BR112019027020B1 - METHOD TO BUILD A CALIBRATION DATABASE, AND, CALIBRATION SYSTEM - Google Patents
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Abstract
Métodos e sistemas para construir um banco de dados de calibração. Um método pode compreender suspender uma ferramenta de perfilagem no ar, determinar uma resposta bruta da ferramenta de perfilagem, desacoplar um componente Zxx e um componente Zzz da resposta bruta, criar um componente modelado a partir do componente Zxx e o componente Zzz, calcular uma compensação do componente modelado, interpolar a compensação, modelar uma resposta da ferramenta de perfilagem com o deslocamento ou inserir a resposta em um banco de dados. Um sistema pode compreender uma ferramenta de perfilagem, um transporte e um sistema de manipulação de informações. Um sistema de calibração pode compreender um guindaste, uma ferramenta de perfilagem e um sistema de manipulação de informações.Methods and systems for building a calibration database. One method may comprise suspending a logging tool in mid-air, determining a raw response from the logging tool, decoupling a Zxx component and a Zzz component from the raw response, creating a modeled component from the Zxx component and the Zzz component, calculating an offset of the modeled component, interpolate the compensation, model a profiling tool response with the offset, or enter the response into a database. A system may comprise a profiling tool, a transport and an information handling system. A calibration system may comprise a crane, a profiling tool and an information handling system.
Description
[001] A presente divulgação se refere a um método para calibrar uma ferramenta de perfilagem. Especificamente, um método pode ser divulgado para produzir um banco de dados de calibração e aplicar o banco de dados de calibração a uma ferramenta de perfilagem em um furo de poço.[001] The present disclosure relates to a method for calibrating a profiling tool. Specifically, a method can be disclosed for producing a calibration database and applying the calibration database to a logging tool in a borehole.
[002] Os furos de poços perfurados em formações subterrâneas podem permitir a recuperação de fluidos desejáveis (por exemplo, hidrocarbonetos) usando várias técnicas diferentes. Uma ferramenta de perfilagem pode ser empregada em operações subterrâneas para determinar as propriedades do furo de poço e/ou da formação. Uma ferramenta de perfilagem pode ser calibrada antes de ser descartada em um furo de poço. Isso pode garantir registros precisos, que podem ser utilizados para determinar as propriedades do furo de poço e/ou da formação. Atualmente, a calibração de suspensão a ar que pode compreender um guindaste e a calibração in-situ é frequentemente usada para calibrar uma ferramenta de fundo de poço. No entanto, uma ferramenta de perfilagem pode se estender por uma grande área e compreender ainda um grande espaçamento entre transmissores e receptores. Isso pode impedir que um operador calibre adequadamente uma ferramenta de perfilagem. Assim, isso pode levar a registros imprecisos, que podem distorcer os resultados das propriedades do furo de poço e da formação.[002] Well holes drilled into underground formations can allow the recovery of desirable fluids (eg, hydrocarbons) using several different techniques. A logging tool can be employed in underground operations to determine borehole and/or formation properties. A logging tool can be calibrated before it is dropped into a borehole. This can ensure accurate records, which can be used to determine borehole and/or formation properties. Currently, air suspension calibration which may comprise a crane and in-situ calibration is often used to calibrate a downhole tool. However, a profiling tool can span a large area and still comprise a large spacing between transmitters and receivers. This can prevent an operator from properly calibrating a logging tool. Thus, this can lead to inaccurate records, which can distort the results of the borehole and formation properties.
[003] Estes desenhos ilustram certos aspectos de alguns exemplos da presente divulgação, e não devem ser utilizados para limitar ou definir a divulgação.[003] These drawings illustrate certain aspects of some examples of the present disclosure, and are not to be used to limit or define the disclosure.
[004] A Figura 1 ilustra um exemplo de um sistema de medição de poço; A Figura 2 ilustra outro exemplo de um sistema de medição de poço; A Figura 3 ilustra um exemplo de um sistema de calibração de suspensão a ar; A Figura 4 ilustra um exemplo de uma pluralidade de ferramentas de fundo de poço; A Figura 5 ilustra uma ferramenta de fundo de poço em um esquema de orientação; A Figura 6 ilustra um fluxograma para determinar um banco de dados de calibração; e A Figura 7 ilustra um fluxograma da utilização do banco de dados de calibração.[004] Figure 1 illustrates an example of a well measurement system; Figure 2 illustrates another example of a well gauging system; Figure 3 illustrates an example of an air suspension calibration system; Figure 4 illustrates an example of a plurality of downhole tools; Figure 5 illustrates a downhole tool in an orientation scheme; Figure 6 illustrates a flowchart for determining a calibration database; and Figure 7 illustrates a flowchart of using the calibration database.
[005] A presente divulgação geralmente se refere a um método para calibrar uma ferramenta de perfilagem. Mais particularmente, uma ferramenta de perfilagem pode ser calibrada a partir de um banco de dados de calibração previamente determinado. O banco de dados de calibração pode ser produzido a partir de métodos de calibração de superfície anteriores. A calibração da ferramenta de perfilagem pode ajudar a determinar as propriedades de um furo de poço e/ou a formação com precisão e eficiência. Uma ferramenta de perfilagem pode compreender qualquer número de ferramentas de fundo de poço, que podem compreender um transmissor e/ou receptor. A transmissão de campos eletromagnéticos pelo transmissor e a gravação de sinais pelo receptor podem ser controladas por um sistema de manipulação de informações.[005] The present disclosure generally relates to a method for calibrating a profiling tool. More particularly, a profiling tool can be calibrated from a previously determined calibration database. The calibration database can be produced from previous surface calibration methods. Logging tool calibration can help determine the properties of a borehole and/or formation accurately and efficiently. A logging tool can comprise any number of downhole tools, which can comprise a transmitter and/or receiver. The transmission of electromagnetic fields by the transmitter and the recording of signals by the receiver can be controlled by an information manipulation system.
