÃO

[0001] As modalidades descritas estão de forma geral relacionadas a métodos eletromagnéticos de realizar perfilagem e mais particularmente a um método para a determinação de ângulo azimute de mergulho.

FUNDAMENTOS DA INVENÇÃO

[0002] O uso já conhecido de medições eletromagnéticas no interior de poços, tais como de perfilagem contínua (LWD) e aplicações de perfilagem descida a cabo é bem conhecido. Tais técnicas podem ser utilizadas para determinar a resistividade da formação subterrânea, as quais, juntamente com as medicos da porosidade da formação, são frequentemente utilizadas para indicar a presença de hidrocarbonetos na formação. Além disso, as medições das resistividades direcionais azimutalmente sensíveis são comumente empregadas, por exemplo, em aplicações de direcionamento na zona de produção, para fornecer informações acerca de quais decisões de direcionamento podem ser tomadas, por exemplo, incluindo distância e direção a um leito remoto. Ferramentas de avaliação da resistividade direcional muitas vezes fazem uso de antenas inclinadas ou transversais (antenas que têm um dipolo magnético que é inclinado ou transversal em relação ao eixo da ferramenta).

[0003] Um aspecto desafiador no uso das medicos eletromagnéticas da resistividade direcional, tais como obtidas por modelagem com uso de PeriScope®, uma ferramenta de perfuração LWD disponível da Schlumberger Technology Petição 870200140566, de 08/11/2020, pág. 10/16 Corporation, Sugar Land, Texas, é a obtenção de uma medida confiável do ângulo azimute de mergulho entre o furo de sondagem e um limite de leito remoto. Métodos da técnica já existente (que são descritos em mais detalhes adiante) para obter o ângulo azimute de mergulho podem ser tanto ruidosos e suscetíveis a problemas de empacotamento da fase. Portanto, existe uma necessidade na arte quanto a um método mais robusto para a obtenção do ângulo azimute de mergulho a partir de medições eletromagnéticas.

SUMÁRIO DA INVENÇÃO

[0004] Um método para cálculo do ângulo azimute de mergulho a partir de medições eletromagnéticas realizadas no interior do poço é divulgado. O método inclui a obtenção de dados da medição eletromagnética numa perfuração subterrânea a partir de pelo menos uma matriz de elementos de medição. Os dados da medição eletromagnética são processados para obter os coeficientes dos mínimos quadrados os quais são posteriormente tratados para obter o ângulo azimute de mergulho.

[0005] As especificações reveladas podem proporcionar várias vantagens técnicas. Por exemplo, a técnica de estimativa de mínimos quadrados divulgada (cálculo do ângulo azimute de mergulho a partir de um critério de mínimos quadrados aplicado às tensões adquiridas) fornece uma estimativa menos ruidosa e mais precisa da estimativa do ângulo azimute de mergulho. Além disso, problemas relativos ao empacotamento de fase, inerentes à metodologia praticada na técnica já existente, são evitados.

[0006] Esse sumário é provido para introduzir uma variedade de conceitos que são descritos mais adiante na descrição detalhada. Este resumo não se destina a identificar as características principais ou essenciais da matéria reivindicada, nem se destina a ser usado para limitar o escopo da matéria reivindicada.

BREVE DESCRIÇÃO DOS DESENHOS

[0007] Para uma compreensão mais completa do objetivo revelado, e suas vantagens, é feita agora referência às descrições apresentadas adiante, tomadas em conjunto com os desenhos que acompanham, nos quais: A Figura 1 mostra um exemplo de uma sonda sobre a qual ferramentas de medição eletromagnética podem ser usadas. A Figura 2 mostra um exemplo da ferramenta de medição eletromagnética da Figura 1. A Figura 3A descreve esquematicamente uma ferramenta de medição eletromagnética implantada numa perfuração subterrânea. A Figura 3B apresenta esquematicamente um plano elevado de estratificação para definir o ângulo azimute de mergulho. A Figura 4 representa um fluxograma de uma modalidade do método revelado. As Figuras 5A, SB, 5C, 5D e 5E mostram perfilagens eletromagnéticas para um teste experimental em que as modalidades do método revelado foram usadas para obter ângulos de azimute mergulho durante a perfuração.

