BR112019009203B1 - Conjunto de antenas, e, método de obter medições de uma formação subterrânea - Google Patents

Abstract

Um perfil de caminho de antena de camada única é fornecido. Um conjunto de antenas para o perfil de antena de camada única inclui uma bobina tendo um corpo cilíndrico que define uma superfície radial externa, uma superfície radial interna e um eixo central. O conjunto de antenas também inclui um ou mais canais definidos na superfície radial externa. Em alguns aspectos, cada canal é definido por uma superfície interna curvada de forma contínua com um raio constante. Em alguns aspectos, a superfície interna se estende mais de 180, mas menos que 360, definindo assim uma abertura no corpo. O conjunto de antenas também inclui uma bobina incluindo um fio enrolado em torno da bobina e recebido dentro de um ou mais canais. Em alguns aspectos, uma porção arqueada do fio se estende através da abertura, de modo que uma porção do fio sobressai para fora do canal.

Description

CAMPO TÉCNICO

[001] A presente divulgação se refere, em geral, a sistemas de antenas e, mais particularmente a, por exemplo, sem limitação, um perfil de caminho de antena de camada única.

ESTADO DA TÉCNICA

[002] Durante as operações de perfuração para a extração de hidrocarbonetos, uma variedade de técnicas de gravação e transmissão é usada para fornecer ou gravar dados em tempo real a partir da vizinhança de uma broca de perfuração. As medições de formações subterrâneas circundantes podem ser feitas ao longo de operações de perfuração usando ferramentas de medição de fundo do poço e de perfilagem, tais como ferramentas de medição durante a perfuração (MWD) e/ou perfilagem contínua (LWD), que ajudam a caracterizar as formações e ajudar a fazer decisões operacionais. Mais particularmente, tais ferramentas de perfilagem de poço de petróleo fazem medições usadas para determinar a resistividade elétrica (ou a sua inversa, condutividade) das formações subterrâneas circundantes a serem penetradas, em que a resistividade elétrica indica várias características geológicas das formações. As medições de resistividade podem ser feitas usando uma ou mais antenas acopladas ou de outra forma associadas com as ferramentas de perfilagem de poço de petróleo.

[003] As antenas de ferramentas de perfilagem são muitas vezes formadas pelo posicionamento das curvaturas da bobina em torno de uma seção axial da ferramenta de perfilagem de poço de petróleo, tal como um colar de perfuração. Um material de ferrita ou “ferritas” são algumas vezes posicionados abaixo das curvaturas da bobina para aumentar a eficiência e/ou a sensibilidade da antena. As ferritas facilitam um maior caminho de permeabilidade magnética (isto é, um conduto de fluxo) para o campo magnético gerado pelas curvaturas da bobina e ajudam a proteger as curvaturas de bonina do colar de perfuração e perdas associadas (por exemplo, correntes parasitas geradas no colar de perfuração).

BREVE DESCRIÇÃO DOS DESENHOS

[004] As figuras seguintes são incluídas para ilustrar certos aspectos da presente divulgação, e não devem ser vistas como modalidades exclusivas. O assunto divulgado é capaz de modificações consideráveis, alterações, combinações e equivalentes em forma e função, sem se afastar do escopo desta divulgação.

[005] A FIG. 1 é um diagrama esquemático de um exemplo de sistema de perfuração que pode empregar os princípios da presente divulgação.

[006] A FIG. 2 é um diagrama esquemático de um exemplo de sistema de perfilagem a cabo que pode empregar os princípios da presente divulgação.

[007] As FIGS. 3A e 3B são vistas de um exemplo conjunto de antenas.

[008] A FIG. 4A é uma vista lateral parcial de um exemplo de bobina.

[009] A FIG. 4B é uma vista lateral em seção transversal parcial da bobina da FIG. 4A.

[0010] A FIG. 5 é uma vista lateral em seção transversal ampliada de um exemplo de canal da bobina das FIGS. 4A-4B com um fio recebido na mesma.

[0011] A FIG. 6 é uma vista lateral em seção transversal de um exemplo de moinho de canais ao lado de uma vista lateral em seção do fio da FIG. 5

DESCRIÇÃO DETALHADA

[0012] A presente divulgação se refere em geral a ferramenta de perfilagem de poço de petróleo usadas na indústria de petróleo e gás e, mais particularmente, bobinas de antena usadas em ferramenta de perfilagem de poço de petróleo e métodos de envolver curvaturas de bobinas em torno de uma bobina de antena.

