BR112019009732A2

BR112019009732A2 - método e sistema de perfilagem de furo de poço

Info

Publication number: BR112019009732A2
Application number: BR112019009732A
Authority: BR
Inventors: SUPARMAN Fnu; James Frisch Gary; Jason Englar Michael; Edmund Fox Philip
Original assignee: Halliburton Energy Services Inc
Priority date: 2016-12-29
Filing date: 2016-12-29
Publication date: 2019-08-13
Also published as: FR3061508A1; US10731455B2; GB2570826B; GB201906505D0; US20190383130A1; WO2018125114A1; GB2570826A

Abstract

um método inclui a introdução de uma coluna de ferramentas em um poço com material disposto em uma região anular em torno do revestimento. a obtenção de medidas de forma de onda refratada acústica do material de uma ferramenta de perfilagem de ligação de cimento, a obtenção de medidas ultrassônicas do material de uma ferramenta de varredura acústica circunferencial, a obtenção de medições de radiação gama dispersas do material de uma ferramenta de densidade espectral circunferencial (rsdx) emitindo radiação gama de uma fonte radioativa em uma porção rotativa do rsdx e a detecção de radiação gama espalhada usando detectores de densidade espectral próximos e distantes e a obtenção de medições de radiação térmica de nêutrons espalhada do material a partir de uma ferramenta de perfilagem de nêutrons de espaçamento duplo. um computador obtém medições e gera uma entrega que inclui um ou mais gráficos cruzados que identificam um equivalente de composição do material em toda a circunferência do furo do poço.

Description

“MÉTODO E SISTEMA DE PERFILAGEM DE FURO DE POÇO”

FUNDAMENTOS [0001] Na indústria de petróleo e gás, após a perfuração de um furo de poço é prática comum revestir o furo do poço com uma ou mais colunas do tubo conhecidas na indústria como “revestimento” e fixar o revestimento no furo do poço com cimento bombeado para a folga anular do furo do poço definido entre o revestimento e a parede do furo do poço. Em alguns casos, duas ou mais colunas do revestimento são posicionadas concentricamente no furo do poço e o cimento é bombeado entre os revestimentos e a folga anular do furo do poço para fixar os revestimentos dentro do furo do poço.

[0002] A boa caracterização da ligação de cimento entre o revestimento e o furo do poço, e também a localização e distribuição de outras classes de materiais de fundo de poço e sua caracterização, é essencial e particularmente crítica no caso de operações de ligação e abandono. Por exemplo, caracterizar com precisão os materiais ou substâncias dispostas dentro da folga anular e determinar as suas distribuições azimutais e profundas ao longo do furo do poço pode ajudar um operador a determinar um local preferido para cortar o revestimento, de modo que as porções superiores do revestimento possam ser retiradas do furo do poço. Mais particularmente, determinar a localização azimutal e a profundidade de materiais particulares presentes dentro da folga anular pode ajudar a determinar onde o revestimento é relativamente “livre” ou tem pouca resistência para ser extraído (retirado) do poço após ser cortado. Também é desejável estimar as forças necessárias para extrair o revestimento de corte quando partes do revestimento são cobertas inteiramente ou em parte por sólidos e/ou materiais gelificados que aumentam o atrito existente entre o revestimento e os materiais no anular. Além disso, é desejável estimar a presença de gás e/ou fluidos mais leves que possam representar um risco ou perigo para as operações realizadas durante as atividades de intervenção e abandono do poço.

[0003] Os métodos anteriores para realizar isso incluem o uso de dados adquiridos de ferramentas de perfilagem de cimento, como ferramentas de perfilagem omnidirecional ou setorizada/segmentada, ferramentas de medição ultras sônica e ferramentas de perfilagem de densidade espectral montadas em bloco. Como as ferramentas de perfilagem de ligas de cimento setorizadas/segmentadas, as ferramentas de perfilagem de densidade espectral

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2/30 montadas em bloco adquirem dados apenas de um setor do furo do poço e não adquirem dados de toda a circunferência do furo do poço. Além disso, em furos de poço desviados, as ferramentas de perfilagem de densidade espectral montadas em bloco só podem adquirir dados apenas do lado inferior do furo do poço, uma vez que a manta de medição ponderada pode ficar orientada na direção descendente devido à gravidade. Portanto, é difícil determinar com precisão a presença de certas substâncias, como sólidos de fluido de perfuração (“lama”), na folga anular do furo do poço e entre os revestimentos e, assim, diferenciar essas substâncias do cimento presente na folga anular do furo do poço e entre os revestimentos.

[0004] Ao longo de um período de anos desde a completação inicial do poço até o momento do abandono do poço, os fluidos de perfuração deixados na folga anular do furo do poço se deterioram e precipitam os materiais de peso suspensos, que muitas vezes se acumulam entre camadas concêntricas ou sobrepostas do revestimento. Esses sólidos podem agir como um agente aglutinador que dificulta a extração do revestimento de corte acima de uma profundidade de corte.

[0005] Contando com medições de densidade espectral e acústicas do legado, a identificação de tais sólidos é muitas vezes parcialmente imprecisa. Isso ocorre porque as leituras do sensor acústico para tais sólidos não fornecem contraste significativo aos materiais adjacentes presentes na folga anular do furo do poço em um nível adequado suficiente para fins de identificação. Isso muitas vezes resulta na determinação incorreta do caráter dos materiais dentro da folga anular e, portanto, um erro de cálculo resultante das forças de corte ideais ou viáveis necessárias para extrair o revestimento.

BREVE DESCRIÇÃO DOS DESENHOS [0006] As figuras seguintes são incluídas para ilustrar certos aspectos da presente divulgação e não devem ser vistas como modalidades exclusivas. A matéria divulgada é capaz de modificações, alterações, combinações e equivalentes consideráveis em forma e função, sem se fugir do escopo desta divulgação.

[0007] FIG. 1 é um diagrama esquemático de um exemplo de sistema de perfilagem de furos de poço que pode empregar os princípios da presente divulgação.

[0008] FIG. 2 representa uma vista ampliada de uma modalidade de exemplo da coluna de

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3/30 ferramentas da FIG. 1.

[0009] As FIGS. 3A e 3B são vistas laterais esquemáticas de exemplos de modalidades da ferramenta de perfilagem de densidade espectral circunferencial e da ferramenta de nêutrons espaçados duplos, respectivamente, da FIG. 2.

[0010] FIG. 4A é um exemplo de gráfico cruzado bidimensional (2-D) que representa uma razão de densidade RATDE (taxas de contagem de janela de densidade de longe a próximo calibrada) e uma taxa de litologia RATLI (taxas de contagem de janela de litologia longe a próxima) para respostas obtidas por uma ferramenta de perfilagem de densidade espectral montada em blocos.

[0011] FIG. 4B é um gráfico cruzado tridimensional (3-D) que corresponde ao gráfico cruzado 2-D da FIG. 4A.

DESCRIÇÃO DETALHADA [0012] As modalidades divulgadas se referem às ferramentas de perfilagem de fundo de poço e aos métodos de operação das mesmas para operações de intervenção de furo de poço melhoradas para a indústria de óleo e gás e, mais particularmente, ferramentas de perfilagem de densidade espectral circunferencial para caracterizar materiais dispostos dentro de uma região da folga anular em torno de um revestimento que reveste um furo de poço e, desse modo, provendo uma avaliação melhorada da integridade da ligação entre o revestimento e um material de ligação que enche a região anular para fixar o revestimento dentro do furo do poço.

[0013] As ferramentas de perfilagem de densidade espectral circunferencial fornecem uma descrição mais robusta ou caracterização de materiais dentro da região anular, fornecendo uma cobertura circunferencial completa em torno do furo do poço usando uma fonte radioativa e detectores de medição posicionados em um mecanismo rotativo, diferente das ferramentas de perfilagem de densidade espectral montada em blocos unidirecional legada atualmente usadas em toda a indústria. As ferramentas de perfilagem de densidade espectral circunferencial medem com vantagem em todas as direções ao redor da circunferência do furo do poço para complementar respostas de sensores associados e desenvolver um mapeamento circunferencial de todo o furo do poço. As medições obtidas a partir das ferramentas de perfilagem de densidade espectral circunferencial também

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4/30 permitem a descrição de fases, distinguindo entre sólido, líquido, sólido sedimentado (isto é, barita) e componentes gasosos, se presentes. Os métodos aqui descritos podem ser vantajosos no fornecimento de uma caracterização mais precisa da região anular e uma previsão da profundidade de corte estimada a partir de um modelo historicamente otimizado com base em medições de perfis anteriores e perfilagem de tensão de equipamento aplicado modelado. Conforme será percebido, isso pode permitir que um operador de poço planeje melhor as operações de sonda e gerencie as despesas e as atividades de previsão.

[0014] As medições de densidade das ferramentas de densidade espectral circunferencial são adicionadas às medições legadas acústicas, ultrassônicas e de nêutrons e interpretação de dados para caracterizar os materiais dispostos dentro da região anular. Com base no(s) material(is) presente(s) na região anular, a profundidade na qual o revestimento do furo do poço pode ser cortado para extração pode ser determinada.

[0015] Além disso, quando usado em um ambiente de furo aberto, a medição obtida usando as ferramentas de densidade espectral circunferencial ajuda a avaliar melhor a variação nas propriedades de formação de rochas e distribuições elementares na formação. Estas medidas de furo aberto podem ser usadas para quantificar a densidade aparente da formação em unidades de grama/cc e a litologia em unidades de celeiro/elétron. Além de girar os detectores, a folga (isto é, distância de posicionamento) entre a fonte radioativa e a parede interna do furo do poço, a separação axial entre os detectores de longe e de perto da ferramenta de perfilagem de densidade espectral circunferencial e a folga entre os detectores de longe e de perto e a parede interna do furo do poço pode ser ajustada para variar a profundidade da investigação e adquirir dados adicionais do furo do poço. Como um resultado, a identificação de características de formação, tais como fraturas, falhas, drusas, leitos de imersão e semelhantes, é possível.