[006] A Figura 1 ilustra uma vista em seção transversal de um sistema de medição de poço 100. Como ilustrado, o sistema de medição de poço 100 pode compreender uma primeira ferramenta de fundo de poço 102, uma segunda ferramenta de fundo de poço 104, uma terceira ferramenta de fundo de poço 106 e/ou uma quarta ferramenta de fundo de poço 108. Deve- se notar que o sistema de medição de poço 100 pode compreender a primeira ferramenta de fundo de poço 102. Em exemplos adicionais, pode haver uma pluralidade de ferramentas de fundo de poço 102. Como ilustrado, a primeira ferramenta de fundo de poço 102, a segunda ferramenta de fundo de poço 104, a terceira ferramenta de fundo de poço 106 e/ou a quarta ferramenta de fundo de poço 108 podem se fixar a um veículo 110. Em exemplos, deve-se notar que a primeira ferramenta de fundo de poço 102, a segunda ferramenta de fundo de poço 104, a terceira ferramenta de fundo de poço 106 e/ou a quarta ferramenta de fundo de poço 108 não podem ser fixadas a um veículo 110. A primeira ferramenta de fundo de poço 102, a segunda ferramenta de fundo de poço 104, a terceira ferramenta de fundo de poço 106 e/ou a quarta ferramenta de fundo de poço 108 podem ser suportadas pela plataforma 112 na superfície 114. A primeira ferramenta de fundo de poço 102, a segunda ferramenta de fundo de poço 104, a terceira ferramenta de fundo de poço 106 e/ou a quarta ferramenta de fundo de poço 108 podem ser amarradas ao veículo 110 através do transporte 116. O transporte 116 pode ser disposto em torno de uma ou mais rodas de polia 118 para o veículo 110. O transporte 116 pode incluir qualquer meio adequado para fornecer transporte mecânico para a primeira ferramenta de fundo de poço 102, segunda ferramenta de fundo de poço 104, terceira ferramenta de fundo de poço 106 e/ou quarta ferramenta de fundo de poço 108, incluindo, entre outros, cabo de aço, cabo liso, tubagem espiralada, tubo, tubo de perfuração, trator de fundo de poço ou semelhante. Em algumas modalidades, o transporte 116 pode fornecer suspensão mecânica, bem como conectividade elétrica, para a primeira ferramenta de fundo de poço 102, segunda ferramenta de fundo de poço 104, terceira ferramenta de fundo de poço 106 e/ou quarta ferramenta de fundo de poço 108. O transporte 116 pode compreender, em alguns casos, uma pluralidade de condutores elétricos que se estendem do veículo 110. O transporte 116 pode compreender um núcleo interno de vários condutores elétricos cobertos por um invólucro isolante. Uma bainha de armadura interna e externa de aço pode ser enrolada em uma hélice em direções opostas ao redor dos condutores. Os condutores elétricos podem ser utilizados para comunicar energia e telemetria entre o veículo 110 e a primeira ferramenta de fundo de poço 102, a segunda ferramenta de fundo de poço 104, a terceira ferramenta de fundo de poço 106 e/ou a quarta ferramenta de fundo de poço 108. Informações da primeira ferramenta de fundo de poço 102, segunda ferramenta de fundo de poço 104, terceira ferramenta de fundo de poço 106 e/ou quarta ferramenta de fundo de poço 108 podem ser coletadas e/ou processadas pelo sistema de manipulação de informações 120. Por exemplo, os sinais registrados pela primeira ferramenta de fundo de poço 102, segunda ferramenta de fundo de poço 104, terceira ferramenta de fundo de poço 106 e/ou quarta ferramenta de fundo de poço 108 podem ser armazenados na memória e depois processados pela primeira ferramenta de fundo de poço 102, segunda ferramenta de fundo de poço 104, terceira ferramenta de fundo de poço 106 e/ou quarta ferramenta de fundo de poço 108. O processamento pode ser realizado em tempo real durante a aquisição de dados ou após a recuperação da primeira ferramenta de fundo de poço 102, segunda ferramenta de fundo de poço 104, terceira ferramenta de fundo de poço 106 e/ou quarta ferramenta de fundo de poço 108. O processamento pode ocorrer alternativamente no fundo do poço ou pode ocorrer no fundo do poço e na superfície. Em algumas modalidades, os sinais registrados pela primeira ferramenta de fundo de poço 102, segunda ferramenta de fundo de poço 104, terceira ferramenta de fundo de poço 106 e/ou quarta ferramenta de fundo de poço 108 podem ser conduzidos para o sistema de manipulação de informações 120 por meio de transporte 116. O sistema de manipulação de informações 120 pode processar os sinais, e as informações nele contidas podem ser exibidas para um operador observar e armazenar para processamento e referência futuros. O sistema de manipulação de informações 120 também pode conter um aparelho para fornecer sinais de controle e energia à primeira ferramenta de fundo de poço 102, segunda ferramenta de fundo de poço 104, terceira ferramenta de fundo de poço 106 e/ou quarta ferramenta de fundo de poço 108.[006] Figure 1 illustrates a cross-sectional view of a downhole gauging system 100. As illustrated, the well gauging system 100 may comprise a first downhole tool 102, a second downhole tool 104 , a third downhole tool 106 and/or a fourth downhole tool 108. It should be noted that the downhole gauge system 100 may comprise the first downhole tool 102. In further examples, there may be a plurality of downhole tools 102. As illustrated, the first downhole tool 102, the second downhole tool 104, the third downhole tool 106 and/or the fourth downhole tool 108 may attach to a vehicle 110. In examples, it should be noted that the first downhole tool 102, the second downhole tool 104, the third downhole tool 106 and/or the fourth downhole tool 108 cannot be attached to a vehicle 110. The first downhole tool 102, the second downhole tool 104, the third downhole tool 106 and/or the fourth downhole tool 108 may be supported by platform 112 on surface 114. First downhole tool 102, second downhole tool 104, third downhole tool 106 and/or fourth downhole tool 108 can be tethered to the vehicle 110 through transport 116. Transport 116 may be arranged around one or more pulley wheels 118 for vehicle 110. Transport 116 may include any suitable means to provide mechanical transport for the first downhole tool 102, second downhole tool 104, third downhole tool 106 and/or fourth downhole tool 108, including but not limited to wire rope, flat cable, coiled tubing, pipe, drill pipe, downhole bulldozer well or similar. In some embodiments, the carriage 116 can provide mechanical suspension, as well as electrical connectivity, for the first downhole tool 102, second downhole tool 104, third downhole tool 106, and/or fourth downhole tool. well 108. Transport 116 may comprise, in some cases, a plurality of electrical conductors extending from vehicle 110. Transport 116 may comprise an inner core of several electrical conductors covered by an insulating enclosure. An inner and outer steel armature sheath may be wound in a helix in opposite directions around the conductors. The electrical leads may be used to communicate power and telemetry between the vehicle 110 and the first downhole tool 102, the second downhole tool 104, the third downhole tool 106 and/or the fourth downhole tool downhole tool 108. Information from the first downhole tool 102, second downhole tool 104, third downhole tool 106 and/or fourth downhole tool 108 may be collected and/or processed by the manipulation system of information 120. For example, the signals recorded by the first downhole tool 102, second downhole tool 104, third downhole tool 106 and/or fourth downhole tool 108 can be stored in memory and then processed by the first downhole tool 102, second downhole tool 104, third downhole tool 106 and/or fourth downhole tool 108. Processing can be performed in real time during data acquisition or after recovery of the first downhole tool 102, second downhole tool 104, third downhole tool 106 and/or fourth downhole tool 108. Processing may alternatively take place at the downhole or it may occur at the bottom of the well and at the surface. In some embodiments, the signals recorded by the first downhole tool 102, second downhole tool 104, third downhole tool 106, and/or fourth downhole tool 108 can be routed to the oil handling system. information 120 via transport 116. The information handling system 120 may process the signals, and the information contained therein may be displayed for an operator to observe and store for future processing and reference. The information handling system 120 may also contain apparatus for providing control and power signals to the first downhole tool 102, second downhole tool 104, third downhole tool 106, and/or fourth downhole tool. of well 108.
