BR112018068019B1 - Aparelho para estimar um valor de uma propriedade de resistividade de uma formação de terra interseccionada por um furo de poço - Google Patents

Abstract

Sistemas, dispositivos e métodos para avaliar uma formação de terra. O aparelho inclui um tubular condutor eletricamente; pelo menos um transmissor configurado para propagar um campo eletromagnético na formação de terra; e pelo menos um receptor configurado para receber um sinal eletromagnético resultante da interação de um campo eletromagnético com a referida formação de terra. O pelo menos um transmissor e o pelo menos um receptor podem empregar conjuntos de antenas compreendendo: um recesso no tubular condutor definido por pelo menos uma superfície que se estende radialmente substancialmente perpendicular a um eixo longitudinal do tubular condutor e das superfícies que se estendem não radialmente; uma antena no recesso; e blindagem condutiva, a blindagem condutiva tendo uma condutividade significativamente maior que uma condutividade do tubular condutor e cobrindo a totalidade de cada uma da pluralidade de superfícies que se estendem radialmente.

Description

CAMPO DA DIVULGAÇÃO

[001] Em um aspecto, a presente divulgação geralmente se refere a métodos, sistemas e dispositivos para perfilagem de poço eletromagnética. Mais especificamente, aspectos da presente divulgação se referem a medições usando sinais eletromagnéticos transientes.

FUNDAMENTOS DA DIVULGAÇÃO

[002] Formações geológicas são usadas para muitos propósitos, tal como produção de hidrocarbonetos e água. Poços são tipicamente perfurados para a terra a fim de interceptar e acessar as formações.

[003] A perfilagem de poço de terra elétrica é bem conhecida e vários dispositivos e várias técnicas foram descritas para esta finalidade. Propriedades da formação podem ser estimadas transmitindo uma onda eletromagnética (EM) na formação e recebendo sinais relacionados nas antenas receptoras. Instrumentos de perfilagem podem ser usados para determinar a permissividade e condutividade elétrica de uma formação de terra.

[004] Instrumentos de resistividade de indução eletromagnética podem ser usados para determinar a condutividade elétrica de formações de terra circundando um furo de poço. Estes instrumentos podem ser equipados com antenas que são operáveis tanto como transmissores quanto como receptores. Antenas transmissoras e antenas receptoras podem ter as mesmas características e uma antena (por exemplo, bobina) pode ser usada como um transmissor uma vez e como um receptor em outra.

[005] Em métodos eletromagnéticos transientes (TEM), um transmissor é configurado para iniciar correntes em formações de terra circundantes. O transmissor e o receptor podem estar na superfície ou dentro do furo de poço. Correntes de fuga elétricas induzidas se difundem para fora da proximidade do transmissor para a formação circundante. Em momentos diferentes relacionados ao transiente de excitação, informações chegam ao sensor de medição (por exemplo, uma antena de indução) predominantemente de diferentes profundidades de investigação. Geralmente, os sinais de tempo precoce se referem predominantemente a respostas de zona próxima (menores profundidades de investigação) e sinais de empo tardios se referem predominantemente a respostas de zona remota (maiores profundidades de investigação).

SUMÁRIO DA DIVULGAÇÃO

[006] Aspectos da presente divulgação incluem sistemas, métodos e dispositivos para avaliar uma formação de terra interceptada por um poço, incluindo estimar um valor de uma propriedade de resistividade de uma formação de terra interceptada por um poço. Modalidades de aparelho podem incluir um tubular condutor eletricamente transportável no poço; pelo menos um transmissor associado ao tubular condutor configurado para propagar um campo eletromagnético na formação de terra; e pelo menos um receptor associado ao tubular condutor configurado para receber um sinal eletromagnético resultante da interação de um campo eletromagnético com a referida formação de terra. O pelo menos um transmissor e o pelo menos um receptor podem empregar pelo menos um de uma pluralidade de conjuntos de antenas no tubular condutor. Cada conjunto de antena pode compreender: um recesso no tubular condutor definido por pelo menos uma superfície que se estende radialmente substancialmente perpendicular a um eixo longitudinal do tubular condutor e das superfícies que se estendem não radialmente; uma antena no recesso; e blindagem condutiva, a blindagem condutiva tendo uma condutividade significativamente maior que uma condutividade do tubular condutor e cobrindo a totalidade de cada uma da pluralidade de superfícies que se estendem radialmente. Uma condutividade significativamente maior que uma condutividade do tubular condutor é aqui usada para significar uma condutividade pelo menos 30 a 50 vezes mais condutiva que o tubular condutor.

[007] O tubular condutor pode ser parte de uma ferramenta de fundo de poço e o recesso pode ser definido por um primeiro par de superfícies que se estendem radialmente próximo de um raio externo da ferramenta e um segundo par de superfícies que se estendem radialmente próximo às superfícies que se estendem não radialmente. A blindagem condutiva pode compreender um primeiro par de blindagens condutivas cobrindo o primeiro par de superfícies que se estendem radialmente e um segundo par de blindagens condutivas cobrindo o segundo par de superfícies que se estendem radialmente. Um par externo de blindagens condutivas pode ser mais condutivo do que um par interno.

[008] O conjunto da antena pode incluir uma luva magneticamente transparente circundando a antena e cooperando com o tubular condutor para encapsular a antena. A blindagem condutiva pode incluir um par de blindagens condutivas internas à luva magneticamente transparente. Cada um do outro par de blindagens condutivas circunferenciais pode encostar na luva magneticamente transparente. O outro par de blindagens condutivas circunferenciais pode ser não encerrado pela luva magneticamente transparente.

[009] A blindagem magnética localizada pode ser instalada em porções de pelo menos uma das superfícies que se estendem não radialmente. A blindagem magnética localizada pode compreender pelo menos um de: i) material magnético (por exemplo, material magnetizado); e ii) material altamente magneticamente permeável. A antena pode enrolar em torno da blindagem magnética localizada. A blindagem condutiva pode incluir uma blindagem condutiva em um anular entre o tubular condutor e a blindagem magnética localizada. A blindagem condutiva pode cobrir todas as superfícies do recesso não cobertas pela blindagem magnética localizada.

[0010] Modalidades de aparelho podem incluir pelo menos um processador configurado para estimar um parâmetro de interesse de um volume da formação de terra na dependência de sinais eletromagnéticos recebidos no receptor. O pelo menos um processador pode ser configurado para estimar um parâmetro de interesse (por exemplo, uma propriedade de resistividade) da formação de terra usando primeiro e segundo sinais transientes para derivar um sinal compensado substancialmente não afetado pelo tubular. Alternativamente, ou adicionalmente, o pelo menos um processador pode ser configurado adicionalmente para estimar o valor da propriedade de resistividade da formação de terra executando uma inversão usando um modelo 1-D sem usar uma representação do tubular condutor.

[0011] Características de exemplo da divulgação foram resumidas de uma forma bastante ampla a fim de que a descrição detalhada das mesmas que se segue possa ser mais bem compreendida e a fim de que as contribuições que elas representam para a arte possam ser apreciadas.