[0016] Como aqui utilizado, o termo “região anular” ou variações do mesmo se refere a um espaço anular definido entre o revestimento e o furo do poço ou um ou mais espaços anulares definidos entre um ou mais revestimentos sobrepostos (por exemplo, concêntricos).

[0017] FIG. 1 é um diagrama esquemático de um exemplo de sistema de perfilagem de

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5/30 furo de poço 100 que pode empregar os princípios da presente divulgação, de acordo com uma ou mais modalidades. Como ilustrado, o sistema de perfilagem de furo de poço 100 pode incluir uma plataforma de superfície 102 posicionada na superfície da Terra e um furo de poço 104 que se estende da plataforma da superfície 102 em uma ou mais formações subterrâneas 106. Em outras modalidades, tal como em operações offshore, um volume de água pode separar a plataforma de superfície 102 e o furo do poço 104. O furo do poço 104 pode ser forrado com uma ou mais colunas de revestimento 108 (uma mostrada) e fixado no lugar com um material de ligação, tal como cimento. Em algumas modalidades, porções do furo do poço 104 podem ter apenas um revestimento 108 fixado nelas, mas outras porções do furo do poço 104 podem ser revestidas com duas ou mais séries de revestimento 108 que se sobrepõem umas às outras (por exemplo, revestimentos concêntricos) pelo menos uma distância curta e são fixados no furo do poço 104 através de cimento que enche os espaços anulares entre as colunas de sobreposição do revestimento 108. Os revestimentos 108 podem ser feitos de aço carbono simples, aço inoxidável ou outro material capaz de suportar uma variedade de forças, tais como colapso, ruptura e falha de tensão.

[0018] Um guindaste 110 é suportado pela plataforma de superfície 102 e uma instalação de cabeça de poço 112 é posicionada no topo do furo do poço 104. Uma coluna de ferramenta 114 (alternativamente referida como uma “sonda”) pode ser suspensa no furo do poço 104 em um meio de transporte 116 tal como, mas não limitado a, linha fixa, linha de escorregamento, uma linha elétrica, tubulação enrolada, tubo de perfuração, tubulação de produção, um trator de fundo de poço ou qualquer combinação dos mesmos.

[0019] A coluna de ferramentas 114 pode incluir múltiplos sensores ou ferramentas de perfilagem 118 utilizadas para analisar a integridade da ligação entre o revestimento 108 e o cimento (ou outro material de ligação) que liga o revestimento 108 ao furo do poço 104. Mais particularmente, as ferramentas de perfilagem 118 podem ser configuradas para detectar a presença e a distribuição circunferencial de gases, líquidos, sólidos de lama assentada (isto é, barita), cimento ou qualquer combinação dos materiais anteriores em qualquer profundidade no furo do poço 104 na interface entre o revestimento 108 e o cimento. As ferramentas de perfilagem 118 podem incluir, mas não estão limitadas a, uma

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6/30 ferramenta de perfilagem de ligação de cimento, uma ferramenta de varredura acústica circunferencial, uma ferramenta de perfilagem de densidade espectral circunferencial e uma ferramenta de perfilagem de nêutrons de espaçamento duplo. Os versados na técnica rapidamente perceberão que as ferramentas de perfilagem 118 podem ser expandidas para incluir outros sensores conhecidos, ou os desenvolvidos no futuro com aplicação adequada, sem fugir do escopo da divulgação.

[0020] A coluna de ferramenta 114 também pode incluir um módulo de comunicação 120 tendo um dispositivo de comunicação de enlace ascendente, um dispositivo de comunicação de enlace descendente, um transmissor de dados e um receptor de dados. O meio de transporte 116 pode incluir condutores elétricos para fornecer energia às ferramentas de perfilagem 118 e acoplar de forma comunicável as ferramentas de perfilagem 118 a uma unidade de perfilagem 122 situada em uma localização de superfície. Alternativamente, em outras modalidades, as ferramentas de perfilagem 118 podem ser alimentadas através de uma fonte de energia no fundo do poço, tal como uma bateria, células de combustível, um mecanismo de geração de energia no fundo do poço ou algo semelhante incluído na coluna de ferramentas 114. Ainda em outras modalidades, um cabo elétrico pode ser introduzido no furo do poço 104 para transmitir energia às ferramentas de perfilagem 118. Na modalidade ilustrada, a unidade de perfilagem 122 é representada como um caminhão, mas pode alternativamente ser outro tipo de unidade de computação comummente utilizada na técnica. A unidade de perfilagem 122 pode incluir um módulo de comunicação de superfície 124 e um computador de superfície 126. O módulo de comunicação de superfície 124 pode incluir um dispositivo de comunicação de ligação ascendente, um dispositivo de comunicação de ligação descendente, um transmissor de dados e um receptor de dados. O computador de superfície 126 pode compreender qualquer tipo adequado de lógica de processamento e pode incluir uma exibição de perfilagem e um ou mais dispositivos de registro. O computador de superfície 126 compreende lógica de processamento (por exemplo, um ou mais processadores) e tem acesso a software (por exemplo, armazenado em qualquer meio lido por computador adequado alojado dentro ou acoplado ao computador 126) e/ou interfaces de entrada que permitem ao computador 126 executar, assistido ou não assistido, um ou mais dos métodos

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7/30 e das técnicas aqui descritas. Em funcionamento, a unidade de perfilagem 122 pode coletar medições das ferramentas de perfilagem 118 através dos módulos de comunicação 120, 124, e o computador de superfície 126 pode controlar, processar, armazenar e/ou visualizar as medições coletadas pelas ferramentas de perfilagem 118. O computador 126 pode incluir lógica de processamento (por exemplo, um ou mais processadores) configurados para executar uma ou mais sequências de instruções ou código de programação armazenado em um meio não transitório, lido por computador. O processador pode ser, por exemplo, um microprocessador de finalidade geral, um microcontrolador, um processador de sinal digital, um circuito integrado de aplicação específica, uma matriz de porta programável de campo, um dispositivo lógico programável, um controlador, uma máquina de estado, uma lógica de portal, componentes de hardware discretos, uma rede neural artificial ou qualquer entidade semelhante adequada que possa executar cálculos ou outras manipulações de dados. Formas comuns de mídia não-transitória, lida por computador, podem incluir, por exemplo, disquetes, discos flexíveis, discos rígidos, fitas magnéticas, outros como mídia magnética, CDROMs, DVDs, outros como mídia ótica, cartões perfurados, papel fitas e mídias físicas com furos padronizados, dispositivos de memória de acesso aleatório (RAM), RAM de dispositivos de memória somente leitura (ROM) e dispositivos de memória semicondutores (por exemplo, EPROM, EEPROM, dispositivos de memória flash).

[0021] Em algumas modalidades, a lógica de processamento e o meio de armazenamento podem ser dispostos no interior da coluna de ferramenta 114 e podem ser usados em vez do computador de superfície 126 ou em adição a ele. Em tais modalidades, o meio de armazenamento alojado dentro da cadeia de ferramenta 114 pode armazenar dados (tal como os obtidos das operações de perfilagem aqui descritas), que podem ser transferidos e processados utilizando o computador de superfície 126 ou outra lógica de processamento adequada uma vez que a coluna de ferramenta 114 foi elevada à superfície. Em algumas modalidades, a lógica de processamento alojada dentro da coluna de ferramentas 114 pode processar pelo menos alguns dos dados armazenados no meio de armazenamento dentro da coluna de ferramentas 114, antes da coluna de ferramentas 114 ser elevada para a superfície.

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8/30 [0022] FIG. 2 representa uma vista ampliada de uma modalidade de exemplo da coluna de ferramentas 114 da FIG. 1. Como ilustrado, a coluna de ferramenta 114 é transportada no transporte 116 para dentro do furo do poço 104, que penetra na formação subterrânea circundante 106 e é revestida com o revestimento 108. Uma região anular, por exemplo, a folga anular 202, é definida entre o revestimento 108 e a parede do furo do poço 104 e pode ser preenchida com cimento 204 e/ou outros materiais que prendem ou ligam o revestimento 108 no interior do furo do poço 104. Embora não esteja explicitamente ilustrado, mais de uma sequência do revestimento 108 pode ser fixada dentro do furo do poço 104, tal como duas ou mais colunas do revestimento 108 que se sobrepõem umas às outras ou são de outro modo posicionadas concentricamente.

[0023] Ao longo da maior parte das partes do furo poço 104, o revestimento 108 pode estar apropriadamente ligado à formação 106 através do cimento 204 ou outros materiais que preenchem a interface entre o revestimento 108 e a formação 106. Em algumas localizações, contudo, a ligação entre o revestimento 108 e o cimento 204 (ou outros materiais) pode ser fraca ou pode falhar ao longo do tempo e pode ser desejado analisar o material 206 disposto dentro da folga anular 202 para determinar se a ligação entre o revestimento 108 e o cimento 204 permanece intacto. De acordo com as modalidades divulgadas, as ferramentas de perfilagem 118 (FIG. 1) incluídas na coluna de ferramenta 114 podem ser utilizadas para determinar um equivalente de composição para o material 206 disposto na folga anular 202 e, desse modo, determinar localizações axiais ao longo do furo do poço 104 em que o revestimento 108 pode ou não estar apropriadamente ligado ao cimento 204 ou a outros materiais. Embora as modalidades sejam descritas com relação à determinação do equivalente de composição para o material 206 disposto na folga anular 202, as modalidades não estão limitadas a elas. As modalidades divulgadas são igualmente aplicáveis na determinação do equivalente de composição para o material disposto nos espaços anulares entre as colunas de sobreposição do revestimento, sem fugir do âmbito da divulgação.