DESCRIÇÃO DETALHADA DA INVENÇÃO

[0008] A Figura 1 mostra um exemplo de sonda de perfuração 10 apropriada para o emprego das várias modalidades do método aqui revelado. Uma plataforma de perfuração semissubmersivel 12 é posicionada sobre uma formação de petróleo ou gás (não mostrada) disposta abaixo do fundo do mar 16. Um duto submarino 18 se estende desde o convés 20 da plataforma 12 até uma instalação de cabeça de poço 22. A plataforma pode incluir uma torre e uma unidade de içamento para subir e baixar uma coluna de perfuração 30, a qual, como mostrado, avança para o interior do poço 40 e inclui uma broca de perfuração 32 implantada na extremidade inferior de uma composição de fundo de poço (BHA), que inclui ainda uma ferramenta de medição eletromagnética 50 (tal como PeriScope®) apropriada para realizar as medições eletromagnéticas da perfilagem no interior do poço.

[0009] Será entendido que a implementação ilustrada na Figura 1 é apenas um exemplo. A coluna de perfuração 30 pode incluir substancialmente quaisquer componentes adequados de ferramentas de uso no interior do poço, por exemplo, incluindo uma ferramenta de direcionamento, tal como uma ferramenta rotativa orientável, um sistema de telemetria dentro do poço, e uma ou mais ferramentas do tipo MWD ou LWD incluindo vários sensores para detectar as características internas do poço ao longo da sua extensão e da formação circundante. As modalidades reveladas não ficam de nenhum modo limitadas a qualquer configuração particular de coluna de perfuração.

[00010] Será ainda entendido que as modalidades reveladas não ficam limitadas ao uso com uma plataforma semissubmersivel 12, como está ilustrado na Figura 1. As modalidades reveladas são igualmente bem adequadas para uso com qualquer das operações subterrâneas em terra ou no mar. Além disso, deve notar-se que os termos perfuração e poço são aqui usados indistintamente.

[00011] A Figura 2 descreve um exemplo de ferramenta de medição eletromagnética 50. Na modalidade descrita, a ferramenta de medição 50 inclui uma ferramenta direcional de perfilagem de leitura profunda, do tipo perfilagem contínua, que inclui múltiplos transmissores Tl, T2, T3, T4, T5 e T6 descritos em 52, 54, 56, 58, 60 e 62, e múltiplos receptores Rl, R2, R3 e R4 descritos em 64, 66, 68 e 69, axialmente afastados ao longo do corpo da ferramenta 51. No exemplo descrito, a ferramenta de medição 50 inclui antenas do tipo axial, transversa e inclinada. Uma antena axial é uma cujo momento de dipolo é substancialmente paralelo com o eixo longitudinal da ferramenta; por exemplo, como mostrado em 54. Antenas axiais são comumente enroladas em torno da circunferência da ferramenta de medição tal que o plano da antena fica ortogonal ao eixo da ferramenta. Antenas axiais produzem um padrão de radiação que é equivalente a um dipolo ao longo do eixo da ferramenta (por convenção, a direção z) . Uma antena transversal é aquela cujo momento de dipolo é substancialmente perpendicular ao eixo longitudinal da ferramenta; por exemplo, como se mostra em 62. Uma antena transversal pode incluir uma bobina sela (por exemplo, tal como descrito nas Publicações de Patentes norte-americanas U.S. Nos. 2011/0074427 e 2011/0238312) e gera um padrão de radiação que é equivalente a um dipolo que é perpendicular ao eixo da ferramenta (por convenção, a direção x ou y) . Uma antena inclinada é aquela cujo momento de dipolo não é nem paralelo nem perpendicular ao eixo longitudinal da ferramenta; por exemplo, como mostrado em 68. Antenas inclinadas são bem conhecidas na arte e geralmente produzem um padrão de radiação de modo misto (isto é, um padrão de radiação em que o momento de dipolo não é nem paralelo nem perpendicular com o eixo da ferramenta).

