BR112019012784B1 - Aparelho de perfilagem de poço e método para perfilar poço usando uma ferramenta de perfilagem em um furo de poço em uma formação de terra - Google Patents

Abstract

Métodos, sistemas, dispositivos e produtos para estimar pelo menos um parâmetro de interesse de um volume de interesse de uma formação de terra usando medições baseadas em radiação nuclear. As ferramentas de perfilagem incluem uma fonte de feixe de radiação colimada de abertura limitada, detectores e pelo menos um processador configurado para fazer medições. A fonte é configurada para emitir um feixe de radiação radialmente da ferramenta de perfilagem para um volume alongado de interesse fora do furo de poço, de modo que o feixe penetre em uma pluralidade de zonas do volume de interesse. Cada zona representa uma faixa de profundidades radiais correspondendo a um componente de infraestrutura respectivo associado ao furo de poço, tal como tubulares aninhados. Cada detector tem um único ângulo de detecção e é configurado para gerar informações de medição em resposta a raios gama retroespalhados coerentes espacialmente. Cada detector está associado a eventos de espalhamento em uma da pluralidade de zonas.

Description

CAMPO DA DIVULGAÇÃO

[0001] Esta divulgação se refere geralmente a métodos e aparelhos de perfilagem de furo de poço para estimar as propriedades de formação utilizando medições baseadas na radiação nuclear.

FUNDAMENTOS DA DIVULGAÇÃO

[0002] A perfilagem de poços de petróleo é conhecida há muitos anos e provê um perfurador de poços de petróleo e gás com informações sobre a formação de terra específica que está sendo perfurada. Na perfilagem de poços de petróleo convencional, durante a perfuração do poço e/ou após um poço ter sido perfurado, uma fonte de radiação nuclear e sensores de radiação nuclear associados podem ser transportados para o furo de poço e utilizados para determinar um ou mais parâmetros de interesse da formação. Um dispositivo de transporte rígido ou não rígido é frequentemente utilizado para transportar a fonte de radiação nuclear, frequentemente como parte de uma ferramenta ou um conjunto de ferramentas e o transportador também pode fornecer canais de comunicação para enviar informação até à superfície. Também são conhecidas ferramentas para inspecionar acusticamente a integridade do revestimento e do cimento e, de outra forma, avaliar o revestimento, o cimento ou a ligação entre eles.

SUMÁRIO DA DIVULGAÇÃO

[0003] Em aspectos, a presente divulgação se refere a métodos e aparelhos para estimar pelo menos um parâmetro de interesse de um volume de interesse de uma formação de terra usando medições baseadas em radiação nuclear. As modalidades dos aparelhos incluem uma ferramenta de perfilagem para transporte em um furo de poço em um transportador. A ferramenta de perfilagem pode incluir uma fonte de feixe de radiação colimada de abertura limitada orientada radialmente configurada para emitir, enquanto no furo de poço, um feixe de radiação radialmente da ferramenta de perfilagem para um volume alongado de interesse fora do furo de poço, de modo que o feixe penetre uma pluralidade de zonas do volume de interesse, em que cada zona da pluralidade representa uma faixa de profundidades radiais correspondendo a um componente de infraestrutura respectivo associado ao furo de poço; uma pluralidade de detectores de radiação, em que cada detector da pluralidade tem um ângulo de detecção exclusivo, a pluralidade de detectores de radiação configurados para gerar informação de medição em resposta a raios gama retroespalhados espacialmente coerentes da pluralidade de zonas, em que cada detector da pluralidade associado a eventos de dispersão em uma da pluralidade de zonas; e pelo menos um processador configurado para realizar as medições de perfilagem do poço com a ferramenta de perfilagem. Fazer medições pode incluir o uso da fonte de feixe para emitir o feixe; gerar informação de medição na pluralidade de detectores que respondem ao feixe emitido; e estimar uma propriedade do respectivo componente de infraestrutura em pelo menos uma zona usando as informações de medição.

[0004] A fonte pode estar substancialmente na mesma profundidade de furo de poço que a pluralidade de detectores. O volume de interesse pode compreender uma pluralidade de tubulares aninhados no furo de poço e o componente de infraestrutura compreende uma característica estrutural relacionada a pelo menos um tubular da pluralidade de tubulares aninhados. Pelo menos um tubular dos tubulares aninhados pode incluir cimento adjacente ao revestimento. A propriedade do respectivo componente de infraestrutura pode incluir pelo menos uma propriedade de um defeito do componente. O processador ainda pode ser configurado para identificar uma anomalia na infraestrutura detectando o retroespalhamento atenuado em um detector correlacionado com uma zona correspondente. O aparelho pode incluir um transportador, que pode compreender pelo menos um de i) uma coluna de perfuração; e ii) um cabo de aço.

[0005] As modalidades do método podem incluir transportar a ferramenta de perfilagem no furo de poço em um transportador; realizar medições de perfilagem de poço com a ferramenta de perfilagem, incluindo emitir um feixe de radiação com alta coerência espacial radialmente da ferramenta de perfilagem em um volume colimado de interesse fora do furo de poço, de modo que o feixe penetre uma pluralidade de zonas do volume de interesse, em que cada zona da pluralidade representa uma faixa de profundidades radiais correspondentes a um componente de infraestrutura respectivo associado ao poço; gerar informação de medição em uma pluralidade de detectores na ferramenta de perfilagem em resposta a raios gama retroespalhados espacialmente coerentes a partir da pluralidade de zonas, em que cada detector da pluralidade está associado a eventos de dispersão em uma das várias zonas; e estimar uma propriedade do respectivo componente de infraestrutura em pelo menos uma zona usando as informações de medição.

[0006] O volume de interesse pode incluir uma pluralidade de tubulares aninhados no furo de poço e o componente de infraestrutura compreende uma característica estrutural relacionada a pelo menos um tubular da pluralidade de tubulares aninhados. Pelo menos um tubular dos tubulares aninhados pode compreender cimento adjacente ao revestimento. A propriedade do respectivo componente de infraestrutura pode ser pelo menos uma propriedade de um defeito do componente.

[0007] Os métodos podem ainda incluir a estimativa da propriedade do respectivo componente de infraestrutura em uma zona usando informações de medição de outra zona mais próxima a um eixo longitudinal da ferramenta que a zona para mitigar os efeitos na informação de medição da zona, compreendendo corrigir por uma influência da outra. zona no feixe. Os métodos podem incluir a realização de uma inversão na informação de medição para pelo menos a zona e a outra zona. Os métodos podem incluir a realização de uma inversão na informação de medição para pelo menos uma zona em uma pluralidade de profundidades de furo de poço. Cada detector pode ser configurado com um ângulo de detecção alinhado com uma zona correspondente da pluralidade de zonas. Os métodos podem incluir a identificação de uma anomalia na infraestrutura pela detecção de retroespalhamento atenuado em um detector correlacionado com uma zona correspondente. Os métodos podem incluir modelar uma resposta de sinal prevista para cada detector correspondendo a pelo menos uma anomalia; e comparar a informação com a resposta do sinal previsto para identificar a anomalia.

[0008] Os métodos podem incluir a realização de outras operações dependendo da propriedade. As operações adicionais podem incluir pelo menos uma de: i) geo-orientação; ii) perfuração de furos de poço adicionais na formação; iii) realização de medições adicionais na formação; iv) estimação dos parâmetros adicionais da formação; v) instalação dos equipamentos no furo de poço; vi) reparação de infraestrutura; vii) otimização do desenvolvimento presente ou futuro na formação ou em formação semelhante; viii) otimização da exploração presente ou futura na formação ou em formação semelhante; e ix) produção de um ou mais hidrocarbonetos da formação.

[0009] A estimativa da propriedade do respectivo componente de infraestrutura pode incluir a realização de uma inversão conjunta usando as informações de medição e informações adicionais de medição de uma ferramenta adicional que compreende pelo menos um dos seguintes: i) uma ferramenta eletromagnética e ii) uma ferramenta acústica para resolver uma característica estrutural relacionada a pelo menos um tubular da pluralidade de tubulares condutores aninhados. A característica estrutural pode compreender pelo menos um de: i) ovalidade tubular de pelo menos um tubular; ii) deformação do pelo menos um tubular; iii) corrosão de pelo menos um tubular, iv) perfuração de pelo menos um tubular, v) uma presença de componente de completação fora de pelo menos uma tubular, vi) excentricidade de pelo menos um tubular em relação a outro componente vii) uma propriedade de material de pelo menos um tubular; e viii) uma propriedade material de um material que envolve o pelo menos um tubular.