[007] Os sistemas e métodos da presente divulgação podem ser implementados, pelo menos em parte, com o sistema de manipulação de informações 120. O sistema de manipulação de informações 120 pode incluir qualquer instrumentalidade ou agregado de instrumentalidades operável para computar, estimar, classificar, processar, transmitir, receber, recuperar, originar, comutar, armazenar, exibir, manifestar, detectar, registrar, reproduzir, manipular ou utilizar qualquer forma de informação, inteligência ou dados para fins de negócios, científicos, de controle ou para outros fins. Por exemplo, um sistema de manipulação de informações 120 pode ser um computador pessoal, um dispositivo de armazenamento de rede ou qualquer outro dispositivo adequado e pode variar em tamanho, formato, desempenho, funcionalidade e preço. O sistema de manipulação de informações 120 pode incluir memória de acesso aleatório (RAM), um ou mais recursos de processamento, tais como uma unidade de processamento central (CPU) 122 ou lógica de controle de hardware ou software, ROM e/ou outros tipos de memória não volátil. Componentes adicionais do sistema de manipulação de informações 120 podem incluir uma ou mais unidades de disco, uma ou mais portas de rede para comunicação com dispositivos externos, bem como um dispositivo de entrada 124 (por exemplo, teclado, mouse, etc.) e dispositivos de saída, como um exibição de vídeo 126. O sistema de manipulação de informações 120 também pode incluir um ou mais barramentos operáveis para transmitir comunicações entre os vários componentes de hardware.[007] The systems and methods of the present disclosure can be implemented, at least in part, with the information handling system 120. The information handling system 120 can include any instrumentality or aggregate of instrumentalities operable to compute, estimate, classify , process, transmit, receive, retrieve, originate, switch, store, display, manifest, detect, record, reproduce, manipulate or use any form of information, intelligence or data for business, scientific, control or other purposes. For example, an information handling system 120 can be a personal computer, a network storage device, or any other suitable device and can vary in size, form factor, performance, functionality, and price. Information handling system 120 may include random access memory (RAM), one or more processing resources such as a central processing unit (CPU) 122 or hardware or software control logic, ROM and/or other types non-volatile memory. Additional components of the information handling system 120 may include one or more disk drives, one or more network ports for communicating with external devices, as well as an input device 124 (e.g., keyboard, mouse, etc.) and devices output, such as a video display 126. The information handling system 120 may also include one or more buses operable to carry communications between the various hardware components.
[008] Alternativamente, os sistemas e métodos da presente divulgação podem ser implementados, pelo menos em parte, com meios não transitórios legíveis por computador 128. Um meio não transitório legível por computador 128 pode incluir qualquer instrumentalidade ou agregação de instrumentalidades que possa reter dados e/ou instruções durante um período de tempo. O meio não transitório legível por computador 128 pode incluir, por exemplo, um meio de armazenamento, tal como um dispositivo de armazenamento de acesso direto (por exemplo, uma unidade de disco rígido ou unidade de disquete), um dispositivo de armazenamento de acesso sequencial (por exemplo, uma unidade de disco de fita), disco compacto, CD- ROM, DVD, RAM, ROM, memória somente de leitura programável eletricamente apagável (EEPROM) e/ou memória flash; assim como um meio de comunicações, tal como fios, fibras ópticas, micro-ondas, ondas de rádio e outras portadoras eletromagnéticas e/ou ópticas; e/ou qualquer combinação das supracitadas.[008] Alternatively, the systems and methods of the present disclosure may be implemented, at least in part, with non-transitional computer-readable media 128. A non-transitional computer-readable medium 128 may include any instrumentality or aggregation of instrumentalities that can retain data and/or instructions over a period of time. The non-transient computer-readable medium 128 may include, for example, a storage medium such as a direct access storage device (e.g., a hard disk drive or floppy disk drive), a sequential access storage device (for example, a tape disk drive), compact disc, CD-ROM, DVD, RAM, ROM, electrically erasable programmable read-only memory (EEPROM) and/or flash memory; as well as a communications medium, such as wires, optical fibers, microwaves, radio waves and other electromagnetic and/or optical carriers; and/or any combination of the foregoing.
[009] Em exemplos, a plataforma 112 inclui uma célula de carga (não mostrada) que pode determinar a quantidade de tração no transporte 116 na superfície do furo de poço 130. O sistema de manipulação de informações 120 pode compreender uma válvula de segurança que controla a pressão hidráulica que aciona o tambor 132 no veículo 110 que pode enrolar e/ou liberar o transporte 116 que pode mover a primeira ferramenta de fundo de poço 102, segunda ferramenta de fundo de poço 104, terceira ferramenta de fundo de poço 106, e/ou quarta ferramenta de fundo de poço 108 para cima e/ou para baixo no furo de poço 130. A válvula de segurança pode ser ajustada a uma pressão de modo que o tambor 132 possa apenas transmitir uma pequena quantidade de tensão ao transporte 116 sobre e acima da tensão necessária para recuperar o transporte 116 e/ou a primeira ferramenta de fundo de poço 102, a segunda ferramenta de fundo de poço 102, a terceira ferramenta de fundo de poço 106, e/ou a quarta ferramenta de fundo de poço 108 do furo de poço 130. A válvula de segurança é tipicamente ajustada algumas centenas de libras acima da quantidade de tração segura desejada no transporte 116 de modo que, uma vez que esse limite seja excedido; tração adicional no transporte 116 pode ser evitada.[009] In examples, the platform 112 includes a load cell (not shown) that can determine the amount of traction in the conveyor 116 on the surface of the wellbore 130. The information handling system 120 can comprise a safety valve that controls the hydraulic pressure that drives the drum 132 on the vehicle 110 which can reel in and/or release the conveyor 116 which can move the first downhole tool 102, second downhole tool 104, third downhole tool 106, and/or fourth downhole tool 108 up and/or downhole 130. The safety valve can be set at a pressure so that the barrel 132 can only transmit a small amount of voltage to the conveyor 116 over and above the voltage necessary to recover the carriage 116 and/or the first downhole tool 102, the second downhole tool 102, the third downhole tool 106, and/or the fourth downhole tool well 108 from well hole 130. The safety valve is typically set a few hundred pounds above the amount of safe pull desired on conveyor 116 so that once that limit is exceeded; additional traction on carriage 116 can be avoided.