[00012] Na modalidade particular descrita na Figura 2, cinco das antenas transmissoras (Tl, T2, T3, T4 e T5) são antenas axiais espaçadas ao longo do eixo da ferramenta. Uma sexta antena transmissora (T6) é uma antena transversal. Os primeiro e segundo receptores (R1 e R2) , localizados axialmente entre os transmissores são antenas axiais e podem ser usadas para se obter medições da resistividade de propagação do tipo convencional. Os terceiro e quarto receptores (R3 e R4) são antenas inclinadas localizadas axialmente relativamente aos transmissores. Tal arranjo direcional (incluindo antenas inclinadas e/ou antenas transversais) produz uma sensibilidade preferencial num lado azimutal da ferramenta 50 que permite que os limites do leito e demais características das formações subterrâneas sejam identificados e localizados.

[00013] Deve ser entendido que as modalidades do método aqui descrito não ficam limitadas a qualquer configuração particular de ferramenta de perfilagem do tipo eletromagnética. A descrição apresentada na Figura 2 é apenas um exemplo de uma ferramenta de perfilagem do tipo eletromagnética apropriada. Outras configurações também podem ser utilizadas. Por exemplo, a Publicação de Patente norte- americana 2011/0133740 (que é totalmente incorporada por referência), descreve uma configuração modular de ferramenta eletromagnética que pode ser utilizada para obter os dados de leitura profunda da resistividade direcional. Tais projetos modulares permitem que as antenas transmissoras e receptoras sejam posicionadas em várias posições numa BHA, ou em posições na coluna de perfuração acima da BHA. A quantidade e a configuração dos transmissores e receptores implementados na BHA, bem como o espaçamento axial entre os vários módulos podem ser selecionados com base nas propriedades da formação subterrânea.

[00014] A Figura 3A é um desenho esquemático que representa uma BHA incluindo ferramenta de medição eletromagnética 50 implantada numa perfuração subterrânea 40' . Na modalidade descrita, a perfuração 40' intercepta uma quantidade de camadas (por exemplo, camada 72 e 74) num ângulo de mergulho aparente (o complemento do ângulo de mergulho aparente 90-δ é mostrado na Figura 3A) . 0 ângulo de mergulho aparente pode ser entendido como sendo o ângulo entre as duas direções; (i) a direção normal ao limite (ou o leito), tal como indicado em 92 e o topo da direção do furo (TOH) (a direção oposta daquela do vetor de gravidade que se projeta no plano da seção transversal da ferramenta de medição eletromagnética) como indicado em 94 e assim define a relação angular entre o eixo da ferramenta (ou um eixo da perfuração) e o plano do limite do leito (por exemplo, a interface entre a camada 72 e a camada 74).

[00015] O ângulo azimute de mergulho (que também pode ser referido como o ângulo azimute de mergulho aparente) é a formação portadora e define o ângulo azimute do mergulho aparente (isto é, a direção da inclinação ou do mergulho relativamente a uma direção de referência, tal como de um norte magnético). O ângulo azimute de mergulho também pode ser entendido como sendo o ângulo através do qual a ferramenta de perfuração deve ser rodada tal que o eixo-x (uma predefinida direção transversa relativamente ao eixo da ferramenta) aponte na direção do vetor de mergulho (a direção da inclinação máxima). Um ângulo azimute de mergulho ΦB é descrito na Figura 3B como o ângulo entre o norte e a projeção do vetor de mergulho 96 sobre o plano horizontal 98. O ângulo de mergulho δ é também indicado na Figura 3B.

[00016] A aplicação de uma corrente elétrica que varia com o tempo (uma corrente alternada) numa das antenas de transmissão (por exemplo, Tl, T2, T3, T4, T5 ou T6) produz na formação um correspondente campo magnético variante com o tempo. O campo magnético por sua vez induz correntes elétricas (correntes parasitas) na formação condutora. Estas correntes de Foucault produzem campos magnéticos secundários que podem produzir uma resposta de tensão numa ou mais antenas receptoras (por exemplo, nas antenas receptoras Rl, R2, R3, e R4} . A tensão medida numa ou mais das antenas receptoras pode ser processada, como conhecido por aqueles usualmente versados na técnica, para se obter uma ou mais medições do campo magnético secundário, que pode por sua vez ser processada para estimar várias propriedades da formação (por exemplo, resistividade (capacidade condutora), resistividade anisotrópica, distância a um leito remoto, o ângulo de mergulho aparente e/ou o ângulo azimute de mergulho.