[0024] Como aqui utilizado, o termo “equivalente de composição” se refere a uma categoria à qual o material 206 pode ser atribuído e pode incluir gases, líquidos, sólidos de lama sedimentados (isto é, barita) ou cimento. Por conseguinte, embora representado na

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FIG. 2 como separado do cimento 204, em alguns casos, o material 206 pode compreender uma porção do cimento 204, indicando assim que a ligação entre o revestimento 108 e o cimento 204 permanece intacta. Se, no entanto, o equivalente da composição do material 206 for um de gases, líquidos ou sólidos de lama assentados, pode-se verificar que a ligação entre o revestimento 108 e o cimento 204 falhou nesse local. Do mesmo modo, materiais que não o cimento 204 podem ter acumulado em intervalos anteriormente não isolados pelo cimento 204 ou em porções não ligadas da folga anular 202. Isso pode criar intervalos ligados além das partes originalmente cimentadas do poço.

[0025] Na medida em que a coluna de ferramenta 114 atravessa o furo do poço 104, um ou mais centralizadores 208 podem operar para centralizar a coluna de ferramentas 114 dentro do furo do poço 104. Os centralizadores 208 podem compreender, por exemplo, centralizadores de mola de folha ou de mola de proa, mas podem alternativamente ser qualquer outro tipo de dispositivo centralizador de ferramenta de fundo de poço.

[0026] Como mencionado anteriormente, a coluna de ferramentas 114 pode incluir uma pluralidade de ferramentas de perfilagem 118 (FIG. 1), que podem incluir, mas não estão limitadas a uma ferramenta de perfilagem de ligação de cimento 210, uma ferramenta de varrimento acústico circunferencial 212 e pelo menos duas ferramentas nucleares mostradas como uma ferramenta de perfilagem de densidade espectral circunferencial 214 e uma ferramenta de nêutrons de espaçamento duplo 216. Durante a operação dentro do furo do poço 104, cada uma das ferramentas de perfilagem 210, 212, 214, 216 pode ser configurada para obter medições que ajudam a determinar o equivalente composicional para o material 206, seja cimento 204 ou um de gases, líquidos, sólidos de lama sedimentada ou qualquer combinação dos mesmos.

[0027] Também como mencionado anteriormente, as ferramentas de perfilagem 118 (por exemplo, ferramentas 210, 212, 214, 216) podem ser expandidas para incluir uma ou mais outras ferramentas de perfilagem incluindo sensores (e as fontes correspondentes) para determinar o equivalente de composição para o material 206. Esses sensores podem incluir, mas não estão limitados a, transdutores ultrassônicos, incluindo um único sensor ou um conjunto de sensores múltiplos, sensores de raios gama espectrais, como sensores para detecção de marcadores radioativos, sensores de nêutrons pulsados para realizar medições

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10/30 circunferenciais, como medições C/O inelástica de gadolínio usadas para avaliação de blocos de cascalho, um sensor de nêutrons epitérmicos, um sensor de densidade gama rotativo, uma ferramenta avançada de perfilagem acústica com múltiplas capacidades de excitação (monopolo, dipolo, quadripolo, multipolares), sensores de raios gama de captura elementar ou similares, sem fugir do escopo da divulgação.

[0028] A ferramenta de perfilagem de ligação de cimento 210 pode compreender uma ferramenta de perfilagem omnidirecional e setorizada/segmentada, configurada para prover medições de forma de onda refratada acústica. Em algumas modalidades, a ferramenta de perfilagem de ligação de cimento 210 pode funcionar como um transdutor de passo a captura. Mais particularmente, a ferramenta de perfilagem de ligação de cimento 210 pode incluir um transmissor de fonte 218 e dois ou mais detectores 220a e 220b, que podem ser dispostos em uma configuração de passo e captura. Isto é, o transmissor de fonte 218 pode atuar como um transdutor de passo e os detectores 220a,b podem atuar como transdutores de captura próximos e distantes espaçados em distâncias axiais próximas e distantes do transmissor de origem 218, respectivamente. Em tal configuração, o transmissor de fonte 218 emite ondas sonoras ou ultrassônicas 222 enquanto os detectores próximos e distantes 220a,b recebem formas de onda refratadas acústicas 223 depois da reflexão do fluido no furo do poço 104, o revestimento 108, o cimento 204 (ou outro conteúdo da folga anular) e a formação 106 e registar as formas de onda recebidas 223 como formas de onda no domínio do tempo. Porque a distância entre os detectores próximo e distante 220a,b é conhecida, diferenças entre as formas de onda refratadas 223 recebidas em cada detector 220a,b fornece informação sobre a atenuação que pode ser correlacionada com o material 206 na folga anular 202 e permitem uma profundidade circunferencial de investigação ao redor do furo do poço 104.

[0029] O emparelhamento do transdutor passo-captura pode ter diferentes frequências, espaçamentos e/ou orientações angulares com base nos efeitos ambientais e/ou no projeto da ferramenta. Por exemplo, se o transmissor de fonte 218 e os detectores 220a e 220b operarem na faixa sônica, o espaçamento que varia de três a quinze pés pode ser apropriado. Se, no entanto, o transmissor de fonte 218 e os detectores 220a e 220b operarem na faixa ultrassônica, o espaçamento pode ser reduzido.

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11/30 [0030] Além disso, ou como uma alternativa à configuração passo-e-captura do transmissor de fonte 218 e dos detectores 220a e 220b, a ferramenta de perfilagem 210 de ligação de cimento também pode incluir um transdutor ultrassônico eco pulsado (não mostrado expressamente). O transdutor ultrassônico de eco pulsado pode, por exemplo, operar em uma frequência de 80 kHz até 800 kHz. A frequência ideal do transdutor é uma função do tamanho do revestimento 108, peso, ambiente da lama e outras condições. O transdutor ultrassônico de eco pulsado transmite ondas, recebe as mesmas ondas depois de refletir o revestimento 108, materiais na folga anular 202 e a formação 106 e registra as ondas como formas de onda no domínio do tempo.

[0031] O uso de ondas sonoras, ultrassônicas eco pulsadas, e de passo e captura tem sido historicamente utilizado para avaliar a folga anular 202 quanto à presença de cimento 204 (uma bainha de cimento) ou a falta dele. As formas de onda sonoras 222 utilizam a amplitude da primeira chegada, atenuação das formas de onda refratadas 223, utilizando múltiplos detectores de perto e de longe 220a, b, e uma forma de onda registada para determinar a quantidade de cimento 204. As formas ultrassônicas pulsadas de eco e passo e captura são processadas usando vários métodos para determinar a impedância dos materiais na folga anular 202 e a avaliação dos dados de impedância pode ser usada para ajudar a determinar a distribuição e o equivalente de composição do material 206 ao longo do perímetro circunferencial superfície exterior do revestimento 108 dentro da folga anular 202. Será percebido, no entanto, que a avaliação do material 206 pode não se limitar aos métodos descritos anteriormente, mas pode alternativamente incluir outras técnicas proprietárias com base no desenho e metodologia da ferramenta.

[0032] As formas de onda padrão sonoras, ultrassônicas eco pulsadas e de passo e captura podem ser processadas referenciando os picos e vales das formas de onda para ajudar a caracterizar o material 206 na folga anular 202. Esse processamento e análise podem ser realizados usando técnicas como Análise de Pico para Avaliação de Cimento (PACE) e PACE para ferramentas de ligação radial segmentadas (PACERS). As formas de onda têm uma assinatura completamente diferente quando a folga anular 202 é preenchido com um fluido (isto é, tubo livre ou revestimento 108) ou um sólido (isto é, cimento 204) e variações associadas a outros materiais, tais como lamas de perfuração e sólidos de lama

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12/30 assentados. A assinatura de tubo livre, por exemplo, geralmente exibe amplitudes mais altas, uma baixa taxa de atenuação e uma resposta de forma de onda consistente. Quando a folga anular 202 é preenchido com um material sólido, no entanto, tal como o cimento 204, a amplitude da forma de onda é reduzida, a atenuação da mesma forma de onda é aumentada e as formas de onda não são consistentes. PACE e PACERS avaliam os picos e vales dessas formas de onda usando uma metodologia padrão para vários sistemas de medição acústica com diferentes tipos de formas de onda.

[0033] Mais especificamente, esta nova técnica usa os picos e vales da forma de onda para análise e um processo derivativo é usado subsequentemente para determinar os picos e vales. Os locais onde a derivada mudança de sinal corresponde ao pico ou ao vale dessa forma de onda, e o valor da forma de onda será chamado de pico. Isso fornece um método automático de selecionar os picos tanto positivos quanto negativos de toda a forma de onda. A próxima etapa é pegar o valor absoluto de cada pico. Nesse ponto, é possível começar a ver algumas tendências gerais nos dados de cada forma de onda e vários agrupamentos ou seções aparecem. Também é possível empilhar essas formas de onda para destacar esses agrupamentos.

[0034] Usando a sequência de etapas anteriores, vários padrões começam a emergir das seções livre e ligadas do furo do poço 104. Existem quatro ou mais áreas distintas (regiões) ou quebras na resposta da forma de onda e podem ser classificadas ou estudadas com base nessas quebras. Cada área ou quebra pode ser ajustada ou desviada com base na resposta da forma de onda, no tamanho do revestimento, no peso do revestimento, nas propriedades do cimento e em outras condições ambientais do poço.

[0035] E evidente que a primeira região é a chegada do revestimento 108, enquanto a quinta região constitui chegadas derivadas da formação 106. As outras regiões abrangem a área entre o revestimento 108 e a formação 106 (isto é, a folga anular 202). A segunda e quarta regiões, por exemplo, parecem ser influenciadas pelo revestimento 108 e pela formação 106, respectivamente, e podem ser analisadas em um tempo futuro. A terceira região também pode ser influenciada pelas regiões vizinhas, mas pelas quais o efeito não é necessariamente claro. Esse agrupamento de regiões pode ser uma função das condições ambientais e das ferramentas, mas foi reconhecido pelo perfil padrão de ligação de cimento

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13/30 e pelo perfil de ligação de cimento de ligação radial, que operam em frequências diferentes.