[0010] Estimar a propriedade do respectivo componente de infraestrutura pode incluir realizar uma inversão sequencial utilizando as informações de medição e informações de medição adicionais de uma ferramenta adicional para resolver um recurso estrutural relacionado a pelo menos um tubular da pluralidade de tubulares condutores aninhados. A característica estrutural pode compreender pelo menos um de: i) ovalidade tubular de pelo menos um tubular; ii) deformação do pelo menos um tubular; iii) corrosão de pelo menos um tubular, iv) perfuração de pelo menos um tubular, v) uma presença de componente de completação fora de pelo menos uma tubular, vi) excentricidade de pelo menos um tubular em relação a outro componente vii) uma propriedade de material de pelo menos um tubular; e viii) uma propriedade material de um material que envolve o pelo menos um tubular. A ferramenta adicional pode compreender pelo menos um de: i) uma ferramenta eletromagnética e ii) uma ferramenta acústica.

[0011] Estimar a propriedade do respectivo componente de infraestrutura pode compreender realizar uma primeira inversão e utilizar os resultados da primeira inversão como restrição para uma segunda inversão, em que pelo menos uma da primeira inversão e segunda inversão é realizada utilizando a informação de medição.

[0012] Algumas modalidades incluem um produto de meio não transitório, legível por computador e acessível ao processador e com instruções sobre o mesmo que, quando executadas, fazem com que pelo menos um processador execute os métodos descritos anteriormente. As modalidades dos aparelhos podem incluir pelo menos um processador e uma memória de computador acessível a pelo menos um processador compreendendo um meio legível por computador com instruções sobre o mesmo, quando executado, faz com que pelo menos um processador execute métodos descritos anteriormente.

[0013] Exemplos das características mais importantes da divulgação foram resumidos de uma forma bastante ampla, para que a descrição detalhada que se segue possa ser mais bem compreendida e para que as contribuições que elas representam para a técnica possam ser reconhecidas.

BREVE DESCRIÇÃO DOS DESENHOS

[0014] Para uma compreensão detalhada da presente divulgação, deve ser feita referência à seguinte descrição detalhada das modalidades tomada em conjunto com os desenhos anexos nos quais os elementos semelhantes receberam numerais semelhantes, em que: FIG. 1 ilustra esquematicamente um sistema tendo uma ferramenta de fundo de poço configurada para adquirir informação em um poço que intersecta um volume de interesse de uma formação de terra. As FIGS. 2A-2C mostram um módulo de detecção nuclear como parte de um conjunto de avaliação que pode ser incorporado na ferramenta de acordo com modalidades da presente divulgação. FIG. 3 é um diagrama esquemático que ilustra uma arquitetura de detector de exemplo de acordo com modalidades da presente divulgação. As FIGS. 4A e 4B são diagramas esquemáticos que ilustram imagens de acordo com modalidades da presente divulgação. FIG. 5 mostra um fluxograma para estimar pelo menos um parâmetro de interesse da formação de terra de acordo com uma modalidade da presente divulgação. FIG. 6A mostra um fluxograma que ilustra um método de interpretação baseada em modelos multifísicos de múltiplas etapas para avaliação de múltiplas construções de poços de revestimento. FIG. 6B ilustra uma ferramenta de perfilagem de acordo com modalidades da presente divulgação.

DESCRIÇÃO DETALHADA

[0015] Em aspectos, esta divulgação se refere à perfilagem de poços utilizando uma ferramenta de perfilagem em um furo de poço em uma formação de terra. Em alguns aspectos, esta divulgação se refere à estimativa de uma propriedade de um ou mais componentes de infraestrutura associados ao furo de poço usando informações de radiação de um volume de interesse, incluindo os componentes da infraestrutura. A propriedade do respectivo componente de infraestrutura pode ser pelo menos uma propriedade de um defeito do componente, como presença ou dimensões do defeito.

[0016] Os componentes de infraestrutura do volume de interesse podem ser uma pluralidade de tubulares condutores aninhados no furo de poço (também referidos como uma perfuração). A propriedade correspondente a cada tubular condutor pode incluir pelo menos uma das seguintes: i) localização do tubular; ii) espessura do tubular; e iii) pelo menos uma propriedade de um defeito do tubular.

[0017] A inspeção do tubular subterrâneo é bem conhecida. Vastas redes subterrâneas de tubulações instaladas podem sofrer defeitos em pontos particulares, mas imprevisíveis. A detecção desses defeitos é altamente desejável. Uma aplicação proeminente é a detecção de defeitos de corrosão nas colunas de revestimento e tubulação no fundo do poço. A perfilagem de tais colunas é frequentemente o melhor (às vezes o único) meio de detectar esses defeitos. Outra aplicação pode ser determinar o tipo de material entre as colunas de revestimento.

[0018] A inspeção acústica de tais componentes de infraestrutura é bem conhecida. A avaliação do revestimento e do cimento por meio de medição acústica geralmente depende da detecção da frequência de ressonância e decaimentos da amplitude do sinal para avaliar a espessura e integridade do revestimento e do cimento e a qualidade da ligação entre o cimento do revestimento.

[0019] Infelizmente, nas frequências ultrassônicas necessárias para a resolução exigidas, os sinais acústicos convencionais não podem penetrar abaixo da pele do tubular mais interno, em parte devido à menor frequência de ressonância do sistema acústico representada pela instalação de múltiplos liners, enquanto frequências mais baixas sofrem de insuficiente detecção de defeitos de corrosão. Além disso, um sistema tubular múltiplo (por exemplo, revestimentos internos e externos) pode ter mais de três modos de ressonância, ressonância de cada revestimento, ressonâncias do sistema composto e ressonâncias harmônicas, tornando a detecção precisa de defeitos no revestimento ou cimento problemático.

[0020] Aspectos da presente divulgação se referem a ferramentas, sistemas e métodos para inspecionar componentes de infraestrutura em uma completação de revestimento duplo (por exemplo, revestimento, cimento entre dois revestimentos e cimento atrás do revestimento externo) baseado em raios gama retroespalhados resultantes de raios gama emitidos por uma fonte de raios gama na ferramenta de perfilagem.

[0021] FIG. 1 ilustra esquematicamente um sistema 100 tendo uma ferramenta de fundo de poço 10 configurada para adquirir informação em um furo de poço 50 intersectando um volume de interesse de uma formação de terra 80 para estimar densidade, saturação de petróleo e/ou outros parâmetros de interesse da formação 80. Os parâmetros de interesse podem incluir informações relativas a um parâmetro geológico, um parâmetro geofísico, um parâmetro petrofísico e/ou um parâmetro litológico. Assim, a ferramenta 10 pode incluir um conjunto de sensores 30 incluindo sensores para detectar fenômenos físicos indicativos de um parâmetro de interesse incluindo sensores para estimar a resistividade de formação, constante dielétrica, a presença ou ausência de hidrocarbonetos, densidade acústica, limite de leito, densidade de formação, densidade e certas características da rocha, permeabilidade, pressão capilar e permeabilidade relativa.

[0022] O sistema 100 pode incluir um guincho convencional 60 e um dispositivo de transporte (ou transportador) 15 que pode ser rígido ou não rígido e pode ser configurado para transportar a ferramenta de fundo de poço 10 no furo de poço 50 em proximidade à formação 80. O transportador 15 pode ser uma coluna de perfuração, uma bobina, um arame, uma linha elétrica, um cabo de aço, etc. A ferramenta de fundo de poço 10 pode ser acoplada ou combinada com ferramentas adicionais. Assim, dependendo da configuração, a ferramenta 10 pode ser usada durante a perfuração e/ou após o furo de poço (perfuração) 50 ter sido formado ou completado com a infraestrutura. Por exemplo, o furo de poço completado pode incluir o revestimento interno 71, cimento entre dois revestimentos 72, revestimento externo 73 e cimento atrás do revestimento externo 74. Enquanto um sistema de terra é mostrado, os ensinamentos da presente divulgação também podem ser utilizados em aplicações offshore ou submarinas. O transportador 15 pode incluir condutores incorporados para energia e/ou dados para fornecer sinal e/ou comunicação de energia entre o equipamento de superfície e de fundo de poço. O transportador 15 pode incluir um conjunto de orifícios inferiores, o qual pode incluir um motor de perfuração para girar uma broca de perfuração.