[00017] Vários métodos da técnica já existente estão disponíveis para calcular o ângulo azimute de mergulho, por exemplo, o ângulo azimute de mergulho pode ser estimado como se segue. A medição da tensão num receptor inclinado varia como uma função do azimute do sensor (isto é, do ângulo de ataque da ferramenta), por exemplo, como descrito na Equação 1.

onde representa uma tensão no receptor inclinado para uma particular combinação de frequência, transmissor, receptor (í,tzr), Φ representa o ângulo de ataque da ferramenta, e ao, a17 a∑, bi e b∑ representam os coeficientes complexos de ajuste (por complexa entende-se que cada um dos coeficientes de ajuste inclui um componente real e um imaginário). Embora não explicitamente indicado na Equação 1, será entendido que os coeficientes complexos de ajuste a0, ai, a∑, bi e b∑ são também funções de uma combinação de frequência, transmissor, e receptor Pelo ajuste do sinal dependente do azimute (ângulo de ataque da ferramenta) a uma série de Fourier ao longo do furo, os coeficientes complexos de ajuste das tensões para cada par receptor-transmissor (matriz de medição) podem ser resolvidos à medida que a ferramenta gira. Estes coeficientes complexos de ajuste podem então ser utilizados para calcular os valores de atenuação de deslocamento de fase bem como do ângulo azimute de mergulho (também referido na técnica como o ângulo de orientação da estratificação).

[00018] O ângulo azimute de mergulho pode ser calculado a partir dos componentes reais e imaginários da tensão V dada na Equação 1. Isto pode ser representado matematicamente, por exemplo, como a seguir:

onde real(-) e imag(-) representam os componentes dos argumentos indicados, e ΦB representa o ângulo azimute de mergulho (com representando um componente real do ângulo azimute de mergulho e ΦB™ representando um componente imaginário do ângulo azimute de mergulho).

[00019] Uma vez que os componentes reais e imaginários do ângulo azimute de mergulho não são necessariamente iguais (e muitas vezes não são iguais), uma média ponderada destas estimativas do ângulo pode ser usada para obter o ângulo azimute de mergulho utilizando os métodos da técnica já existente. O ângulo azimute de mergulho pode ser calculado usando a média ponderada dos ângulos individuais para cada um dos pares receptor-transmissor utilizados em cada frequência de medição, que pode ser representada matematicamente, por exemplo, como se segue:

onde representa o ângulo azimute de mergulho calculado para cada par receptor-transmissor para cada frequência de interesse e RE e IM indicam os componentes reais e imaginários dos vários coeficientes complexos apresentados na Equação 1. O ângulo da ferramenta relativamente à estratificação pode ser calculado pela média de ângulos individuais para cada par receptor-transmissor com o mesmo espaçamento de par simetrizado de medição direcional.

[00020] Será apreciado que cuidado especial é muitas vezes necessário de modo a evitar efeitos de empacotamento da fase quando da obtenção da média (devido aos múltiplos cálculos arco tangente). Cuidados especiais também podem ser necessários para resolver as funções de tangente inversa. Como a função arco tangente é não linear, este método de determinação da média pode introduzir um desvio estatístico. Como descrito em mais detalhes adiante relativamente às Figuras 5A a 5E, os ângulos azimutais de mergulho calculados com o uso do método da técnica já existente, também tende a ser ruidosos. Portanto, existe uma necessidade quanto a um método aprimorado para a obtenção do ângulo azimute de mergulho.

[00021] A Figura 4 representa um fluxograma de uma modalidade do método revelado 100. Uma coluna de perfuração incluindo uma ferramenta de medição eletromagnética (por exemplo, tal como representado nas Figuras 1, 2, e 3) é implantada num furo de perfuração subterrânea. Os dados das resistividades direcionais são obtidos em 102 numa região de interesse (por exemplo, numa região pré-selecionada do poço na qual uma estimativa do ângulo azimute de mergulho seja desejada). Os dados obtidos podem incluir dados de detecção provenientes de pelo menos uma matriz de elementos de medição (isto é, um transmissor possuindo pelo menos uma antena transmissora afastada de um receptor possuindo pelo menos uma antena receptora). A matriz de elementos de medição pode incluir substancialmente quaisquer antenas transmissoras e receptoras adequadas, que gerem um componente de acoplamento cruzado.

