BR112019019385A2 - método, ferramenta de monitoramento de integridade de poço para um furo de poço e sistema de monitoramento de integridade de poço - Google Patents

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Abstract

a divulgação fornece uma ferramenta de monitoramento de integridade de poço para um furo de poço, um método, usar uma ferramenta nuclear e uma ferramenta em, para monitoramento de integridade de poço de um furo de poço com uma configuração de múltiplos tubos e um sistema de monitoramento de integridade de poço. em um exemplo, o método inclui: operar uma ferramenta nuclear no furo de poço para realizar uma medição nuclear a uma profundidade do furo de poço, operar uma ferramenta em no furo de poço para fazer uma medição em na profundidade do furo de poço, determinar uma pluralidade de propriedades de tubulação da configuração de múltiplos tubos na profundidade empregando a medição em, determinar, empregando as propriedades de tubulação, uma medição nuclear processada da medição nuclear, e empregar a medição nuclear processada para determinar a integridade de um material de poço na profundidade e dentro de um anel definido pela configuração de múltiplos tubos.

Description

“MÉTODO, FERRAMENTA DE MONITORAMENTO DE INTEGRIDADE DE POÇO PARA UM FURO DE POÇO E SISTEMA DE MONITORAMENTO DE INTEGRIDADE DE POÇO”
REFERÊNCIA CRUZADA A PEDIDO RELACIONADO [001] Este pedido reivindica o benefício do Pedido Provisório US 62/522. 518, depositado em 20 de junho de 2017, intitulado “APPLY MULTI-PHYSICS PRINCIPLE FOR WELL INTEGRITY EVALUATION IN A MULTI-STRING CONFIGURATION,” comumente cedido com este pedido e incorporado ao presente por referência.
CAMPO TÉCNICO [002] Este pedido é dirigido, em geral, a furos de poços e, mais especificamente, para avaliar a integridade de um material de poço em um furo de poço.
FUNDAMENTOS [003] Hidrocarbonetos, como petróleo e gás, estão localizados em formações subterrâneas. Para obter o óleo ou gás, várias operações de poço, como perfuração, perfilagem e completação, são executadas. Durante essas operações, o revestimento é usado para fornecer suporte estrutural, controlar pressões e isolar a água dentro de um poço. A tubulação é tipicamente usada dentro do revestimento para recuperar os hidrocarbonetos da formação subterrânea e distribuir os hidrocarbonetos para a superfície do poço.
BREVE DESCRIÇÃO [004] Agora é feita referência às seguintes descrições, feitas em conjunto com as figuras que acompanham, em que:
[005] A FIG. 1 ilustra um diagrama de uma vista em elevação em seção transversal parcial de um sistema de furo de poço configurado para executar, por exemplo, teste de formação, amostragem ou monitoramento de integridade de poço em um furo de poço;
[006] A FIG. 1B ilustra um diagrama de um sistema de poço de cabo fixo de exemplo com uma ferramenta de medição inserida no furo de poço;
[007] A FIG. 2A ilustra uma vista lateral de uma ferramenta nuclear de exemplo;
[008] A FIG. 2B ilustra uma vista em sessão transversal da ferramenta nuclear da FIG. 2A num furo de poço tendo uma configuração de múltiplos tubos.
[009] A FIG. 3 ilustra um diagrama de um exemplo de uma ferramenta EM de domínio
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2/24 de tempo usada para inspeção de tubos;
[0010] A FIG. 4 ilustra um diagrama de um exemplo de uma ferramenta EM de domínio de frequência usada para inspeção de tubulação.
[0011] A FIG. 5 ilustra um diagrama de fluxo de um exemplo de um fluxo de trabalho de um algoritmo de inversão para determinar as propriedades de tubulação, tal como a espessura da tubulação de metal;
[0012] A FIG. 6 ilustra um exemplo de um mapa de relação de material de poço correspondente a uma alteração de sinal (AS);
[0013] A FIG. 7 ilustra outro exemplo de um mapa de relação de material de poço que ilustra uma dependência de contraste de sinal de ferramenta nuclear sobre a fração volumétrica de cimento dentro de uma bainha de cimento primária;
[0014] A FIG. 8 ilustra um exemplo de fluxo de trabalho de um algoritmo de multifísica para fornecer informações volumétricas de cimento em uma configuração de múltiplos tubos;
[0015] A FIG. 9 ilustra um perfil simulado ao longo de um comprimento estendido de um furo de poço com múltiplas condições de cimento;
[0016] A FIG. 10 ilustra um diagrama de blocos de um exemplo de um sistema de monitoramento de integridade de poço construído de acordo com os princípios aqui divulgados; e [0017] A FIG. 11 ilustra um diagrama de fluxo de um exemplo de um método de uso de uma ferramenta nuclear e uma ferramenta EM para monitoramento de integridade do furo de poço de um furo de poço com uma configuração de múltiplos tubos.
DESCRIÇÃO DETAEHADA [0018] O cimento é frequentemente usado entre múltiplas camadas de revestimento, para suporte estrutural, controle de pressão e isolamento de fluido. Ao longo das várias operações do poço, um operador de poço pode colocar outros materiais além do cimento, como propantes e embalagens, dentro dos anéis de poço definidos pelos revestimentos e tubulação. Durante essas operações de poço, e também ao descomissionar um poço, é vantajoso conhecer as informações volumétricas de cimento ou outros materiais de poço de interesse localizados nos anulares definidos do poço.
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3/24 [0019] A divulgação fornece uma ferramenta de monitoramento de integridade do poço, sistema e método para determinar a integridade de um poço. O sistema, o método e a ferramenta empregam uma abordagem de física múltipla para avaliar a integridade de um material de poço, como o cimento, em uma configuração de múltiplas colunas no fundo de poço. Uma configuração de múltiplas colunas ou múltiplos tubos pode incluir tubulação de produção no local. A integridade ou qualidade do material de poço é a informação volumétrica do material de poço dentro de um anel ou anéis definidos pela configuração de múltiplos tubos. A integridade do material de poço pode pela densidade do material de poço dentro de um anel. Um material de poço é um material adicionado ou injetado no poço pelo, por exemplo, o operador do poço. O material de poço inclui cimento (algumas vezes chamado de concreto), espaçador, lama, propante ou outros fluidos ou material sólido injetado em um furo de poço durante os vários estágios que incluem perfuração, completação, produção e abandono.
[0020] A abordagem de física múltipla aqui divulgada inclui tanto a tecnologia nuclear quanto a eletromagnética (EM). Por exemplo, a divulgação fornece uma ferramenta de monitoramento de integridade do poço que inclui uma ferramenta nuclear, como uma ferramenta de avaliação de cimento nuclear (NCET), baseada em espalhamento gamagama e uma ferramenta EM, como uma ferramenta de inspeção de tubos EM. As medições obtidas pela ferramenta EM, isto é, medições EM, fornecem informações de espessura e espaçamento sobre o revestimento e a tubulação de metal, coletivamente aqui referidos como tubulação de metal. As medições EM podem fornecer, por exemplo, cinco saídas ou propriedades de tubulação sobre a tubulação de metal: espessura da tubulação, espessura do revestimento de produção, distância entre a tubulação e o revestimento, distância entre o revestimento de produção e o revestimento intermediário e excentricidade relativa entre a tubulação e o revestimento. As medições obtidas pela ferramenta nuclear, isto é, medições nucleares, fornecem informações de densidade sobre o material de poço localizado nos anulares definidos pela tubulação de metal.
[0021] A ferramenta de monitoramento de integridade do poço pode incluir ainda um processador de integridade, implementado em um computador, que recebe as medições EM e nucleares da ferramenta EM e da ferramenta nuclear e fornece uma estimativa
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4/24 precisa da informação volumétrica do material de poço atrás de tubos de metal, por exemplo, uma configuração de múltiplos tubos que tem pelo menos duas camadas de tubos de metal que são tubos de aço.