[0013] A FIG. 1 é um diagrama esquemático de um exemplo de sistema de perfuração 100 que pode empregar os princípios da presente divulgação, de acordo com uma ou mais modalidades. Como ilustrado, o sistema de perfuração 100 pode incluir uma plataforma de perfuração 102 posicionada na superfície e um poço de petróleo 104 que se estende a partir da plataforma de perfuração 102 para uma ou mais formações subterrâneas 106. Em outras modalidades, tal como em uma operação de perfuração em alto mar, um volume de água pode separar a plataforma de perfuração 102 e o poço de petróleo 104.

[0014] O sistema de perfuração 100 pode incluir um guindaste 108 suportado pela plataforma de perfuração 102 e tendo um bloco de deslocamento 110 para elevar e abaixar uma coluna de perfuração 112. Uma haste quadrada 114 pode suportar a coluna de perfuração 112 à medida que é baixada através de uma mesa rotativa 116. Uma broca de perfuração 118 pode ser acoplada à coluna de perfuração 112 e acionada por um motor no fundo do poço e/ou por rotação da coluna de perfuração 112 pela mesa rotativa 116. Quando a broca de perfuração 118 roda, ela cria o poço de petróleo 104, que penetra nas formações subterrâneas 106. Uma bomba 120 pode circular o fluido de perfuração através de um tubo de alimentação 122 e a haste quadrada 114, o fundo do poço através da parte interna da coluna de perfuração 112, através de orifícios na broca de perfuração 118, de volta à superfície através do anel definido em torno da coluna de perfuração 112, e em um poço de retenção 124. O fluido de perfuração arrefece a broca de perfuração 118 durante a operação e transporta as aparas do poço de petróleo 104 para o poço de retenção 124.

[0015] O sistema de perfuração 100 pode ainda incluir um conjunto de orifício inferior (BHA) acoplado à coluna de perfuração 112 perto da broca de perfuração 118. O BHA pode compreender várias ferramentas de medição de fundo de poço, tais como, mas não se limitando a, ferramentas de medição durante a perfuração (MWD) e perfilagem contínua (LWD), que podem ser configuradas para fazer medições de fundo do poço em condições de perfuração. As ferramentas de MWD e LWD podem incluir pelo menos uma ferramenta de perfilagem de poço de petróleo 126, que pode compreender uma ou mais antenas espaçadas axialmente ao longo do comprimento da ferramenta de perfilagem de poço de petróleo 126 e capazes de receber e/ou transmitir sinais eletromagnéticos (EM). A ferramenta de perfilagem de poço de petróleo 126 pode ainda compreender uma pluralidade de ferritas usadas para proteger os sinais de EM e, desse modo, aumentar a sensibilidade azimutal da ferramenta de perfilagem de poço de petróleo 126.

[0016] À medida que a broca de perfuração 118 se estende no poço de petróleo 104 através das formações 106, a ferramenta de perfilagem de poço de petróleo 126 pode recolher de forma contínua ou intermitente medições sensíveis ao azimutal relacionadas com a resistividade das formações 106, ou seja, quão fortemente as formações 106 se opõem a um fluxo de corrente elétrica. A ferramenta de perfilagem de poço de petróleo 126 e outros sensores das ferramentas de MWD e LWD podem ser acoplados de forma comunicável a um módulo de telemetria 128 usado para transferir medições e sinais do BHA para um receptor de superfície (não mostrado) e/ou para receber comandos do receptor de superfície. O módulo de telemetria 128 pode abranger qualquer meio conhecido de comunicação de fundo do poço, incluindo, mas não se limitando a um sistema de telemetria de pulso de lama, um sistema de telemetria acústico, um sistema de comunicações com fios, um sistema de comunicações sem fios ou qualquer combinação dos mesmos. Em certas modalidades, algumas ou todas as medições tomadas na ferramenta de perfilagem de poço de petróleo 126 podem também ser armazenadas na ferramenta de perfilagem de poço de petróleo 126 ou no módulo de telemetria 128 para posterior recuperação na superfície após a retração da coluna de perfuração 112.