[00022] Os dados obtidos podem incluir, pelo menos, um dos componentes de acoplamento cruzado (por exemplo, Vxz e Vzx) no tensor de voltagem. Por exemplo, ao usar arranjos de transmissores e de receptores direcionais, os dados obtidos podem incluir selecionados componentes de acoplamento cruzado do seguinte tensor de voltagem:

em que o primeiro indice de (x, y ou z) se referem ao dipolo transmissor e o segundo índice se refere ao dipolo receptor. Por convenção, os índices x e y se referem a momentos transversos, enquanto que o índice z se refere a um momento axial. As modalidades descritas não ficam limitadas a quaisquer convenções particulares. Também elas não ficam limitadas ao uso de antenas transmissoras e/ou receptoras puramente axiais ou puramente transversais. De fato, modalidades selecionadas descritas em mais detalhes adiante fazem uso de uma ou mais antenas transmissoras ou receptoras inclinadas. Em tais modalidades, a tensão medida na antena receptora inclui tanto componentes de acoplamento direto e transverso.

[00023] Os dados obtidos podem também incluir várias medidas que são derivadas de acoplamentos de antenas. Estas medições podem incluir, por exemplo, amplitude e fase directional simetrizadas (USDA e USDP), amplitude e fase directional antissimetrízada (UADA e UADP), amplitude e fase de resistividade harmônica (UHRA e UHRP) e amplitude e fase de anisotropia harmônica (UHAA e UHAP). Estes parâmetros são conhecidos para aquele usualmente versado na técnica e podem ser derivados dos acoplamentos de antena, por exemplo, como os apresentados adiante:

[00024] A lista acima não pretende ser completa. Outros parâmetros derivados podem ser naturalmente obtidos em 102.

[00025] Ainda com referência à Figura 4, as medições da tensão podem ser processadas (por exemplo, por meio de um processador alocado no interior do poço) para obter um minimo quadrado em 104, o qual é por sua vez adicionalmente processado em combinação com vários coeficientes complexos de ajuste em 106 para se obter o ângulo azimute de mergulho. Tal processamento pode ser realizado, por exemplo, de acordo com as equações matemáticas apresentadas adiante. As tensões recebidas variam periodicamente com o ângulo de ataque da ferramenta uma vez que a ferramenta eletromagnética de medição roda no furo de sondagem, por exemplo, como se segue:

onde Vx representa a voltagem num receptor inclinado num determinado par transmissor-receptor e frequência n (isto é numa medição particular), Φ representa o ângulo de ataque da ferramenta, e bn e cn são definidos como a seguir, usando os coeficientes complexos de ajuste a partir da Equação 1:

[00026] Será entendido que a Equação 4 representa uma Equação periódica de primeira ordem que descreve a oscilação periódica da tensão do receptor com a rotação da ferramenta. Pode também ser utilizada uma equação que inclui termos de ordem superior (por exemplo, incluindo termos de segunda ordem, como dados acima na Equação 1). As modalidades descritas não se limitam a este contexto.

[00027] 0 processamento em 104 pode incluir o cálculo de uma soma ponderada dos quadrados dos residuais L para uma ou mais medições de tensão n, por exemplo, como segue:

onde wn representa os pesos estatisticos atribuídos a cada medição da tensão (isto é, a cada n para a particular combinação de frequência, transmissor, receptor). A dependência angular de L pode ser simplificada mediante expansão, como a seguir:

que pode ser ainda reduzida a:

onde

[00028] Os números reais Q e R podem ser expressos, por exemplo, como a seguir:

Onde

[00029] Assim, L pode ser expresso em termos de P, Sea como a seguir:

[00030] Será facilmente notado que o valor de L atinge um valor máximo P + S quando Φ=a mod π e que o valor de L alcança um valor minimo P - S quando Φ= (a+π/2) mod π. Uma comparação da Equação 8 com a Equação 2 acima indica ainda que α na Equação 8 representa a estimativa dos minimos quadrados do ângulo de azimute de mergulho ΦB- Portanto, o processamento em 104 ainda inclui o cálculo dos coeficientes P, Q, R, e S e o cálculo do ângulo azimute de mergulho a, por exemplo, usando a Equação 8.

[00031] Como descrito mais detalhadamente adiante, tal estimativa dos minimos quadrados (cálculo do ângulo azimute de mergulho mediante minimizar a soma ponderada dos quadrados dos residuais das tensões adquiridas) proporciona uma estimativa mais precisa e menos ruidosa do ângulo azimute de mergulho. Além disso, a função arco tangente é calculada apenas uma vez no fim do processo, evitando assim o empacotamento da fase.