[0023] A ferramenta 10 inclui um módulo de detecção nuclear 40 para utilização na avaliação de infraestruturas de acordo com as técnicas da presente divulgação. O módulo de detecção nuclear 40 inclui uma fonte de radiação e detectores de radiação particularmente configurados de acordo com modalidades da presente divulgação, descritas em mais detalhes em relação à FIG. 2 a seguir.

[0024] Em modalidades, a fonte de radiação 40 emite radiação (por exemplo, raios gama) para o volume de interesse a ser pesquisado. Em algumas modalidades, a fonte de radiação 40 pode ser contínua. Em algumas modalidades, a fonte de radiação 40 pode ser controlável na medida em que a fonte de radiação pode ser ligada e desligada enquanto no interior do furo de poço, oposta a uma fonte de radiação que está ligada continuamente. As medições realizadas com este tipo de radiação podem ser referidas como medições “sem origem”, uma vez que empregam uma fonte que pode ser desligada, ao contrário de uma fonte de radiação química de emissão contínua. Os detectores fornecem sinais que podem ser usados para estimar as contagens de radiação (por exemplo, contagens de raios gama) retornando da formação.

[0025] Certas modalidades da presente divulgação podem ser implementadas com um ambiente de hardware que inclui um processador de informação 11, um meio de armazenamento de informação 13, um dispositivo de entrada 17, memória de processador 19 e pode incluir meio de armazenamento de informação periférica 9. O ambiente de hardware pode estar no poço, na sonda ou em um local remoto. Além disso, os vários componentes do ambiente de hardware podem ser distribuídos entre esses locais. O dispositivo de entrada 17 pode ser qualquer leitor de dados ou dispositivo de entrada do utilizador, tal como leitor de cartões de dados, teclado, porta USB, etc. O meio de armazenamento de informação 13 armazena a informação fornecida pelos detectores. O meio de armazenamento de informações 13 pode incluir qualquer meio não transitório legível por computador para armazenamento padrão de informações do computador, como uma unidade USB, cartão de memória, disco rígido, RAM removível, EPROMs, EAROMs, memórias de flash e discos ópticos ou outro sistema de armazenamento de memória comumente usado sistema conhecido por um versado na matéria, incluindo o armazenamento baseado na Internet. O meio de armazenamento de informação 13 armazena um programa que, quando executado, faz com que o processador de informação 11 execute o método divulgado. O meio de armazenamento de informação 13 também pode armazenar a informação de formação fornecida pelo usuário ou a informação de formação pode ser armazenada em um meio de armazenamento de informação periférico 9, que pode ser qualquer dispositivo de armazenamento de informação de computador padrão, tal como uma unidade USB, cartão de memória disco, RAM removível ou outro sistema de armazenamento de memória normalmente utilizado conhecido por um versado na técnica, incluindo armazenamento baseado na Internet. O processador de informação 11 pode ser qualquer forma de hardware de processamento matemático ou informático, incluindo hardware baseado na Internet. Quando o programa é carregado do meio de armazenamento de informação 13 na memória de processador 19 (por exemplo, RAM de computador), o programa, quando executado, faz com que o processador de informação 11 recupere informação de detector de qualquer meio de armazenamento de informação 13 ou meio de armazenamento de informação periférico 9 e processe a informação para estimar um parâmetro de interesse. O processador de informação 11 pode estar localizado na superfície ou no fundo do poço.

[0026] O termo “informações” como usado aqui inclui qualquer forma de informações (analógica, digital, EM, impressa, etc.). Como utilizado aqui, um processador é qualquer dispositivo de processamento de informação que transmite, recebe, manipula, converte, calcula, modula, transpõe, transporta, armazena ou de outro modo utiliza informação. Em vários aspectos não limitantes da divulgação, um dispositivo de processamento de informação inclui um computador que executa instruções programadas para executar vários métodos. Estas instruções podem fornecer operação, controle, coleta e análise de dados e outras funções do equipamento, além das funções descritas nesta divulgação. O processador pode executar instruções armazenadas em memória de computador acessíveis ao processador ou pode empregar lógica implementada como arranjos de portas programáveis em campo ('FPGAs'), circuitos integrados específicos da aplicação ('ASICs'), outro hardware de lógica combinatória ou sequencial e assim por diante.

[0027] Em uma modalidade, a eletrônica 20 associada aos detectores (descrita em mais detalhes a seguir em relação à figura 2) pode ser configurada para registar contagens de radiação da pluralidade de detectores e dados associados como informação de radiação e para analisar a informação de radiação. A informação de radiação pode ser informação de raios gama espectrais. Esta detecção pode ser substancialmente contínua, o que pode ser definido como ocorrendo dentro de posições ou janelas temporais muito estreitas (menos de 1. 000 microssegundos ou menos de 10 microssegundos). Em algumas modalidades, um parâmetro de interesse pode ser estimado utilizando uma diferença entre as contagens do detector. Várias propriedades da formação podem ser determinadas usando uma curva de razão dependente do tempo. Aqui, o termo dependente do tempo descreve amplamente a propriedade da razão para variar com o tempo, ao contrário de uma razão que permanece constante.

[0028] Em outras modalidades, tais componentes eletrônicos podem estar localizados em outro lugar (por exemplo, na superfície ou remotamente). Para realizar os tratamentos durante uma única viagem, a ferramenta pode usar uma transmissão de alta banda larga para transmitir as informações adquiridas pelos detectores à superfície para análise. Por exemplo, uma linha de comunicação para transmitir a informação adquirida pode ser uma fibra óptica, um condutor de metal ou qualquer outro meio condutor de sinal adequado. Deve-se entender que o uso de uma linha de comunicação de “alta banda larga” pode permitir que o pessoal de superfície monitore e controle a atividade de tratamento em “tempo real”.

[0029] As FIGS. 2A-2C mostram um módulo de detecção nuclear 40 como parte de um conjunto de avaliação 200 que pode ser incorporado na ferramenta 10 de acordo com modalidades da presente divulgação. FIG. 2A ilustra uma vista da seção transversal radial da ferramenta no furo de poço. FIG. 2B ilustra uma vista da seção transversal longitudinal da ferramenta no furo de poço. A ferramenta reside no furo de poço 50, que pode ser preenchido com fluido de perfuração 90. O módulo de detecção nuclear 40 pode incluir uma fonte de feixe de radiação colimada de abertura limitada orientada radialmente 210, compreendendo uma fonte de raios gama 212 e um colimador 214. A fonte de raios gama 212 pode ser implementada usando uma pílula de césio-137 ou semelhante ou um gerador de raios X ou um acelerador linear ou raios gama gerados por um material ativado por uma fonte de nêutrons próxima, por exemplo, um alvo em um tubo gerador de nêutrons. O colimador 214 pode ser implementado mecanicamente ou por outros métodos conhecidos na técnica. Por exemplo, a fonte 210 pode ser montada em um recesso na ferramenta, o recesso radialmente orientado (por exemplo, substancialmente perpendicular ao eixo longitudinal da ferramenta 10), com o resto do recesso preenchido com material de blindagem adequado substancialmente opaco aos raios gama (por exemplo, Hevimet), enquanto uma janela de material transparente gama (por exemplo, resina) se estende da fonte 210 para a extremidade externa do recesso.

[0030] A fonte de radiação 210 pode ser controlável na medida em que a fonte de radiação pode ser ligada e desligada enquanto no interior do furo de poço (ou na superfície), oposta a uma fonte de radiação que está ligada continuamente. As medições realizadas com este tipo de radiação podem ser referidas como medições “sem origem”, uma vez que empregam uma fonte que pode ser desligada, ao contrário de uma fonte de radiação química de emissão contínua.