BREVE DESCRIÇÃO DOS DESENHOS

[0012] Para uma compreensão detalhada da presente divulgação, deve ser feita referência à seguinte descrição detalhada das modalidades tomada em conjunto com os desenhos anexos nos quais elementos semelhantes receberam numerais semelhantes, em que: FIG. 1 ilustra ferramentas para uso em perfilagem eletromagnética transiente (TEM) de acordo com modalidades da presente divulgação; FIGS. 2A-2B mostram um conjunto de antena de acordo com modalidades da presente divulgação; FIGS. 3A e 3B ilustram uma comparação entre respostas modeladas de uma ferramenta coaxial tradicional (ZZ) e uma ferramenta de acordo com aspectos da presente divulgação; FIGS. 4A e 4B mostram respostas de sinal compensadas ilustrando a redução de interação tubo-formação para a ferramenta de acordo com modalidades da presente divulgação em comparação com uma ferramenta tradicional; FIGS. 5A e FIG. 5B ilustram outras modalidades da presente divulgação; FIG. 6 é um diagrama esquemático de um sistema de perfuração de exemplo de acordo com modalidades da divulgação; FIG. 7 ilustra um método para estimar uma propriedade da formação de terra de acordo com modalidades da presente divulgação; FIG. 8 ilustra um método para fazer uma medição transiente de acordo com modalidades da presente divulgação.

DESCRIÇÃO DETALHADA

[0013] Aspectos da presente divulgação se referem a aparelho e métodos para perfilagem de poço de indução eletromagnética para avaliar uma formação de terra, incluindo estimar um valor de uma propriedade de resistividade de uma formação de terra interceptada por um poço. Alguns aspectos referem-se particularmente às propriedades estimadas da formação relativas a medições eletromagnéticas transientes (TEM). A formação pode ser intersectada por um furo de poço que é formado por uma composição de fundo ('BHA') de uma coluna de perfuração. As medições de TEM são tomadas no furo de poço e podem ser usadas para estimar um parâmetro de interesse. Mais especificamente, a presente divulgação refere-se a técnicas que permitem a medição profunda durante a perfuração (‘MWD’) medições de resistividade adequadas para geo-orientação e medições à frente da broca.

[0014] Aspectos da presente divulgação atenuam os efeitos elétricos parasitários de um tubular condutor de eletricidade (por exemplo, tubo de perfuração, comando) na sequência de ferramentas (por exemplo, coluna de perfuração) usando um aparelho melhorado para medições elétricas no fundo do poço. O aparelho inclui instrumentação de medição tradicional, incluindo pelo menos um transmissor associado ao tubular condutor configurado para propagar um campo eletromagnético na formação de terra; e pelo menos um receptor associado ao tubular condutor configurado para receber um sinal eletromagnético resultante da interação de um campo eletromagnético com a referida formação de terra.

[0015] O tubular condutor inclui uma pluralidade de montagens de antenas melhoradas, mitigando os sinais parasitas do tubular condutor de eletricidade, como descrito abaixo, que pode ser usado para transmissores, receptores ou ambos. Isto é, o pelo menos um transmissor e o pelo menos um receptor empregam pelo menos um de uma pluralidade de conjuntos de antenas no tubular condutor. Algumas modalidades podem incluir um único transmissor e um único receptor, enquanto outras modalidades podem incluir um único transmissor e dois receptores, um único receptor e dois transmissores, ou vários de cada um dos transmissores e receptores, que podem ser dispostos em várias configurações, como ocorrerá aos versados na técnica.

[0016] Parâmetros da formação de terra podem ser estimados usando sinais obtidos no poço através de fenômenos elétricos. A medição pode incluir a caracterização ou gravação de sinais transientes no circuito do receptor quando a corrente é desligada em um par de transmissores (por exemplo, bobinas do transmissor) colocados a alguma distância do receptor.

[0017] Um aspecto das aplicações de medição durante a perfuração (MWD) é a estimativa da distância da broca de perfuração a uma interface na formação de terra que tem um contraste de resistividade através da interface. A interface pode ser um limite de leito e/ou uma interface fluida entre um fluido não condutor (por exemplo, um hidrocarboneto) e um fluido condutor (por exemplo, salmoura).

[0018] A presente divulgação é suscetível a modalidades de formas diferentes. São mostradas nos desenhos, e aqui são descritas em detalhes, modalidades específicas da presente divulgação com o entendimento de que a presente divulgação será considerada uma exemplificação dos princípios da presente divulgação e não se destina a limitar a presente divulgação aquilo que é ilustrado e aqui descrito.

[0019] Como um exemplo, as ferramentas eletromagnéticas transientes (TEM) são configuradas para efetuar mudanças em um par de transmissores para induzir uma corrente dependente do tempo em uma formação. Sinais transientes ocorrem na antena do receptor, que são induzidos pelas correntes de Foucault na formação. O sinal induzido contém informações sobre características de formação. Assim, o receptor produz uma resposta indicativa de características de formação, tal como, por exemplo, uma propriedade de resistividade da formação. A eletrônica pode ser configurada para medir o sinal eletromagnético transiente dependente do tempo (TEM) induzido pelas correntes de Foucault na formação.

[0020] Em uma ferramenta típica de indução transiente, um dipolo magnético é abruptamente invertido no circuito do transmissor. Por exemplo, a corrente em uma bobina transmissora cai de seu valor inicial I0 para 0 no momento t = 0. Subsequentemente, as medições são tomadas enquanto a ferramenta rotativa está se movendo ao longo da trajetória do poço. As correntes induzidas na formação e no tubo de perfuração começam a se difundir da região próxima à bobina do transmissor em todas as direções ao redor do transmissor. Essas correntes induzem componentes do campo eletromagnético que podem ser medidos por receptores (por exemplo, bobinas de indução) colocados ao longo do tubo condutor a alguma distância do transmissor. As Patentes US 7.167.006; 7.150.316; 7.046.009, que referem-se a detalhes de medições de TEM, são comummente atribuídas ao cessionário da presente invenção e são aqui incorporadas por referência na sua totalidade.

[0021] Seria desejável ter medições transientes profundas (isto é, maiores que 30 metros) para geo-orientação e outras finalidades. Atualmente, os principais obstáculos que impedem a geo-orientação além de 30 metros usando medições eletromagnéticas transientes são causados pela presença do tubo de perfuração de metal onipresente; normalmente, o tubular de perfuração é feito de aço. As contribuições de sinal devido às correntes parasitas no tubo são parasíticas. O sinal devido a essas correntes pode ser muito maior (em várias ordens de magnitude) do que o sinal da formação no intervalo de tempo em que os parâmetros de interesse se manifestam.

[0022] O sinal transiente medido é severamente afetado pelas correntes parasitas no tubo que limitam a resolução das medições dos parâmetros de formação, como, por exemplo, a distância a um limite de resistividade. Ao maximizar a distância entre o transmissor e o receptor, é possível reduzir a influência do sinal do tubo de perfuração, aumentando a contribuição do sinal da formação. No entanto, tais sistemas resultam numa resolução limitada em relação aos parâmetros de interesse, e os requisitos dimensionais de tais sistemas (até 30 metros) podem ser proibitivos para aplicações de MWD. Seria desejável mitigar os sinais parasíticos causados por correntes parasitas no tubular de perfuração em métodos de detecção de sinal de campo transiente a distâncias menores entre transmissor e receptor.

[0023] No caso de medições à frente da broca, o posicionamento do sistema de indução em relação à broca apresenta outra complicação. Os primeiros 3-4 metros nas proximidades da broca não estão disponíveis para a colocação do transmissor/receptor, porque o equipamento que suporta o processo de perfuração ocupa este espaço. Se é desejável olhar cerca de 5 metros à frente da broca, o sistema de transmissor/receptor seria separado da região de interesse por 8 a 9 metros de distância, o que exacerba os problemas de sinal.