[0022] A divulgação, portanto, fornece soluções para a avaliação de integridade de poço em um ambiente de orifício revestido. Em particular, a ferramenta, o sistema e o método divulgados vantajosamente economizam tempo e custos associados à determinação de integridade de poço sem remover a tubulação durante vários procedimentos de poço, tais como, procedimento de remediação de cimento ou processo de corte e tração no estágio de abandono do poço. A ferramenta de monitoramento de integridade de poço divulgada neste documento pode ser implementada através de vários transportadores, como cabo fixo, cabo liso ou tubulação enrolada.
[0023] Referindo-se agora às figuras, a FIG. 1 ilustra um diagrama de uma vista em elevação em seção transversal parcial de um sistema de furo de poço 100 configurado para executar, por exemplo, teste de formação, amostragem ou monitoramento de integridade de poço em um furo de poço 101. O sistema de furo de poço 100 inclui uma cabeça de poço 110, uma torre 112 e uma catarina 114 suportada pela torre 112.0 sistema de furo de poço 100 pode ainda incluir um controlador 116 que dirige o seu funcionamento e inclui um processador 117 e uma memória 118. O sistema de furo de poço 100 inclui ainda um transporte 120 (como cabo fixo, cabo liso, tubulação enrolada, etc.), uma instalação de perfilagem 130 e uma configuração de múltiplos tubos 140. O sistema de furo de poço 100 pode incluir uma ferramenta de cabo fixo, tal como uma sonda, que pode ser baixada para o fundo de uma região de interesse no furo de poço 101 e subsequentemente puxada para cima a uma velocidade substancialmente constante. A ferramenta de cabo fixo no sistema de furo de poço 100 é uma ferramenta de monitoramento de integridade de poço 150, como aqui divulgada que faz parte de uma operação de perfilagem de cabo fixo. O transportador 120 pode ser usado para elevar e abaixar a ferramenta de monitoramento de integridade de poço 150 dentro e fora do furo de poço 101 para coletar dados para avaliação de integridade do material de poço dentro da configuração de múltiplos tubos 140. Os dados obtidos pela ferramenta de monitoramento de integridade de poço 150 pode ser comunicado à instalação de perfilagem de superfície 130 para armazenamento,
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5/24 processamento e/ou análise. A instalação de perfilagem 130 pode ser fornecida com equipamento eletrônico 134, incluindo processadores para vários tipos de processamento de sinal e comunicação de informação. Um dos processadores pode ser configurado para executar as funções do dispositivo de computação de integridade ilustrado na FIG. 10. O controlador 116 também pode ser usado para executar pelo menos algumas das funções do dispositivo de computação de integridade divulgadas neste documento.
[0024] A configuração de múltiplos tubos 140 inclui várias colunas de revestimento que são definidas dentro do furo de poço perfurado 101 para proteger e suportar a produção de hidrocarbonetos na superfície 170. Além de proporcionar estabilização e evitar que os lados do furo de poço 101 cavem em si mesmos, as colunas de revestimento podem proteger a produção hidrocarbonetos de contaminantes externos, como separar quaisquer reservatórios de água doce dos fluidos que são produzidos através do revestimento. Também conhecido como tubo de ajuste, revestir um furo de poço 101 inclui um tubo de execução (tal como um tubo de aço) no interior da porção recentemente perfurada do furo de poço 101. O pequeno espaço entre o revestimento e os lados não tratados do furo de poço 101 (geralmente referido como um anel) pode ser preenchido com um material de poço para fixar permanentemente o revestimento no lugar. O material do poço pode ser de cimento e será referido como cimento na discussão seguinte da FIG. 1. O tubo de revestimento pode ser executado a partir de um soalho da torre 112, conectado a uma junta de cada vez e perfurado em uma coluna de perfuração que foi previamente inserida no furo de poço 101. O revestimento é aterrado quando o peso da coluna do revestimento é transferido para ganchos de revestimento que estão posicionados próximos ao topo do novo revestimento e podem usar tiras ou fios para suspender o novo revestimento no furo de poço 101. Uma pasta de cimento pode então ser bombeada para dentro do furo de poço 101 e deixada endurecer para fixar permanentemente o revestimento no lugar. Depois que o cimento endureceu, a parte inferior do furo de poço 101 pode ser perfurada e o processo de completação continuado.
[0025] As vezes, o furo de poço 101 é perfurado em estágios. Por exemplo, o furo de poço 101 pode ser perfurado até uma certa profundidade, revestido e cimentado, e então o furo de poço 101 é perfurado até uma profundidade mais profunda, revestido e cimentado
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6/24 novamente, e assim por diante. Cada vez que o furo de poço 101 é revestido, um revestimento de menor diâmetro é usado. A configuração de múltiplos tubos 140 inclui um tubo condutor 141, revestimento de superfície 142, revestimento intermediário 144, revestimento de produção 146 e tubulação de produção 148. O tubo condutor 141 é o tipo mais largo de revestimento e tem normalmente cerca de 30 a 42 polegadas de diâmetro para poços offshore e 12 a 16 polegadas de diâmetro para poços onshore. Um espaço anular (não mostrado na FIG. 1) radialmente fora do tubo condutor 141 pode ser preenchido com cimento para impedir os fluidos de perfuração de circular fora do tubo condutor e causar erosão. O revestimento de superfície 142 é o tamanho seguinte em colunas de revestimento e pode executar vários milhares de pés de comprimento. Um espaço anular 180 radialmente fora do revestimento de superfície 142 pode ser preenchido com cimento 160a para impedir, por exemplo, que fluidos de hidrocarbonetos invadam zonas de água doce. O revestimento intermediário 144 é o próximo tamanho do diâmetro e pode ser executado para separar áreas desafiantes ou zonas problemáticas, tais como áreas de alta pressão ou circulação perdida. Um espaço anular 182 radialmente fora do revestimento intermediário 144 pode ser pelo menos parcialmente preenchido com cimento 160b para, por exemplo, isolar formações que possivelmente possam quebrar e causar perda de circulação no furo de poço.
[0026] Geralmente, o último tipo de coluna de revestimento executado no furo de poço 101 é o revestimento de produção 146 e, portanto, é a coluna de revestimento de menor diâmetro. O revestimento de produção 146 pode ser executado diretamente em um reservatório de produção. Um espaço anular 184 radialmente fora do revestimento de produção 146 pode ser pelo menos parcialmente preenchido com cimento 160c para, por exemplo, impedir que os hidrocarbonetos migrem para zonas de ladrão e para evitar a formação de lamas de formações que podem causar perda de circulação no furo de poço 101. Uma tubulação de produção 148 pode então ser executada no furo de poço 101 para produzir hidrocarbonetos do reservatório de produção para a superfície 170 e a torre 112. Uma coluna de forro (não mostrada) também pode ser colocada no furo de poço 101. Embora semelhante a outras colunas de forro, uma coluna de revestimento não é executada em todo o comprimento de um furo de poço, mas é suspensa por um suporte de forro. Tal
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7/24 como acontece com as colunas de revestimento, o espaço anular radialmente fora de uma coluna de forro também pode ser preenchido ou pelo menos parcialmente preenchido com cimento.