[0010] Em exemplos, a primeira ferramenta de fundo de poço 102, a segunda ferramenta de fundo de poço 104, a terceira ferramenta de fundo de poço 106 e/ou a quarta ferramenta de fundo de poço 108 podem compreender um transmissor 134 e/ou um receptor 136. Em exemplos, a primeira ferramenta de fundo de poço 102, a segunda ferramenta de fundo de poço 104, a terceira ferramenta de fundo de poço 106 e/ou a quarta ferramenta de fundo de poço 108 podem operar com equipamento adicional (não ilustrado) na superfície 114 e/ou disposto em um sistema de medição de poço separado (não ilustrado) para registrar medições e/ou valores da formação 138. Durante as operações, o transmissor 134 pode transmitir um sinal da primeira ferramenta de fundo de poço 102, segunda ferramenta de fundo de poço 104, terceira ferramenta de fundo de poço 106 e/ou quarta ferramenta de fundo de poço 108. O transmissor 134 pode ser conectado ao sistema de manipulação de informações 120, o qual pode ainda controlar o funcionamento do transmissor 134. Adicionalmente, o receptor 136 pode medir e/ou registrar sinais transmitidos do transmissor 134. O receptor 136 pode transferir informação registrada para o sistema de manipulação de informações 120. O sistema de manipulação de informações 120 pode controlar o funcionamento do receptor 136. Por exemplo, o sinal transmitido do transmissor 134 pode ser refletido pela formação 138. O sinal refletido pode ser registrado pelo receptor 136. O sinal registrado pode ser transferido para o sistema de manipulação de informações 120 para processamento adicional. Nos exemplos, pode haver qualquer número adequado de transmissores 134 e/ou receptores 136, que podem ser controlados pelo sistema de manipulação de informações 120. Informações e/ou medições podem ser processadas ainda mais pelo sistema de manipulação de informações 120 para determinar propriedades do furo de poço 130, fluidos e/ou formação 138.[0010] In examples, the first downhole tool 102, the second downhole tool 104, the third downhole tool 106 and/or the fourth downhole tool 108 may comprise a transmitter 134 and/or or a receiver 136. In examples, the first downhole tool 102, the second downhole tool 104, the third downhole tool 106 and/or the fourth downhole tool 108 can operate with additional equipment (not shown) on the surface 114 and/or arranged in a separate well gauge system (not shown) to record measurements and/or values from formation 138. During operations, transmitter 134 may transmit a signal from the first downhole tool 102, second downhole tool 104, third downhole tool 106, and/or fourth downhole tool 108. Transmitter 134 may be connected to information handling system 120, which may further control the operation of the transmitter 134. Additionally, the receiver 136 can measure and/or record signals transmitted from the transmitter 134. The receiver 136 can transfer recorded information to the information handling system 120. The information handling system 120 can control the operation of the transmitter 134. receiver 136. For example, the transmitted signal from transmitter 134 can be reflected by formation 138. The reflected signal can be recorded by receiver 136. The recorded signal can be transferred to information handling system 120 for further processing. In the examples, there may be any suitable number of transmitters 134 and/or receivers 136, which may be controlled by information handling system 120. Information and/or measurements may be further processed by information handling system 120 to determine properties of the wellbore 130, fluids and/or formation 138.
[0011] A Figura 2 ilustra um exemplo no qual a primeira ferramenta de fundo de poço 102, a segunda ferramenta de fundo de poço 104, a terceira ferramenta de fundo de poço 106 e/ou a quarta ferramenta de fundo de poço 108 (por exemplo, referindo-se à Figura 1) podem ser dispostas em um sistema de perfuração 200. Como ilustrado, o furo de poço 130 pode se estender de uma cabeça de poço 202 para uma formação subterrânea 204 a partir da superfície 114 (por exemplo, Referindo-se à Figura 1). Geralmente, o furo de poço 130 pode incluir geometrias horizontais, verticais, inclinadas, curvas e outros tipos de geometrias e orientações de furo de poço. O furo de poço 130 pode ser revestido ou não revestido. Nos exemplos, o furo de poço 130 pode compreender um material metálico. Por exemplo, o membro metálico pode ser um revestimento, forro, tubagem ou outro tubo de aço alongado disposto no furo de poço 130.[0011] Figure 2 illustrates an example in which the first downhole tool 102, the second downhole tool 104, the third downhole tool 106 and/or the fourth downhole tool 108 (for 1) may be arranged in a drilling system 200. As illustrated, the wellbore 130 may extend from a wellhead 202 to an underground formation 204 from the surface 114 (e.g., Referring to Figure 1). Generally, borehole 130 can include horizontal, vertical, inclined, curved, and other types of borehole geometries and orientations. Wellbore 130 may be coated or uncoated. In the examples, the borehole 130 may comprise a metallic material. For example, the metal member may be a casing, liner, tubing or other elongated steel tube disposed in borehole 130.
[0012] Como ilustrado, o furo de poço 130 pode se estender através da formação subterrânea 204. Como ilustrado na Figura 2, o furo de poço 130 pode se estender geralmente verticalmente à formação subterrânea 204, no entanto, o furo de poço 130 pode se estender num ângulo através da formação subterrânea 204, tal como furos de poço horizontais e inclinados. Por exemplo, embora a Figura 2 ilustre um poço de ângulo de inclinação vertical ou baixo, pode ser possível um ângulo de inclinação elevado ou a colocação horizontal do poço e do equipamento. Deve ser notado ainda que embora a Figura 2A representa, de forma geral, uma operação de base terrestre, os versados na técnica podem reconhecer que os princípios descritos neste documento são igualmente aplicáveis às operações submarinas que empregam plataformas flutuantes ou de base marítima, sem se afastar do escopo da divulgação.[0012] As illustrated, the wellbore 130 may extend through the underground formation 204. As illustrated in Figure 2, the wellbore 130 may extend generally vertically to the underground formation 204, however, the wellbore 130 may extending at an angle through the underground formation 204, such as horizontal and inclined boreholes. For example, although Figure 2 illustrates a vertical or low slope angle well, a high slope angle or horizontal placement of the well and equipment may be possible. It should further be noted that although Figure 2A generally depicts a land-based operation, those skilled in the art can recognize that the principles described in this document are equally applicable to subsea operations employing floating or sea-based platforms, without depart from the scope of disclosure.
[0013] Como ilustrado, uma plataforma de perfuração 206 pode suportar uma torre 208 com um bloco de deslocamento 210 para elevar e abaixar a coluna de perfuração 212. A coluna de perfuração 212 pode incluir, mas não está limitada a, tubos de perfuração e tubagem enrolada, como é geralmente conhecido para versados na técnica. Uma haste de perfuração 214 pode suportar a coluna de perfuração 212 à medida que pode ser baixada através de uma mesa rotativa 216. Uma broca de perfuração 218 pode ser anexada à extremidade distal da coluna de perfuração 212 e é conduzida por um motor de fundo de poço e/ou por meio da rotação da coluna de perfuração 212 a partir da superfície 114. Sem limitação, a broca de perfuração 218 pode incluir, brocas de rolo cônico, brocas de PDC, brocas de diamante naturais, quaisquer abridores de orifícios, escareadores, brocas de testemunho e semelhantes. Quando a broca de perfuração 218 roda, ela pode criar e estender o furo de poço 130 que penetra em várias formações subterrâneas 204. Uma bomba 220 pode circular o fluido de perfuração através de um tubo de alimentação 222 para a haste de perfuração 214, no fundo de poço através do interior da coluna de perfuração 212, através de orifícios na broca de perfuração 218, de volta para a superfície 114 através do anular 224 envolvendo a coluna de perfuração 212, e em tanque de retenção 226.[0013] As illustrated, a drill rig 206 can support a turret 208 with a displacement block 210 for raising and lowering the drill string 212. The drill string 212 can include, but is not limited to, drill pipes and coiled tubing, as is generally known to those skilled in the art. A drill rod 214 can support the drill string 212 as it can be lowered through a rotary table 216. A drill bit 218 can be attached to the distal end of the drill string 212 and is driven by a high-speed downstream motor. borehole and/or by rotating the drill string 212 from the surface 114. Without limitation, the drill bit 218 may include, tapered roller bits, PDC bits, natural diamond bits, any hole openers, countersinks , core drills and the like. When the drill bit 218 rotates, it can create and extend the borehole 130 that penetrates various underground formations 204. A pump 220 can circulate the drilling fluid through a feed tube 222 to the drill rod 214, in the downhole through the interior of the drill string 212, through holes in the drill bit 218, back to the surface 114 through the annulus 224 surrounding the drill string 212, and into holding tank 226.