[0031] O módulo de detecção nuclear 40 também pode incluir uma pluralidade de detectores de radiação 220. Como aqui utilizado, o termo “detector de radiação” se refere a instrumentos que medem a radiação incidente e, mais particularmente, a radiação gama retroespalhada incidente. Por exemplo, o detector de radiação pode usar um material cintilador que interage com raios gama incidentes de retroespalhamento e produz cintilações de luz (fótons) que, por sua vez, são detectadas por um tubo fotomultiplicador acoplado à eletrônica. Detectores de radiação gama exemplares incluem, sem limitação, cintiladores usando iodeto de sódio (NaI), iodeto de césio (CsI), germinato de bismuto (BGO), iodeto de tálio (TlI) e outros cristais orgânicos, cristais inorgânicos, plásticos, detectores de estado sólido e combinações dos mesmos. Os detectores podem ser configurados como detectores espectrais de raios gama.

[0032] Quando a fonte gama 210 é ligada, a fonte pode emitir um feixe 201 de radiação tendo alta coerência espacial radialmente da ferramenta de perfilagem para um volume alongado de interesse 203 fora do furo de poço. O volume de interesse 203 inclui partes de uma pluralidade de componentes de infraestrutura. Assim, os segmentos 261, 262, 263, 264 do volume alongado de interesse 203 correspondem a um respectivo componente de infraestrutura (por exemplo, revestimento). Os detectores de radiação podem receber uma resposta de radiação nuclear 270 (por exemplo, radiação gama retroespalhada) do volume de interesse.

[0033] Ao contrário da configuração típica de espaçamento longo (LS) e espaçamento curto (SS), nas técnicas da presente descrição, a fonte 210 está substancialmente na mesma profundidade de perfuração que a pluralidade de detectores 220. Abordagens típicas da técnica anterior são configuradas com detectores axialmente distanciados da fonte, calculando assim a resposta em um grande volume. Nas técnicas da presente divulgação, os detectores estão agrupados em torno da fonte de modo que as leituras não sejam significativamente influenciadas pelo material fora do volume colimado e para garantir detecções suficientes para uma qualidade de sinal. Por exemplo, os detectores podem ser distribuídos sobre o perímetro da fonte. Além disso, os detectores colimados limitam a radiação dispersa das regiões indesejáveis do furo de poço. Assim, cada detector é predominantemente sensível à radiação de retroespalhada de um segmento do volume de interesse correspondente a um componente de infraestrutura particular e minimamente afetado por propriedades da formação fora do segmento (ou zona).

[0034] FIG. 2C ilustra o oriental dos componentes em uma ferramenta de acordo com modalidades da presente divulgação. Cada detector 221, 222, 223, 224 da pluralidade 220 tem um ângulo específico de detecção 231, 232, 233, 234. O ângulo de detecção compreende o ângulo sólido do detector em torno de um eixo longitudinal do detector e a orientação do eixo. Ou seja, o ângulo de detecção é o ângulo sólido com referência a um sistema de coordenadas específico. O sinal registado por cada detector corresponde a uma sobreposição do ângulo sólido desse detector com um segmento correspondente 261, 262, 263, 264 do volume de interesse. O ângulo sólido de cada um dos detectores é fortemente colimado para focar em uma zona particular correspondente aos segmentos do interesse de volume (em que a direção de cada eixo longitudinal do detector é orientada respectivamente), de tal forma que cada detector receba predominantemente raios gama dispersos de uma zona correspondente a um determinado componente de infraestrutura.

[0035] Assim, cada detector lê de um segmento específico do volume iluminado por gama. Por exemplo, o volume de interesse pode incluir uma pluralidade de tubulares aninhados no furo de poço, e o componente de infraestrutura pode compreender uma característica estrutural relacionada a pelo menos um tubular da pluralidade de tubulares aninhados (por exemplo, cimento adjacente ao revestimento). No caso de completações com múltiplos revestimentos, um detector específico pode ser configurado para detectar raios gama retroespalhados de cada revestimento interno 71, cimento entre dois revestimentos 72, revestimento externo 73 e cimento atrás do revestimento externo 74, respectivamente.

[0036] Assim, cada zona da pluralidade representa uma faixa de profundidades radiais que corresponde a um componente de infraestrutura respectivo associado ao furo de poço; e a ferramenta 10 é assim configurada para gerar informação de medição na pluralidade de detectores de radiação 220 em resposta a raios gama difundidos espacialmente coerentes a partir da pluralidade de zonas, em que cada detector da pluralidade está associado a eventos de dispersão em uma da pluralidade de zonas. A orientação e a colimação da fonte de raios gama e dos detectores podem ser ajustadas para afinar os segmentos para furos de poço com várias dimensões e outras propriedades, por exemplo, vários tamanhos de perfurações e completações. Pelo menos um processador (por exemplo, eletrônica 20) pode ser configurado para operar a fonte de radiação e a pluralidade de detectores de radiação para gerar informações de medição e para estimar uma propriedade do respectivo componente de infraestrutura em pelo menos uma zona usando as informações de medição.

[0037] FIG. 3 é um diagrama esquemático que ilustra uma arquitetura de detector de exemplo de acordo com modalidades da presente divulgação. O detector inclui um cristal de cintilação 302 produzindo cintilações de luz que respondem à radiação incidente. A luz interage com um PMT 304 que produz um sinal elétrico analógico (por exemplo, tensão). Este sinal é executado através de um pré- amplificador 306 e conversor analógico-digital ('ADC') 308 por sua vez. O sinal emergente do ADC 308 é um sinal digital, que pode ser operado, por sua vez, por vários módulos lógicos de um Circuito Integrado ('IC') 320, implementado, por exemplo, como um arranjo de portas programável em campo (' FPGA '), ASIC ou outros circuitos eletrônicos. Os módulos lógicos podem incluir módulos de modelação de impulsos e detecção de impulsos, entre outros, como é conhecido na técnica. O IC 320 então envia as informações de medição para a memória local ou remota ou para um subsistema remoto 330 para exibição, armazenamento ou processamento adicional.

[0038] No exemplo do revestimento múltiplo anterior, o feixe fortemente colimado se propaga através dos revestimentos e do cimento, tornando-se mais atenuado ao longo do comprimento do feixe. Os raios gama se dispersarão no revestimento interno, cimento entre dois revestimentos, revestimento externo e cimento atrás do revestimento externo, cada um dos quais pode ser representado como uma fonte de dispersão. Essa fonte pode ser escrita como na equação (1). (1)

[0039] Nesta equação, S(r, Q, E) é a fonte de raios gama dispersa, ∑(r, Q’)^ Q, E’^E) é um núcleo dispersivo e I(r, Q, E) é um fluxo angular de raios gama. Para uma fonte de raios gama de ponto firmemente colimado e um meio homogêneo, I(r,Q,E) pode ser aproximado pela equação (2).

[0040] Embora a equação (2) seja dada para uma região heterogênea, é muito simples escrever o termo de fluxo para regiões homogêneas ou partes homogêneas também. ∑t(E) na equação (2) é a seção transversal de atenuação total para um dado nível de energia, E. S(E) é a intensidade da fonte pontual isotrópica usada para iluminar o revestimento e a estrutura de cimento no furo de poço. Esta fonte pontual pode representar raios gama de radionuclídeos, tubos de raios X e aceleradores e localizados em uma ferramenta de perfilagem. Tanto a equação (1) quanto (2) podem ser resolvidas através de métodos de transporte de radiação determinística ou métodos de Monte Carlo.

[0041] Outro conceito relevante nesta divulgação é o volume de interesse. Os detectores a serem usados nesta ferramenta são colimados com diferentes aberturas de tamanho e orientados em diferentes direções. Para tais casos, os detectores serão expostos a raios gama dispersos de um volume específico de interesse. Esse volume normalmente tem uma forma cônica, embora possa não ter limites muito distintos. Essa aceitação é dada pela equação (3).