[0027] A ferramenta de monitoramento de integridade de poço 150 emprega uma abordagem de física múltipla para avaliar a integridade de material de poço dentro da configuração de múltiplos tubos 140. A ferramenta de monitoramento de integridade de poço 150 inclui uma ferramenta EM 152 e uma ferramenta nuclear 156 que são mostrados transportados em tandem dentro do revestimento de produção 146 pelo transportador 120. A ferramenta EM 152 e a ferramenta nuclear 156 podem ser usadas para avaliar a integridade do cimento 160a-c atrás do revestimento quando a ferramenta 150 de monitoramento de integridade de poço está operando dentro da tubulação de produção 148. A ferramenta EM 152 e a ferramenta nuclear 156 fazem medições EM e medições nucleares, respectivamente, em várias profundidades no furo de poço 101. As correspondentes medições nucleares e EM podem então ser avaliadas em relação aos mapas de relação do material de poço para determinar a integridade do cimento ou informação volumétrica de outro material de poço. A ferramenta EM 152 e a ferramenta nuclear 156 podem ser ferramentas separadas que podem ser projetadas para as finalidades descritas abaixo, ou podem ser instrumentos EM e nucleares que são normalmente operados individualmente para fins de inspeção EM e extração nuclear. A ordem da ferramenta EM 152 e da ferramenta nuclear 156 pode variar em diferentes aplicações. Por exemplo, a ferramenta nuclear 156 pode estar acima da ferramenta EM 152 quando transportada. Em um exemplo, a ferramenta EM 152 e a ferramenta nuclear 156 são combinadas em um corpo de ferramenta, colocando vários componentes das ferramentas para fornecer uma única ferramenta de monitoramento de integridade combinada. A ferramenta nuclear 156 pode ser a ferramenta nuclear 200 da FIG. 2A.
[0028] A FIG. 2A ilustra uma vista lateral de uma ferramenta nuclear exemplificativa 200 e a FIG. 2B ilustra uma vista em seção transversal da ferramenta nuclear 200 num furo de poço 201 tendo uma configuração de múltiplos tubos. A ferramenta nuclear 200, tal como uma NCET, baseia-se na atenuação dos raios gama e inclui uma fonte gama omnidirecional 210 que emite raios gama em direção à área total de circunferência do furo
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8/24 de poço 201.
[0029] No exemplo ilustrado, a ferramenta nuclear 200 é uma configuração de três detectores. Os três detectores, primeiro detector 220, segundo detector 222, e terceiro detector 224, são colocados a uma distância predeterminada da fonte gama 210, e são colimados para detectar raios gama a uma certa profundidade no furo de poço 201 que são espalhados do furo de poço 201, a tubulação dentro do furo de poço e o material do poço atrás da tubulação. A ferramenta nuclear 210 inclui uma barreira 230 que está localizada entre a fonte gama 210 e os três detectores 220, 222, 224, para evitar que os três detectores 220, 222, 224, obtenham raios gama espalhados dentro do corpo da ferramenta 240 diretamente a partir da fonte gama 210. A barreira 230 é construída de um metal pesado que atenua fortemente os raios gama. Cada um dos detectores de raios gama 220, 222, 224 obtém medições nucleares medindo a distribuição de energia do número de fótons depositados no detector particular (taxas de contagem por segundo).
[0030] A ferramenta nuclear 200 pode incluir mais ou menos que três detectores de raios gama. O maior número de detectores de raios gama que estão localizados perto da fonte gama 210 fornece mais detalhes da área circundante próxima à ferramenta nuclear 200. Quando existem mais detectores de raios gama localizados distais da fonte gama 210, pode obter-se um aumento nos detalhes da ferramenta nuclear 200.
[0031] A faixa de energia aplicada com a ferramenta nuclear 200 está geralmente abaixo de algumas centenas de keV. Por exemplo, uma fonte de Cs-137 tem nível de energia de 662keV. Os elementos encontrados pelos raios gama no ambiente do fundo de poço, tal como o furo de poço 201, têm coeficientes de atenuação muito semelhantes, os quais no termo permanecem relativamente constantes ao longo de toda a faixa de energia de interesse. Por conseguinte, o número total de taxas de contagem medidas é principalmente determinado pela densidade de materiais com os quais os raios gama interagem ao longo do seu trajeto a partir da fonte gama 210 para um dos detectores de raios gama 220, 222, 224. Este é o princípio de medição nuclear atrás da técnica gama-gama para a ferramenta nuclear 200.
[0032] Como ilustrado na FIG. 2B, os raios gama encontram camadas de materiais fora da ferramenta nuclear 200 ao longo do seu caminho de deslocamento. As camadas de material
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9/24 incluem a configuração de múltiplos tubos e o material do poço dentro dos anéis definidos pela configuração de múltiplos tubos. A configuração de múltiplos tubos inclui o revestimento de produção 202 e o tubo de produção 203 e as camadas do material de poço incluem o cimento 204 no interior do revestimento de cimento primário (atrás do revestimento de produção 202 e dentro do diâmetro interno 209 do furo de poço 201), fluido de poço 205 e fluido de tubulação 207. Em algumas aplicações, presume-se que o material de poço, como o fluido de poço 205 e o fluido de tubulação 207, seja conhecido pelos procedimentos relacionados a uma aplicação específica de furo de poço.
[0033] A FIG. 3 ilustra um diagrama de um exemplo de uma ferramenta EM de domínio de tempo 300 usada para inspeção de tubo e a FIG. 4 ilustra um diagrama de um exemplo de uma ferramenta EM de domínio de frequência 400 usada para inspeção de tubo. A ferramenta EM 152 da FIG. 1 pode ser a ferramenta EM 300 ou a ferramenta EM 400. Tanto a ferramenta EM 300 quanto a ferramenta EM 400 incluem bobinas transmissoras e receptoras que fornecem e recebem energia eletromagnética, e ambas podem ser ferramentas convencionais. Na ferramenta EM 300 da ferramenta de domínio de tempo, os pulsos são usados como excitação e os transmissores e receptores são colocados. A ferramenta EM 300 inclui três transmissores e receptores colocados 310, 320, 330. Alternativamente, os transceptores de bobina únicos podem ser usados, onde a mesma bobina serve tanto como transmissor quanto receptor.
[0034] A ferramenta EM de ferramenta de domínio de frequência 400 inclui um transmissor 410 e seis receptores indicados como receptores 420, 430, 440, 450, 460 e 470. A excitação da ferramenta EM 400 possui um conteúdo espectral limitado, centrado em torno de uma ou de um pequeno número de frequências, e é feita uma medição do domínio fasorial no estado estacionário. Frequências típicas para a ferramenta EM de domínio de frequência 400 podem variar de 0,1 Hz a 100 Hz. Baixas frequências permitem uma penetração mais profunda e são importantes para atingir a sensibilidade a segundos, terceiros tubos ou tubos mais profundos. Frequências mais altas permitem a medição de um primeiro tubo com menos influência dos outros tubos. Da mesma forma, para a ferramenta EM 300 do domínio de tempo, os valores de tempo de atraso são indicativos de características ou propriedades do tubo mais profundo, enquanto os valores do tempo
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10/24 inicial são indicativos de propriedades de tubo mais raso. Usando sinais de perfil de poço em múltiplas frequências (para a ferramenta EM de domínio de frequência 400) ou múltiplos pontos de tempo (para a ferramenta EM 300 no domínio de tempo), é possível resolver as primeiras propriedades de tubo e as subsequentes. Isso pode ser feito usando um processo de inversão onde os sinais modelados são combinados com os sinais de perfil do poço EM e os parâmetros do modelo que correspondem à melhor correspondência são aceitos como as saídas. Os sinais de perfil do poço EM são sinais EM fornecidos por ou medidos por uma ferramenta EM, como a ferramenta EM 300 ou a ferramenta EM 400.