[00032] O controle da qualidade da perfilagem pode ser implementado, por exemplo, mediante o cálculo de um intervalo de confiança (por exemplo, barras de erro) para o ângulo azimute de mergulho obtido. Na Equação 7, Q e R podem ser IfcP-k-P tratados como uma media ponderada de

e real(b„ c.) permitindo que os desvios padrões em Q e R sejam calculados. Tais desvios padrões podem ser considerados como representando um intervalo de confiança em Q e R (indicado como ΔQ e ΔR) e podem ser usados para calcular um intervalo de confiança 2Δα para o ângulo azimute de mergulho, por exemplo, como se segue:

[00033] Os limites superior e inferior do intervalo de confiança do ângulo azimute de mergulho podem ser então calculados, por exemplo, como a seguir:

[00034] Os valores de errlo e errhi representam os limites superior e inferior do intervalo de confiança. Como será compreendido pelos peritos na arte, quanto menor for a faixa (valores de errlo e errhi mais próximos uns dos outros), melhor a segurança no ângulo azimute de mergulho calculado.

[00035] Será entendido que a metodologia de estimativa de minimos quadrados descrita acima pode ser aplicada a praticamente a quaisquer dos registros eletromagnéticos medidos para a obtenção do ângulo azimute de mergulho. Por exemplo, as medições eletromagnéticas podem ser realizadas substancialmente em qualquer frequência de radiação eletromagnética adequada (por exemplo, 100, 400 e/ou 2000 kHz) . Além disso, as medições eletromagnéticas podem empregar substancialmente quaisquer componentes transmissores- receptores de acoplamento cruzado adequados, usando substancialmente qualquer matriz adequada de elementos de medição. Por exemplo, o ângulo azimute de mergulho pode ser calculado utilizando medições feitas com um transmissor axial um receptor inclinado e/ou transversal, um transmissor transversal e um receptor axial e/ou inclinado, e/ou um transmissor inclinado e um receptor axial. 0 transmissor e o receptor na matriz de elementos de medição podem adicionalmente ter substancialmente qualquer espaçamento axial adequado no corpo da ferramenta de medição eletromagnética ou na composição de fundo de poço. As modalidades reveladas expressamente não ficam limitadas a esse contexto.

[00036] Será entendido que a metodologia revelada se aplica igualmente bem a antenas de dipolo elétrico, por exemplo, um transmissor de dipolo elétrico acoplado com um receptor de eletrodo a botão.

[00037] As modalidades descritas são agora descritas mais detalhadamente com respeito ao exemplo não limitante mostrado a seguir, nas Figuras 5A, 5B, 5C, 5D e 5E. A Figura 5A descreve uma atenuação de marcação da perfilagem por via eletromagnética (ATT) versus a profundidade do poço. As duas curvas no traçado denotam valores da atenuação simetrizada 202 e antissimetrizada 204 como uma função da profundidade.

[00038] A Figura 5B traça o ângulo azimute de mergulho (DANG) 212 em função da profundidade do poço. 0 ângulo azimute de mergulho foi obtido a partir das medições eletromagnéticas utilizando a metodologia da técnica já existente descrita acima relativamente às Eguações 1 a 3. Note-se que o valor calculado do azimute de mergulho obtido usando a metodologia da técnica já existente é ruidoso, particularmente em profundidades variando de a partir de cerca de 2.135 m até cerca de 2.590 m. O ângulo de mergulho varia de a partir de cerca de -40 até cerca de 40 graus nessa região do furo de sondagem.

[00039] A Figura 5C também traça o ângulo azimute de mergulho (DANG) 222 em função da profundidade do poço. 0 ângulo azimute de mergulho traçado na Figura 5C foi obtido a partir das medições eletromagnéticas, utilizando a metodologia descrita acima com respeito à Figura 4 e Equações 4 a 8. Como fica facilmente evidente pela comparação das Figuras 5B e 5C, o ângulo azimute de mergulho obtido usando a metodologia dos minimos quadrados é consideravelmente mais estável, com o ruido em certas profundidades sendo menos que ±2 graus.