[0042] O ângulo sólido, ΔQ, na equação determina o volume cônico exclusivo de cada detector na ferramenta. Uma vez que a fonte de raios gama também é colimada, ela tem seu próprio ângulo sólido e o volume cônico de iluminação. O volume de interesse referido nesta divulgação se refere à interseção do volume cônico da fonte e do volume cônico do detector.

[0043] Referindo-se novamente à FIG. 2C, a abordagem geral na obtenção de uma imagem é adquirir um sinal para cada zona, tais como, por exemplo, zonas correspondentes ao revestimento interno (zona 1, 261), cimento entre dois revestimentos (zona 2, 262), revestimento externo (zona 3, 263) e cimento atrás do revestimento externo (zona 4, 264).

[0044] Uma vez que cada detector se concentra em um segmento diferente do volume de interesse alinhado ao eixo normal ao feixe de fonte de raio gama colimado, eles coletivamente formam um perfil de profundidade radial. Com a ferramenta se movendo ao longo da perfuração, um perfil axial também pode ser gerado. Com essa configuração de detector e movimento da ferramenta, uma imagem bidimensional pode ser gerada espalhada sobre a configuração de pixel, como mostrado nas FIGS. 4A e 4B.

[0045] As FIGS. 4A e 4B são diagramas esquemáticos que ilustram imagens de acordo com modalidades da presente divulgação. A primeira coluna 411 na configuração seria para o primeiro revestimento. A segunda coluna 412 representaria os dados do cimento. A terceira coluna 413 é novamente do revestimento, mas desta vez do segundo revestimento. A quarta coluna 414 seria da camada de cimento mais externa. Uma vez que os tamanhos dos revestimentos serão diferentes para os diferentes tamanhos das perfurações, os colimadores empregados com os detectores serão ajustáveis para corresponder às propriedades de completação da perfuração.

[0046] Nesta aplicação específica de inspeção de revestimento e cimento, o termo de origem varia em função de dois fatores. Um deles é o material entre a fonte e o local de espalhamento e o outro é o material no local de espalhamento. As técnicas divulgadas aqui determinam influências de ambos os fatores. Por exemplo, se lermos um sinal da zona de cimento entre dois revestimentos e ele parecer anormal, é difícil saber se a anomalia do sinal é devido a uma anomalia física correspondente (por exemplo, alteração nas propriedades do cimento) ou se é devido às mudanças no sinal causadas em uma zona anterior radialmente interna (por exemplo, revestimento). Qualquer um desses estímulos mudaria a fonte de dispersão e resultaria no sinal para essa zona se tornar anormal. Por essa razão, as técnicas da presente divulgação incluem receber informação de cada zona, para que a resolução do processo de retroespalhamento possa ser restrita utilizando múltiplos detectores colimados para evitar este problema de exclusividade. O sinal de qualquer um dos volumes de interesse anterior é determinado pelo termo de fluxo incidente a seguir. Anomalias físicas podem incluir defeitos, tal como um vazio que corresponde a um defeito. A anomalia também pode ser um volume compreendendo um material que preenche o vazio no material nominal. Desta forma, também é desejável identificar uma anomalia que pode ser uma cavidade cheia de gás ou uma cavidade ocupada por água, lama ou hidrocarbonetos.

[0047] FIG. 4A é um diagrama esquemático que ilustra uma imagem bruta de acordo com modalidades da presente divulgação. A imagem 401 mostra radialmente a variação do sinal (em várias DOI, separadas nas zonas 411, 412, 413, 414) em relação à profundidade da perfuração. No intervalo de profundidade 402, ocorre uma anomalia 403 (uma alteração no sinal) para todas as zonas. Nesse ponto, a mudança é impulsionada pelo que está acontecendo na primeira zona 411. A aplicação desta restrição aos dados, resulta na imagem na FIG. 4B. FIG. 4B é um diagrama esquemático que ilustra uma imagem processada de acordo com modalidades da presente divulgação. A anomalia 423 ocorre apenas na zona 411. Com essa abordagem, é possível remover a condição não exclusiva e determinar se o sinal é “real” (refletindo a propriedade da zona) ou se é acionado pelo que está acontecendo nas outras zonas.

[0048] FIG. 5 mostra um fluxograma 500 para estimar pelo menos um parâmetro de interesse da formação de terra de acordo com uma modalidade da presente divulgação. Na etapa 510, a ferramenta de perfilagem é transportada em um furo de poço em uma formação de terra. Na etapa 520, as medições de perfilagem de poço são realizadas com a ferramenta de perfilagem. A medição pode ser feita em uma pluralidade de profundidades de perfuração e azimutes. A etapa 520 compreende as subetapas 525, 530 e 535. A subetapa 525 inclui a emissão de um feixe de radiação com alta coerência espacial radialmente da ferramenta de perfilagem para um volume de interesse colimado fora do furo de poço, de modo que o feixe penetre uma pluralidade de zonas do volume de interesse, em que cada zona da pluralidade representa um intervalo de profundidades radiais correspondentes a um componente de infraestrutura respectivo associado ao furo de poço. A subetapa 530 inclui a geração de informação de medição em uma pluralidade de detectores na ferramenta de perfilagem em resposta a raios gama retroespalhados coerentes espacialmente a partir da pluralidade de zonas, em que cada detector da pluralidade está associado a eventos de dispersão em uma certa pluralidade de zonas. Os sinais são gerados por meio de cintilação responsiva a raios gama incidentes ou outras radiações. Os sinais, que representam radiação nuclear, podem ser normalizados pela aplicação de um fator de correção. O fator de correção pode ser determinado na dependência de uma litologia estimada da formação contendo o radionuclídeo e um modelo que relaciona densidade nuclear e litologia.

[0049] Na subetapa 535, uma imagem é formada a partir da informação. A imagem pode ter dimensões radiais e axiais. Por exemplo, uma imagem radial pode ser gerada ao longo de uma pluralidade de intervalos de profundidade de perfuração. As imagens radiais podem ser concatenadas para formar uma imagem bidimensional.

[0050] A etapa 540 compreende estimar uma propriedade do respectivo componente de infraestrutura em pelo menos uma zona usando a informação de medição. A etapa 540 pode incluir a estimativa da propriedade do respectivo componente de infraestrutura em uma zona usando informações de medição de outra zona mais próxima a um eixo longitudinal da ferramenta que a zona para mitigar os efeitos na informação de medição da zona, compreendendo correção para uma influência da outra zona no feixe. A etapa 540 pode incluir a realização de uma inversão na informação de medição para pelo menos a zona e a outra zona. Ela pode incluir a realização de uma inversão na informação de medição para pelo menos uma zona em uma pluralidade de profundidades de furo de poço. A inversão pode se baseada na modelação de transporte de radiação através de abordagens determinísticas ou de Monte Carlo ou uma de muitas outras abordagens conhecidas na técnica. Dependendo do tamanho do pixel ao longo da profundidade axial, cada linha pode ser invertida individualmente ou pode ser invertida usando dados de linhas adjacentes.

[0051] A propriedade pode ser a presença de uma anomalia. Por exemplo, isso pode incluir a identificação de uma anomalia na infraestrutura, detectando o retroespalhamento atenuado em um detector correlacionado com uma zona correspondente. A anomalia pode estar relacionada a um defeito. A etapa 540 pode incluir a etapa 545, estimando uma propriedade da anomalia. A etapa opcional 505 pode incluir a modelação de uma resposta de sinal prevista para cada detector correspondendo a pelo menos uma anomalia e a etapa 545 pode incluir a comparação da informação com a resposta de sinal prevista para identificar o tipo da anomalia. Por exemplo, a etapa 545 pode ser realizada comparando valores de pixel com valores modelados para atribuição de um tipo de material a cada pixel. O revestimento e o cimento podem ser avaliados com base nos valores de dados de pixel atribuídos.