[0035] A FIG. 5 ilustra um diagrama de fluxo de um exemplo de um fluxo de trabalho 500 de um algoritmo de inversão para determinar as propriedades da tubulação, tal como a espessura da tubulação de metal. Uma série de instruções de operação ou código pode direcionar a operação de um processador para executar o algoritmo de inversão representado pelo fluxo de trabalho 500 para determinar as propriedades do tubo. O processador pode fazer parte do equipamento eletrônico 134. Em alguns exemplos, um fundo de poço do dispositivo de computação pode executar o método 500 e comunicar os resultados a um dispositivo de computação na superfície por meio de métodos de comunicação padrão empregados em um furo de poço. O método 500 gera uma saída indicando uma propriedade ou propriedades de tubulação de uma configuração de múltiplos tubos comparando os sinais de perfil de poço EM medidos com os sinais de uma resposta do modelo e ajustando o modelo até que um sinal de modelagem esperado seja obtido que corresponda aos sinais EM medidos do perfil de poço, isto é, sinais de perfil de poço EM.
[0036] O fluxo de trabalho 500 começa numa etapa 510, calculando uma discordância entre os sinais de perfil do poço EM e os sinais do modelo. Os sinais de perfil do poço EM podem ser medidos em sinais EM de uma ferramenta EM, como a ferramenta EM 300 ou a ferramenta EM 400. Os sinais do modelo também são sinais EM gerados de acordo com uma resposta do modelo com base nos parâmetros do modelo.
[0037] E feita uma determinação na etapa de decisão 520 se a diferença ou discordância entre os sinais de perfil de poço EM e os sinais de modelo convergirem. A convergência é tipicamente determinada pelo número de iterações para um algoritmo iterative, ou
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11/24 quantidade de incompatibilidade entre os sinais do modelo e os sinais de perfil do poço. Se a convergência ocorreu, uma propriedade ou recurso de tubulação é fornecida na etapa 530. O fluxo de trabalho termina em uma etapa 540. Várias propriedades de tubulação podem ser fornecidas. A saída das propriedades de tubulação fornecidas na etapa 530 pode ser, por exemplo, as espessuras determinadas de revestimentos individuais de uma configuração de múltiplos tubos. Em vários exemplos, as propriedades de tubulação determinadas pelo fluxo de trabalho 500 e o modelo usado no fluxo de trabalho 500 correspondem à configuração de múltiplos tubos.
[0038] Se a convergência não ocorreu, o método 500 continua da etapa 520 até a etapa 550, onde os parâmetros do modelo são atualizados. Os parâmetros do modelo podem ser: espessura da tubulação, espessura do revestimento de produção, distância entre a tubulação e o revestimento, distância entre o revestimento de produção e o revestimento intermediário, e excentricidade relativa entre a tubulação e o revestimento. Os parâmetros que são conhecidos antes de realizar o fluxo de trabalho 500 podem ser constrangidos durante o processo de inversão, ou podem ser usados como entradas para o fluxo de trabalho 500 em vez de saídas. Por exemplo, se o diâmetro de um tubo é conhecido com base em um determinado plano de poço, o diâmetro pode ser fixado para ser esse valor no fluxo de trabalho de inversão 500. Como alternativa, pode-se permitir que o diâmetro conhecido do tubo mude dentro de uma certa porcentagem do valor conhecido do diâmetro do tubo (isto é, restrição). A resposta do modelo é então gerada com os parâmetros do modelo atualizados na etapa 560. A resposta do modelo pode ser gerada usando um método convencional. Numa etapa 565, os coeficientes de calibração são recebidos para gerar a resposta do modelo. Os coeficientes de calibração podem ser fornecidos para a primeira geração da resposta do modelo com base em dados históricos. Por exemplo, os coeficientes de calibração podem ser obtidos a partir da caracterização da resposta da ferramenta em testes de laboratório ou simulação computacional para o mesmo tipo de ferramenta.
[0039] Como observado anteriormente, a ferramenta de monitoramento de integridade de poço aqui divulgada, tal como a ferramenta 150, pode ser usada para determinar a informação volumétrica do material de poço injetado em um furo de poço. As propriedades
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12/24 de tubulação determinadas através das medições EM podem ser usadas com as medições nucleares obtidas pelos detectores de uma ferramenta nuclear para determinar a informação volumétrica. As propriedades de tubulação, como a espessura do revestimento medida, são usadas para determinar qual mapa de relação de material do poço ou gráfico a ser usado, que representa a configuração de múltiplos tubos em um furo de poço. Os gráficos ilustrados da FIG. 6 e FIG. 7 fornecem exemplos da relação entre as medições nucleares e EM e a informação volumétrica de um material de poço em um furo de poço. O gráfico da FIG. 6 pode ser estabelecido a partir de dados experimentais ou modelados. Diferentes gráficos são usados dependendo do material de poço sendo investigado. Adicionalmente, a espessura da tubulação de metal determinada a partir das medições da ferramenta EM, como mostrado na FIG. 5 são usados para determinar o gráfico específico a ser usado. A FIG. 6 e a FIG. 7 representam relação de material de poço para uma espessura de revestimento particular e material de poço. Como com a FIG. 6, a espessura da tubulação de metal determinada e o material de poço determinam a relação particular do material de poço para uso que corresponde à FIG. 7. Como com a FIG. 6, dados experimentais e modelados também podem ser usados para gerar os vários mapas de relacionamento de material de poço, como ilustrado na FIG. 7). Diferentes mapas de relacionamento são estabelecidos para diferentes espessuras de revestimento e diferentes materiais de poço. Simulações de computador podem ser usadas para desenvolver os mapas de relacionamento de material. O processamento de sinal usando uma combinação de dados adquiridos em cada detector de uma ferramenta nuclear, como os detectores 220, 222, 224, da ferramenta nuclear 200, produz a sonda de medição para avaliar a integridade do material de poço através dos mapas particulares de relacionamento de material de poçoA discussão a seguir se aplica ao uso das medições EM com as medições nucleares para determinar a informação volumétrica do cimento em um furo de poço, mas um processo similar pode ser usado para outros materiais de poço no furo de poço.
[0040] Para reduzir a dependência do ambiente do furo de poço e aprimorar sua sensibilidade a uma bainha de cimento, um exemplo de operação de uma ferramenta nuclear, conforme divulgado neste documento, e o processamento de sinal das medições nucleares incluem a definição de um sinal S, considerando a taxa de contagens do detector
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13/24 relativamente próximo (Nnear) e o detector relativamente distante (N/ar) da ferramenta nuclear, representada pela Equação 1 apresentada abaixo.
N
S _ —near_ Equação 1
Nfar [0041] Na ferramenta nuclear de exemplo 200, existem dois detectores relativamente distantes, que proporcionam uma profundidade de investigação diferente na distância radial do furo de poço 201. A distância longitudinal entre o detector e a fonte e o nível de energia dos fótons emitidos da fonte podem determinar a profundidade radial da investigação (DOI). Os resultados da análise desses dois detectores servem como um método de controle de qualidade para verificar a confiança na avaliação do material de poço. O método de processamento para as medições nucleares é o mesmo para ambos os detectores. Portanto, somente o método de processamento de um conjunto de detectores próximos e distantes é discutido abaixo, mas o método se aplica igualmente ao outro conjunto de detectores próximos e distantes na configuração da ferramenta. Por exemplo, na FIG. 2A, o detector relativamente próximo é o primeiro detector 220 e os detectores relativamente distantes são o segundo detector 222 e o terceiro detector 224.
[0042] O processo de transporte de fótons dentro dos materiais pode ser simulado por computador através dos códigos computacionais Monte Cario N-Particle (MCNP) desenvolvidos pelo Laboratório Nacional de Los Alamos. O processo pode ser entendido observando a lei de atenuação representada pela Equação 2 abaixo, onde N é o número de fótons, μ é o coeficiente de atenuação linear, x é a distância percorrida e p é a densidade do material.