[0024] Foi conhecido por localizar bobinas de antena em recessos do tubular, como por exemplo em torno de um núcleo de ferrita. A blindagem condutiva tem sido usada em conjunto com bobinas de antena, como, por exemplo, em um espaço anular entre a bobina (ou núcleo de ferrita) e o diâmetro reduzido tubular. No entanto, uma manga pode ser utilizada para proteger (e em algumas modalidades encapsular) o conjunto de bobina. Embora esta solução ofereça muitas vantagens, são necessárias superfícies radiais adicionais no tubular eletricamente condutor para permitir a montagem embutida da luva com o tubular. Essas superfícies radiais adicionais exacerbam os efeitos do sinal da tubulação e a interação na formação do tubo em um grau não reconhecido. Não foi previamente avaliado até que ponto estas superfícies radiais externas contribuem para os efeitos do sinal parasítico. Além disso, até este ponto, considerou-se que apenas as bordas externas (por exemplo, cantos) das superfícies que se estendem radialmente afetavam substancialmente o sinal. No entanto, como aqui mostrado, implementações de acordo com a presente divulgação resultam em reduções significativas no sinal do tubo.

[0025] Para atenuar os efeitos parasíticos das correntes no tubo de perfuração antes do processamento posterior, os aspectos da presente divulgação incluem um conjunto avançado de antenas que mitiga os efeitos parasíticos. Cada conjunto de antena pode incluir pelo menos um recesso no tubular condutor definido por pelo menos uma superfície radialmente estendida substancialmente perpendicular a um eixo longitudinal das superfícies do tubular condutor e que não se estende radialmente, com uma antena no recesso. O recesso pode ser um recesso circunferencial. Em outras modalidades, um certo número de reentrâncias com ranhuras pode ser arranjado azimutalmente.

[0026] De um modo importante, o conjunto de antena inclui uma blindagem condutora cobrindo a totalidade de cada uma das várias superfícies que se estendem radialmente. A blindagem condutiva tem uma condutividade significativamente maior que a condutividade do tubular condutor. Por exemplo, a blindagem condutiva pode ter uma condutividade pelo menos 30 a 50 vezes maior que a condutividade do tubular condutor. O resultado final dessas características mostra uma queda surpreendente no sinal parasítico atribuível ao tubular condutor (por exemplo, tubular de perfuração).

[0027] A FIG. 1 ilustra ferramentas para uso em perfilagem eletromagnética transiente (TEM) de acordo com modalidades da presente divulgação. Referindo-se à FIG. 1, a ferramenta 100 inclui um tubular condutor 130. A ferramenta pode incluir um transmissor 110 e receptores 120 e 125 dispostos ao longo do tubular 130. O transmissor 110 pode incluir uma antena de indução, tal como a bobina de transmissor 111, como parte de um conjunto de antena. Os receptores 120 e 125 podem incluir, cada um, uma antena de indução, tal como as bobinas receptoras 121, 123, como parte dos conjuntos de antenas. Outras modalidades podem incluir transmissores ou receptores adicionais. Os conjuntos de antena são discutidos em mais detalhes abaixo em relação à FIG. 2

[0028] O transmissor 110 pode ser configurado para induzir uma corrente dependente do tempo na formação. Por exemplo, as bobinas de antena 111 podem ser acopladas a uma fonte de corrente através de circuitos de medição para produzir uma corrente variável no tempo nas bobinas de antena 111. Os receptores 120, 125 podem ser configurados para converter um sinal eletromagnético transiente dependente do tempo induzido pela formação que responde à corrente em um sinal de saída. A ferramenta 100 pode ser configurada para causar o sinal eletromagnético transiente alterando abruptamente um momento magnético do transmissor 110. Isto pode ser realizado ligando e desligando uma corrente nas bobinas do transmissor para gerar pulsos.

[0029] A corrente de comutação na bobina da antena resulta em inversão de magnetização no núcleo magnético e alteração no momento de dipolo magnético da antena. Algumas modalidades podem usar uma antena particular para os sinais de transmissão e recepção e/ou como bobinas de inversão ou outros componentes de inversão.

[0030] Muitas variações nas configurações de transmissor e receptor podem ser empregadas com sucesso. Transmissores e receptores podem variar em número, localização (por exemplo, em relação à ferramenta, uns aos outros, à broca de perfuração e assim por diante) e orientação (por exemplo, transversal, longitudinal, inclinada, etc.).

[0031] Em funcionamento, a ferramenta 100 é configurada para efetuar mudanças nos transmissores para induzir uma corrente dependente do tempo na formação. Sinais transientes ocorrem nas antenas receptoras que são induzidas pela formação que responde à corrente. O sinal induzido contém informações sobre características de formação. Assim, o receptor produz uma resposta indicativa de características de formação, tal como o parâmetro de interesse. Um processador é configurado para medir o sinal eletromagnético transiente dependente do tempo (TEM) induzido pela formação.

[0032] A ferramenta TEM 100 fica ao lado de uma interface de formação 105. Os transmissores 110 e 115 e o receptor 120 situam-se ao longo de um eixo comum 101 que é posicionado verticalmente no meio espaço superior 102 perpendicular à interface e está separado por uma distância da interface. Neste exemplo, o espaçamento transmissor- receptor é de 2 e 4 metros, respectivamente. O termo “interface” inclui uma interface fluida entre dois fluidos diferentes em uma formação de terra (por exemplo, uma frente de fluido), bem como um limite entre dois intervalos geológicos ou estratigráficos diferentes na terra (por exemplo, distância ao leito). Exemplos a seguir ao uso da distância ao leito por conveniência de ilustração, mas deve ser prontamente evidente que as modalidades em que a distância a uma interface de um tipo diferente é estimada estão dentro do âmbito da divulgação. O meio espaço superior 102 tem uma resistividade de 50 Q-m e a formação remota (meio espaço inferior) 103 é mostrada para ter uma resistividade de 1 Q-m. Deve ser notado que a configuração transmissor-receptor coaxial mostrada aqui não deve ser interpretada como uma limitação e pode ser utilizada qualquer disposição adequada incluindo, mas não limitada a, uma disposição tendo um transmissor transversal e/ou um receptor transversal.

[0033] As FIGS. 2A-2B mostram um conjunto de antena 200 de acordo com modalidades da presente divulgação. A FIG. 2A mostra uma visão esquemática cortante de uma ferramenta de acordo com modalidades da presente divulgação. A FIG. 2B mostra um corte transversal da ferramenta 210 que mostra o conjunto de antena 200.

[0034] A ferramenta 210 compreende um conjunto de antena 200 compreendendo uma antena de bobina enrolada 240 instalada num tubular condutor 250 (por exemplo, comando). O recesso 202 pode ser definido pelas superfícies do tubular. Uma luva de proteção 280 inclui a antena 240. Note que a antena 240 de bobina enrolada e a luva de proteção 280 são omitidas da FIG. 2A para evitar confusão.

[0035] O conjunto de antenas 200 compreende um recesso no tubular condutor 250 definido por pelo menos uma superfície 251 que se estende radialmente substancialmente perpendicular a um eixo longitudinal das superfícies de tubular condutor e que não se estende radialmente 252. As superfícies 251a que se estendem radialmente estão próximas da antena, enquanto as superfícies 251b que se estendem radialmente estão próximas da luva de proteção 280. A antena 240 da bobina enrolada é instalada no recesso 202 - isto é, na proximidade do tubo tubular condutor 250 a um raio do eixo longitudinal 201 da ferramenta 210, menor do que o raio geral da ferramenta. Assim nas FIGS. 2A e 2B, o recesso 202 é definido por superfícies que incluem um primeiro par de superfícies que se estendem radialmente próximo de um raio externo da ferramenta e um segundo par de superfícies que se estendem radialmente próximas da superfície 252 que não se estende radialmente.