[0036] Depois que as regiões são selecionadas, a área sob cada forma de onda para cada região é determinada. A área da primeira região é calculada sem usar o primeiro pico positivo. Isso se deve ao fato de que o primeiro pico positivo é sempre menor do que os picos subsequentes e, portanto, a remoção desse pico naturalmente baixo facilita a comparação com as outras áreas. Essas áreas são então normalizadas para 100% de tubo livre e codificadas por cores para facilitar a visualização. Isso é um pouco semelhante ao uso da amplitude das formas de onda para determinar a ligação, mas vários picos são usados em vez de usar um único ciclo.

[0037] A ferramenta de varredura acústica circunferencial 212 pode obter medições ultrassônicas do material 206 utilizando um transdutor rotativo para emitir impulsos acústicos de alta frequência que são refletidos a partir do fluido no interior do furo de poço 104, o revestimento 108, o cimento 204 (ou outros conteúdos da folga anular) e a formação 106. O transdutor detecta os pulsos refletidos e um sistema de perfilagem associado mede e registra a amplitude do pulso refletido e o tempo de percurso de duas vias. Estes dados podem ser processados para produzir imagens visuais detalhadas do revestimento 108, do cimento 204 (ou outro conteúdo da folga anular) e além. Ferramentas adequadas que podem ser usadas como ferramenta de varredura acústica circunferencial 212 incluem, mas não estão limitadas a, linha de ferramentas de varredura acústica circunferenciais (CAST) atualmente disponíveis pela Halliburton Energy Services de Houston, Texas (por exemplo, CAST-I™, CAST-V™, CAST-M™, CAST-XR™, FASTCAST™, etc.).

[0038] A ferramenta de perfilagem de densidade espectral circunferencial 214 pode compreender um tipo de ferramenta de perfilagem nuclear. Em algumas modalidades, tal como ilustrado, a ferramenta de perfilagem de densidade espectral circunferencial 214 pode incluir uma parte rotativa 221 que pode incluir uma fonte radioativa e detectores de medição. Em um exemplo, a parte rotativa 221 pode ser uma cabeça de varredura na qual a fonte radioativa e os detectores de medição são montados. A porção rotativa 221 é centrada no furo do poço 104 e, deste modo, o revestimento 108, utilizando os centralizadores 208 e pode ser girada para realizar medições no furo do poço 104.

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Contudo, em outros exemplos, a porção rotativa 221 pode ser um alojamento estacionário e a fonte radioativa e os detectores de medição podem ser montados em um conjunto rotativo incluído na parte rotativa 221. Em tais exemplos, a porção rotativa 221 pode definir uma ou mais “janelas” para permitir que a radiação gama emitida pela fonte radioativa saia da porção rotativa 221 e a radiação gama dispersa seja detectada pelos detectores de medição. [0039] A ferramenta de perfilagem de densidade espectral circunferencial 214 pode ser configurada para ajustar a distância de afastamento entre a fonte radioativa e a parede interna do furo do poço 104. Adicionalmente, a ferramenta de perfilagem de densidade espectral circunferencial 214 também pode ser configurada para ajustar a distância entre os detectores de medição e a parede interna do furo de poço 104 e a separação axial entre os detectores de medição. Ajustando as distâncias de afastamento e a separação axial da fonte radioativa e dos detectores de medição, a profundidade da investigação pode ser variada para a obtenção de medições. Embora não esteja expressamente ilustrada, a ferramenta de perfilagem de densidade espectral circunferencial 214 pode incluir a instrumentação e eletrônicas necessárias (por exemplo, motores, engrenagens, circuitos de controle, etc.) para controlar o funcionamento da porção rotativa 221 e para ajustar as distancias de afastamento e separação da fonte radioativa e dos detectores de medição. Conforme será percebido, estas variações radiais e axiais nas posições dos detectores radioativos e de medição acomodam variações na condição do furo do poço incluindo, mas não se limitando a, conteúdo do poço (lama, salmoura, fluidos de produção, etc.), tamanhos de revestimento, material do revestimento, espessura do revestimento, conteúdo anular entre os revestimentos sobrepostos e entre o revestimento e o furo do poço, espaçamento entre múltiplos revestimentos concêntricos e a formação. Consequentemente, a ferramenta de perfilagem de densidade espectral circunferencial 214 provê múltiplas profundidades de investigação que podem ser realizadas de uma maneira rotativa para prover uma cobertura circunferencial completa do furo do poço 104.

[0040] FIG. 3A ilustra uma vista lateral esquemática de uma modalidade exemplar da porção rotativa 221 da ferramenta de perfilagem de densidade espectral circunferencial 214, tal como disposto dentro do furo do poço 104. Em um exemplo, uma medição objetiva dos materiais dentro da folga anular 202 pode ser conseguida controlando a

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15/30 distância de afastamento entre uma fonte radioativa 304 e a parede interior do revestimento 108, controlando uma rotação da porção rotativa 221, e variando a separação axial entre detectores de densidade espectral 306a,b (explicado a seguir) contidos na porção rotativa 221.

[0041] A porção rotativa 221 pode conter a fonte radioativa 304, um detector de densidade espectral próximo 306a e um detector de densidade espectral distante 306b axialmente espaçados um do outro dentro da porção giratória 221, de tal modo que o detector de densidade espectral próxima 306a se interponha axialmente à fonte radioativa 304 e ao detector de densidade espectral distante 306b. Embora a FIG. 3A ilustre a ferramenta de perfilagem de densidade espectral circunferencial 214 incluindo uma fonte radioativa 304 e dois detectores 306a, b, mais de uma fonte radioativa e mais que dois detectores podem ser utilizados, sem fugir do escopo da divulgação. A fonte radioativa 304, que pode compreender césio-137 (Cs-137), emite raios gama 308 em direção ao revestimento 108 (mais de um revestimento 108 pode estar presente), o cimento 204 (ou outro conteúdo da folga anular) e a formação 106 determinar as taxas de contagem de detectores próximos e distantes em várias porções do espectro medido e pode, assim, derivar densidade em massa e absorção fotoelétrica de materiais em seu caminho. Os detectores de densidade espectral próximos e distantes 306a,b estão configurados para detectar a radiação gama 310 espalhada de volta do revestimento 108, os materiais dentro da folga anular 202 (por exemplo, o material 206 da Figura 2) e a formação 106. Os detectores de densidade espectral próximos e distantes 306a,b podem ser acoplados a um mecanismo de acionamento (por exemplo, um sistema de acionamento eletromecânico 302) para variar axialmente as posições dos detectores de densidade espectral próximos e distantes 306a,b em relação um ao outro e/ou em relação à fonte radioativa 304. Além disso, a distância entre a parede interna do furo do poço 104 e os detectores de densidade espectral próximos e distantes 306a,b também pode ser variada usando o mecanismo de acionamento 302 ou outro mecanismo de acionamento separado (não expressamente ilustrado). Assim, em relação ao eixo do furo do poço na FIG. 3A, os detectores de densidade espectral próximos e distantes 306a,b podem ser móveis nas direções axial e radial.

[0042] A detecção da radiação gama 310 pode ser feita medindo uma taxa de contagem de

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16/30 fótons em função da energia. À medida que os raios gama 308 viajam da fonte radioativa 304, eles são atenuados pelas estruturas e materiais em suas trajetórias e alcançam os detectores de densidade espectral próximos e distantes 306a,b como radiação gama 310. A atenuação é uma função das densidades de elétrons, bem como as propriedades de absorção fotoelétrica dessas estruturas e materiais. A análise em tempo real do espectro de energia da radiação gama detectada 310 pode revelar a densidade em massa e absorção fotoelétrica do revestimento 108, os materiais dentro da folga anular 202 (por exemplo, o material 206 da FIG. 2) e a formação 106. Os detectores de densidade espectral próximos e distantes 306a,b podem ser calibrados para detectar o espectro completo de radiação gama 310, mas também podem ser calibrados para detectar a radiação gama 310 que tem energias dentro de uma janela fixa e predeterminada semelhante às ferramentas de perfilagem de densidade existentes. Devido à aquisição do espectro total da radiação gama 310, podem ser realizadas técnicas de processamento espectral avançadas para prover uma avaliação detalhada da composição dos volumes de formação fora do revestimento 108 ou, no caso de sobreposição de revestimento, de volumes do furo do poço fora do revestimento mais interior. Em uma modalidade, a ferramenta de perfilagem de densidade espectral circunferencial 214 pode incluir uma pluralidade de fontes radioativas 304 e a radiação gama 310 pode ser medida com um detector de densidade espectral único 306 ou um conjunto de múltiplos detectores de densidade espectral 306.

[0043] Como ilustrado, a fonte radioativa 304 pode estar localizada em uma cavidade 311 definida na parte rotativa 221 e uma posição da fonte radioativa 304 na cavidade 311 pode ser variável. Por exemplo, a fonte radioativa 304 pode ser movida para trás e para frente (indicada pela seta A) na cavidade 311 usando um mecanismo de acionamento (não ilustrado). Ao variar a posição da fonte radioativa 304, a distância de afastamento entre a fonte radioativa 304 e a parede interna do furo do poço 104 pode ser variada. Em algumas modalidades, a cavidade 311 pode funcionar como um colimador para direcionar os raios gama emitidos 308 em um trajeto preferido. Os detectores de densidade espectral próximos e distantes 306a,b podem, cada um, ser acoplados aos respectivos colimadores 312a e 312b para estreitar a radiação gama 310 a ser detectada. Os colimadores 312a,b podem ser acoplados aos respectivos detectores de densidade espectral próximos e

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17/30 distantes 306a, b, de tal modo que os colimadores 312a,b também se movem quando a posição dos respectivos detectores de densidade espectral próximos e distantes 306a,b variar. Cada um dos colimadores 312a,b é um componente opcional da ferramenta de perfilagem de densidade espectral circunferencial 214.