N = Noexp(-^ipixipi') 1 Equação 2 [0043] Para uma determinada configuração de poço com espessura de tubulação conhecida e espessura de revestimento de produção, a resposta do detector nuclear devido à mudança de material dentro da bainha de cimento primário pode ser simulada usando códigos MCNP. A FIG. 6 apresenta um exemplo de mudança de sinal (AS) quando o anel de cimento é totalmente preenchido com lama de água, gás e barita, em comparação com o cimento intacto (uma linha de base). Como mostra, a mudança de sinal é proporcional ao contraste de densidade no anel de cimento. Para uma seção de um furo de poço com a
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14/24 mesma espessura de tubulação e espessura de revestimento de produção da simulação, a mudança no sinal da ferramenta nuclear é indicativa da densidade média atrás do revestimento. A curva da FIG. 6 representa uma função contínua entre uma variação da taxa de contagem do detector nuclear e o contraste da densidade do material. Quatro pontos de medição diferentes que foram usados para ajustar a curva são também ilustrados na FIG. 6.
[0044] Isto é ainda ilustrado por um exemplo de cimento particionado no anel, como mostrado na FIG. 7. A FIG. 7 ilustra uma dependência do contraste do sinal da ferramenta nuclear à fração volumétrica do cimento dentro de uma bainha de cimento primária. O anel de cimento é particionado em quatro quadrantes como indicado pelos três exemplos de anel de cimento 710, 720 e 730, na FIG. 7. Esses quadrantes são substituídos por água para criar 75% preenchidos com cimento 710, 50% preenchidos com cimento 720, 25% preenchidos com cimento 710 e 0% preenchido com cimento. Para os 75% preenchidos com cimento 710, o quadrante de água tem quatro locais distintos; para os 50% preenchidos com cimento 720, os quadrantes de água têm dois locais distintos; para os 25% preenchidos com cimento 730, espelha a dos 75% preenchidos com cimento, exceto que a água e o cimento são trocados. A FIG. 7 inclui uma linha que representa a função contínua entre a variação da taxa de contagem do detector nuclear e o contraste da densidade do material. Vários pontos de medição são ilustrados que foram usados para ajustar a linha à curva.
[0045] A mudança de sinal em cada configuração de cimento comparada com a condição de cimento total é ilustrada na FIG. 7. Como mostrado na FIG. 7, a alteração do sinal é proporcional à porcentagem volumétrica de cimento dentro do anel de cimento, o que corresponde a uma variação de densidade média. Assim, se a mudança de sinal for calculada, a porcentagem de cimento no interior do anel de cimento pode ser encontrada através da relação estabelecida entre AS e Vcement, conforme representado pela Equação 3 abaixo.
Vcement = /W) Equação 3 [0046] A precisão na estimativa do volume de cimento pode ser deduzida da FIG. 7 através da propagação de erros. Diferentes mapas de relacionamento de materiais podem
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15/24 ser desenvolvidos através de simulação computacional para diferentes materiais de poço, como um propante, e usados para determinar a informação volumétrica. O tipo específico de material do poço pode ser conhecido com base em um determinado plano de poço ou a partir do conhecimento do operador do poço.
[0047] A FIG. 8 ilustra um exemplo de fluxo de trabalho 800 de um algoritmo de multifísica para fornecer informações volumétricas de cimento em uma configuração de múltiplos tubos. Um processo similar também pode ser usado para outros materiais de poço. As entradas para o fluxo de trabalho 800 incluem uma espessura determinada de tubulação de metal com base nas medições obtidas de uma ferramenta EM (isto é, propriedades de tubulação das medições EM) e medições de raios gama obtidas de uma ferramenta nuclear (isto é, medições nucleares). O fluxo de trabalho 500 fornece um exemplo da determinação da espessura da tubulação de metal que pode ser usada como uma entrada para o fluxo de trabalho 800. A ferramenta EM e a ferramenta nuclear podem ser, por exemplo, a ferramenta EM 152 e a ferramenta nuclear 156. A ferramenta EM e a ferramenta nuclear podem ser integradas em uma única ferramenta de monitoramento de poço, como a ferramenta de monitoramento de integridade de poço 150.
[0048] Em uma etapa 810, o fluxo de trabalho 800 determina uma linha de base de sinal S com base nas medições nucleares dos detectores de raios gama da ferramenta nuclear. A linha de base pode ser calculada tomando a média das medições nucleares em uma faixa de profundidade que é pelo menos de 2 pés, ou usando um pico do histograma na mesma faixa de profundidade. A ferramenta nuclear pode ser uma NCET.
[0049] Um delta do sinal S ((AS) é determinado na etapa 820 com base nas medições nucleares dos detectores de raios gama. O delta do sinal S pode ser determinado subtraindo a diferença entre a linha de base do sinal S da etapa 810 e o sinal S, as medições nucleares da ferramenta nuclear. O delta do sinal S fornece uma medição nuclear processada.
[0050] Em uma etapa 830, um delta do sinal S para o mapeamento da integridade do material é determinado utilizando a espessura determinada da tubulação de metal. A medição nuclear para consolidar o mapeamento de integridade pode ser realizada usando medições reais ou simulações de computador.
[0051] O mapa do relacionamento do material para uso é determinado em uma etapa 840.
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Em um exemplo, o mapa de relação do material de poço é determinado empregando-se tanto o sinal delta das medições da ferramenta nuclear quanto o mapeamento da qualidade do material, tal como representado na FIG. 6 ou FIG. 7, e o delta do sinal S. O fluxo de trabalho 800 continua para a etapa 850, onde a integridade do material de poço é determinada com base no mapa de relacionamento, tal como ilustrado na FIG. 6 ou FIG. 7. As funções representadas pela FIG. 6 e FIG. 7 fornecem exemplos da parte nuclear do algoritmo de multifísica que é usado na etapa 850. A FIG. 6 é para 100% de substituição de material no anel, água, cimento ou outro material mais leve ou mais denso. A FIG. 7 é para água ou cimento no anel e substitui uma fração volumétrica de cimento por água de cada vez. A FIG. 9 é um exemplo dos resultados da etapa 850. O fluxo de trabalho 800 termina numa etapa 860.
[0052] A FIG. 9 ilustra um perfil simulado ao longo de um comprimento estendido de um furo de poço com múltiplas condições de cimento. A ferramenta nuclear pode ser executada dentro de uma tubulação de produção e gerar um perfil estendido representando o volume de cimento atrás do revestimento. Os resultados da simulação são fornecidos na FIG. 9 de modelagem de computador. Um poço pode ser simulado com cinco seções distintas de integridade do cimento. Cada seção é executada por 20 pés, incluindo cenários de integridade de cimento, como 100% preenchido com cimento, 75% preenchido com cimento, 50% preenchido com cimento, 25% preenchido com cimento e 0% preenchido com cimento. A zona sem cimento é preenchida com água.
[0053] O perfil simulado também considera o efeito da descolagem. Portanto, perfis para dois tipos de integridade de poço foram gerados. Um tipo começa a descolar do lado do revestimento e a zona de água se propaga em direção ao lado da formação; o outro tipo começa a descolar do lado de formação e a zona de água se propaga em direção ao lado do revestimento.
[0054] Os resultados do perfil simulam uma velocidade de perfil de 10 pés/min. Cada ponto de dados representa uma soma de medições dentro de 3 polegadas de profundidade. Uma observação da FIG. 9 é que 25% da diferença de empacotamento de cimento é diferenciável entre ruído e incerteza, o que é consistente com a análise da FIG. 7. Uma segunda observação é que a posição do cimento vazio no interior do anel é indistinguível
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17/24 para a mesma quantidade de cimento vazio.