[0036] O conjunto de antena 200 inclui uma blindagem condutora 220 cobrindo a totalidade de cada uma das várias superfícies que se estendem radialmente. A blindagem condutiva 220 tem uma condutividade significativamente maior que a condutividade do tubular condutor 250. Por exemplo, a blindagem condutiva 220 pode ter uma condutividade pelo menos 30 a 50 vezes a condutividade do tubular condutor 250. A blindagem condutiva primária 220a próxima da antena 240 é interior à luva de proteção 280 e feita de cobre. A blindagem condutiva secundária 220b está próxima da luva de proteção 280 e pode ter uma superfície formando uma parte de uma superfície exterior da ferramenta. Assim, a blindagem condutiva secundária 220b pode ser exposta a fluidos do fundo de poço. A blindagem condutiva secundária 220b pode ser mais condutiva do que a blindagem condutiva primária 220a. A blindagem condutiva secundária 220b pode ser feita de cobre- berílio (por exemplo, BF65).

[0037] Luvas de metal com fendas mecanicamente robustas com fendas alongadas têm sido tradicionalmente usadas para proteção externa de sensores eletromagnéticos ('sensores EM') em aplicações de fundo de poço, para evitar que o ambiente do poço danifique os sensores. De certa forma, este tipo de luva pode não ser ideal para uso com sensores EM transientes ou de múltiplos eixos. As fendas na manga de metal estão orientadas paralelamente ao eixo de sensibilidade do sensor. Além disso, quando usada para medição de EM transiente ('TEM'), uma luva de metal com fenda tem desvantagens, incluindo a produção de sinais parasíticos no receptor. A supressão ou o cancelamento desses sinais é problemático. No entanto, em algumas aplicações não TEM, uma luva metálica pode ter vantagens recomendando o seu uso com o sistema aqui descrito, ou a luva pode empregar blindagem condutiva, como mostrado em relação ao recesso acima, ou outras medidas tornando a luva magneticamente transparente.

[0038] Voltando à FIG. 2B, ]o uso de uma manga magneticamente transparente 280 atenua os problemas inerentes às luvas de metal com fendas da técnica anterior. A luva magneticamente transparente 280 pode ser feita de termoplásticos (tais como os da família de poliariletercetona ('PAEK')), outros polímeros, resinas ou materiais compósitos. Em uma modalidade, pode-se usar polieteretercetona ('PEEK'). Por "magneticamente transparente" entende-se que a luva é substancialmente não condutiva, de tal modo que eletricamente não irá produzir sinais parasíticos no receptor suficientes para impedir o emprego útil do instrumento na detecção de sinais TEM ou que é feito materiais não condutivos ou substancialmente não condutivos.

[0039] “Material substancialmente não condutivo”, tal como aqui utilizado, é definido como um material com uma resistividade de volume maior que 10-2 ohm-metros e podem incluir materiais compósitos (por exemplo, materiais compósitos reforçados com carbono), metais em pó, e assim por diante. “Materiais não condutivos”, tal como aqui utilizado, é definido como materiais com uma resistividade de volume maior que 103 ohm-metros.

[0040] O conjunto de antena 200 pode incluir blindagem magnética localizada 230 em porções de pelo menos uma das superfícies não radialmente estendidas 252, em torno das quais a antena 240 pode se envolver. A blindagem magnética localizada pode incluir um ou ambos de: i) material magnético (por exemplo, magnetizado); e ii) material altamente magneticamente permeável.

[0041] A blindagem magnética 240 pode ser definida como um material magnético suave de alta (~ 1.000 Hm-1) permeabilidade, como, por exemplo, ferrita. A blindagem magnética pode reduzir a intensidade das correntes parasitas no tubo e, como resultado, diminuir o efeito parasítico do tubo.

[0042] As FIGS. 3A e 3B ilustram uma comparação entre respostas modeladas de uma ferramenta coaxial tradicional (ZZ) e uma ferramenta de acordo com aspectos da presente divulgação. O uso do conjunto de antena da presente invenção reduz drasticamente o sinal do tubo. As bobinas receptoras são separadas por 2 metros e a bobina transmissora é colocada a uma distância de 2 metros do receptor mais próximo.

[0043] Referindo-se à FIG. 3A, o sinal de tubo no receptor principal 302a é 125 vezes a resposta de formação ideal (sinal de formação 301a) a 200 μs para a ferramenta convencional. Referindo-se à FIG. 3B, em comparação com a resposta da ferramenta das FIGS. 2A e 2B, onde o sinal de tubo no receptor principal 402b é apenas 50 vezes a resposta de formação ideal (sinal de formação 401b) a 200 μs, há uma melhoria do sinal em aproximadamente 2,5 vezes. A resposta para o receptor de bloqueio para ambos os casos (403a, 403b) também é mostrada.

[0044] As FIGS. 4A e 4B mostram respostas de sinal compensadas ilustrando a redução de interação tubo-formação para a ferramenta de acordo com modalidades da presente divulgação em comparação com uma ferramenta tradicional. Aqui o sinal do tubo é adicionalmente suprimido pela combinação de respostas nos sinais do receptor de 2 e 4 metros usando um coeficiente de inversão K derivado de sinais anteriores. A FIG. 4A ilustra as respostas invertidas de uma ferramenta coaxial convencional (ZZ) para uma ferramenta convencional. Os sinais são mostrados para os volumes de uma formação de terra com resistividades de 1 ohm-m (401a), 10 ohm-m (402a), 100 ohm-m (403a) em comparação com as respostas ideais de dipolo para uma formação de terra com resistividades de 1 ohm-m (404a), 10 ohm-m (405a), 100 ohm-m (406a). A FIG. 4B ilustra respostas invertidas de uma ferramenta coaxial (ZZ) da presente divulgação. Os sinais são mostrados para os volumes de uma formação de terra com resistividades de 1 ohm-m (401b), 10 ohm-m (402b), 100 ohm-m (403b) em comparação com as respostas ideais de dipolo para uma formação de terra com resistividades de 1 ohm-m (404b), 10 ohm-m (405b), 100 ohm-m (406b). Como pode ser visto a partir da FIG. 4B, os sinais invertidos estão mais próximos de coincidir com o dipolo ideal durante a maior parte do tempo no intervalo de interesse quando é utilizado o conjunto de antena melhorado da presente divulgação.

[0045] As FIGS. 3A e 3B ilustram uma comparação entre respostas modeladas de uma ferramenta coaxial tradicional (ZZ) e uma ferramenta de acordo com aspectos da presente divulgação. O uso do conjunto de antena da presente invenção reduz drasticamente o sinal do tubo. As FIGS. 4A e 4B mostram respostas de sinal compensadas ilustrando a redução de interação tubo-formação para a ferramenta de acordo com modalidades da presente divulgação em comparação com uma ferramenta tradicional. As FIGS. 5A e FIG. 5B ilustram outras modalidades da presente divulgação. Embora modalidades tenham sido descritas em relação às FIGS. 2A e 2B, em que a blindagem condutiva compreende um primeiro par de blindagens condutivas cobrindo o primeiro par de superfícies que se estendem radialmente e um segundo par de blindagens condutivas cobrindo o segundo par de superfícies que se estendem radialmente, em particular a blindagem condutiva pode cobrir todas as superfícies 501 do recesso não coberto pela blindagem magnética localizada, como mostrado na FIG. 5A. Em outras modalidades, a blindagem condutiva 520a pode se estender ao longo de um anel formado pela antena 540 (e blindagem magnética 530) e o tubular de diâmetro reduzido 550. Referindo-se à FIG. 5B, a blindagem condutiva 520a separa a antena 540 e a blindagem magnética 530 das superfícies 551a e 552 do tubular de diâmetro reduzido 550.