[0014] Com referência continuada à Figura 2, a coluna de perfuração 212 pode começar na cabeça de poço 202 e pode atravessar o furo de poço 130. A broca de perfuração 218 pode ser fixada a uma extremidade distal da coluna de perfuração 212 e pode ser acionada, por exemplo, por um motor de fundo de poço e/ou via rotação da coluna de perfuração 212 a partir da superfície 114 (por exemplo, referindo-se à Figura 1). A broca de perfuração 218 pode ser uma parte da composição de fundo 228 na extremidade distal da coluna de perfuração 212. A composição de fundo 228 pode ainda compreender a primeira ferramenta de fundo de poço 102 (por exemplo, consultando a Figura 1). A primeira ferramenta de fundo de poço 102 pode ser disposta na parte externa e/ou dentro da composição de fundo 228. Deve- se notar que a segunda ferramenta de fundo de poço 104, a terceira ferramenta de fundo de poço 106 e/ou a quarta ferramenta de fundo de poço 108 podem ser dispostas na coluna de perfuração 212. A segunda ferramenta de fundo de poço 104, a terceira ferramenta de fundo de poço 106 e/ou a quarta ferramenta de fundo de poço 108 podem ser dispostas no exterior e/ou dentro da coluna de perfuração 212. A primeira ferramenta de fundo de poço 102, a segunda ferramenta de fundo de poço 104, a terceira ferramenta de fundo de poço 106 e/ou a quarta ferramenta de fundo de poço 108 podem compreender um transmissor 134 e/ou um receptor 136 (por exemplo, referindo-se à Figura 1). Deve-se notar que a primeira ferramenta de fundo de poço 102, a segunda ferramenta de fundo de poço 104, a terceira ferramenta de fundo de poço 106 e/ou a quarta ferramenta de fundo de poço 108 podem compreender uma pluralidade de transmissores 134 e/ou receptores 136. Os transmissores 134 e/ou receptores 136 podem operar e/ou funcionar como descrito acima. Como será apreciado pelos versados na técnica, a primeira ferramenta de fundo de poço 102, a segunda ferramenta de fundo de poço 104, a terceira ferramenta de fundo de poço 106 /ou a quarta ferramenta de fundo de poço 108 podem ser um sistema de medição durante a perfuração (MWD) ou perfilagem durante a perfuração (LWD).[0014] With continued reference to Figure 2, the drill string 212 may start at the wellhead 202 and may traverse the wellbore 130. The drill bit 218 may be attached to a distal end of the drill string 212 and may be driven, for example, by a downhole motor and/or via rotation of the drill string 212 from the surface 114 (for example, referring to Figure 1). The drill bit 218 may be a part of the bottom set 228 at the distal end of the drill string 212. The bottom set 228 may further comprise the first downhole tool 102 (for example, referring to Figure 1). The first downhole tool 102 may be disposed outside and/or within the downhole composition 228. It should be noted that the second downhole tool 104, the third downhole tool 106 and/or the fourth downhole tool 108 can be disposed on the drill string 212. The second downhole tool 104, third downhole tool 106 and/or fourth downhole tool 108 can be disposed outside and and/or within the drill string 212. The first downhole tool 102, the second downhole tool 104, the third downhole tool 106 and/or the fourth downhole tool 108 may comprise a transmitter 134 and/or a receiver 136 (e.g., referring to Figure 1). It should be noted that the first downhole tool 102, the second downhole tool 104, the third downhole tool 106 and/or the fourth downhole tool 108 may comprise a plurality of transmitters 134 and and/or receivers 136. Transmitters 134 and/or receivers 136 may operate and/or function as described above. As will be appreciated by those skilled in the art, the first downhole tool 102, the second downhole tool 104, the third downhole tool 106/or the fourth downhole tool 108 can be a measurement system while drilling (MWD) or logging while drilling (LWD).
[0015] Sem limitação, a primeira ferramenta de fundo de poço 102, a segunda ferramenta de fundo de poço 104, a terceira ferramenta de fundo de poço 106 e/ou a quarta ferramenta de fundo de poço 108, os transmissores 134 e/ou o receptor 136 podem ser conectados e/ou controlados pelo sistema de manipulação de informações 120 (por exemplo, Referindo-se à Figura 1), que pode ser disposta na superfície 114. Sem limitação, o sistema de manipulação de informações 120 pode ser disposto no fundo do poço na primeira ferramenta de fundo de poço 102, na segunda ferramenta de fundo de poço 104, na terceira ferramenta de fundo de poço 106 e/ou na quarta ferramenta de fundo de poço 108. O processamento da informação registrada pode ocorrer no fundo de poço e/ou na superfície 114. O processamento que ocorre no fundo do poço pode ser transmitido para a superfície 114 para ser registrado, observado e/ou analisado posteriormente. Além disso, as informações registradas no sistema de manipulação de informações 120 que podem ser dispostas no fundo do poço podem ser armazenadas até a primeira ferramenta de fundo de poço 102, segunda ferramenta de fundo de poço 104, terceira ferramenta de fundo de poço 106 e/ou quarta ferramenta de fundo de poço 108 podem ser trazidas à superfície 114. Em exemplos, o sistema de manipulação de informações 120 pode se comunicar com a primeira ferramenta de fundo de poço 102, a segunda ferramenta de fundo de poço 104, a terceira ferramenta de fundo de poço 106 e/ou a quarta ferramenta de fundo de poço 108 através de uma linha de comunicação (não ilustrada) disposta na (ou sobre) coluna de perfuração 212. Em exemplos, a comunicação sem fio pode ser usada para transmitir informações de volta entre o sistema de manipulação de informações 120 e a primeira ferramenta de fundo de poço 102, a segunda ferramenta de fundo de poço 104, a terceira ferramenta de fundo de poço 106 e/ou a quarta ferramenta de fundo de poço 108. O sistema de manipulação de informações 120 pode transmitir informações para a primeira ferramenta de fundo de poço 102, segunda ferramenta de fundo de poço 104, terceira ferramenta de fundo de poço 106 e/ou quarta ferramenta de fundo de poço 108 e pode receber também, informações de processo registradas pela primeira ferramenta de fundo de poço 102, segunda ferramenta de fundo de poço 104, terceira ferramenta de fundo de poço 106 e/ou quarta ferramenta de fundo de poço 108. Em exemplos, um sistema de manipulação de informações de fundo de poço (não ilustrado) pode incluir, sem limitação, um microprocessador ou outro circuito adequado, para estimar, receber e processar sinais da primeira ferramenta de fundo de poço 102, segunda ferramenta de fundo de poço 104, terceira ferramenta de fundo de poço 106 e/ou quarta ferramenta de fundo de poço 108. O sistema de manipulação de informações de fundo de poço (não ilustrado) pode ainda incluir componentes adicionais, como memória, dispositivos de entrada/saída, interfaces e semelhantes. Em exemplos, embora não ilustrado, a primeira ferramenta de fundo de poço 102, a segunda ferramenta de fundo de poço 104, a terceira ferramenta de fundo de poço 106 e/ou a quarta ferramenta de fundo de poço 108 podem incluir um ou mais componentes adicionais, como conversor analógico-digital, filtro e amplificador, entre outros, que podem ser utilizados para processar as medições da primeira ferramenta de fundo de poço 102, segunda ferramenta de fundo de poço 104, terceira ferramenta de fundo de poço 106 e/ou quarta ferramenta de fundo de poço 108 antes que possam ser transmitidas para a superfície 114. Alternativamente, medições brutas da primeira ferramenta de fundo de poço 102, segunda ferramenta de fundo de poço 104, terceira ferramenta de fundo de poço 106 e/ou quarta ferramenta de fundo de poço 108 podem ser transmitidas para a superfície 114.