[0055] A FIG. 10 ilustra um diagrama de blocos de um exemplo de um sistema de monitoramento de integridade de poço 1000 construído de acordo com os princípios aqui divulgados. O sistema de monitoramento de integridade de poço 1000 inclui uma ferramenta nuclear 1010 que obtém medições nucleares de um furo de poço com uma configuração de revestimento e uma ferramenta EM 1020 que obtém medições EM da tubulação de metal da configuração de revestimento. Um dispositivo de computação de integridade 1030 recebe as medições nucleares e as medições EM e determina a integridade do material de um poço, tal como a informação volumétrica de um material de poço dentro dos anulares bem definidos pela tubulação de metal. Os componentes do sistema de monitoramento de integridade de poço 1000 podem ser acoplados de forma comunicativa por meio de conexões e protocolos convencionais usados na indústria.
[0056] O sistema de monitoramento de integridade de poço 1000, ou pelo menos alguns dos seus componentes, pode ser integrado em um único corpo ou invólucro. Por exemplo, a ferramenta nuclear 1010 e a ferramenta EM 1020 podem estar dentro de um único invólucro 1015, tal como representado pelas linhas tracejadas da FIG. 10. O dispositivo de computação de integridade 1030 pode estar localizado em um invólucro 1025 com a ferramenta nuclear 1010 e a ferramenta EM 1020 ou pode estar localizado na superfície de um furo de poço. Por exemplo, o dispositivo de computação de integridade pode fazer parte do equipamento eletrônico 134. O dispositivo de computação de integridade 1030 pode ser programado para executar os algoritmos representados nos fluxos de trabalho da FIG. 5 e FIG. 8. O dispositivo de computação de integridade 1030 também pode ser configurado para controlar as operações da ferramenta nuclear 1010 e da ferramenta EM 1020. Por exemplo, o dispositivo de computação de integridade 1030 pode ser configurado para coordenar as operações da ferramenta nuclear 1010 e da ferramenta EM 1020 para obter medições nucleares e EM associadas que correspondem a uma profundidade ou profundidades particulares do furo de poço.
[0057] O dispositivo de computação de integridade 1030 inclui uma interface 1032 configurada para receber medições EM e medições nucleares obtidas de um furo de poço por uma ferramenta de monitoramento de integridade de poço, tal como divulgado aqui. As
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18/24 medições nucleares e EM podem ser sinais da ferramenta nuclear 1010 e da ferramenta EM 1020 que são processadas antes de serem enviadas para a interface 1032. As medições EM fornecem as propriedades de tubulação dos tubos de metal em um furo de poço. As medições nucleares fornecem informações de densidade do material de poço nos anéis definidos pelos tubos de metal. O dispositivo de computação de integridade também inclui um processador 1034 configurado para determinar a informação volumétrica de um material de poço dentro dos anulares bem definidos pelos tubos de metal da configuração do revestimento. O processador 1034 emprega as medições EM e nuclear para determinar a informação volumétrica. O dispositivo de computação de integridade 1030 também inclui uma memória 1036. A memória 1036 pode ser uma memória não volátil que armazena instruções de operação para dirigir a operação do processador 1034. As instruções de operação podem corresponder a algoritmos, tais como representados pelos fluxos de trabalho da FIG. 5 e FIG. 8. A memória 1036 também pode armazenar vários mapas de relacionamento de material que são empregados para determinar a informação volumétrica do material de poço. As informações volumétricas fornecidas pelo dispositivo de computação de integridade podem ser fornecidas a um usuário ou operador de poço e usadas para tomar uma decisão de intervenção de poço.
[0058] A FIG. 11 ilustra um diagrama de fluxo de um exemplo de um método 1100 de uso de uma ferramenta nuclear e uma ferramenta EM para monitoramento de integridade do furo de poço de um furo de poço com uma configuração de múltiplos tubos. O método 1100 combina com vantagem os resultados de medição de dois tipos de ferramentas de diferentes princípios físicos e fornece uma técnica de fundo de poço mais precisa para avaliar a informação volumétrica de materiais de poços atrás de múltiplas camadas de tubos de metal na configuração de múltiplos tubos. Algumas das etapas do método 1100 podem ser realizadas, por exemplo, por um processador do equipamento eletrônico 134 ou pelo controlador 160. Adicionalmente, algumas das etapas do método 1100 podem ser realizadas pelo dispositivo de computação de integridade 1030. O método 1100 começa em uma etapa 1105.
[0059] Em um etapa 1110, uma ferramenta nuclear é operada em um furo de poço para fazer uma medição nuclear a uma profundidade do furo de poço. A ferramenta nuclear
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19/24 pode ser operada em várias profundidades no furo de poço. A ferramenta nuclear pode ser a ferramenta nuclear 200 como aqui divulgada.
[0060] O método 1100 continua operando uma ferramenta EM no furo de poço para realizar uma medição EM na profundidade do furo de poço. A ferramenta EM pode ser operada em várias profundidades no furo de poço que correspondem à operação da ferramenta nuclear. A ferramenta EM pode ser a ferramenta EM 300 ou 400 como aqui divulgada. Em alguns exemplos, a etapa 1120 pode ocorrer antes ou durante a etapa 1110.
[0061] Em uma etapa 1130, é determinada uma pluralidade de propriedades de tubulação da configuração de múltiplos tubos na profundidade utilizando as medições EM. As propriedades de tubulação podem ser determinadas, por exemplo, pelo fluxo de trabalho descrito na FIG. 5.
[0062] Empregando as propriedades de tubulação, uma medição nuclear processada é determinada a partir da medição nuclear em uma etapa 1140. O processamento da medição nuclear para determinar a medição nuclear processada pode incluir o cálculo de uma linha de base para as medições nucleares da ferramenta nuclear em uma faixa de profundidades do furo de poço e subtraindo a linha de base da medição nuclear para produzir a medição nuclear processada.
[0063] Em uma etapa 1150, a medição nuclear processada é empregada para determinar a integridade de um material de poço na profundidade e dentro de um espaço anular definido pela configuração de múltiplos tubos. A medição nuclear processada pode ser usada com um mapa de relacionamento do material de poço para determinar a integridade do material de poço.
[0064] Em uma etapa 1160, uma decisão de intervenção do poço pode ser feita utilizando a integridade de material de poço. Por exemplo, um operador de um poço pode empregar a integridade de material de poço para o descomissionamento do poço. O método 1100 termina então em uma etapa 1170.
[0065] Esta divulgação fornece um método para avaliar a integridade do cimento ou outro material de poço em anéis múltiplos para um poço com uma configuração de múltiplos tubos. A divulgação combina os resultados de medição de dois tipos de ferramentas de diferentes princípios de física e fornece um mecanismo para gerar uma técnica de
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20/24 perfuração mais precisa para avaliar a informação volumétrica de cimento ou outro material de poço atrás de múltiplas camadas de revestimento. O método divulgado, o sistema e a ferramenta usam os resultados de medições EM e medições nucleares, tais como radiação gama, para proporcionar uma melhor estimativa de informação volumétrica sobre cimento ou outro material de poço atrás do revestimento. As características da divulgação podem encontrar aplicação em uma avaliação de múltiplas colunas e fornecer uma posição vantajosa no mercado emergente de descomissionamento de poços. A abordagem de multifísica melhora a qualidade da medição e aumenta a confiança na saída de dados.
[0066] Em um aspecto, a divulgação fornece uma ferramenta de monitoramento de integridade do poço. Em outro aspecto, a divulgação fornece um dispositivo de computação de integridade. Em ainda outro aspecto, também é divulgado um sistema que inclui a ferramenta de integridade de poço e o dispositivo de computação de integridade. O dispositivo de computação de integridade recebe as medições nucleares e EM e determina a informação volumétrica de um material de poço dentro dos anulares bem definidos pela tubulação de metal.