[0017] Em vários momentos durante o processo de perfuração, a coluna de perfuração 112 pode ser removida do poço de petróleo 104, como mostrado na FIG. 2, para realizar operações de medição/perfilagem. Mais particularmente, a FIG. 2 descreve um diagrama esquemático de um exemplo de sistema de perfilagem a cabo 200 que pode empregar os princípios da presente divulgação, de acordo com uma ou mais modalidades. Números similares usados nas FIGS. 1 e 2 se referem aos mesmos componentes ou elementos e, portanto, não podem ser descritos novamente. Como ilustrado, o sistema de perfilagem a cabo 200 pode incluir uma sonda de instrumento de perfilagem a cabo 202 que pode ser suspenso dentro do poço de petróleo 104 por um cabo 204. A sonda de instrumento de perfilagem a cabo 202 pode incluir a ferramenta de perfilagem de poço de petróleo 126 descrita acima, que pode ser acoplada de forma comunicável ao cabo 204. O cabo 204 inclui condutores para transportar energia para a sonda de instrumento de perfilagem a cabo 202 e também facilita a comunicação entre a superfície e a sonda de instrumento de perfilagem a cabo 202. Uma instalação de perfilagem 206, mostrada na FIG. 2 como um caminhão, pode coletar medições da ferramenta de perfilagem de poço de petróleo 126, e pode incluir sistemas de computação e aquisição de dados 208 para controlar, processar, armazenar e/ou visualizar as medições coletadas pela ferramenta de perfilagem de poço de petróleo 126. As instalações de computação 208 podem ser e acopladas de forma comunicável à ferramenta de perfilagem de poço de petróleo 126 através do cabo 204.

[0018] A FIG. 3A é uma vista isométrica parcial de uma ferramenta de perfilagem de poço de petróleo exemplificadora 300, de acordo com uma ou mais modalidades. A ferramenta de perfilagem 300 pode ser a mesma ou similar à ferramenta de perfilagem de poço de petróleo 126 das FIGS. 1 e 2 e, assim, podem ser usadas nos sistemas de perfuração ou de perfilagem a cabo 100, 200 aí representados. A ferramenta de perfilagem de poço de petróleo 300 é representada como incluindo um conjunto de antenas 302 que pode ser posicionado em torno de um mandril de ferramenta 304, tal como um colar de perfuração ou similar. O conjunto de antenas 302 inclui uma bobina 306 e uma bobina 308 enrolada em torno da bobina 306 e se estendendo axialmente em virtude do enrolamento longo de pelo menos uma porção da superfície externa da bobina 306.

[0019] A bobina 306 pode estruturalmente compreender um plástico de alta temperatura, um termoplástico, um polímero (por exemplo, poliimida), uma cerâmica ou um material epóxi, mas pode alternativamente ser feito de uma variedade de outros materiais não magnéticos, isolantes eletricamente/não condutores. A bobina 306 pode ser fabricada, por exemplo, por fabricação aditiva (isto é, impressão 3D), moldagem, moldagem por injeção, usinagem ou outros processos de fabricação conhecidos.

[0020] A bobina 308 pode incluir qualquer número de “voltas” consecutivas (ou seja, curvaturas de fio) em torno da bobina 306, mas tipicamente incluirá pelo menos uma pluralidade (ou seja, duas ou mais) voltas completas consecutivas, com cada volta completa se estendendo a 360° em torno da bobina 306. Em algumas modalidades, um caminho ou guia para receber a bobina 308 pode ser formado ao longo da superfície externa da bobina 306. Por exemplo, e como será descrito em maior detalhe abaixo, um ou mais canais podem ser definidos na superfície externa da bobina 306 para receber e assentar as curvaturas de bonina 308.

[0021] A bobina 308 pode ser concêntrica ou excêntrica em relação a um eixo central 310 do mandril de ferramenta 304. Como ilustrado, as voltas ou curvaturas de bonina 308 se estendem em torno da bobina 306 em um ângulo de curvatura 312 deslocado do eixo central 310. Como resultado, o conjunto de antenas 302 pode ser caracterizado e de outro modo referido como uma antena de "bobina inclinada" ou "direcional", e a bobina 306 podem ser referidas como uma bobina de antena inclinada. Na modalidade ilustrada, o ângulo de curvatura 312 é de 45°, a título de exemplo, mas poderia alternativamente ser qualquer ângulo deslocado do eixo central 310 (isto é, horizontal), sem se afastar do escopo da divulgação.