[0015] Without limitation, the first downhole tool 102, the second downhole tool 104, the third downhole tool 106 and/or the fourth downhole tool 108, the transmitters 134 and/or receiver 136 may be connected to and/or controlled by information handling system 120 (e.g., Referring to Figure 1), which may be disposed on surface 114. Without limitation, information handling system 120 may be disposed downhole in the first downhole tool 102, in the second downhole tool 104, in the third downhole tool 106 and/or in the fourth downhole tool 108. downhole and/or at surface 114. Processing that occurs at downhole can be transmitted to surface 114 to be recorded, observed, and/or analyzed later. In addition, the information recorded in the information handling system 120 that can be arranged in the downhole can be stored up to the first downhole tool 102, second downhole tool 104, third downhole tool 106 and and/or fourth downhole tool 108 may be brought to surface 114. In examples, information handling system 120 may communicate with first downhole tool 102, second downhole tool 104, third downhole tool 106 and/or the fourth downhole tool 108 via a communication line (not shown) disposed in (or on) the drill string 212. In examples, wireless communication can be used to transmit information back between the information handling system 120 and the first downhole tool 102, the second downhole tool 104, the third downhole tool 106, and/or the fourth downhole tool 108. The information handling system 120 may transmit information to the first downhole tool 102, second downhole tool 104, third downhole tool 106 and/or fourth downhole tool 108 and may also receive, process information recorded by the first downhole tool 102, second downhole tool 104, third downhole tool 106, and/or fourth downhole tool 108. In examples, a downhole information handling system The downhole tool (not shown) may include, without limitation, a microprocessor or other suitable circuitry to estimate, receive and process signals from the first downhole tool 102, second downhole tool 104, third downhole tool 106 and/or fourth downhole tool 108. The downhole information handling system (not shown) may further include additional components such as memory, input/output devices, interfaces, and the like. In examples, although not illustrated, the first downhole tool 102, the second downhole tool 104, the third downhole tool 106 and/or the fourth downhole tool 108 may include one or more components additional features, such as an analog-to-digital converter, filter and amplifier, among others, that can be used to process measurements from the first downhole tool 102, second downhole tool 104, third downhole tool 106 and/or fourth downhole tool 108 before they can be transmitted to the surface 114. Alternatively, raw measurements from the first downhole tool 102, second downhole tool 104, third downhole tool 106 and/or fourth tool downhole 108 can be transmitted to the surface 114.
[0016] Qualquer técnica adequada pode ser utilizada para transmitir sinais da primeira ferramenta de fundo de poço 102, segunda ferramenta de fundo de poço 104, terceira ferramenta de fundo de poço 106 e/ou quarta ferramenta de fundo de poço 108 para a superfície 114, incluindo, entre outros, telemetria de tubo com fio, telemetria de pulso de lama, telemetria acústica e telemetria eletromagnética. Embora não ilustrada, a primeira ferramenta de fundo de poço 102, a segunda ferramenta de fundo de poço 104, a terceira ferramenta de fundo de poço 106 e/ou a quarta ferramenta de fundo de poço 108 podem incluir um subconjunto de telemetria que pode transmitir dados de telemetria para a superfície 114. Sem limitação, uma fonte eletromagnética no subconjunto de telemetria pode ser operável para gerar pulsos de pressão no fluido de perfuração que se propagam ao longo do fluxo de fluido para a superfície 114. Na superfície 114, os transdutores de pressão (não mostrados) podem converter o sinal de pressão em sinais elétricos para um digitalizador (não ilustrado). O digitalizador pode fornecer uma forma digital dos sinais de telemetria ao sistema de manipulação de informações 120 através de um link de comunicação 230, que pode ser um link com ou sem fio. Os dados de telemetria podem ser analisados e processados pelo sistema de manipulação de informações 120.[0016] Any suitable technique can be used to transmit signals from the first downhole tool 102, second downhole tool 104, third downhole tool 106 and/or fourth downhole tool 108 to the surface 114 , including but not limited to wired tube telemetry, mud pulse telemetry, acoustic telemetry, and electromagnetic telemetry. Although not shown, the first downhole tool 102, the second downhole tool 104, the third downhole tool 106 and/or the fourth downhole tool 108 may include a telemetry subset that can transmit telemetry data to surface 114. Without limitation, an electromagnetic source in the telemetry subassembly may be operable to generate pressure pulses in the drilling fluid that propagate along the fluid flow to surface 114. At surface 114, the transducers pressure sensors (not shown) can convert the pressure signal into electrical signals for a digitizer (not shown). The digitizer may provide a digital form of the telemetry signals to the information handling system 120 via a communication link 230, which may be a wired or wireless link. Telemetry data may be analyzed and processed by information handling system 120.
[0017] Como ilustrado, o link de comunicação 230 (que pode ser com ou sem fio, por exemplo) pode ser fornecido que pode transmitir dados da primeira ferramenta de fundo de poço 102, segunda ferramenta de fundo de poço 104, terceira ferramenta de fundo de poço 106 e/ou quarta ferramenta de fundo de poço 108 para um sistema de manipulação de informações 120 na superfície 114. O sistema de manipulação de informações 120 pode incluir uma unidade central de processamento 122 (por exemplo, Referindo-se à Figura 1), uma exibição de vídeo 126 (por exemplo, Referindo-se à Figura 1), um dispositivo de entrada 124 (por exemplo, teclado, mouse, etc.) (por exemplo, Referindo-se à Figura 1), e/ou meios não transitórios legíveis por computador 148 (por exemplo, discos ópticos, discos magnéticos) (por exemplo, referindo-se à Figura 1) que podem armazenar código representativo dos métodos aqui descritos. Além do, ou no lugar do processamento na superfície 114, o processamento pode ocorrer no fundo de poço.[0017] As illustrated, the communication link 230 (which may be wired or wireless, for example) can be provided that can transmit data from the first downhole tool 102, second downhole tool 104, third downhole 106 and/or fourth downhole tool 108 to an information handling system 120 at surface 114. Information handling system 120 may include a central processing unit 122 (e.g., Referring to Figure 1), a video display 126 (e.g., Referring to Figure 1), an input device 124 (e.g., keyboard, mouse, etc.) (e.g., Referring to Figure 1), and/or or non-transient computer-readable media 148 (e.g., optical disks, magnetic disks) (e.g., referring to Figure 1) that can store code representative of the methods described herein. In addition to, or in place of, surface processing 114, downhole processing may occur.