[0067] Os versados na técnica aos quais este pedido de patente se refere entenderão que outras adições, deleções, substituições e modificações adicionais podem ser feitas às modalidades descritas.
[0068] Os aparelhos, sistemas ou métodos acima descritos ou pelo menos uma porção dos mesmos podem ser incorporados ou executados por vários processadores, como processadores de dados digitais ou computadores, em que os processadores são programados ou armazenam programas executáveis ou sequências de instruções de software para executar uma ou mais das etapas dos métodos ou funções dos aparelhos ou sistemas. As instruções de software de tais programas podem representar algoritmos e ser codificadas em formato de máquina executável em mídia de armazenamento de dados digital não transitória, por exemplo, discos magnéticos ou ópticos, memória de acesso aleatório (RAM), discos rígidos magnéticos, memórias flash e/ou memória apenas de leitura (ROM), para permitir que vários tipos de processadores de dados digitais ou computadores realizem uma, múltiplas ou todas as etapas de um ou mais dos métodos ou
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21/24 das funções descritas anteriormente do sistema aqui descrito.
[0069] Certas modalidades divulgadas neste documento podem ainda se relacionar a produtos de armazenamento de computador com um meio não transitório legível por computador que possui código de programa para executar várias operações implementadas por computador que incorporam pelo menos parte dos aparelhos, sistemas ou realizam ou dirigem pelo menos algumas das etapas dos métodos aqui estabelecidos. Meio não transitório usado aqui refere-se a todos os meios legíveis por computador, exceto para sinais de propagação transitórios. Exemplos de meio não transitório legível por computador incluem, mas não estão limitados a: mídia magnética como discos rígidos, disquetes e fita magnética; mídia ótica, como discos de CD-ROM; mídia magneto-ótica, como discos flóticos; e dispositivos de hardware que são especialmente configurados para armazenar e executar códigos de programas, como dispositivos ROM e RAM. Exemplos de código de programa incluem código de máquina, como produzido por um compilador, e arquivos contendo código de nível superior que podem ser executados pelo computador usando um interpretador.
[0070] Ao interpretar a divulgação, todos os termos devem ser interpretados da maneira mais ampla possível e consistente com o contexto. Em particular, os termos “compreende” e “compreendendo” devem ser interpretados como referindo-se a elementos, componentes ou etapas de maneira não exclusiva, indicando que os elementos, componentes ou etapas referenciados podem estar presentes, ou utilizados, ou combinados com outros elementos, componentes ou etapas que não são expressamente referenciados. A menos que definido o contrário, todos os termos técnicos e científicos usados neste documento têm o mesmo significado como comumente compreendido por um versado na técnica ao qual pertence esta divulgação. Embora quaisquer métodos e materiais similares ou equivalentes àqueles descritos neste documento também possam ser utilizados na prática ou teste da presente divulgação, um número limitado dos métodos e materiais exemplificativos é aqui descrito. Isto deve ser observado que como usado neste documento e na reivindicação acrescentada, as formas singulares um, uma, e o incluem referência plural, a menos que o contexto claramente dite de outra forma.
[0071] Vários aspectos da divulgação podem ser reivindicados incluindo os aparelhos,
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22/24 sistemas e métodos aqui divulgados. Aspectos divulgados aqui incluem:
A. Um método, usando uma ferramenta nuclear e uma ferramenta EM, para monitorar a integridade de poço com uma configuração de múltiplos tubos, o método incluindo: operar uma ferramenta nuclear no furo de poço para realizar uma medição nuclear a uma profundidade do furo de poço, operar uma ferramenta EM no furo de poço para fazer uma medição EM na profundidade do furo de poço, determinar uma pluralidade de propriedades de tubulação da configuração de múltiplos tubos na profundidade empregando a medição EM, determinar, empregando as propriedades de tubulação, uma medição nuclear processada da medição nuclear, e empregar a medição nuclear processada para determinar a integridade de um material de poço na profundidade e dentro de um anel definido pela configuração de múltiplos tubos.
B. Uma ferramenta de monitoramento de integridade de poço, incluindo: uma ferramenta EM configurada para obter medições EM, em diferentes profundidades de um furo de poço, associadas a tubos de metal de uma configuração de múltiplos tubos do furo de poço, em que as medições EM correspondem às propriedades de tubulação dos tubos de metal e uma ferramenta nuclear configurada para obter medições nucleares nas diferentes profundidades do furo de poço, em que as medições nucleares correspondem a informações volumétricas para um material de poço que está atrás de uma múltipla camada dos tubos de metal.
C. Um sistema de monitoramento de integridade de poço, incluindo: uma ferramenta de monitoramento de integridade de poço para um furo de poço com uma ferramenta EM configurada para obter medições EM nas profundidades de um furo de poço com uma configuração de múltiplos tubos, em que as medições EM correspondem às propriedades de tubulação de tubos de metal da configuração de múltiplos tubos e uma ferramenta nuclear configurada para obter medições nucleares nas profundidades do furo de poço e incluindo um dispositivo de computação de integridade com uma interface configurada para receber as medições EM e as medições nucleares, e um processador configurado para empregar as medições EM e nucleares para determinar a integridade de um material de poço em uma das profundidades e dentro de um espaço anular definido pela configuração de múltiplos tubos.
[0072] Cada um dos aspectos A, B e C pode ter um ou mais dos seguintes elementos
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23/24 adicionais em combinação:
[0073] Elemento 1: em que a configuração de múltiplos tubos inclui uma tubulação e, pelo menos, uma coluna de revestimento. Elemento 2: em que a determinação da medição nuclear processada inclui calcular uma linha de base para medições nucleares da ferramenta nuclear em várias profundidades do furo de poço. Elemento 3: em que a determinação da medição nuclear processada inclui ainda subtrair a linha de base da medição nuclear para produzir a medição nuclear processada. Elemento 4: em que a ferramenta nuclear inclui uma fonte gama omnidirecional, pelo menos um detector de raios gama e uma barreira que está localizada entre a fonte gama omnidirecional e o pelo menos um detector de raios gama. Elemento 5: em que a ferramenta nuclear tem pelo menos três detectores de raios gama. Elemento 6: em que a ferramenta EM é uma ferramenta no domínio de frequência ou no domínio de tempo. Elemento 7: em que a pluralidade de propriedades de tubulação inclui várias das propriedades selecionadas da lista que consiste em: espessura de tubulação, espessura do revestimento de produção, distância entre a tubulação e o revestimento, distância entre o revestimento de produção e o revestimento intermediário e excentricidade relativa entre o tubo e o revestimento. Elemento 8: em que pelo menos uma das propriedades de tubulação é calculada utilizando um processo de inversão. Elemento 9: em que o material de poço é selecionado da lista que consiste em: cimento, água, sedimentos de lama, material de etiqueta radioativa, material de etiqueta não radioativa e propantes. Elemento 10: em que as ferramentas nucleares e EM estão em uma mesma coluna de ferramentas. Elemento 11: em que a ferramenta nuclear e a ferramenta EM são colocadas num único corpo. Elemento 12: em que a ferramenta nuclear e a ferramenta EM são colocadas num corpo único. Elemento 13: em que a ferramenta nuclear e a ferramenta EM estão em uma mesma coluna de ferramenta. Elemento 14: em que a ferramenta nuclear inclui uma fonte gama omnidirecional, pelo menos um detector de raios gama e uma barreira que fica localizada entre a fonte gama omnidirecional e o pelo menos um detector de raios gama, e a ferramenta EM é uma ferramenta de domínio de frequência ou de domínio de tempo. Elemento 15: em que a ferramenta nuclear tem pelo menos três detectores de raios gama. Elemento 16: em que as medições EM correspondem à informação de espessura e espaçamento de pelo menos alguns dos tubos de metal da
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24/24 configuração de múltiplos tubos. Elemento 17: em que a configuração de múltiplos tubos inclui uma tubulação e, pelo menos, uma coluna de revestimento. Elemento 18: em que a integridade do material de poço é informação volumétrica para o material de poço que está por trás de uma camada múltipla dos tubos de metal da configuração de múltiplos tubos. Elemento 19: em que o processador é configurado para determinar a integridade do material de poço calculando a pluralidade de propriedades de tubulação das medições EM, processar as medições nucleares para produzir uma medição nuclear processada empregando as propriedades de tubulação e mapear a medição nuclear processada para a integridade do material de poço empregando um mapa de relacionamento de material de poço. Elemento 20: em que o processamento inclui calcular uma linha de base a partir das medições nucleares a várias profundidades do furo de poço e subtrair a linha de base de uma das medições nucleares para produzir a medição nuclear processada. Elemento 21: em que o processador está configurado para determinar pelo menos uma das propriedades de tubulação utilizando um processo de inversão.