[0044] FIG. 3B ilustra uma vista lateral esquemática de uma modalidade exemplar da ferramenta de nêutron de espaçamento duplo 216 da FIG. 2, conforme disposto dentro do furo do poço 104. A ferramenta de nêutrons de espaçamento duplo 216 também pode alcançar uma medida objetiva dos materiais dentro da folga anular 202, controlando a folga (isto é, distância de afastamento) entre a face da ferramenta de nêutron de espaçamento duplo dual 216 e a parede interna do revestimento 108. Semelhante à ferramenta de perfilagem de densidade espectral circunferencial 214, a ferramenta de nêutrons de espaçamento duplo 216 também pode compreender um tipo de ferramenta de perfilagem nuclear. Como ilustrado, a ferramenta de nêutron de espaçamento duplo 216 pode incluir um alojamento 314 que contém uma fonte radioativa 316, um detector de nêutrons próximo 318a e um detector de nêutrons distantes 318b, axialmente espaçados um do outro dentro do alojamento 314, de modo que o detector de nêutron próximo 318a axialmente se interponha à fonte radioativa 316 e o detector de nêutrons distantes 318b. Em um exemplo, uma matriz de detectores de nêutrons múltiplos pode ser usada em vez do detector de nêutrons próximo 318a e o detector de nêutrons distantes 318b. A fonte radioativa 316, tal como amerício-berílio (AmBe), bombardeia o revestimento 108 (mais de um revestimento pode estar presente), o cimento 204 e quaisquer outros materiais contidos na folga anular 202 e a formação 106 com nêutrons rápidos 320. Nêutrons rápidos 320 podem se referir a nêutrons de descarga de fonte AmBe com energia de 4,6 MeV. As colisões com elementos no caminho dos nêutrons rápidos 320, mais notadamente o hidrogênio, reduzem a energia dos nêutrons rápidos 320 para o nível térmico, resultando assim em radiação térmica de nêutrons 322. A intensidade da radiação térmica de nêutrons 322 pode ser medida pelos detectores de nêutrons próximos e distantes 318a,b.

[0045] A medição obtida pela ferramenta de nêutrons de espaçamento duplo 216 consiste na proporção calibrada de taxas de contagem entre os detectores de nêutrons distantes e

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18/30 próximos 318a,b (ou a matriz de múltiplos detectores, quando usados). A razão da taxa de contagem está relacionada com o teor de hidrogênio nos materiais penetrados pelos nêutrons rápidos 320, tais como os materiais 206 (FIG. 2) presentes no interior da folga anular 202. Quando o hidrogênio está associado à folga dos poros preenchidos com líquido na folga anular 202, esta proporção pode ser utilizada para determinar a porosidade e, quando combinada com outras medições de porosidade, a porosidade de nêutrons pode ser utilizada para detectar a presença de gás de formação e identificar litologia.

[0046] Em algumas modalidades, a fonte radioativa 316 e os detectores de nêutrons próximos e distantes 318a,b (ou o arranjo de múltiplos detectores, quando usados) podem cada um ser acoplados a colimadores 324 (mostrados como colimadores 324a, 324b e 324c). O primeiro colimador 324a acoplado à fonte radioativa 316 direciona os nêutrons rápidos emitidos 320 em um trajeto preferido e o segundo e terceiro colimadores 324b,c acoplados aos detectores de nêutrons próximos e distantes 318a,b, respectivamente, restringem a radiação térmica de nêutrons 322 sendo detectado. Cada um dos colimadores 324a-c é um componente opcional da ferramenta de nêutrons de espaçamento duplo 216.

[0047] Os métodos e análises aqui apresentados podem usar razões de resposta de contagens de raios gama, obtidos de detector distante, para as contagens de raios gama, obtidas do detector próximo, em uma janela de energia desejada obtida usando a ferramenta de perfilagem de densidade espectral circunferencial 214 e a ferramenta de nêutrons de espaçamento duplo 216. Com base nas razões de resposta, podem ser gerados gráficos transversais e apresentações de perfilagem contínua com base na profundidade, que podem então ser analisadas na determinação do equivalente de composição para o material 206 (FIG. 2). Como descrito anteriormente, os equivalentes de composição podem ser composições categorizadas ou substâncias semelhantes ao material 206 e podem incluir, mas não estão limitadas a, gases, líquidos, sólidos de lama assentados ou o cimento 204. Se a análise aqui descrita indicar que o material 206 é sólido de lama assentado, por exemplo, pode ser uma indicação de que o material 206 compreende fluido de perfuração ponderado com barita ou, alternativamente, fluido de perfuração ponderado com outro agente de ponderação, tal como hematita, carbonato de cálcio, ilmenita, areia, etc. Consequentemente, o equivalente de composição não identifica positivamente uma

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19/30 composição exata do material 206, mas identifica o material 206 com base em um tipo geral ou categoria de composição, por exemplo, como sendo barita ou um cimento, ou baseado na composição de fases, como ser um sólido, líquido ou gás.

[0048] Exemplos do material 206 que podem ser categorizados como um equivalente de composição de gás podem incluir, mas não estão limitados a, ar, gás natural e semelhantes. Exemplos do material 206 que pode ser categorizado como um equivalente de composição líquido podem incluir, mas não estão limitados a, água, salmoura, uma emulsão, óleo, um alcano, uma olefina, um composto orgânico aromático, um alcano cíclico, uma parafina, um fluido diesel, um óleo mineral, um querosene hidrogenado dessulfurado, lama à base de óleo, lama à base de água e semelhantes.

[0049] Conforme será percebido, a identificação do equivalente de composição do material 206 pode ajudar um operador de poço a determinar uma localização preferida onde o revestimento 108 pode ser cortado para minimizar o atrito durante uma operação de corte e extração envolvendo o revestimento 108. No topo do cimento 204 normalmente existem camadas de cimento, sólidos de lama assentados, líquidos e gases. Por conseguinte, a profundidade de corte é preferivelmente a mais próxima possível do topo do cimento 204 para que o comprimento máximo do revestimento 108 possa ser recuperado enquanto minimiza forças de fricção causadas por ligações entre o revestimento 108, o cimento 204 e outros materiais dispostos atrás do revestimento 108 dentro da folga anular 202. As análises e métodos aqui descritos para identificar o equivalente de composição do material 206 podem fornecer uma melhor estimativa da profundidade de corte para melhorar a eficácia e eficiência das operações de corte e extração.

[0050] Em algumas modalidades, as taxas de contagem brutas para os detectores de densidade espectral próximos e distantes 306a,b e os detectores de nêutrons próximos e distantes 318a,b podem ser utilizadas na identificação do equivalente de composição do material 206. Em outras modalidades, no entanto, os detectores de densidade espectral, próximos e distantes, 306a,b e os detectores de nêutrons próximos e distantes 318a,b podem ser calibrados contra um padrão comum para obter as taxas de contagem calibradas. Uma vez que cada ferramenta de perfilagem é um pouco diferente e cada fonte radioativa exibe uma resistência diferente, as ferramentas não calibradas resultarão em leituras

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20/30 diferentes de cada ferramenta de perfilagem. Além disso, pode haver eficiências de detector que diferem de um instrumento de perfilagem para outro.

[0051] Por exemplo, existem diferenças nas fontes radioativas 304, 316 (FIG. 3A-3B) utilizadas na ferramenta de perfilagem de densidade espectral circunferencial 214 (por exemplo, Cs-137) e na ferramenta de nêutrons de espaçamento duplo 216 (por exemplo, AmBe) como usada em diferentes aquisições de perfil e em locais individuais de poço onde esses serviços estão sendo conduzidos. A calibração das taxas de contagem dos detectores de densidade espectral próximos e distantes 306a,b e dos detectores de nêutrons próximos e distantes 318a, b, no entanto, fornece uma linha de base uniforme para comparação entre pesquisas e permite um foco mais uniforme nas condições ambientais do furo do poço 104 (Figs. 2 e 3A-3B) e uma caracterização do material 206, incluindo a sua fase. A calibração das taxas de contagem faz com que todas as taxas de detecção sejam uniformes, mesmo que diferentes fontes radioativas 304, 316 possam ser usadas.

[0052] As modalidades da presente divulgação podem utilizar taxas de contagem de detector 306a,b de densidade espectral de perto e longe calibradas, assim como taxas de contagem e taxas de contagem de nêutrons próximos e distantes 318a,b e razões das mesmas em diversas formas. Esse aprimoramento permite que uma normalização e uma comparação igual de todas as ferramentas de perfilagem de um projeto específico sejam comparadas de maneira semelhante, além de fornecer resultados consistentes entre diferentes gerações de ferramentas de perfilagem e forças de fontes radioativas variáveis e eficiências de detectores. Tais modalidades diferem dos métodos de medição de densidade anteriores, que normalmente se baseiam na densidade aparente padrão da indústria (RHOB), com base nas taxas de contagem brutas para os detectores de densidade espectral próximos e distantes 306a, b. Tais modalidades também diferem dos métodos anteriores de medição de nêutrons, que normalmente dependem da porosidade de nêutrons (NPHI) padrão da indústria com base nas taxas de contagem brutas para os detectores de nêutrons próximos e distantes 318a, b. Consequentemente, o uso de contagens calibradas pode ser vantajoso na generalização de respostas, que não dependem do modelo da ferramenta ou do avanço de ferramentas semelhantes.

[0053] FIG. 4A é um exemplo de um gráfico cruzado bidimensional (2-D) 400 que ilustra

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21/30 uma razão de densidade RATDE v. uma razão de litologia RATLI para respostas obtidas por uma ferramenta de perfilagem de densidade espectral montada em bloco. A razão de densidade RATDE é uma razão entre as contagens calibradas para um detector de densidade espectral próximo (NDE) e um detector de densidade espectral distante (FDE) da ferramenta de perfilagem de densidade espectral montada em bloco agrupada em agrupamentos por características de resposta fotoelétrica. A relação de litologia RATLI é uma relação entre as contagens calibradas para o detector de densidade espectral (NLI) e o detector de densidade espectral (FLI) agrupados em agrupamentos por características de resposta litológica. A abcissa do gráfico cruzado 400 fornece a razão litológica RATLI = FLI/NLI em uma escala de 0,0 a 2,0, e a ordenada fornece a razão de densidade RATDE = FDE/NDE também em uma escala de 0,0 a 2,0.