[00040] A Figura 5D traça o ângulo azimute de mergulho 222 em função da profundidade do poço as barras de erros superior 224 e inferior 226. Quando mais profundo for o furo de sondagem (em profundidades superiores a cerca de 2.286 m) as três curvas 222, 224 e 226 se sobrepõem substancialmente uma à outra, indicando um alto grau de precisão no ângulo azimute de mergulho obtido (intervalo de confiança apertado). Em profundidades menores (por exemplo, em profundidades inferiores a cerca de 2.134 m) a faixa aumenta até cerca de 30 graus indicando uma maior incerteza na região, embora ainda consideravelmente muito menor que o ruido no controle da técnica já existente, descrito na Figura 5B.

[00041] A Figura 5E novamente traça o ângulo azimute de mergulho 232 em função da profundidade do poço, na Figura 5C, o ângulo azimute de mergulho calculado usando as modalidades do método descrito inclui uns poucos picos grandes (por exemplo, em 234), com valores insignificantes (devido ao alto grau de incerteza naquela determinada profundidade) . Estes picos foram removidos na Figura 5E. Note-se que os registros restantes fornecem valores precisos e estáveis do azimute de mergulho com ruidos geralmente menores que ±5 graus.

[00042] Será entendido que os métodos eletromagnéticos para a obtenção de um ângulo azimute de mergulho são geralmente implementados num processador eletrônico (por exemplo, através de um processador de computador ou microcontrolador, ASIC, FPGA, SoC, etc.). Especificamente, na descrição das funções, métodos e/ou etapas que podem ser realizadas de acordo com as modalidades reveladas, qualquer e/ou a totalidade dessas funções podem ser realizadas usando um processo automatizado ou computadorizado. Como será notado por aqueles usualmente versados na técnica, os sistemas, métodos e procedimentos aqui descritos podem ser incorporados em um computador programável, software executável por computador, ou circuitos digitais. O software pode ser armazenado em mídias legíveis por computador, tal como mídia não transitória legível por computador. Por exemplo, a mídia legível por computador pode incluir um disquete, RAM, ROM, disco rígido, mídias removíveis, memória flash, cartão de memória, mídia ótica, mídia magneto-óptica, CD-ROM, etc. O circuito digital pode incluir circuitos integrados, arranjos de portas, lógica de blocos de construção, arranjos de campo de portas programáveis (FPGA), etc. As modalidades reveladas não são de forma alguma limitadas com respeito a qualquer particular hardware de computador e/ou arranjo de software.

[00043] Em certas modalidades, pode ser vantajoso aplicar a metodologia divulgada para calcular um ângulo azimute de mergulho em um processador alocado ao fundo do poço. Por processador alocado ao fundo do poço é significado um processador eletrônico (por exemplo, um microprocessador ou controlador digital) implementado na coluna de perfuração (por exemplo, na ferramenta de medição eletromagnética ou em outras partes da BHA). Em tais modalidades, os ângulos azimutes de mergulho calculados podem ser armazenados em memória alocada no fundo do poço e/ou transmitida para a superfície durante a perfuração através de técnicas de telemetria conhecidas (por exemplo, telemetria de pulso de lamas ou tubo de perfuração descido por cabos). Quando transmitidos para a superfície, os ângulos azimutes de mergulho podem ser ainda processados para obter uma subsequente direção de perfuração, ou um subsequente ajuste da ferramenta de direcionamento para guiar a perfuração numa aplicação de geodirecionamento. Em modalidades alternativas, os ângulos azimutes de mergulho podem ser calculados na superfície usando um processador situado na superfície (um computador na superfície) e os dados das medições eletromagnéticas armazenados na memória ou através do processamento das voltagens sem tratamento e/ou dos coeficientes de ajuste transmitidos para a superfície durante uma operação de perfuração. A matéria revelada não está limitada a esse contexto.

[00044] Embora um método eletromagnético para a obtenção do ângulo azimute de mergulho e certas vantagens dele tenha sido descrito em detalhes, será entendido que várias alterações, substituições e alternativas podem ser aqui feitas sem se afastar do espirito e do escopo da presente invenção, tal como definido pelas reivindicações anexas.