[0022] A FIG. 3B é uma vista lateral esquemática da ferramenta de perfilagem de poço de petróleo 300 da FIG. 3A. Quando a corrente é passada através da bobina 308 (FIG. 3A) do conjunto de antenas 302, um campo magnético dipolo 314 pode ser gerado que se estende radialmente para fora a partir do conjunto de antenas 302 e ortogonal à direção de curvatura da bobina 308. Como resultado, o conjunto de antenas 302 pode exibir um ângulo de campo magnético 316 em relação ao mandril de ferramenta 304 e, como o ângulo de curvatura 312 (FIG. 3A) é de 45°, o ângulo de campo magnético 316 resultante também será 45° de deslocamento do eixo central 310. Como será apreciado, no entanto, o ângulo do campo magnético 316 pode ser variado pelo ajuste ou manipulando o ângulo de curvatura 312.

[0023] Deve ser notado, no entanto, que enquanto o conjunto de antenas 302 é mostrado e caracterizado como uma antena de bobina “inclinada”, os princípios da presente divulgação são igualmente aplicáveis a conjuntos de antenas tendo uma antena de anel de bobina coaxial de múltiplas voltas, onde a bobina 308 é, em geral, ortogonal ao eixo central 310.

[0024] A FIG. 4A é uma vista lateral parcial de um exemplo da bobina 402, de acordo com uma ou mais modalidades, e a FIG. 4B é uma vista em seção parcial da bobina 402. A bobina 402 pode ser a mesma ou similar à bobina 306 das FIGS. 3A-3B e, assim, podem ser usados no conjunto de antenas 302 como parte da ferramenta de perfilagem 300. Similar à bobina 306, por exemplo, a bobina 402 pode estruturalmente compreender um plástico de alta temperatura, um termoplástico, um polímero (por exemplo, poliimida), uma cerâmica ou um material epóxi, mas pode alternativamente ser feito de uma variedade de outros materiais não magnéticos, isolantes eletricamente/não condutores. Além disso, a bobina 402 pode ser fabricada, por exemplo, por fabricação aditiva (isto é, impressão 3D), moldagem, moldagem por injeção, usinagem, moagem ou outros processos de fabricação conhecidos.

[0025] A bobina 402 pode compreender em geral um corpo cilíndrico 404 que fornece uma primeira extremidade axial 406, uma segunda extremidade axial (não mostrada) oposta à primeira extremidade axial, uma superfície radial externa 408a e uma superfície radial interna 408b (FIG. 4B). Em algumas modalidades, o corpo 404 pode compreender duas ou mais seções arqueadas ou partes que podem ser montadas ou acopladas de forma cooperativa para formar a bobina 402. Em outras modalidades, no entanto, o corpo 404 pode compreender uma estrutura monolítica de tipo camisa.

[0026] Como ilustrado, um ou mais canais 410 são definidos na superfície radial externa 408a do corpo 404 e se estendem radialmente a uma curta distância para dentro do corpo 404 e em direção à superfície radial interna 408b. Em algumas modalidades, os canais 410 podem formar uma pluralidade de ranhuras anulares independentes definidas na superfície radial externa 408a e axialmente deslocadas uma da outra. Em outras modalidades, no entanto, os canais 410 podem compreender uma ranhura anular helicoidal única que se curva de forma contínua em torno da circunferência da bobina 402 axialmente ao longo da superfície radial externa 408a. Cada canal 410 pode ser configurado para receber e assentar um fio para formar uma bobina, tal como a bobina 308 da FIG. 3A.

[0027] Como mostrado na FIG. 4A, os canais 410 podem ser definidos na superfície radial externa 408a do corpo 404 e se estendem em torno da circunferência da bobina 402 em um ângulo de curvatura 412 em relação a um eixo central 414 (a FIG. 4B). O ângulo de curvatura 412 pode ser qualquer ângulo que varia entre perpendicular e paralelo ao eixo central 414 e, como resultado, a bobina 402 pode ser referida como uma bobina de antena inclinada. A título de exemplo, como ilustrado, o ângulo de curvatura 412 pode ser deslocado a 45° a partir do eixo central 414 com referência à primeira extremidade 406 e, portanto, deslocado de 135° a partir do eixo central 414 com referência à segunda extremidade. Em outras modalidades, no entanto, o ângulo de curvatura 412 pode, em alternativa, ser deslocado de 45° do eixo central 414 com referência à segunda extremidade e, assim, deslocado de 135° a partir do eixo central 414 com referência à primeira extremidade 406, sem sair de o escopo da divulgação. Ainda em outras modalidades, o ângulo de curvatura 412 pode ser ortogonal ao eixo central 414 e, como resultado, a bobina 402 pode ser referida como uma bobina de antena coaxial. Consequentemente, dependendo da configuração dos canais 410, a bobina resultante formada pelo fio assentado dentro dos canais 410 pode ser concêntrica ou excêntrica em relação ao eixo central 414 da bobina 402.