[0054] O gráfico cruzado 400 provê uma pluralidade de respostas agrupadas de densidade e litologia 402 a partir dos detectores de densidade espectral, próximos e distantes, com uma escala de razão desejada de contagens distantes para próximas. As respostas 402 podem resultar das ferramentas de perfilagem de densidade espectral montadas em bloco medindo a razão do peso atômico (Z) para o número atômico (A), obtido do material presente no furo do poço.

[0055] Uma linha de base 404 foi sobreposta através das respostas 402 e indica a razão média Z/A das respostas 402. As respostas 402 são limitadas por uma linha de envelope de dados superior 406 e um limite de resposta de barita 408. A linha de envelope de dados superior 406 está localizada com base em um desvio padrão predeterminado. O limite de resposta de barita 408 está localizado com base no mesmo valor de desvio padrão predeterminado que a linha de envelope de dados superior 406. As respostas obtidas de uma maioria dos fluidos de furo do poço típicos podem se situar entre a linha de envelope de dados superior 406 e o limite de resposta de barita 408. Qualquer resposta que possa estar abaixo ou à direita do limite de resposta de barita 408 pode ser determinada como sendo obtida de um material que compreende barita.

[0056] Também são ilustrados um limite de fase sólido-líquido 410 e um limite de fase líquido-gás 412. As respostas de densidade e litologia 402 situadas abaixo do limite de fase sólido-líquido 410 são indicativas das respostas 402 obtidas de um material sólido

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22/30 (por exemplo, cimento) 206 na folga anular 202. As respostas de densidade e litologia 402 situadas entre o limite de fase sólido-líquido 410 e o limite de fase líquido-gás 412 são indicativas das respostas 402 obtidas de um líquido (por exemplo, líquidos mais pesados, tais como lama e água). As respostas de densidade e litologia 402 situadas acima (ou à direita) do limite de fase líquido-gás 412 são indicativas das respostas 402 obtidas de um material gasoso 206 na folga anular 202. Como visto na FIG. 4A, não há indicação da presença de barita ou gás na parcela transversal 400, uma vez que não há resposta situada à direita do limite de fase líquido-gás 412 (indicativo da presença de gás) e abaixo do limite de resposta de barita 408 (indicativo de presença de barita).

[0057] As respostas obtidas pelo detector de densidade espectral normalmente são provenientes da região do furo do poço 104 (FIGS. 2 e 3A) dominada por líquidos. Consequentemente, os métodos de avaliação podem utilizar as respostas obtidas pelo detector de densidade espectral próximo como um indicador de resposta de fluido de perfuração nos esforços de interpretação. Por outro lado, as respostas obtidas pelo detector de densidade espectral distante podem se estender mais profundamente através do revestimento 108 e da folga ocupado pelo anular 202, juntamente com alguns efeitos que emanam da formação 106.

[0058] Como mencionado anteriormente, as medições da ferramenta existente de perfilagem de densidade espectral montada em bloco são adquiridas somente de um setor do furo do poço e a ferramenta de perfilagem de densidade espectral montada em bloco não pode adquirir dados de toda a circunferência do furo do poço. Pelo contrário, a ferramenta de perfilagem de densidade espectral circunferencial 214 (FIG. 2), de acordo com uma ou mais modalidades divulgadas aqui, pode adquirir dados de toda a circunferência do furo do poço. As medições obtidas pela ferramenta de perfilagem de densidade espectral circunferencial 214 podem ser as mesmas ou semelhantes às medições obtidas pela ferramenta de perfilagem de densidade espectral montada em bloco. No entanto, como a ferramenta de perfilagem de densidade espectral circunferencial 214 mede toda a circunferência do furo do poço 104, as medições feitas em um local no furo do poço 104 são indicativas do equivalente de composição dos materiais 206 (Figura 2) em toda a circunferência do furo do poço 104 naquele local e não apenas em um setor do furo do

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23/30 poço.

[0059] Em algumas modalidades, as razões de resposta obtidas da ferramenta de nêutrons de espaçamento duplo 216 também podem ser utilizadas para ajudar a determinar e de outro modo refinar o equivalente de composição do material 206. Mais particularmente, uma razão (RATN) de taxas de contagem de detector de nêutrons distantes 318b calibradas (FDSN) e taxas de contagem de detector de nêutrons próximos 318a (NDSN) (FIG. 3B) podem ser usadas para determinar um índice relativo de hidrogênio para o ambiente do furo de poço 104.

[0060] A relação de nêutrons RATN obtida durante a execução de uma operação de perfilagem na direção do fundo do poço (coluna de ferramenta 114 que corre na direção do dedo do poço) pode ser representada graficamente no gráfico 400 de acordo com uma escala 414 codificada por cor/sombra. A cor ou sombreado das respostas 402 pode ser indicativo do teor de hidrogênio para o material detectado. As composições com um teor de hidrogênio mais elevado, por exemplo, lama, terão uma RATN inferior na escala do índice de cores/sombra 414, enquanto um teor de hidrogênio inferior cairá em RATN mais elevada na escala do índice de cores/sombra 414. Cimento e gás, por exemplo, apresentam um baixo índice de hidrogênio, enquanto lamas de perfuração e salmouras normalmente apresentam grandes quantidades de hidrogênio. Por conseguinte, pode haver uma correlação visível entre o índice de hidrogênio e o equivalente de composição do material 206 (FIG. 2), tal como a sua fase e a cor ou sombreado das respostas 402 pode fornecer o indicador visual no gráfico 400. Consequentemente, a utilização de contagens calibradas para as respostas generalizadas para diferentes modelos de ferramentas pode se mostrar vantajosa ao fornecer respostas mais consistentes.

[0061] FIG. 4B é um gráfico cruzado tridimensional (3-D) 450 que corresponde ao gráfico cruzado 2-D 400 da FIG. 4A. Por uma questão de clareza de ilustração, as linhas 404, 406, 408 e 412 não estão ilustradas na FIG. 4B. Na FIG. 4A, porque o gráfico cruzado 400 representa as respostas de densidade e litologia 402 em 2-D, algumas das respostas 402 que não são visíveis (por exemplo, devido a sobreposição) no gráfico transversal 400 podem ser visíveis no gráfico cruzado 3-D 450. Por exemplo, o gráfico cruzado 3-D 450 pode descrever visivelmente as respostas de cor mais escuras 402 (topo da escala 414)

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24/30 indicando uma relação de nêutron relativamente alta RATN que é representativa da presença de sólidos. O gráfico transversal 3-D 450 mostra mais claramente a variação nos dados de um sólido para um líquido puro.

[0062] Os analistas de perfilagem utilizando os métodos de interpretação e modelagem atualmente descritos podem ser capazes de gerar e avaliar resultados antes da coluna de ferramentas 114 (FIGS. 1 e 2) retornar para a superfície. Os métodos atualmente divulgados permitem a distinção entre cimento, barita (e materiais de ponderação de fluidos de perfuração mineral pesados similares), sólidos assentados, gases e lama de perfuração a partir dos quais há, algumas vezes, segregação de sólidos precipitados, em que os métodos anteriores que dependem de medição acústica e ultrassônica sozinhos não foram capazes de identificar com precisão. Toda a medição circunferencial obtida utilizando a ferramenta de perfilagem de densidade espectral circunferencial 214 (FIG. 2) é semelhante às medições providas pela ferramenta de nêutrons de espaçamento duplo 216 (FIG. 2) e a ferramenta de varrimento acústico circunferencial 212 (FIG. 2). Como resultado, as medições obtidas pela ferramenta de perfilagem de densidade espectral circunferencial 214, a ferramenta de nêutrons de espaçamento duplo 216 e a ferramenta de varredura acústica circunferencial 212 são obtidas de toda a circunferência do furo do poço 104 e, portanto, é relativamente mais fácil interpretá-las. Além disso, a variação da separação axial entre os detectores de densidade espectral próximos e distantes 306a, b, a distância de afastamento entre a fonte radioativa 304 e a parede interna do revestimento 108 e a distância de afastamento entre os detectores de densidade espectral próxima e distante 306a,b e a parede interior do revestimento 108 otimiza as medições de densidade para vários ambientes de perfilagem.

[0063] Em algumas modalidades, pode ser gerada um produto de resposta de técnica de avaliação de tubo (BPET) ou “entregável” e, de outro modo, derivado das várias respostas da ferramenta de perfilagem interpretada aqui discutidas. A distribuição BPET, por exemplo, pode ser calculada e gerada utilizando o computador de superfície 126 (FIG. 1) da unidade de perfilagem 122 (FIG. 1), ou com qualquer outro dispositivo ou unidade de computação com acesso às respostas da ferramenta de perfilagem. Os resultados BPET podem ser exibidos (por exemplo, como imagens bidimensionais ou tridimensionais) em

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25/30 uma interface gráfica do usuário ou em qualquer outro formato capaz de exibir ou fornecer os resultados para consideração. Em algumas modalidades, a entrega BPET pode incluir e exibir graficamente resultados de avaliação tirados de alguns ou de todos os instrumentos 210, a ferramenta de varredura acústica circunferencial 212, a ferramenta de perfilagem de densidade espectral circunferencial 214, a ferramenta de nêutrons de espaçamento duplo 216 e qualquer outra ferramenta (ou sensor) incluída na coluna de ferramentas 114 (FIG. 2).