[0018] A primeira ferramenta de fundo de poço 102, a segunda ferramenta de fundo de poço 104, a terceira ferramenta de fundo de poço 106 e/ou a quarta ferramenta de fundo de poço 108 podem compreender um transmissor 134 e/ou um receptor 136. Em exemplos, a primeira ferramenta de fundo de poço 102, a segunda ferramenta de fundo de poço 104, a terceira ferramenta de fundo de poço 106 e/ou a quarta ferramenta de fundo de poço 108 podem operar com equipamento adicional (não ilustrado) na superfície 114 e/ou disposto em um sistema de medição de poço separado (não ilustrado) para registrar medições e/ou valores da formação subterrânea 204. Durante as operações, o transmissor 134 pode transmitir um sinal da primeira ferramenta de fundo de poço 102, segunda ferramenta de fundo de poço 104, terceira ferramenta de fundo de poço 106 e/ou quarta ferramenta de fundo de poço 108. O transmissor 134 pode ser conectado ao sistema de manipulação de informações 120, o qual pode ainda controlar o funcionamento do transmissor 134. Adicionalmente, o receptor 136 pode medir e/ou registrar sinais transmitidos do transmissor 134. O receptor 136 pode transferir informação registrada para o sistema de manipulação de informações 120. O sistema de manipulação de informações 120 pode controlar o funcionamento do receptor 136. Por exemplo, o sinal transmitido do transmissor 134 pode ser refletido pela formação subterrânea 204. O sinal refletido pode ser registrado pelo receptor 136. O sinal registrado pode ser transferido para o sistema de manipulação de informações 120 para processamento adicional. Nos exemplos, pode haver qualquer número adequado de transmissores 134 e/ou receptores 136, que podem ser controlados pelo sistema de manipulação de informações 120. Informações e/ou medições podem ser processadas ainda mais pelo sistema de manipulação de informações 120 para determinar propriedades do furo de poço 130 (por exemplo, Referindo-se à Figura 1), fluidos e/ou formação subterrânea 204.[0018] The first downhole tool 102, the second downhole tool 104, the third downhole tool 106 and/or the fourth downhole tool 108 may comprise a transmitter 134 and/or a receiver 136. In examples, the first downhole tool 102, the second downhole tool 104, the third downhole tool 106 and/or the fourth downhole tool 108 can operate with additional equipment (not shown ) on the surface 114 and/or arranged in a separate borehole gauging system (not shown) to record measurements and/or values from the underground formation 204. During operations, the transmitter 134 may transmit a signal from the first downhole tool 102, second downhole tool 104, third downhole tool 106 and/or fourth downhole tool 108. The transmitter 134 can be connected to the information handling system 120, which can further control the operation of the transmitter 134. Additionally, the receiver 136 can measure and/or record signals transmitted from the transmitter 134. The receiver 136 can transfer recorded information to the information handling system 120. The information handling system 120 can control the operation of the receiver 136 For example, the transmitted signal from transmitter 134 can be reflected by underground formation 204. The reflected signal can be recorded by receiver 136. The recorded signal can be transferred to information handling system 120 for further processing. In the examples, there may be any suitable number of transmitters 134 and/or receivers 136, which may be controlled by information handling system 120. Information and/or measurements may be further processed by information handling system 120 to determine properties of the wellbore 130 (e.g. Referring to Figure 1), fluids and/or underground formation 204.
[0019] Durante as operações, pelo menos a primeira ferramenta de fundo de poço 102 pode ser calibrada antes de ser utilizada no sistema de medição de poço 100 e/ou sistema de perfuração 200. Deve-se notar que qualquer número de ferramentas de fundo de poço pode ser calibrado antes de ser usado no sistema de medição de poço 100 e/ou sistema de perfuração 200. Especificamente, a segunda ferramenta de fundo de poço 104, a terceira ferramenta de fundo de poço 106 e/ou a quarta ferramenta de fundo de poço 108. Como ilustrado na Figura 3, a calibração de ar 300 pode ser utilizada para calibrar a primeira ferramenta de fundo de poço 102, a segunda ferramenta de fundo de poço 104, a terceira ferramenta de fundo de poço 106 e/ou a quarta ferramenta de fundo de poço 108. Como ilustrado, um guindaste 302 pode compreender um material rodante 304 e uma superestrutura 306 montada no mesmo com liberdade para girar. Numa extremidade dianteira da superestrutura 306, uma lança 308 pode ser fixada por uma junta articulada 310. Um mastro 312 também pode se conectar à junta articulada 310. Uma ponta 314 do mastro 312 pode ser conectada à cabeça 316 da lança 308 pela guia 318 de comprimento ajustável. A ponta 314 do mastro 312 pode ser conectada por meio da guia 318, também de comprimento ajustável, a um contrapeso 320. A guia 318 pode ser conectada ao contrapeso 320 por meio de um suporte 322, entre os lados dos quais um guincho 324 pode ajustar o comprimento da guia 318. Uma estrutura estacionária 326, pode ser montada na superestrutura 306 e pode ser conectada à superestrutura 306 de maneira acionada por gravidade por meio de dois blocos de rolamento 328, que podem permitir que a superestrutura 306 gire. Um cabo 330 pode conectar-se à superestrutura 306 e pode atravessar a ponta 314 e a cabeça 316 para o conector 332. O conector 332 pode ser um gancho, manilha e/ou qualquer dispositivo adequado para conectar um objeto ao cabo 330.[0019] During operations, at least the first downhole tool 102 can be calibrated before being used in the well measuring system 100 and/or drilling system 200. It should be noted that any number of downhole tools The downhole gauge may be calibrated prior to use in the downhole gauging system 100 and/or drilling system 200. Specifically, the second downhole tool 104, the third downhole tool 106, and/or the fourth downhole tool downhole tool 108. As illustrated in Figure 3, the air gauge 300 can be used to calibrate the first downhole tool 102, the second downhole tool 104, the third downhole tool 106 and/or the fourth downhole tool 108. As illustrated, a crane 302 may comprise an undercarriage 304 and a superstructure 306 mounted thereon that is free to rotate. At a front end of superstructure 306, a boom 308 can be attached by a pivot joint 310. A mast 312 can also connect to pivot joint 310. One end 314 of the mast 312 can be connected to the head 316 of boom 308 by guide 318 adjustable length. The tip 314 of the mast 312 can be connected by means of the guide 318, also of adjustable length, to a counterweight 320. The guide 318 can be connected to the counterweight 320 by means of a support 322, between the sides of which a winch 324 can adjust the length of the guide 318. A stationary frame 326 may be mounted on the superstructure 306 and may be connected to the superstructure 306 in a gravity driven manner via two bearing blocks 328 which may allow the superstructure 306 to rotate. A cable 330 may connect to superstructure 306 and may pass through tip 314 and head 316 to connector 332. Connector 332 may be a hook, shackle, and/or any device suitable for attaching an object to cable 330.