[0046] As FIGS. 3A e 3B ilustram uma comparação entre respostas modeladas de uma ferramenta coaxial tradicional (ZZ) e uma ferramenta de acordo com aspectos da presente divulgação. O uso do conjunto de antena da presente invenção reduz drasticamente o sinal do tubo. As FIGS. 4A e 4B mostram respostas de sinal compensadas ilustrando a redução de interação tubo-formação para a ferramenta de acordo com modalidades da presente divulgação em comparação com uma ferramenta tradicional. As FIGS. 5A e FIG. 5B ilustram outras modalidades da presente divulgação. A FIG. 6 é um diagrama esquemático de um sistema de perfuração de exemplo 10 de acordo com modalidades da divulgação. A FIG. 6 mostra uma coluna de perfuração 620 que inclui uma composição de fundo (BHA) 690 transportada num poço 626. O sistema de perfuração 10 inclui uma torre convencional 611 erguida numa plataforma ou piso 612 o qual apoia uma mesa rotativa 614 que é girada por um motor principal (não mostrado), tal como um motor elétrico (não mostrado) a uma velocidade de rotação desejada. Uma tubulação (tal como tubo de perfuração articulado 622), tendo o conjunto de perfuração 690 fixado na sua extremidade inferior da superfície até o fundo 651 do poço 626. Uma broca de perfuração 650, fixada ao conjunto de perfuração 690, desintegra as formações geológicas quando ela é girada para perfurar o poço 626. A coluna de perfuração 620 é acoplada a um guincho de perfuração 630 através de uma junta Kelly 621, giro 628 e linha 629 através de uma polia. O guincho de perfuração 630 é operado para controlar o peso na broca (“WOB”). A coluna de perfuração 620 pode ser girada por um top drive (não mostrado) em vez do motor principal e da mesa rotativa 614. Alternativamente, uma tubulação espiralada pode ser usada como a tubulação 622. Um injetor de tubulação 614a pode ser usado para transportar a tubulação espiralada tendo o conjunto de perfuração fixado na sua extremidade inferior. As operações dos guinchos de perfuração 630 e do injetor de tubulação 614a são conhecidas na técnica e, portanto, não são aqui descritas em detalhes.

[0047] Um fluido de perfuração adequado 631 (também referido como a "lama") de uma fonte 632 da mesma, tal como um depósito de lama, é circulado sob pressão através da coluna de perfuração 620 por uma bomba de lama 634. O fluido de perfuração 631 passa da bomba de lama 634 para a coluna de perfuração 620 através de um desidratador 636 e da linha de fluido 638. O fluido de perfuração 631a do tubular de perfuração descarrega no fundo do poço 651 através de aberturas na broca de perfuração 650. O fluido de perfuração de retorno 631b circula furo acima através do espaço anular 627 entre a coluna de perfuração 620 e o poço 626 e retorna ao depósito de lama 632 através de uma linha de retorno 635 e tela de fragmentos e cascalhos de perfuração 685 que remove os fragmentos e cascalhos de perfuração 686 do fluido de perfuração de retorno 631b . Um sensor S1 na linha 638 fornece informações sobre a taxa de fluxo de fluido. Um sensor de torque de superfície S2 e um sensor S3 associado à coluna de perfuração 620, respectivamente, fornecem informações sobre o torque e a velocidade de rotação da coluna de perfuração 620. A velocidade de injeção da tubulação é determinada a partir do sensor S5, enquanto o sensor S6 fornece a carga de gancho da coluna de perfuração 620.

[0048] O sistema de controle de poço 647 é colocado na extremidade superior do poço 626. O sistema de controle de poço 647 inclui uma pilha de conjuntos de preventores (BOP) 615 e um estrangulamento de superfície 649 em comunicação com o anular de furo de poço 627. O estrangulamento de superfície 649 pode controlar o fluxo de fluido para fora do poço 626 para fornecer uma contrapressão conforme necessário para controlar o poço.

[0049] Em algumas aplicações, a broca de perfuração 650 é girada apenas girando o tubo de perfuração 622. No entanto, em muitas outras aplicações, um motor de fundo de poço 655 (motor de lama) disposto na BHA 690 também gira a broca de perfuração 650. A taxa de penetração (ROP) para uma dada BHA depende grandemente do WOB ou da força de empuxo na broca de perfuração 650 e da sua velocidade de rotação.

[0050] Uma unidade de controle de superfície ou controlador 640 recebe sinais dos sensores e dispositivos de fundo de poço através de um sensor 643 colocado na linha de fluido 638 e sinais dos sensores S1-S6 e outros sensores utilizados no sistema 10 e processa esses sinais de acordo com instruções programadas fornecidas à unidade de controle de superfície 660. A unidade de controle de superfície 640 exibe parâmetros de perfuração e outras informações desejadas em um mostrador/monitor 641 que é usado por um operador para controlar as operações de perfuração. A unidade de controle de superfície 640 pode ser uma unidade baseada em computador que pode incluir um processador 642 (tal como um microprocessador), um dispositivo de armazenamento 644, tal como uma memória de estado sólido, fita ou disco rígido e um ou mais programas de computador 646 no dispositivo de armazenamento 644 que são acessíveis ao processador 642 para executar instruções contidas em tais programas. A unidade de controle de superfície 640 pode ainda comunicar com uma unidade de controle remota 648. A unidade de controle de superfície 640 pode processar dados relacionados com as operações de perfuração, dados dos sensores e dispositivos na superfície e dados recebidos do fundo de poço, e pode controlar uma ou mais operações dos dispositivos de fundo de poço e de superfície. Os dados podem ser transmitidos em formato analógico ou digital.

[0051] A BHA 690 pode incluir uma ferramenta 600 configurada para realizar medições eletromagnéticas transientes (TEM). A BHA 690 também pode conter outros sensores ou dispositivos de avaliação de formação (também denominados sensores de medição durante a perfuração ("MWD") ou perfilagem durante a perfuração ("LWD")) determinando resistividade, densidade, porosidade, permeabilidade, propriedades acústicas, propriedades de ressonância magnética nuclear, pressões de formação, propriedades ou características dos fluidos no fundo de poço e outras propriedades desejadas da formação 695 circundando a BHA 690. Por conveniência, todos esses sensores são geralmente denotados aqui pelo numeral 665. A BHA 690 pode ainda incluir uma variedade de outros sensores e dispositivos 659 para determinar uma ou mais propriedades da BHA 690, tal como vibração, momento de flexão, aceleração, oscilações, turbilhonamento, prisão- deslizamento, peso na broca, taxa de fluxo de fluido, pressão, temperatura, taxa de penetração, azimute, face da ferramenta, rotação da broca de perfuração, etc.

[0052] A BHA 690 pode incluir um aparelho ou ferramenta de orientação 658 para orientar a broca de perfuração 650 ao longo de um caminho de perfuração desejado. Em um aspecto, o aparelho de orientação pode incluir uma unidade de orientação 660 tendo uma série de elementos de aplicação de força 661a-661n. Os elementos de aplicação de força podem ser montados diretamente na coluna de perfuração, ou podem ser pelo menos parcialmente integrados ao motor de perfuração. Em outro aspecto, os elementos de aplicação de força podem ser montados em uma luva a qual é rotativa em torno do eixo central da coluna de perfuração. Os elementos de aplicação de força podem ser ativados usando atuadores eletromecânicos, eletro- hidráulicos ou lama-hidráulicos. Em ainda outra modalidade, o aparelho de orientação pode incluir uma unidade de orientação 658 tendo um sub dobrado e um primeiro dispositivo de orientação 658a para orientar o sub dobrado no furo de poço e o segundo dispositivo de orientação 658b para manter o sub dobrado ao longo de uma direção de perfuração selecionada. A unidade de orientação 658, 660 pode incluir inclinômetros e magnetômetros próximos da broca.