[0064] Em outras modalidades, quando um ou mais outros tipos de ferramentas de perfilagem (ver anteriormente) estão incluídos na coluna de ferramentas 114, a distribuição BPET pode incluir e apresentar graficamente resultados de avaliação obtidos de algumas ou todas estas outras ferramentas de perfilagem em combinação com os resultados da avaliação de alguma ou de toda a ferramenta 210 de perfilagem de ligação de cimento, da ferramenta de varrimento acústico circunferencial 212, da ferramenta de perfilagem da densidade espectral circunferencial 214 e da ferramenta de nêutrons com espaçamento duplo 216. Em pelo menos uma modalidade, o produto BPET pode incluir ainda um perfil compósito derivado de medições obtidas a partir da ferramenta de perfilagem de ligação de cimento 210, a ferramenta de varredura acústica circunferencial 212, a ferramenta de perfilagem de densidade espectral circunferencial 214, a ferramenta de nêutrons de espaçamento duplo 216 e qualquer outra ferramenta (ou sensor) incluída na coluna de ferramentas 114. O perfil compósito pode indicar coletivamente as medidas obtidas das ferramentas de perfilagem incluídas na coluna de ferramentas 114, oposto a um único perfil que indica as medidas de uma única ferramenta de perfilagem. A entrega BPET também pode incluir destaques de interpretação que identificam intervalos de interesse, resultados históricos e possíveis recomendações no procedimento, tais como locais preferidos para cortar o revestimento 108 para uma operação de cortar e puxar. Em algumas modalidades, a entrega BPET pode ainda incluir uma legenda de interpretação e avaliação que fornece recomendações e soluções de operação de sonda.

[0065] Exemplos aqui divulgados incluem:

[0066] A. Um método que inclui a introduzir uma coluna de ferramentas em um furo do poço pelo menos parcialmente revestido com revestimento e tendo um material disposto

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26/30 em uma região anular ao redor do revestimento, em que a coluna de ferramentas compreende uma pluralidade de ferramentas de perfilagem incluindo uma ferramenta de perfilagem de ligação de cimento, ferramenta de varredura acústica circunferencial, uma ferramenta de perfilagem de densidade espectral circunferencial e uma ferramenta de perfilagem de nêutrons de espaçamento duplo; obtenção de medidas de forma de onda refratada acústica do material usando a ferramenta de registro de ligação de cimento; obter medidas ultrassônicas do material usando a ferramenta de varredura acústica circunferencial; obter medições de radiação gama espalhadas pelo material usando a ferramenta de perfilagem de densidade espectral circunferencial, as medições de radiação gama obtidas pela emissão de radiação gama de uma primeira fonte radioativa posicionada em uma porção rotativa da ferramenta de perfilagem de densidade espectral circunferencial girando a porção rotativa e detectar a radiação gama espalhada pelo material usando um detector de densidade espectral próximo e um detector de densidade espectral distante posicionado na porção rotativa; obter medições de radiação térmica de nêutrons dispersas do material utilizando a ferramenta de perfilagem de nêutrons de espaçamento duplo tendo uma segunda fonte radioativa, um detector de nêutrons próximo e um detector de nêutrons distante; coletar as medições obtidas pela pluralidade de ferramentas de perfilagem com um computador; e gerar com o computador uma entrega que inclua um ou mais gráficos cruzados que identifiquem um equivalente de composição do material em toda a circunferência do furo do poço.

[0067] B. Um sistema de perfilagem de poços que inclui uma coluna de ferramenta extensível dentro de um furo do poço pelo menos parcialmente revestido com um revestimento e tendo um material disposto em uma região anular em torno do revestimento, em que a coluna de ferramentas compreende uma pluralidade de ferramentas de perfilagem incluindo ferramenta que obtêm medidas de forma de onda refratadas acústicas do material; uma ferramenta de varredura acústica circunferencial que obtém medidas ultrassônicas do material; uma ferramenta de perfilagem de densidade espectral circunferencial tendo uma porção rotativa incluindo uma primeira fonte radioativa, um detector de densidade espectral próximo e um detector de densidade espectral distante posicionado nele, em que a ferramenta de perfilagem de densidade espectral

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27/30 circunferencial obtém medições de radiação gama emitindo radiação gama da primeira fonte radioativa enquanto gira a porção rotativa e detecta a radiação gama que é espalhada pelo material usando os detectores de densidade espectral próximos e distantes; e uma ferramenta de perfilagem de nêutrons de espaçamento duplo tendo uma segunda fonte radioativa, um detector de nêutrons próximo e um detector de nêutrons distantes, em que os detectores de nêutrons próximos e distantes obtêm medições de radiação térmica de nêutrons dispersa pelo material; um computador comunicativamente acoplado à pluralidade de ferramentas de perfilagem e incluindo uma mídia não transitória, lida por computador, que pode ser lida por um processador e armazena instruções que, quando executadas pelo processador, fazem com que o computador obtenha as medições da pluralidade de ferramentas de perfilagem; e uma entrega gerada pelo computador e incluindo um ou mais gráficos transversais que identificam um equivalente de composição do material em toda a circunferência do furo do poço.

[0068] Cada um dos exemplos A e B pode ter um ou mais dos seguintes elementos adicionais em qualquer combinação: Elemento 1: compreendendo ainda a otimização de uma separação axial entre os detectores de densidade espectral próximos e distantes.

Elemento 2: compreendendo ainda a otimização de uma distância entre a primeira fonte radioativa e uma parede interna do revestimento. Elemento 3: compreendendo ainda a otimização de uma distância entre uma parede interna do revestimento e um ou tanto o detector de densidade espectral perto quanto o detector de densidade espectral distante. Elemento 4: em que a região anular é um anel definido entre o revestimento e o furo do poço. Elemento 5: em que o revestimento compreende duas ou mais colunas de revestimento que se sobrepõem ou estão posicionadas concentricamente e a região anular é um anel definido entre duas das duas ou mais colunas de revestimento. Elemento 6: em que o um ou mais gráficos cruzados representam: respostas baseadas em uma razão de densidade de taxas de contagem baseadas na resposta de densidade em função de uma relação litológica de taxas de contagem baseadas na resposta litológica, bem como outras porções de espectros de densidade medidos e razões dos mesmos; e uma escala de índice de hidrogênio codificada das respostas com base em uma relação de taxas de contagem de detector de nêutrons distantes e próximo do detector de nêutrons. Elemento 7: determinar

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28/30 um local para cortar o revestimento com base no equivalente de composição do material identificado a partir de um ou mais gráficos cruzados; e realizar uma operação de cortar e puxar para remover o revestimento do furo do poço. Elemento 8: compreende ainda: calibrar as taxas de contagem dos detectores de densidade espectral próximos e distantes e dos detectores de nêutrons próximos e distantes, com relação a um padrão comum, para obter taxas de contagem calibradas; e usar as taxas de contagem calibradas para traçar respostas em um ou mais gráficos cruzados. Elemento 9: em que o produto adicional inclui ainda um perfil compósito derivado das medições obtidas da ferramenta de perfilagem de ligação de cimento, a ferramenta de varredura acústica circunferencial, a ferramenta de perfilagem de densidade espectral circunferencial e a ferramenta de perfilagem de nêutrons de espaçamento duplo. Elemento 10: compreendendo ainda o processamento das medições de forma de onda refratada por referência aos picos e vales das formas de onda obtidas pela ferramenta de perfilagem de ligação de cimento. Elemento 11: compreende ainda a determinação de uma fase do material com base nas razões de densidade e litologia, bem como as outras porções medidas de espectros de densidade e as suas razões associadas.

[0069] Elemento 12: em que a ferramenta de perfilagem de densidade espectral circunferencial varia uma separação axial entre os detectores de densidade espectral próximo e distante. Elemento 13: em que a ferramenta de perfilagem de densidade espectral circunferencial varia uma distância de afastamento a entre a primeira fonte radioativa e uma parede interna do revestimento. Elemento 14: em que a ferramenta de perfilagem de densidade espectral circunferencial varia uma distância de afastamento entre uma parede interna do revestimento e um ou tanto o detector de densidade espectral próximo quanto o detector de densidade espectral distante. Elemento 15: em que o um ou mais gráficos cruzados representam: respostas baseadas em uma razão de densidade de taxas de contagem para os detectores de densidade espectral próximos e distantes baseadas na resposta de densidade em função de uma razão litológica de taxas de contagem para os detectores de densidade espectral próximos e distantes baseadas na resposta litológica, bem como outras porções de espectros de densidade medidos e uma escala de índice de hidrogênio codificada das respostas com base em uma relação de taxas de contagem de

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29/30 detector de nêutrons distantes e próximo do detector de nêutrons. Elemento 16: em que ο computador é um computador de superfície disposto em uma localização de superfície e a coluna de ferramentas está acoplada de modo comunicativo ao computador de superfície através de um cabo que transporta a coluna de ferramentas para o furo do poço. Elemento 17: em que o equivalente de composição do material compreende um de um gás, um líquido, um sólido de lama assentado e cimento. Elemento 18: em que as taxas de contagem dos detectores de densidade espectral próximos e distantes e os detectores de nêutrons próximos e distantes são calibrados contra um padrão comum para obter taxas de contagem calibradas. Elemento 19: em que o produto adicional inclui ainda um perfil compósito derivado das medições obtidas da ferramenta de perfilagem de ligação de cimento, a ferramenta de varredura acústica circunferencial, a ferramenta de perfilagem de densidade espectral circunferencial e a ferramenta de perfilagem de nêutrons de espaçamento duplo.