[0052] Outras etapas preliminares podem incluir o ajuste da configuração da ferramenta para as dimensões do poço e infraestrutura associada, como, por exemplo, pelo ajuste dos colimadores. Isso pode começar com a escolha das configurações de colimação corretas para os detectores, de modo que o perfil de profundidade correto possa ser formado correlacionando-se com as dimensões previstas dos componentes de completação. Ou seja, as configurações de colimação podem ser configuradas de modo que cada zona corresponda substancialmente ao intervalo de profundidade radial de um componente específico de completação da infraestrutura do furo de poço. Isso pode ser seguido pela estimativa do sinal de cada pixel para um pixel que representa um componente de infraestrutura física em boas condições. A modelagem pode ser usada para determinar o tipo de sinal a ser recebido para diferentes tipos de anomalias. Por exemplo, as interações em uma zona irradiada compreendendo bom cimento, sem cimento com gás no lugar, sem cimento com lama leve no lugar, sem cimento com lama pesada no lugar, e assim por diante podem ser modeladas e o sinal destes previstos.

[0053] Uma vez que uma contagem de raios gama pode incluir raios gama de múltiplos elementos, a informação da contagem de raios gama pode ser separada usando um modelo em componentes de raios gama associados a cada elemento. Aqui, “informação” pode incluir dados brutos, dados processados, sinais analógicos e sinais digitais. Em algumas modalidades, o modelo pode incluir, mas não está limitado a, um ou mais de:(i) uma equação matemática, (ii) um algoritmo, (iii) uma técnica de deconvolução de espectro de energia, (iv) uma técnica de remoção, (v) uma técnica de janela de espectro de energia, (vi) uma técnica de deconvolução de espectro de tempo e (vii) uma técnica de janela de espectro de tempo.

[0054] Em algumas modalidades, a estimativa do parâmetro de interesse pode envolver a aplicação de um modelo. O modelo pode incluir, mas não está limitado a, (i) uma equação matemática, (ii) um algoritmo, (iii) uma técnica de deconvolução de espectro de energia, (iv) uma técnica de remoção de espectro de energia, (v) uma técnica de janela de espectro de energia (vi) uma técnica de deconvolução de espectro de tempo, (vii) uma técnica de janela de espectro de tempo ou uma combinação dos mesmos.

[0055] Outras etapas opcionais podem incluir a realização de outras operações dependendo da propriedade. As operações adicionais podem incluir pelo menos uma de: i) geo-orientação; ii) perfuração de furos de poço adicionais na formação; iii) realização de medições adicionais na formação; iv) estimação dos parâmetros adicionais da formação; v) instalação dos equipamentos no furo de poço; vi) reparação de infraestrutura; vii) otimização do desenvolvimento presente ou futuro na formação ou em formação semelhante; viii) otimização da exploração presente ou futura na formação ou em formação semelhante; e ix) produção de um ou mais hidrocarbonetos da formação.

[0056] Outros aspectos da presente invenção compreendem a interpretação combinada e a inversão conjunta da avaliação das dimensões da geometria, forma e composição do material de múltiplas construções de poços de revestimento utilizando múltiplos conjuntos de dados independentes tendo diferentes físicas observacionais, tais como dados acústicos, nucleares e eletromagnéticos.

[0057] Modalidades de métodos gerais incluem realizar uma inversão de dados de levantamento de revestimento de matriz de sensor de múltiplos liners de revestimento de fundo de poço e componentes de instalação de acabamento baseados na ferramenta, como descrito anteriormente colocalizadas com outras ferramentas de inspeção de revestimento, tais como um instrumento de feixe acústico de alta definição), ferramenta de inspeção de fluxo EM e semelhantes. O processamento conjunto de múltiplas físicas, como, por exemplo, realizando uma ou mais inversões nos conjuntos de dados (conjuntamente, em série, etc.) pode resultar em resultados mais precisos e de maior resolução em relação às estruturas estimadas e suas propriedades (por exemplo, geometria, materiais, defeitos, etc.). O processamento pode ser realizado por um dispositivo de processamento de informação incluindo um processador e uma memória residente para executar instruções programadas, como aqui divulgado. Além disso, o processamento e interpretação conjunta de vários dados do instrumento podem ser realizados utilizando resultados de inversão de mais um conjunto de dados de observação para inversões adicionais. Um ou mais conjuntos de dados de dados processados anteriormente (por exemplo, resultados de inversão) podem ser usados para gerar restrições e condições iniciais para processamento subsequente (por exemplo, inversão) e etapas recorrentes que poderiam usar os mesmos dados. Essas inversões podem usar equações analíticas, modelos de avanço ou aproximações truncadas descrevendo o comportamento físico para acelerar o processamento. Nas fases iniciais do processamento, representações estruturais aproximadas podem ser usadas como condições iniciais.

[0058] Por exemplo, a estrutura inicial de inversão nuclear ou baseada em pode ser definida por informações acústicas de alta definição azimutal geradas com um feixe orientado e rotativo. Isto é, uma descrição estrutural geométrica de múltiplos revestimentos e orifícios de revestimento (ID e OD de cada liner de revestimento; excentricidade de cada liner; forma de cada liner; potencialmente alguns defeitos; etc.) pode ser derivada de dados acústicos. Esta descrição estrutural geométrica derivada acusticamente pode então ser usada para interpretar dados de medições de instrumentação nuclear ou eletromagnética realizadas no mesmo volume de mídia circundante, localização de profundidade e estruturas de revestimento.

[0059] A avaliação conjunta pode incluir processamento de imagem unidimensional (1D), bidimensional (2D) ou tridimensional (3D) e/ou inversão baseada em modelo de avanço, e assim por diante, e pode ser complementada com informações de outras medições auxiliares de perfilagem como, por exemplo, para a geração de condições de contorno. A reflexão do feixe detectado pode ser convencionalmente processada para detectar a espessura azimutal de múltiplos tubulares (por exemplo, tubos de produção, primeiro e segundo revestimento, etc.), bem como posição, espessura do cimento, diâmetro da perfuração, qualidade da ligação e assim por diante. Ver, por exemplo, Patente US 7.525.872 de Tang et al., Patente US 7.787.327 de Tang et al., Patente US 8.788.207 de Pei et al., Patente US 8.061.206 de Bolshakov, Patente US 9.103.196 de Zhao et al., e Patente US 6.896.056 de Mendez et al., cada uma possuindo comumente com o presente pedido e aqui incorporado por referência na sua totalidade.

[0060] Os métodos incluem a geração de um campo eletromagnético (EM) usando um transmissor EM da ferramenta de perfilagem para produzir interações entre o campo eletromagnético e a pluralidade de tubulares condutores aninhados; obtenção de medidas EM indicativas das interações; e realização de uma inversão das medições EM usando um modelo de avanço gerado com a propriedade que corresponde a cada tubular condutor. As interações podem compreender pelo menos um de: i) fuga de fluxo magnético; e ii) correntes parasitas induzidas. A geração do campo eletromagnético (EM) pode ser realizada excitando um campo EM usando um primeiro transmissor EM orientado radialmente em uma primeira polaridade e um segundo transmissor EM radialmente orientado em uma segunda polaridade oposta à primeira polaridade. A avaliação das medições resultantes pode ser realizada de acordo com técnicas conhecidas pelos versados na técnica. Veja, por exemplo, Patente US 7.403.000 de Barolak et al. e Patente US 7.795.864 de Barolak et al., cada uma aqui incorporada por referência na sua totalidade.

[0061] O levantamento da construção de múltiplos poços de revestimento pode ser usado para determinar as combinações adequadas de frequências de ondas acústicas para fornecer um melhor som de múltiplos recursos da estrutura de revestimento. As combinações de frequências de ondas acústicas podem ser uma ou mais ondas ultrassônicas, modulação cruzada e/ou batimento entre frequências sonoras de levantamento.

[0062] Em algumas modalidades, as interpretações de inversão podem inicialmente usar conjuntos de dados de física simples, com etapas de inversão recursiva posteriores sendo executadas em pares de conjuntos de dados de medição ou superior (por exemplo, três tipos de medidas podem ser emparelhados e combinados em três conjuntos diferentes de pares). Ainda mais tarde, as etapas de inversão recorrentes podem implicar a realização de inversão conjunta em todos os conjuntos de dados multifísicos disponíveis calculados em uma estrutura comumente assumida e propriedades de material correspondentes.