[0053] O sistema de perfuração 10 pode incluir sensores, circuitos e software e algoritmos de processamento para fornecer informações sobre parâmetros de perfuração desejados relativos à BHA, coluna de perfuração, a broca de perfuração e o equipamento de fundo de poço, tal como um motor de perfuração, unidade de orientação, impulsores, etc. Muitos sistemas de perfuração atuais, especialmente para perfuração de furos de poço altamente desviados e horizontais, utilizam tubos enrolados para transportar a composição de perfuração no fundo do poço. Em tais aplicações, um impulsor pode ser implantado na coluna de perfuração 620 para fornecer a força requerida na broca de perfuração.

[0054] Sensores exemplares para determinar parâmetros de perfuração incluem, mas não estão limitados a sensores de broca de perfuração, um sensor de RPM, um sensor de peso na broca, sensores para medir parâmetros de motor de lama (por exemplo, temperatura do estator do motor de lama, pressão diferencial através de um motor de lama e taxa de fluxo de fluido através de um motor de lama) e sensores para medir aceleração, vibração, giro, deslocamento radial, prisão- deslizamento, torque, choque, vibração, deformação, tensão, momento de flexão, ressalto de broca, empuxo axial, fricção, rotação para trás, empenamento da BHA e empuxo radial. Os sensores distribuídos ao longo da coluna de perfuração podem medir grandezas físicas como aceleração e deformação da coluna de perfuração, pressões internas no furo da coluna de perfuração, pressão externa no anel, vibração, temperatura, intensidades de campo elétrico e magnético dentro da coluna de perfuração, furo da coluna de perfuração da broca, etc. Os sistemas adequados para fazer medições dinâmicas no fundo do poço incluem o COPILOT, um sistema de medição de fundo de poço, fabricado pela BAKER HUGHES INCORPORATED.

[0055] O sistema de perfuração 10 pode incluir um ou mais processadores de fundo de poço num local adequado, tal como 693 na BHA 690. O(s) processador(es) pode(m) ser um microprocessador que utiliza um programa de computador implementado em um meio legível por computador não transitório adequado que permite ao processador realizar o controle e o processamento. O meio legível por computador não transitório pode incluir uma ou mais ROMs, EPROMs, EAROMs, EEPROMs, memórias flash, RAMs, discos rígidos e/ou discos ópticos. Outros equipamentos, tais como barramentos de energia e de dados, fontes de alimentação e semelhantes, serão evidentes para um versado na técnica. Numa modalidade, o sistema MWD utiliza telemetria de pulso de lama para comunicar dados de uma localização do fundo do poço para a superfície enquanto as operações de perfuração ocorrem. O processador de superfície 642 pode processar os dados medidos de superfície, juntamente com os dados transmitidos do processador de fundo de poço, para avaliar a formação. Embora uma coluna de perfuração 620 seja mostrada como um dispositivo de transporte para a ferramenta 600, deve ser entendido que modalidades da presente divulgação podem ser usadas em conexão com ferramentas transportadas via sistemas de transporte rígidos (por exemplo, tubular articulado ou tubulação espiralada) bem como não rígidos (por exemplo, cabo de aço, cabo liso, e-line, etc. ). O sistema de perfuração 10 pode incluir uma composição de fundo e/ou sensores e equipamentos para implementação de modalidades da presente divulgação em qualquer uma de uma coluna de perfuração ou um cabo de aço.

[0056] Um ponto de novidade do sistema ilustrado na FIG. 6 é que o processador de superfície 642 e/ou o processador de fundo de poço 693 estão configurados para executar certos métodos (discutidos abaixo) que não estão na técnica anterior. O processador de superfície 642 ou o processador de fundo de poço 693 pode ser configurado para controlar o aparelho de orientação 658, a bomba de lama 634, os guinchos de perfuração 630, a mesa giratória 614, o motor de fundo de poço 655, outros componentes do BHA 690 ou outros componentes do sistema de perfuração 10. O processador de superfície 642 ou o processador de fundo de poço 693 podem ser configurados para controlar os sensores descritos acima e para estimar uma propriedade da formação de terra de acordo com os métodos aqui descritos.

[0057] O controle destes componentes pode ser realizado usando um ou mais modelos utilizando métodos descritos abaixo. Por exemplo, o processador de superfície 642 ou o processador de fundo de poço 693 pode ser configurado para modificar operações de perfuração i) autonomamente mediante condições de disparo, ii) em resposta a comandos do operador, ou iii) combinações destes. Tais modificações podem incluir mudar parâmetros de perfuração, orientar a broca de perfuração (por exemplo, geo-orientação) e assim por diante. O controle desses dispositivos e dos vários processos do sistema de perfuração geralmente pode ser realizado de forma completamente automática ou através da interação com o pessoal através de notificações, representações gráficas, interfaces de usuário e semelhantes. Informações de referência acessíveis ao processador também podem ser usadas. Em algumas modalidades gerais, o processador de superfície 642, o processador de fundo de poço 693 ou outros processadores (por exemplo, processadores remotos) podem ser configurados para operar a ferramenta TEM 600 para induzir e medir os sinais de TEM.

[0058] A FIG. 7 ilustra um método 700 para estimar uma propriedade da formação de terra de acordo com modalidades da presente divulgação. Medições de calibração transiente são feitas 701 em uma zona homogênea, como no ar (isto é, sem formação ao redor) e dois sinais C1(t) e C2(t), atribuíveis a R1 e R2, respectivamente, são recebidos. Na etapa 703, um coeficiente de inversão dependente do tempo pode ser estimado utilizando um processador. Por exemplo, o coeficiente de inversão pode ser calculado como K(t)=C2(t)/C1(t)(1) usando o processador. Alternativamente, o coeficiente pode ser estimado minimizando a diferença entre C1(t) e C2(t) em um sentido menos quadrado. Por exemplo, a estimativa de K (t) pode ser realizada encontrando

correspondente a M L3

em que C1 é o primeiro sinal TEM dependente do tempo e C2 é o segundo sinal TEM dependente do tempo, M1 é um momento magnético do primeiro transmissor, M2 é um momento magnético do segundo receptor, L31 é a distância do primeiro receptor ao transmissor e L32 é a distância do segundo receptor ao transmissor, e N é um número de amostras de medição em tempos distintos correspondentes tEu. Como outra alternativa, o coeficiente de inversão pode ser estimado de acordo com a fórmula:

em que M1 é um momento magnético do primeiro receptor, M2 é um momento magnético do segundo receptor, L31 é a distância do primeiro receptor ao transmissor e L32 é a distância do segundo receptor ao transmissor.

[0059] As etapas 701 e 703 compreendem um modo de inversão. Na etapa 705, são feitas medições transientes no fundo do poço e dois sinais S1(t) e S2(t) são adquiridos, que correspondem aos receptores R1 e R2. As medições podem ser feitas sequencialmente, ou a medição correspondente a R1 pode ser feita durante a medição correspondente a R2 (por exemplo, simultaneamente). Em seguida, um processador é usado para processar os dois sinais S1(t) e S2(t) para estimar o sinal diferencial (invertido). Isto pode ser realizado na etapa 707 de acordo com a equação

[0060] Embora, o primeiro sinal TEM dependente do tempo e o segundo sinal TEM dependente do tempo incluam contribuições reduzidas do sinal parasítico do tubular, o coeficiente de inversão K (t) está configurado de tal forma que o sinal de ΔS (t)) está substancialmente livre de efeitos de sinal parasíticos do tubular.