[0028] A FIG. 5 é uma vista lateral em seção ampliada de um exemplo de canal 410 da bobina 402 das FIGS. 4A-4B com um fio 502 recebido do mesmo. Como ilustrado, o canal 410 é definido no corpo 404 da bobina 402 e exibe uma seção transversal em geral circular. Mais especificamente, o canal 410 é definido por uma superfície interna 504 curvada de forma contínua (arqueada) tendo um raio constante. Além disso, a superfície interna 504 do canal 410 se estende mais de 180°, mas menos que 360° e define assim uma abertura 506 no corpo 404 dimensionada para receber o fio 502.

[0029] A abertura 506 exibe uma largura 508 que é maior ou igual ao diâmetro 510 do fio 502 e, portanto, a abertura 506 é capaz de receber o fio 502 dentro do canal 410. Quando recebida e assentada dentro do canal 410, uma porção arqueada do fio 502 se estende através da abertura 506, de tal modo que uma porção do fio 502 sobressai radialmente para fora do canal 410 e se distancia da superfície radial externa 408a do corpo 404. Além disso, quando o fio 502 é recebido e assentado dentro do canal 410, a superfície interna 504 circunda mais de 180°, mas menos que 360° da circunferência do fio 502.

[0030] A FIG. 6 é uma vista em seção transversal de um exemplo de moinho 602 de canais ao lado de uma vista lateral em seção do fio 510 da FIG. 5 Em algumas modalidades, o(s) canal(ais) 410 (FIG. 5) definido na bobina 402 (FIGS. 4A-4B) podem ser moídos ou de outro modo formados usando o moinho de canal 602. O moinho de canal 602 pode compreender qualquer ferramenta de corte ou moagem capaz de formar o(s) canal(ais). Em pelo menos uma modalidade, por exemplo, o moinho de canal 602 pode compreender um moinho de bolas ou similar. Em tais modalidades, o moinho de canal 602 pode incluir uma cabeça de moinho esférica 604 e uma haste 606 acoplada e se estendendo a partir da cabeça de moinho 604. A haste 606 pode ser configurada para ser acoplada a uma máquina ou dispositivo de moagem usado para rodar a cabeça de moinho 604 em torno de um eixo central 608, e a cabeça de moinho 604 pode fornecer e, de outro modo, definir uma pluralidade de dentes ou lâminas usados para cortar um substrato, tal como o corpo 404 da bobina 402.

[0031] A cabeça de moinho 604 exibe um primeiro diâmetro 610a e o fio 502 exibe um segundo diâmetro 610b, em que o primeiro diâmetro 610a é ligeiramente maior que o segundo diâmetro 610b. Consequentemente, o diâmetro do(s) canal(is) 410 resultante (FIG. 5) formada pela cabeça do moinho 604 durante a fabricação será também ligeiramente maior do que o segundo diâmetro 610b, o que permite que o fio 502 seja recebido dentro do(s) canal(ais) 410.

[0032] Na formação do(s) canal(ais) 410, o moinho de canal 602 irá engatar o corpo 404, de modo que uma superfície interna (arqueada) curvada de forma contínua 504 (FIG. 5) tendo um raio constante de mais de 180°, mas menos de 360° é formado com uma abertura 506 (FIG. 5) para receber e assentar o fio 502 (FIG. 5). Em modalidades em que o moinho de canal 602 é um moinho de bolas, como ilustrado, apenas cerca de 60% da cabeça de moinho 604 pode ser usada para formar um dado canal 410 (a FIG. 5). Em outras palavras, a cabeça de moinho 604 pode moer (cortar) para dentro do corpo 404 da bobina 402, de tal modo que cerca de 60% da estrutura da cabeça de moinho 604 é usada para moer através do corpo 404, enquanto os 40% restantes da cabeça de moinho 604 não engata o corpo 404. Isto resulta na formação da abertura 506 (FIG. 5) para o(s) canal(ais) 410 e permite que a superfície interna 504 do(s) canal(ais) 410 se estende mais de 180°, mas menos que 360° para receber e assentar o fio 502.