[0063] Por exemplo, o processamento de inversão poderia inicialmente seguir um fluxo de processamento de inversão sequencial com inversões sequenciais de um tipo de medição de cada vez. Em uma segunda inversão de inversão de fase recorrente, os diferentes pares de conjuntos de dados podem ser executados em conjunto (inversão física observacional dupla). Ou seja, dois tipos podem ser invertidos simultaneamente de uma só vez com um conjunto combinado de resultados. Gradualmente, os resultados da inversão melhorarão e, assim, explicarão melhor os dados com os modelos de avanço disponíveis.

[0064] Uma vez que a atribuição de propriedades estruturais e materiais aos membros estruturais é melhorada em cada fase das etapas de inversão recorrentes, em uma fase posterior todos os três dados multifísicos podem ser processados em conjunto.

[0065] Em outros exemplos, a dimensionalidade do espaço do tipo de dados de física pode ser progressivamente aumentada em diferentes sequências e conjuntos de dados de combinação. Então, seguindo as etapas de processamento de inversão recorrentes, a física de dois tipos é usada em padrões de ação que vão de uma única etapa de processamento físico para uma etapa de processamento de duas etapas físicas. No final, um processamento de inversão recorrente pode ser empregado em que três conjuntos de dados multifísicos de dados são usados em uma inversão final. O resultado desta inversão final honraria todos os três tipos de medição de dados multi-físicos (nuclear, EM, acústica).

[0066] FIG. 6A mostra um fluxograma 600 que ilustra um método de interpretação baseada em modelos multifísicos de múltiplas etapas para avaliação de múltiplas construções de poços de revestimento. Dados a priori podem ser considerados sempre que estiverem disponíveis para o condicionamento inicial da solução de inversão. Os conjuntos de dados de pesquisa utilizados são dados de sensores eletromagnéticos (E), dados de sensores acústicos (A) e dados de sensores nucleares (N). Os dados nucleares podem ser fornecidos de acordo com as técnicas descritas anteriormente. Dados não nucleares podem ser obtidos usando técnicas, tais como, por exemplo, as descritas pelos requerentes da Patente US 15/291797 de Yao et al., “Colchated Multitone Acoustic Beam and Flowhole Electromagnetic Evaluation Downhole”, aqui incorporada por referência na sua totalidade.

[0067] O fluxograma ilustra o uso de ponderações de interpretação (processamento de ponderações de entrada: i, j, k, t, r, s, n, l, m), compreendendo um valor aplicado a cada um dos conjuntos de dados ou, alternativamente, várias dimensões por aplicação de diferentes pesos para diferentes partes do conjunto de dados. Por exemplo, os valores de ponderação podem variar de 0 a 1.

[0068] O processamento pode ser executado sequencialmente a partir do revestimento interno em direção ao revestimento externo. Dependendo da seleção de ponderação aplicada, a interpretação da inversão conjunta poderia ser aplicada nas seguintes sequências e prioridades:

[0069] i) considerações a priori, aplicadas sequencialmente em qualquer ordem de escolha para o sequenciamento da física do conjunto de dados (por exemplo, A, N, E). Os resultados de uma etapa podem ser usados como dados a priori para a próxima etapa de interpretação (1-1-3; 1-1-2);

[0070] ii) considerações a priori, aplicadas à interpretação sequencial de resultados de combinações de dois conjuntos de dados, seguidas de quaisquer outras duas combinadas, então uma etapa final de interpretação de inversão será todos os três conjuntos de dados de física;

[0071] iii) considerações a priori; interpretação sequencial de qualquer um conjunto de dados, combinado com quaisquer outros dois conjuntos de dados, interpretação de inversão final usando todos os três conjuntos de dados.

[0072] FIG. 6B ilustra uma ferramenta de perfilagem de acordo com modalidades da presente divulgação. A ferramenta 600 pode ser conectada com outras ferramentas de fundo, acima e/ou abaixo da ferramenta 600, como ferramentas de perfuração, ferramentas de estimulação, ferramentas de fresagem, rolos e assim por diante, como parte de uma sequência de ferramentas. A ferramenta 600 pode ser configurada para transporte em revestimento tubular aninhado e configurada para detectar componentes de infraestrutura exteriores ao primeiro revestimento (interno). A ferramenta inclui uma matriz de ferramentas EM 3D transiente ou multifrequencial, uma ferramenta nuclear, como descrito anteriormente, um conjunto de transdutor de feixe acústico, uma pinça de múltiplos dedos e uma ferramenta de fuga de fluxo magnético.

[0073] Em operação, a ferramenta pode realizar levantamentos de poços magnéticos usando métodos de inversão e interpretação de frequência e foco espacial usando um modelo avançado gerado com base no conhecimento de uma estrutura específica de poços revestidos. Os métodos de interpretação e inversão determinam a geometria e as propriedades do material não definidas com conhecimento a priori. Dados acústicos e nucleares obtidos de acordo com as modalidades anteriores podem ser utilizados para gerar o modelo de avanço. O transmissor superior tri-axial 3D focaliza os fluxos magnéticos de levantamento radialmente na estrutura do corpo a ser circulado de volta através do transmissor inferior tri-axial 3D. Os sensores de MEMS tri- axiais 3D EM da matriz podem ser configurados para detectar vazamentos de fluxo magnético, campo magnético induzido por corrente e outras perturbações de fluxo magnético da estrutura de poço revestido e construção próxima à ID de superfície interna. O arranjo duplo do transmissor concentra-se tri-axialmente no fluxo magnético em direção às estruturas de poços mais profundos e rasos com a ajuda de uma faixa de frequências de operação. Estruturas e características de poços mais complexas podem ser pesquisadas com mais medições de dados obtidas por mais sensores, frequências, transmissores e matrizes receptoras (montadas no corpo da ferramenta e do bloco), como ocorreria para os versados na técnica.

[0074] Aqui, o termo “informação” pode incluir, mas não está limitado a, um ou mais de:(i) dados brutos, (ii) dados processados e (iii) sinais. O termo “dispositivo transportador” como usado anteriormente significa qualquer dispositivo, componente do dispositivo, combinação de dispositivos, meios e/ou membro que possa ser utilizado para transmitir, alojar, suportar ou, de outra forma, facilitar a utilização de outro dispositivo, componente do dispositivo, combinação de dispositivos, meios e/ou membro. Exemplos não limitantes de dispositivos transportadores incluem colunas de perfuração do tipo de tubo em espiral, do tipo de tubo articulado e qualquer combinação ou porção destes. Outros exemplos de dispositivos de transporte incluem tubos de revestimento, cabos de aço, sondas de cabo de aço, sondas de cabo liso, drop shots, sub de fundo de poço, BHA, inserções de coluna de perfuração, módulos, alojamentos internos e suas porções de substrato, tratores de autopropulsão. Conforme usado anteriormente, o termo “sub” se refere a qualquer estrutura que esteja configurada para encapsular parcialmente, encerrar, abrigar ou suportar completamente um dispositivo. O termo “informações” como usado anteriormente inclui qualquer forma de informações (analógica, digital, EM, impressa, etc.). O termo “dispositivo de processamento de informação” aqui incluído inclui, mas não está limitado a, qualquer dispositivo que transmite, recebe, manipula, converte, calcula, modula, transpõe, transporta, armazena ou de outro modo utiliza informação. Um dispositivo de processamento de informação pode incluir um microprocessador, memória residente e periféricos para executar instruções programadas. O “fator de correção” pode ser aplicado de forma aditiva (ou subtrativa) ou multiplicativa à informação de radiação. A frase “substancialmente a mesma profundidade da perfuração”, como usada aqui, se refere a uma distância insuficiente para produzir uma influência sobre os detectores fora do volume de abertura limitado de interesse, como, por exemplo, dentro de 100 centímetros de espaçamento axial, dentro de 10 centímetros de espaçamento axial, dentro de 5 centímetros de espaçamento axial, dentro de 1 centímetro de espaçamento axial ou menos.