[0061] As etapas 705 e 707 constituem o principal modo operacional. Em seguida, os parâmetros de interesse são estimados usando o sinal invertido na etapa 709. Por exemplo, uma inversão do sinal diferencial (invertido) AS(t) pode ser feito na etapa 709 dando um resultado que substancialmente não é afetado pelo tubo condutivo para encontrar valores de propriedades da formação circundante (por exemplo, propriedades de resistividade). A propriedade para a qual um valor é estimado pode incluir uma resistividade de formação, uma condutividade de formação, uma constante dielétrica de formação, uma distância a uma interface como contato água-óleo e/ou uma distância a uma interface à frente da formação da broca. A etapa opcional 711 pode incluir o uso da propriedade da formação de terra para conduzir operações adicionais na formação de terra. A etapa 711 pode ser realizada modificando as operações de perfuração no poço (por exemplo, geo-orientação) dependendo de um ou mais valores estimados da propriedade de formação (por exemplo, distância à interface).

[0062] FIG. 8 ilustra um método para fazer uma medição transiente de acordo com modalidades da presente divulgação. A etapa opcional 805 do método 800 pode incluir executar uma operação de perfuração em um poço. Por exemplo, uma coluna de perfuração pode ser usada para formar (por exemplo, perfurar) o poço. A etapa opcional 810 pode incluir o transporte de uma ferramenta TEM 800 com uma pluralidade de transmissores e um receptor num tubular condutor no poço de um transportador. Por exemplo, uma ferramenta (por exemplo, ferramenta 100) pode ser transportada na coluna de perfuração.

[0063] A etapa 820 do método 800 inclui induzir uma primeira corrente na formação de terra usando um transmissor. Isto pode ser realizado alterando abruptamente um momento magnético do transmissor no poço. A etapa 825 do método 800 inclui medir com o primeiro receptor um primeiro sinal eletromagnético transiente dependente do tempo (TEM) induzido pela formação que responde à primeira corrente, o que produz uma primeira medição de TEM. O sinal pode ser gerado no receptor (ou indicativo do sinal gerado no receptor) e causado pela formação responsiva à corrente.

[0064] A etapa 830 do método 800 inclui induzir uma segunda corrente na formação de terra usando o transmissor. Isto pode ser realizado alterando abruptamente um momento magnético do transmissor no poço. A etapa 835 do método 800 inclui medir com o segundo receptor um segundo sinal eletromagnético transiente dependente do tempo (TEM) induzido pela formação que responde à segunda corrente, que produz uma segunda medição de TEM. O sinal pode ser gerado no segundo receptor (ou indicativo do sinal gerado no receptor) e causado pela formação responsiva à corrente.

[0065] Modelos matemáticos, tabelas de consulta, redes neurais ou outros modelos representando as relações entre os sinais e os valores das propriedades de formação podem ser usados para caracterizar a operação de perfuração, otimizar um ou mais parâmetros de perfuração de uma operação de perfuração, mudar a direção da perfuração ou, de outro modo, modificar as operações de perfuração no poço. O sistema pode realizar estas ações por meio de notificações, conselhos e/ou controle inteligente.

[0066] O termo "dispositivo de transporte" ou "transportador" como usado acima significa qualquer dispositivo, componente de dispositivo, combinação de dispositivos, meios e/ou elemento que possa ser usado para transportar, alojar, suportar ou, de outra forma, facilitar o uso de outro dispositivo, componente de dispositivo, combinação de dispositivos, meios e/ou elementos. Dispositivos de transporte não limitativos exemplares incluem colunas de perfuração do tipo de tubo espiralado, do tipo de tubo articulado e qualquer combinação ou porção das mesmas. Outros exemplos de dispositivos de transporte incluem tubos de revestimento, cabos de aço, sondas de cabo de aço, sondas de cabo liso, drop shots, subs de fundo de poço, BHA's, insertos de coluna de perfuração, módulos, alojamentos internos e porções de substrato dos mesmos e tratores de autopropulsão. "Tubular", tal como aqui utilizado, significa um ou mais segmentos de tubular, incluindo, por exemplo, tubo de perfuração, comando, mandril e assim por diante.

[0067] O termo “informações” como usado aqui inclui qualquer forma de informações (analógica, digital, EM, impressa, etc. ). Tal como aqui utilizado, um processador é qualquer dispositivo de processamento de informações que transmite, recebe, manipula, converte, calcula, modula, transpõe, transporta, armazena ou utiliza informações. Em vários aspectos não limitativos da divulgação, um processador inclui um computador que executa instruções programadas para executar vários métodos. Essas instruções podem fornecer a operação do equipamento, controle, coleta e análise de dados e outras funções além das funções descritas nesta divulgação. O processador pode executar instruções armazenadas em memória de computador acessíveis ao processador, ou pode empregar lógica implementada como matrizes de portas programáveis em campo ('FPGAs'), circuitos integrados específicos da aplicação ('ASICs'), outro hardware de lógica combinatória ou sequencial e assim por diante.

[0068] Assim, a configuração do processador pode incluir conexão operativa com memória residente e periféricos para executar instruções programadas. Em algumas modalidades, a estimativa do parâmetro de interesse pode envolver a aplicação de um modelo. O modelo pode incluir, mas não está limitado a (i) uma equação matemática, (ii) um algoritmo, (iii) uma base de dados de parâmetros associados, ou uma combinação dos mesmos.

[0069] Como utilizado acima, um processador é qualquer dispositivo que transmite, recebe, manipula, converte, calcula, modula, transpõe, transporta, armazena ou utiliza informações. Em vários aspectos não limitativos da divulgação, um dispositivo de processamento de informação inclui um computador que executa instruções programadas para executar vários métodos. Aqui, o termo “informação” pode incluir um ou mais de:dados brutos, dados processados e sinais.

[0070] O tubular condutor como descrito acima pode ser construído a partir de materiais condutivos ou materiais de condutividade reduzida. Materiais condutivos são definidos como tendo uma resistividade inferior a 10-5 ohm-metros (por exemplo, cobre, prata, aço, etc. ). Materiais de condutividade reduzida podem ter uma resistividade entre 10-5 ohm-metros e 10-2 ohm-metros. Exemplos de materiais de condutividade reduzida incluem materiais compostos, metais em pó e assim por diante. Um tipo específico de materiais compósitos inclui materiais compósitos reforçados com carbono. Esses materiais possuem filamentos de carbono condutivos embutidos em seu material de matriz (por exemplo, resina), o que os torna levemente condutivos.

[0071] Por “substancialmente livre de efeitos de sinal parasítico” entende-se que o modelo com um tubo está dentro de um desvio tolerável do modelo sem tubo, em que o desvio é suficientemente baixo para permitir o uso de sinais TEM gerados em conexão com este para determinar um valor de uma propriedade da formação à frente da broca, exemplos de tal desvio incluindo, por exemplo, menos que 5 por cento, menos que 4 por cento, menos que 3 por cento, menos que 2 por cento, menos que 1 por cento e assim por diante até e incluindo a diferença zero.

[0072] O termo “predominantemente” refere-se a uma quantidade de corrente induzida em uma profundidade de investigação na formação de terra em relação a uma quantidade de corrente induzida em outra profundidade na formação de terra. Uma quantidade predominantemente maior de corrente induzida na profundidade de interesse fornecerá uma resposta de energia eletromagnética que pode ser relacionada a uma propriedade da formação de terra na profundidade da investigação. Tal como aqui utilizado, o termo "predominantemente" refere-se pelo menos a uma quantidade mínima de aumento nas correntes induzidas na profundidade de investigação com respeito a outras profundidades, sendo necessária a quantidade mínima para ser capaz de estimar uma propriedade da formação de terra no profundidade de investigação da resposta.