Claims (15)

  1. REIVINDICAÇÕES
    1. Método, usando uma ferramenta nuclear e uma ferramenta EM, para monitoramento de integridade de poço de um furo de poço com configuração de múltiplos tubos, o método, caracterizado pelo fato de compreender:
    operar uma ferramenta nuclear no furo de poço para fazer uma medição nuclear a uma profundidade do furo de poço;
    operar uma ferramenta EM no furo de poço para fazer uma medição EM na profundidade do furo de poço;
    determinar uma pluralidade de propriedades de tubulação da configuração de múltiplos tubos na profundidade empregando a medição EM;
    determinar, empregando as propriedades de tubulação, uma medição nuclear processada da medição nuclear; e empregar a medição nuclear processada para determinar a integridade de um material de poço na profundidade e dentro de um espaço anular definido pela configuração de múltiplos tubos.
  2. 2. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de a configuração de múltiplos tubos incluir uma tubulação e, pelo menos, uma coluna de revestimento.
  3. 3. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de a determinação da medição nuclear processada incluir calcular uma linha de base para medições nucleares da ferramenta nuclear em várias profundidades do furo de poço e, opcionalmente, em que a determinação da medição nuclear processada inclui ainda subtrair a linha de base da medição nuclear para produzir a medição nuclear processada.
  4. 4. Método, de acordo com qualquer uma das reivindicações de 1 a 3, caracterizado pelo fato de a pluralidade de propriedades de tubulação incluir múltiplas das propriedades selecionadas na lista que consiste em:
    espessura da tubulação, espessura do revestimento de produção, distância entre a tubulação e o revestimento, distância entre o revestimento de produção e o revestimento intermediário, e excentricidade relativa entre a tubulação e o revestimento.
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    2/4
  5. 5. Método, de acordo com qualquer uma das reivindicações de 1 a 4, caracterizado pelo fato de o material de poço ser selecionado da lista que consiste em:
    cimento, água, sedimentos de lama, material de etiqueta radioativo, material de etiqueta não radioativo, e propantes.
  6. 6. Método, de acordo com qualquer uma das reivindicações de 1 a 5, caracterizado pelo fato de a ferramenta nuclear incluir uma fonte gama omnidirecional, pelo menos um detector de raios gama e uma barreira que está localizada entre a fonte gama omnidirecional e o pelo menos um detector de raios gama e, opcionalmente, em que a ferramenta nuclear tem pelo menos três detectores de raios gama e a ferramenta EM é uma ferramenta no domínio da frequência ou uma no domínio do tempo.
  7. 7. Método, de acordo com qualquer uma das reivindicações de 1 a 6, caracterizado pelo fato de as ferramentas nucleares e EM estarem em uma mesma coluna de ferramentas ou em que a ferramenta nuclear e a ferramenta EM são colocadas num corpo único.
  8. 8. Método, de acordo com qualquer uma das reivindicações de 1 a 7, caracterizado pelo fato de a pelo menos uma das propriedades de tubulação ser calculada usando um processo de inversão.
  9. 9. Ferramenta de monitoramento de integridade de poço para um furo de poço, caracterizada pelo fato de compreender:
    uma ferramenta EM configurada para obter medições EM nas diferentes profundidades do furo de poço associadas com tubos de metal de uma configuração de tubos múltiplos do furo de poço, em que as medições EM correspondem a propriedades de tubulação dos tubos de metal; e uma ferramenta nuclear configurada para obter medições nucleares nas diferentes profundidades do furo de poço, em que as medições nucleares correspondem à informação volumétrica para um material de poço que está por trás de uma múltipla camada dos tubos de metal.
    Petição 870190093159, de 18/09/2019, pág. 48/52
    3/4
  10. 10. Ferramenta de monitoramento da integridade de poço, de acordo com a reivindicação 9, caracterizada pelo fato de a ferramenta nuclear e a ferramenta EM serem colocadas num único corpo ou em que a ferramenta nuclear e a ferramenta EM estão em uma mesma coluna de ferramenta.
  11. 11. Ferramenta de monitoramento da integridade de poço, de acordo com qualquer uma das reivindicações 9 ou 10, caracterizada pelo fato de a ferramenta nuclear incluir uma fonte gama omnidirecional, pelo menos um detector de raios gama e uma barreira que fica localizada entre a fonte gama omnidirecional e o pelo menos um detector de raios gama, e a ferramenta EM é uma ferramenta de domínio de frequência ou de domínio de tempo e, opcionalmente, em que a ferramenta nuclear tem pelo menos três detectores de raios gama.
  12. 12. Ferramenta de monitoramento da integridade de poço, de acordo com qualquer uma das reivindicações de 9 a 11, caracterizada pelo fato de as medições EM corresponderem à informação de espessura e espaçamento de pelo menos alguns dos tubos de metal da configuração de múltiplos tubos.
  13. 13. Sistema de monitoramento de integridade de poço, caracterizado pelo fato de compreender:
    uma ferramenta de monitoramento de integridade de poço para um furo de poço, incluindo:
    uma ferramenta EM configurada para obter medições EM em profundidades de um furo de poço tendo uma configuração de múltiplos tubos, em que as medições EM correspondem às propriedades de tubulação de tubos de metal da configuração de múltiplos tubos, e uma ferramenta nuclear configurada para obter medições nucleares nas profundidades do furo de poço e um dispositivo de computação de integridade, incluindo:
    uma interface configurada para receber as medições EM e as medições nucleares, e um processador configurado para empregar as medições EM e as medições nucleares para determinar a integridade de um material de poço em uma das profundidades e dentro de um anel definido pela configuração de múltiplos tubos.
  14. 14. Sistema de monitoramento de integridade de poço, de acordo com a reivindicação 13, caracterizado pelo fato de a integridade do material de poço ser informação volumétrica
    Petição 870190093159, de 18/09/2019, pág. 49/52
    4/4 para o material de poço que está por trás de uma camada múltipla dos tubos de metal da configuração de múltiplos tubos e o processador é configurado para determinar a integridade do material de poço calculando as propriedades de tubulação das medições EM, processar as medições nucleares para produzir uma medição nuclear processada empregando as propriedades de tubulação e mapear a medição nuclear processada para a integridade do material de poço empregando um mapa de relacionamento de material de poço.
  15. 15 Sistema de monitoramento de integridade de poço, de acordo com qualquer uma das reivindicações 13 ou 14, caracterizado pelo fato de o processamento incluir calcular uma linha de base a partir das medições nucleares a várias profundidades do furo de poço e subtrair a linha de base de uma das medições nucleares para produzir a medição nuclear processada.
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