[0033] Portanto, os sistemas e métodos divulgados estão bem adaptados para atingir os propósitos e vantagens mencionados, bem como aqueles que são inerentes aos mesmos. As modalidades particulares divulgadas acima são apenas ilustrativas, uma vez que os ensinamentos da presente divulgação podem ser modificados e praticados de maneiras diferentes, mas equivalentes, aparentes para os versados na técnica, tendo o benefício dos ensinamentos aqui apresentados. Além disso, nenhuma limitação é pretendida para os detalhes de construção ou projeto aqui mostrados, a não ser como descrito nas reivindicações abaixo. É, portanto evidente que as modalidades ilustrativas particulares divulgadas acima podem ser alteradas, combinadas ou modificadas e todas essas variações são consideradas dentro do escopo da presente divulgação. Os sistemas e métodos aqui ilustrativamente divulgados podem ser adequadamente praticados na ausência de qualquer elemento que não seja especificamente divulgado aqui e/ou qualquer elemento opcional aqui divulgado. Enquanto composições e métodos são descritos em termos de “compreendendo”, “contendo”, ou “incluindo”, vários componentes ou etapas, as composições e métodos também podem “consistir essencialmente em” ou “consistir” nos vários componentes e etapas. Todos os números e faixas divulgados acima podem variar em alguma quantidade. Sempre que é divulgado uma faixa numérica com um limite inferior e um limite superior, qualquer número e qualquer faixa incluída dentro da faixa é especificamente divulgada. Em particular, toda faixa de valores (da forma, “de cerca de a até b”, ou, equivalentemente, “de aproximadamente a para b”, ou, equivalentemente, “de aproximadamente a-b”) aqui descritos deve ser entendida para definir cada número e faixa englobados dentro da faixa mais ampla de valores. Além disso, os termos nas reivindicações têm seu significado simples e comum, a menos que explicitamente e claramente definidos pelo titular da patente. Além disso, os artigos indefinidos “um” ou “uma”, como usados nas reivindicações, são definidos aqui para significar um ou mais de um dos elementos que ele introduz. Se houver qualquer conflito nos usos de uma palavra ou termo neste relatório e uma ou mais patentes ou outros documentos que possam ser incorporados aqui por referência, as definições que são consistentes com este relatório devem ser adotadas.

[0034] Como usado aqui, a frase “pelo menos um” precedendo uma série de itens, com os termos “e” ou “ou” para separar qualquer um dos itens, modifica a lista como um todo, ao invés de cada membro da lista (ou seja, cada item). A frase “pelo menos um” permite um significado que inclui pelo menos um de qualquer um dos itens e/ou pelo menos um de qualquer combinação dos itens e/ou pelo menos um de cada um dos itens. A título de exemplo, as frases “pelo menos um de A, B e C” ou “pelo menos um de A, B ou C” se referem a apenas A, apenas B ou apenas C; qualquer combinação de A, B e C; e/ou pelo menos um dentre A, B e C.

Claims (15)

1. Conjunto de antenas, caracterizado pelo fato de que compreende: uma bobina (306, 402) presa a uma superfície externa de um mandril de ferramenta, a bobina (306, 402) tendo um corpo cilíndrico (404) que define uma superfície radial externa (408a), uma superfície radial interna (408b) e um eixo central (414); um ou mais canais (410) definidos na superfície radial externa (408a), em que cada canal (410) é definido por uma superfície interna curvada de forma contínua (504) tendo um raio constante, e em que a superfície interna curvada de forma contínua (504) se estende mais de 180°, mas menos que 360° e, desse modo, define uma abertura (506) no corpo cilíndrico (404); e uma bobina (308) incluindo um fio (502) enrolado em torno da bobina (306, 402) e recebido dentro do um ou mais canais (410), em que uma porção arqueada do fio (502) se estende através da abertura (506), de tal modo que uma porção do fio (502) sobressai para fora do canal (410).