[0073] Os parâmetros estimados de interesse podem ser armazenados (registrados) como informações ou representados visualmente em um monitor. Aspectos da presente divulgação referem- se à modelagem de um volume de uma formação de terra usando o parâmetro estimado de interesse, como, por exemplo, associando valores de parâmetros estimados com partes do volume de interesse aos quais eles correspondem. O modelo da formação de terra gerado e mantido em aspectos da divulgação pode ser implementado como uma representação da formação de terra armazenada como informação. As informações (por exemplo, dados) podem ser armazenadas em um meio legível por máquina não transitório e renderizadas (por exemplo, representadas visualmente) em um monitor.

[0074] O controle de componentes de aparelhos e sistemas aqui descritos pode ser realizado utilizando um ou mais modelos como descrito acima. Por exemplo, pelo menos um processador pode ser configurado para modificar operações i) autonomamente em condições de disparo, ii) em resposta a comandos do operador, ou iii) combinações dos mesmos. Tais modificações podem incluir a alteração dos parâmetros de perfuração, a direção da broca (por exemplo, geo- orientação), a alteração de um programa de lama, medições de otimização e assim por diante. O controle desses dispositivos e dos vários processos do sistema de perfuração geralmente pode ser realizado de forma completamente automática ou através da interação com o pessoal através de notificações, representações gráficas, interfaces de usuário e semelhantes. Informações de referência acessíveis ao processador também podem ser usadas.

[0075] O processamento das medições por um processador pode ocorrer na ferramenta ou em um local remoto. A aquisição de dados pode ser controlada pelo menos em parte pelos eletrônicos. Implícito no controle e processamento dos dados está o uso de um programa de computador em um meio legível por máquina não transitório adequado que permite aos processadores executar o controle e o processamento. O meio legível por máquina não transitório pode incluir ROMs, EPROMs, EEPROMs, memórias flash e discos ópticos. O termo processador destina-se a incluir dispositivos como um arranjo de portas programáveis em campo (FPGA).

[0076] Embora a presente divulgação seja discutida no contexto de um poço produtor de hidrocarbonetos, deve-se entender que a presente divulgação pode ser utilizada em qualquer ambiente de poço (por exemplo, um poço de água ou geotérmica).

[0077] A presente divulgação é suscetível a modalidades de formas diferentes. São mostrados nos desenhos, e aqui são descritos em detalhes, modalidades específicas da presente divulgação, entendendo que a presente divulgação deve ser considerada uma exemplificação dos princípios da divulgação e não se destina a limitar a divulgação ao ilustrado e aqui descrito. Embora a descrição anterior seja dirigida às modalidades de um modo da divulgação, várias modificações serão evidentes para os versados na técnica. Pretende-se que todas as variações sejam abrangidas pela divulgação anterior.

Claims (12)

1. Aparelho para estimar um valor de uma propriedade de resistividade de uma formação de terra interseccionada por um furo de poço (626), o aparelho compreendendo: um tubular eletricamente condutor (130, 250, 550) transportável no furo de poço (626); pelo menos um transmissor (110, 115) associado ao tubular condutor (130, 250, 550) configurado para propagar um campo eletromagnético na formação de terra; e pelo menos um receptor (120, 125) associado ao tubular condutor (130, 250, 550) configurado para receber um sinal eletromagnético resultante da interação de um campo eletromagnético com a referida formação de terra; em que o pelo menos um transmissor (110, 115) e pelo menos um receptor (120, 125) empregam pelo menos um de uma pluralidade de conjuntos de antena (200) no tubular condutor (130, 250, 550), em que cada conjunto de antena (200) compreende: um recesso (202) no tubular condutor (130, 250, 550) definido por pelo menos uma superfície que se estende radialmente (251) substancialmente perpendicular a um eixo longitudinal (201) das superfícies de tubular condutor (130, 250, 550) e que se estendem não radialmente (252). uma antena (240, 540) no recesso (202); e blindagem condutiva (220, 520a), a blindagem condutiva (220, 520a) tendo uma condutividade pelo menos 30 vezes maior que uma condutividade do tubular condutor (130, 250, 550), e caracterizado pelo fato de que a blindagem condutiva (220, 520a) cobre a totalidade de cada da pelo menos uma superfície que se estende radialmente (251).

2. Aparelho, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que o tubular condutor (130, 250, 550) compreende uma ferramenta de fundo de poço e o recesso (202) é definido por um primeiro par de superfícies que se estendem radialmente (251b) próximo de um raio externo da ferramenta e um segundo par de superfícies que se estendem radialmente (251a) próximo às superfícies que se estendem não radialmente (252).

3. Aparelho, de acordo com a reivindicação 2, caracterizado pelo fato de que a blindagem condutiva (220, 520a) compreende um primeiro par de blindagens condutivas (220b) cobrindo o primeiro par de superfícies que se estendem radialmente (251b) e um segundo par de blindagens condutivas (220a) cobrindo o segundo par de superfícies que se estendem radialmente (251a).

4. Aparelho, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que o conjunto de antenas (200) compreende ainda uma luva magneticamente transparente (280), a luva magneticamente transparente (280) envolvendo a antena (240, 540) e cooperando com o tubo tubular condutor (130, 250, 550) para encapsular a antena (240, 540).

5. Aparelho, de acordo com a reivindicação 4, caracterizado pelo fato de que a blindagem condutiva (220) compreende um par de blindagens condutivas (220a, 220b) interiores à luva magneticamente transparente (280).

6. Aparelho, de acordo com a reivindicação 5, caracterizado pelo fato de que cada um dos outros pares de blindagens condutivas circunferenciais (220a, 220b) encosta e é não incluso pela luva magneticamente transparente (280).

7. Aparelho, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que compreende blindagem magnética localizada (230, 530) em partes de pelo menos uma das superfícies que não se estendem radialmente (252), a blindagem magnética localizada (230, 530) compreendendo pelo menos um de: i) material magnético; e ii) material altamente magneticamente permeável; e em que a antena (240, 540) envolve a blindagem magnética localizada (230, 530).

8. Aparelho, de acordo com a reivindicação 7, caracterizado pelo fato de que a blindagem condutiva (220, 520a) compreende uma blindagem condutiva num anel entre o tubular condutor (130, 250, 550) e a blindagem magnética localizada (230, 530).

9. Aparelho, de acordo com a reivindicação 7, caracterizado pelo fato de que a blindagem condutiva (220, 520a) cobre todas as superfícies (551a, 552) do recesso não cobertas pela blindagem magnética localizada (230, 530).

10. Aparelho, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que compreende pelo menos um processador (642) configurado para: ativar transitoriamente o pelo menos um transmissor (110, 115) para induzir uma corrente na formação de terra; receber um sinal transiente induzido pela formação de terra que responde à corrente no, pelo menos, um receptor (120, 125); estimar um parâmetro de interesse da formação usando o sinal transiente.

11. Aparelho, de acordo com a reivindicação 10, caracterizado pelo fato de que o pelo menos um processador (642) é configurado adicionalmente para estimar o parâmetro de interesse executando uma inversão usando um modelo 1-D sem usar uma representação do tubular condutor (130, 250, 550).

12. Aparelho, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que a blindagem condutiva (250, 520a) tem uma condutividade pelo menos 50 vezes maior que a condutividade do tubular condutor (130, 250, 550).

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