[0075] O termo “orientado radialmente” se refere à orientação ao longo de um eixo substancialmente perpendicular a um eixo longitudinal relacionado com o furo de poço, tal como a própria perfuração ou o de uma ferramenta alongada dentro do furo de poço. O termo “abertura limitada”, como aqui utilizado em relação à colimação do feixe de radiação, se refere a um feixe com uma seção transversal dentro da zona medida mais distante (por exemplo, a uma profundidade correspondente ao cimento por trás de um revestimento externo) inferior a 20 mm de 10 mm, menos de 5 mm e assim por diante, também conhecido como um feixe de lápis.

[0076] Embora a descrição anterior se refira às modalidades de um modo da divulgação, várias modificações serão evidentes para os versados na arte. Pretende-se que todas as variações sejam abrangidas pela divulgação anterior.

Claims (16)

1. Aparelho de perfilagem de poço, compreendendo: uma ferramenta de perfilagem (10) para transporte em um furo de poço em um transportador (15), compreendendo: uma fonte de feixe de radiação colimada de abertura limitada radialmente orientada (210) configurada para emitir, enquanto no furo de poço, um feixe (201) de radiação radialmente da ferramenta de perfilagem para um volume de interesse alongado (203) fora do furo de poço, de modo que o feixe penetre em uma pluralidade de zonas (261, 262, 263, 264) do volume de interesse, em que cada zona da pluralidade representa uma faixa de profundidades radiais correspondendo a um componente de infraestrutura respectivo associado com o furo de poço; caracterizado pelo fato de que uma pluralidade de detectores de radiação (221, 222) configurada para estar substancialmente na mesma profundidade de furo que a fonte (210) quando em uso, em que cada detector da pluralidade tem um ângulo de detecção único, a pluralidade de detectores de radiação configurada para gerar informações de medição em resposta a raios gama retroespalhados coerentes espacialmente da pluralidade de zonas, em que cada detector da pluralidade está associado a eventos de espalhamento em uma da pluralidade de zonas; pelo menos um processador (11) configurado para realizar medições de perfilagem com a ferramenta de perfilagem incluindo: usar a fonte de feixe para emitir o feixe; gerar informação de medição na pluralidade de detectores responsiva ao feixe emitido; e estimar uma propriedade do respectivo componente de infraestrutura em pelo menos uma zona usando a informação de medição.

2. Aparelho, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que o volume de interesse compreende uma pluralidade de tubulares aninhados (71, 73) no furo de poço e o componente de infraestrutura compreende uma característica estrutural relativa a pelo menos um tubular da pluralidade de tubulares aninhados.

3. Aparelho, de acordo com a reivindicação 1 ou 2, caracterizado pelo fato de que o processador é ainda configurado para identificar uma anomalia na infraestrutura detectando retroespalhamento atenuado num detector correlacionado com uma zona correspondente.

4. Método para perfilar poço usando uma ferramenta de perfilagem em um furo de poço em uma formação de terra, o método compreendendo: transportar a ferramenta de perfilagem no furo de poço em um transportador; tomar medições de perfilagem de poço com a ferramenta de perfilagem incluindo: emitir um feixe de radiação tendo alta coerência espacial de uma fonte radialmente da ferramenta de perfilagem para um volume de interesse colimado fora do furo de poço, de modo que o feixe penetre em uma pluralidade de zonas do volume de interesse, em que cada zona da pluralidade representa uma faixa de profundidades radiais correspondentes a um componente de infraestrutura respectivo associado ao furo de poço; caracterizado pelo fato de que gerar informação de medição numa pluralidade de detectores na ferramenta de perfilagem em resposta a raios gama retroespalhados espacialmente coerentes da pluralidade de zonas, em que cada detector da pluralidade de detectores está posicionado substancialmente na mesma profundidade de furo que a fonte (210) e associado a eventos de espalhamento em uma da pluralidade de zonas; e estimar uma propriedade do respectivo componente de infraestrutura em pelo menos uma zona usando a informação de medição.

5. Método, de acordo com a reivindicação 4, caracterizado pelo fato de que o volume de interesse compreende uma pluralidade de tubulares aninhados no furo de poço e o componente de infraestrutura compreende uma característica estrutural relativa a pelo menos um tubular da pluralidade de tubulares aninhados.

6. Método, de acordo com a reivindicação 5, caracterizado pelo fato de que pelo menos um tubular dos tubulares aninhados compreende cimento adjacente ao revestimento.

7. Método, de acordo com a reivindicação 6, caracterizado pelo fato de que a propriedade do respectivo componente de infraestrutura compreende pelo menos uma propriedade de um defeito do componente.

8. Método, de acordo com qualquer uma das reivindicações 4 a 7, caracterizado pelo fato de que compreende ainda: estimar a propriedade do respectivo componente de infraestrutura em uma zona usando informação de medição de outra zona mais próxima a um eixo longitudinal da ferramenta do que a zona para mitigar efeitos sobre a informação de medição da zona compreendendo corrigir para uma influência da outra zona no feixe.

9. Método, de acordo com a reivindicação 8, caracterizado pelo fato de que compreende realizar uma inversão na informação de medição para pelo menos a zona e a outra zona.

10. Método, de acordo com qualquer uma das reivindicações 4 a 8, caracterizado pelo fato de que compreende realizar uma inversão na informação de medição para pelo menos uma zona em uma pluralidade de profundidades de furo de poço.

11. Método, de acordo com qualquer uma das reivindicações 4 a 10, caracterizado pelo fato de que cada detector é configurado com um ângulo de detecção alinhado com uma zona correspondente da pluralidade de zonas.

12. Método, de acordo com a reivindicação 11, caracterizado pelo fato de que compreende adicionalmente: identificar uma anomalia na infraestrutura detectando retroespalhamento atenuado em um detector correlacionado com uma zona correspondente.

13. Método, de acordo com qualquer uma das reivindicações 4 a 11, caracterizado pelo fato de que compreende: modelar uma resposta de sinal predita para cada detector correspondendo a pelo menos uma anomalia; e comparar a informação com a resposta de sinal predita para identificar a anomalia.

14. Método, de acordo com a reivindicação 5, caracterizado pelo fato de que estimar a propriedade do respectivo componente de infraestrutura compreende: realizar uma inversão conjunta usando a informação de medição e informação de medição adicional de uma ferramenta adicional compreendendo pelo menos um de: 1) uma ferramenta eletromagnética, e ii) uma ferramenta acústica para resolver uma característica estrutural relativa a pelo menos um tubular da pluralidade de tubulares condutivos aninhados, a característica estrutural compreendendo pelo menos um de: i) ovalidade de tubular do pelo menos um tubular; ii) deformação do pelo menos um tubular; iii) corrosão do pelo menos um tubular, iv) canhoneio do pelo menos um tubular, v) uma presença de um componente de completação fora do pelo menos um tubular, vi) excentricidade do pelo menos um tubular em relação a outro componente, vii) uma propriedade de material do pelo menos um tubular; e viii) uma propriedade de material de um material circundando o pelo menos um tubular.

15. Método, de acordo com a reivindicação 5, caracterizado pelo fato de que estimar a propriedade do respectivo componente de infraestrutura compreende: realizar uma inversão sequencial utilizando a informação de medição e informação de medição adicional de uma ferramenta adicional compreendendo pelo menos um de: 1) uma ferramenta eletromagnética, e ii) uma ferramenta acústica para resolver uma característica estrutural relativa a pelo menos um tubular da pluralidade de tubulares condutivos aninhados, a característica estrutural compreendendo pelo menos um de: i) ovalidade de tubular do pelo menos um tubular; ii) deformação do pelo menos um tubular; iii) corrosão do pelo menos um tubular, iv) canhoneio do pelo menos um tubular, v) uma presença de um componente de completação fora do pelo menos um tubular, vi) excentricidade do pelo menos um tubular em relação a outro componente, vii) uma propriedade de material do pelo menos um tubular; e viii) uma propriedade material de um material circundando o pelo menos um tubular.

16. Método, de acordo com a reivindicação 5, caracterizado pelo fato de que estimar a propriedade do respectivo componente de infraestrutura compreende realizar uma primeira inversão e utilizar os resultados da primeira inversão como uma restrição para uma segunda inversão, em que pelo menos uma da primeira inversão e da segunda inversão é realizada usando a informação de medição.