2. Conjunto de antenas de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que a abertura (506) exibe uma largura que é maior que ou igual a um diâmetro do fio (502).

3. Conjunto de antenas de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que a superfície interna curvada de forma contínua (504) circunda mais de 180°, mas menos que 360° de uma circunferência do fio (502).

4. Conjunto de antenas de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que o um ou mais canais (410) compreendem uma pluralidade de ranhuras anulares independentes definidas na superfície radial externa (408a) e axialmente deslocadas umas das outras.

5. Conjunto de antenas de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que o um ou mais canais (410) compreendem uma ranhura anular helicoidal única que se curva de forma contínua em torno de uma circunferência da bobina (306, 402).

6. Conjunto de antenas de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que o um ou mais canais (410) se estendem em torno de uma circunferência da bobina (306, 402) em um ângulo de curvatura em relação ao eixo central (414), e em que o ângulo de curvatura varia entre perpendicular e paralelo ao eixo central (414).

7. Conjunto de antenas de acordo com a reivindicação 6, caracterizado pelo fato de que o ângulo de curvatura está 45° deslocado do eixo central (414).

8. Método de obter medições de uma formação subterrânea, caracterizado pelo fato de que compreende: introduzir uma ferramenta de perfilagem de poço de petróleo em um poço de petróleo, a ferramenta de perfilagem de poço de petróleo incluindo um mandril de ferramenta e uma bobina (306, 402) presa a uma superfície externa do mandril de ferramenta, em que a bobina (306, 402) inclui: um corpo cilíndrico (404) que define uma superfície radial externa (408a), uma superfície radial interna (408b) e um eixo central (414); um ou mais canais (410) definidos na superfície radial externa (408a), em que cada canal (410) é definido por uma superfície interna curvada de forma contínua (504) tendo um raio constante, e em que a superfície interna curvada de forma contínua (504) se estende mais de 180°, mas menos que 360° e, desse modo, define uma abertura (506) no corpo cilíndrico (404); e uma bobina (308) incluindo um fio (502) enrolado em torno da bobina (306, 402) e recebido dentro do um ou mais canais (410), em que uma porção arqueada do fio (502) se estende através da abertura (506), de tal modo que uma porção do fio (502) sobressai para fora do canal (410); e obter medições de uma formação subterrânea circundante com a ferramenta de perfilagem de poço de petróleo.

9. Método de acordo com a reivindicação 8, caracterizado pelo fato de que o mandril da ferramenta está acoplado de forma operacional a uma coluna de perfuração (112) e introduzir a ferramenta de perfilagem de poço de petróleo no poço de petróleo compreende ainda: estender a ferramenta de perfilagem de poço de petróleo para dentro do poço de petróleo na coluna de perfuração (112); e perfurar uma porção do poço de petróleo com uma broca de perfuração (118) presa a uma extremidade distal da coluna de perfuração (112).

10. Método de acordo com a reivindicação 8, caracterizado pelo fato de que introduzir a ferramenta de perfilagem de poço de petróleo para dentro do poço de petróleo compreende ainda estender a ferramenta de perfilagem de poço de petróleo para dentro do poço de petróleo em perfilagem a cabo como parte de uma sonda de instrumento de perfilagem a cabo (202).

11. Método de acordo com a reivindicação 8, caracterizado pelo fato de que a abertura (506) exibe uma largura que é maior que ou igual a um diâmetro do fio (502).

12. Método de acordo com a reivindicação 8, caracterizado pelo fato de que o um ou mais canais (410) compreendem uma pluralidade de ranhuras anulares independentes definidas na superfície radial externa (408a) e axialmente deslocadas umas das outras.

13. Método de acordo com a reivindicação 8, caracterizado pelo fato de que o um ou mais canais (410) compreendem uma ranhura anular helicoidal única que se curva de forma contínua em torno de uma circunferência da bobina (306, 402).

14. Método de acordo com a reivindicação 8, caracterizado pelo fato de que o um ou mais canais (410) se estendem em torno de uma circunferência da bobina (306, 402) em um ângulo de curvatura em relação ao eixo central (414), e em que o ângulo de curvatura varia entre perpendicular e paralelo ao eixo central (414).

15. Método de acordo com a reivindicação 14, caracterizado pelo fato de que o ângulo de curvatura está 45° deslocado do eixo central (414).

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