Claims (13)

1. Método para calcular um ângulo azimute de mergulho a partir de medições eletromagnéticas realizadas no interior do poço caracterizado por compreender: (a) colocar um aparelho para conduzir medições eletromagnéticas em um poço subterrâneo de modo que o aparelho seja posicionado próximo a uma formação de interesse; (b) aplicar uma de uma corrente elétrica variável com o tempo e uma corrente alternada variável com o tempo a pelo menos uma antena no aparelho; (c) obter uma pluralidade de medições de tensão em uma pluralidade correspondente de matrizes de medição implantadas no poço subterrâneo, em que as matrizes são colocadas dentro do aparelho; (d) induzir um processador para processar as medições de tensão obtidas em (c) para obter os coeficientes de ajustes complexos dos mínimos quadrados definidos por uma equação de medição de tensão predefinida em uma antena de recepção para o aparelho; (e) induzir o processador a processar os coeficientes de ajustes complexos dos mínimos quadrados para obter o ângulo azimute de mergulho, minimizando uma média ponderada de quadrados da pluralidade de medições de tensão; (f) transmitir o ângulo de azimute de mergulho obtido para um local de superfície; e (g) traçar o ângulo de azimute de mergulho versus uma profundidade de poço no qual o ângulo de azimute de mergulho foi calculado.

2. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado por pelo menos uma das matrizes de medição usadas para adquirir as medições de tensão em (c) possuir uma antena receptora inclinada.

3. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado por pelo menos uma das matrizes de medição usadas para adquirir as medições de tensão em (c) possuir uma antena transmissora do tipo axial ou transversa.

4. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado por a soma ponderada dos mínimos quadrados dos residuais quadráticos para pelo menos uma medição de tensão ser calculada de acordo com a seguinte equação:

em que L representa a soma ponderada dos residuais quadráticos, Vn representa a pluralidade das medições de tensão n, e Wn representa pesos estatísticos atribuídos a cada uma da pluralidade das medições de tensão n.

5. Método, de acordo com a reivindicação 4, caracterizado por o processador processar a soma ponderada dos mínimos quadrados dos residuais quadráticos e uma pluralidade de coeficientes complexos de ajuste de um sinal de tensão adquirido em (d) para obter o ângulo azimute de mergulho em (e).

6. Método, de acordo com a reivindicação 5, caracterizado por o ângulo azimute de mergulho ser calculado em (e), de acordo com a seguinte equação:

em que L representa a soma ponderada dos residuais quadráticos, α representa o ângulo azimute de mergulho, Φ representa o ângulo de ataque de uma ferramenta, e P e S representam as médias ponderadas dos coeficientes complexos de ajuste.

7. Método, de acordo com a reivindicação 6, caracterizado por a média ponderada dos coeficientes complexos de ajuste P e S serem calculadas de acordo com as seguintes equações:

em que:

e em que Wn representa pesos estatísticos atribuídos a cada uma de uma pluralidade de medições de tensão n adquiridas em (c), e bn e cn representam os coeficientes complexos de ajuste para cada uma da pluralidade das medições de tensão.

8. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado por o ângulo azimute de mergulho ser calculado de acordo com a seguinte equação:

em que α representa o ângulo azimute de mergulho, e Q e R representam os coeficientes dos mínimos quadrados de uma pluralidade de medições de tensão obtidas em (c).

9. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado por compreender adicionalmente: (h) induzir o processador a calcular um intervalo de confiança para o ângulo azimute de mergulho obtido em (e).

10. Método, de acordo com a reivindicação 9, caracterizado por o intervalo de confiança ser calculado de acordo com a seguinte equação:

em que 2Δα representa o intervalo de confiança, R e Q representam coeficientes dos mínimos quadrados da pluralidade das medições de tensão obtidas em (c), AR e AQ representam os desvios padrões de R e Q.

11. Método, de acordo com a reivindicação 10, caracterizado por os limites superior e inferior do intervalo de confiança serem calculados de acordo com as seguintes equações:

em que errhi e errlo representam os limites superior e inferior do intervalo de confiança e α representa o ângulo azimute de mergulho obtido em (e).

12. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado por o referido processamento em (d) e (e) ser realizado utilizando um processador posicionado no interior do poço.

13. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado por compreender adicionalmente: (h) processar o ângulo azimute de mergulho no local situado na superfície para obter uma direção de perfuração subsequente para o poço subterrâneo.

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