[0070] Portanto, os sistemas e métodos divulgados são bem adaptados para atingir as finalidades e vantagens mencionadas, assim como as que são inerentes às mesmas. As modalidades particulares divulgadas acima são ilustrativas apenas, pois os ensinamentos da presente divulgação podem ser modificados e colocados em prática de maneiras diferentes, porém equivalentes, aparentes aos versados na técnica tendo o benefício dos ensinamentos deste documento. Além disso, nenhuma limitação é destinada aos detalhes de construção ou projeto mostrados neste documento, a não ser aquelas descritas nas reivindicações abaixo. Portanto, é 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 ilustrativamente divulgados aqui apropriadamente podem ser praticados na ausência de qualquer elemento que não é divulgado especificamente aqui e/ou qualquer elemento opcional divulgado aqui. Embora as composições e métodos sejam descritos em termos de “compreendendo”, “contendo” ou “incluindo” vários componentes ou etapas, as composições e métodos também podem “consistir essencialmente em” ou “consistir em” vários componentes e etapas. Todos os números e faixas divulgadas acima podem variar em alguma quantidade. Sempre que uma faixa numérica com um limite inferior e um limite superior é divulgada,

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30/30 qualquer número e qualquer faixa incluída caindo dentro da faixa são especificamente divulgados. Em particular, toda faixa de valores (da forma “de cerca de a a cerca de b” ou, de forma equivalente, “de aproximadamente a a b”, ou, de forma equivalente, “de aproximadamente a-b”) divulgada neste documento será entendida como estabelecendo todo 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 explícita e claramente definidos pelo titular da patente. Além disso, os artigos indefinidos “um” ou “uma”, como usados nas reivindicações, são definidos neste documento para significar um ou mais que um do elemento que eles apresentam. Se houver algum conflito nos usos de uma palavra ou um termo neste relatório descritivo e uma ou mais patentes ou outros documentos que podem ser incorporados aqui por referência, as definições que são consistentes com este relatório descritivo devem ser adotadas.

[0071] Tal como aqui utilizada, a frase “pelo menos um de” precedendo uma série de itens, com os termos “e” ou “ou” para separar qualquer um dos itens, modifica a lista como um todo, em vez de cada membro da lista (isto é, cada item). A frase “pelo menos um de” 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 cada qual a apenas A, apenas B ou somente C; qualquer combinação de A, B, e C; e/ou pelo menos um de cada um de A, B, e C.

Claims

REIVINDICAÇÕES

1. Método, caracterizado pelo fato de compreender:

introduzir uma coluna de ferramentas em um furo de poço pelo menos parcialmente revestido com revestimento e com um material disposto em uma região anular que circunda o revestimento, em que a coluna de ferramentas compreende uma pluralidade de ferramentas de corte incluindo uma ferramenta de perfilagem de ligação de cimento, uma ferramenta de varredura circunferencial acústica, uma ferramenta de perfilagem de densidade espectral circunferencial e uma ferramenta de perfilagem de nêutrons de espaçamento duplo;

obter medidas na forma de onda refratada acústica do material usando a ferramenta de perfilagem de ligação de cimento;

obter medidas ultrassônicas do material usando a ferramenta de varredura acústica circunferencial;

obter medições de radiação gama espalhadas pelo material usando a ferramenta de perfilagem de densidade espectral circunferencial, as medições de radiação gama obtidas pela emissão de radiação gama de uma primeira fonte radioativa posicionada em uma porção rotativa da ferramenta de perfilagem de densidade espectral circunferencial girando a porção rotativa e detectando a radiação gama espalhada pelo material usando um detector de densidade espectral próximo e um detector de densidade espectral distante posicionado na porção rotativa;

obter medições de radiação térmica de nêutrons dispersas do material utilizando a ferramenta de perfilagem de nêutrons de espaçamento duplo com uma segunda fonte radioativa, um detector de nêutrons próximo e um detector de nêutrons distantes;

coletar as medições obtidas pela pluralidade de ferramentas de perfilagem com um computador; e gerar com o computador uma entrega que inclui um ou mais gráficos cruzados que identificam um equivalente de composição do material em toda a circunferência do furo do poço.
2. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de compreender ainda a otimização de uma separação axial entre os detectores de densidade espectral próximos e

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2/5 distantes, a otimização de uma distância de afastamento entre a primeira fonte radioativa e uma parede interna do revestimento e, opcionalmente, a otimização de uma distância de afastamento entre uma parede interna do revestimento e um ou tanto o detector de densidade espectral perto quanto o detector de densidade espectral distante.
3. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de a região anular ser um anel definido entre o revestimento e o furo do poço.
4. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de o revestimento compreender duas ou mais colunas de revestimento que se sobrepõem ou estão posicionadas concentricamente e a região anular é um anel definido entre duas das duas ou mais colunas de revestimento.
5. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de um ou mais gráficos cruzados representarem:

respostas com base em uma razão de densidade de taxas de contagem com base na resposta de densidade em função de uma razão litológica de taxas de contagem com base na resposta litológica, bem como outras porções de espectros de densidade medidas e suas razões; e uma escala de índice de hidrogênio codificada das respostas com base em uma razão de taxas de contagem de detector de nêutrons distantes e próximo de detector de nêutrons.
6. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de compreender ainda:

determinar um local para cortar o revestimento com base no equivalente de composição do material identificado a partir de um ou mais gráficos cruzados;

realizar uma operação de corte e tração para remover o revestimento do furo do poço;

calibrar as taxas de contagem dos detectores de densidade espectral próximos e distantes e dos detectores de nêutrons próximos e distantes, em comparação com um padrão comum, para obter taxas de contagem calibradas; e, opcionalmente, usar as taxas de contagem calibradas para traçar respostas em um ou mais gráficos cruzados.
7. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de o produto adicional incluir ainda um perfil compósito derivado das medições obtidas da ferramenta

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3/5 de perfilagem de ligação de cimento, a ferramenta de varredura acústica circunferencial, a ferramenta de perfilagem de densidade espectral circunferencial e a ferramenta de perfilagem de nêutrons de espaçamento duplo.
8. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de compreender ainda o processamento das medições de forma de onda refratada acústica referenciando os picos e vales das formas de onda obtidas pela ferramenta de perfilagem de ligação de cimento e, opcionalmente, a determinação de uma fase do material com base nas razões de densidade e litologia, bem como as outras porções medidas de espectros de densidade e as suas razões associadas.
9. Sistema de perfilagem de furo do poço, caracterizado pelo fato de compreender:

uma coluna de ferramentas extensível dentro de um furo de poço pelo menos parcialmente revestido com um revestimento e tendo um material disposto em uma região anular que envolve o revestimento, em que a coluna de ferramentas compreende uma pluralidade de ferramentas de perfilagem incluindo:

uma ferramenta de perfilagem de ligação de cimento que obtém medições de forma de onda refratada acústica do material;

uma ferramenta de varredura acústica circunferencial que obtém medidas ultrassônicas do material;

uma ferramenta de perfilagem de densidade espectral circunferencial tendo uma porção rotativa incluindo uma primeira fonte radioativa, um detector de densidade espectral próximo e um detector de densidade espectral distante posicionados nela, em que a ferramenta de perfilagem de densidade espectral circunferencial obtém medições de radiação gama emitindo radiação gama da primeira fonte radioativa enquanto gira a porção rotativa e detecta a radiação gama, que é espalhada pelo material usando os detectores de densidade espectral próximos e distantes; e uma ferramenta de perfilagem de nêutrons de espaçamento duplo tendo uma segunda fonte radioativa, um detector de nêutrons próximo e um detector de nêutrons distante, em que os detectores de nêutrons próximos e distantes obtêm medições de radiação térmica de nêutrons dispersa a partir do material;

um computador comunicativamente acoplado à pluralidade de ferramentas de perfilagem e

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4/5 incluindo uma mídia não transitória, lida por computador, que pode ser lida por um processador e armazena instruções que, quando executadas pelo processador, fazem com que o computador obtenha as medições a partir da pluralidade de ferramentas de perfilagem; e uma entrega gerada pelo computador e incluindo um ou mais gráficos cruzados que identificam um equivalente de composição do material em toda a circunferência do furo do poço.
10. Sistema de perfilagem de furo de poço, de acordo com a reivindicação 9, caracterizado pelo fato de a ferramenta de perfilagem de densidade espectral circunferencial variar uma separação axial entre os detectores de densidade espectral próximos e distantes, em que a ferramenta de perfilagem de densidade espectral circunferencial varia uma distância de distância entre a primeira fonte radioativa e uma parede interna do revestimento e, opcionalmente, em que a ferramenta de perfilagem de densidade espectral circunferencial varia uma distância entre uma parede interna do revestimento e um ou tanto o detector de densidade espectral quanto o detector de densidade espectral distante.
11. Sistema de perfilagem de furo de poço, de acordo com a reivindicação 9, caracterizado pelo fato de um ou mais gráficos cruzados representarem:

respostas baseadas em uma razão de densidade de taxas de contagem para os detectores de densidade espectral próximos e distantes com base na resposta de densidade em função de uma taxa litológica de taxas de contagem para os detectores de densidade espectral próximos e distantes com base na resposta litológica, bem como outras porções de espectros de densidade medidos; e uma escala de índice de hidrogênio codificada das respostas com base em uma razão de taxas de contagem de detector de nêutrons distantes e próximo de detector de nêutrons.
12. Sistema de perfilagem de furo de poço, de acordo com a reivindicação 9, caracterizado pelo fato de o computador ser um computador de superfície disposto em uma localização de superfície e a coluna de ferramentas é acoplada de modo comunicável ao computador de superfície através de um cabo que transporta a coluna de ferramentas para o furo do poço.
13. Sistema de perfilagem de furo de poço, de acordo com a reivindicação 9, caracterizado

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5/5 pelo fato de o equivalente de composição do material compreender um de um gás, um líquido, um sólido de lama assentada e cimento.
14. Sistema de perfilagem de furo de poço, de acordo com a reivindicação 9, caracterizado pelo fato de as taxas de contagem dos detectores de densidade espectral próximos e distantes e dos detectores de nêutrons próximos e distantes serem calibrados contra um padrão comum para obter taxas de contagem calibradas.
15. Sistema de perfilagem de furo de poço, de acordo com a reivindicação 9, caracterizado pelo fato de o produto adicional incluir ainda um perfil compósito derivado das medições obtidas da ferramenta de perfilagem de ligação de cimento, a ferramenta de varredura acústica circunferencial, a ferramenta de perfilagem de densidade espectral circunferencial e a ferramenta de perfilagem de nêutrons de espaçamento duplo.