[0020] Uma linha de suporte 334 pode conectar a primeira ferramenta de fundo de poço 102 ao conector 332. A primeira ferramenta de fundo de poço 102 pode compreender o transmissor 134 e/ou o receptor 136. (por exemplo, referindo-se à Figura 1) Como observado acima, a primeira ferramenta de fundo de poço 102 pode compreender uma pluralidade de transmissores 134 e/ou uma pluralidade de receptores 136. Deve-se notar que a segunda ferramenta de fundo de poço 104, a terceira ferramenta de fundo de poço 106, a quarta ferramenta de fundo de poço 108 e/ou qualquer outro número adequado de ferramentas de fundo de poço podem ser fixadas ao guindaste 302 para calibração de suspensão a ar. A calibração de suspensão a ar pode permitir a interpolação dos parâmetros de formação a partir de respostas registradas pelo receptor 136. A interpretação e/ou inversão de parâmetros de formação pode ser encontrada através de um banco de dados e/ou cálculo de respostas de modelagem que correspondem às respostas registradas pelo receptor 136. No entanto, pode haver uma compensação entre uma resposta gravada e uma resposta modelada e/ou registros em um banco de dados. A compensação pode ser causada por fatores como compensação eletrônica, efeito de mandril e/ou bobina dipolo imperfeita a partir da construção da primeira ferramenta de fundo de poço 102 (bem como a segunda ferramenta de fundo de poço 104, terceira ferramenta de fundo de poço 104, quarta ferramenta de fundo de poço 108). Assim, a calibração de suspensão a ar pode ser utilizada para calibrar a primeira ferramenta de fundo de poço 102, a segunda ferramenta de fundo de poço 104, a terceira ferramenta de fundo de poço 106 e/ou a quarta ferramenta de fundo de poço 108 para remover a compensação das gravações pelo receptor 136[0020] A support line 334 can connect the first downhole tool 102 to the connector 332. The first downhole tool 102 can comprise the transmitter 134 and/or the receiver 136. (for example, referring to the Figure 1) As noted above, the first downhole tool 102 may comprise a plurality of transmitters 134 and/or a plurality of receivers 136. It should be noted that the second downhole tool 104, the third downhole tool downhole tool 106, the fourth downhole tool 108 and/or any other suitable number of downhole tools can be attached to the crane 302 for air suspension calibration. Air suspension calibration can allow the interpolation of formation parameters from responses recorded by receiver 136. Interpretation and/or inversion of formation parameters can be found through a database and/or calculation of modeling responses which correspond to responses recorded by receiver 136. However, there may be a trade-off between a recorded response and a modeled response and/or records in a database. Compensation can be caused by factors such as electronic compensation, mandrel effect and/or imperfect dipole coil from the construction of the first downhole tool 102 (as well as the second downhole tool 104, third downhole tool 104, fourth downhole tool 108). Thus, the air suspension calibration can be used to calibrate the first downhole tool 102, the second downhole tool 104, the third downhole tool 106 and/or the fourth downhole tool 108 to uncompensate writes by receiver 136
[0021] A calibração de suspensão a ar pode ser empregada para calibrar a primeira ferramenta de fundo de poço 102, a segunda ferramenta de fundo de poço 104, a terceira ferramenta de fundo de poço 106 e/ou a quarta ferramenta de fundo de poço 108. A resposta do ar da primeira ferramenta de fundo de poço 102, segunda ferramenta de fundo de poço 104, terceira ferramenta de fundo de poço 106 e/ou quarta ferramenta de fundo de poço 108 está diretamente ligada à compensação. Isso pode fornecer uma linha de base para a resposta da primeira ferramenta de fundo de poço 102, segunda ferramenta de fundo de poço 104, terceira ferramenta de fundo de poço 106 e/ou quarta ferramenta de fundo de poço 108, que podem ser calibradas. Calibrar a compensação pode permitir que as respostas registradas da primeira ferramenta de fundo de poço 102, segunda ferramenta de fundo de poço 104, terceira ferramenta de fundo de poço 106 e/ou quarta ferramenta de fundo de poço 108 correspondam à resposta do modelo. No entanto, para uma ferramenta de resistividade profunda modularizada, que pode compreender a primeira ferramenta de fundo de poço 102, a segunda ferramenta de fundo de poço 104, a terceira ferramenta de fundo de poço 106 e/ou a quarta ferramenta de fundo de poço 108, os métodos de calibração de suspensão a ar podem ser difíceis de implementar.[0021] The air suspension calibration can be used to calibrate the first downhole tool 102, the second downhole tool 104, the third downhole tool 106 and/or the fourth downhole tool 108. The air response of the first downhole tool 102, second downhole tool 104, third downhole tool 106, and/or fourth downhole tool 108 is directly tied to compensation. This can provide a baseline for the response of the first downhole tool 102, second downhole tool 104, third downhole tool 106 and/or fourth downhole tool 108, which may be calibrated. Calibrating the offset can allow the recorded responses of the first downhole tool 102, second downhole tool 104, third downhole tool 106, and/or fourth downhole tool 108 to match the model response. However, for a modularized deep resistivity tool, which may comprise the first downhole tool 102, the second downhole tool 104, the third downhole tool 106 and/or the fourth downhole tool 108, air suspension calibration methods can be difficult to implement.
[0022] Por exemplo, como ilustrado na Figura 4, uma ferramenta de perfilagem 400 pode compreender a primeira ferramenta de fundo de poço 102, a segunda ferramenta de fundo de poço 104, a terceira ferramenta de fundo de poço 106 e / ou a quarta ferramenta de fundo de poço 108 (por exemplo, referente à Figura 1). Como ilustrado, um espaçamento mais longo entre os transmissores 134 e/ou o receptor 136 entre a primeira ferramenta de fundo de poço 102, a segunda ferramenta de fundo de poço 104, a terceira ferramenta de fundo de poço 106 e / ou a quarta ferramenta de fundo de poço 108 podem dificultar a suspensão de toda a coluna de ferramenta no ar (por exemplo, consultando a Figura 3). O espaçamento longo e de baixa frequência pode dificultar a reflexão do solo/plataforma. Assim, distâncias maiores entre a ferramenta de perfilagem 400, a superfície 114 e o guindaste 302 podem ser necessárias para a calibração de suspensão a ar (por exemplo, consultando as Figuras 1 e 3). Além disso, a calibração de suspensão a ar pode não ser responsável por todas as medições. Os transmissores 134 e receptores 136 para a primeira ferramenta de fundo de poço 102, segunda ferramenta de fundo de poço 104, terceira ferramenta de fundo de poço 106 e/ou quarta ferramenta de fundo de poço 108 modularizadas podem ser montados separadamente na primeira ferramenta de fundo de poço 102, segunda ferramenta de fundo de poço 104, terceira ferramenta de fundo de poço 106 e/ou quarta ferramenta de fundo de poço 108. Assim, como ilustrado na Figura 4, a calibração de suspensão a ar pode não levar em consideração o espaçamento entre o transmissor 134 e o receptor 136, dependendo do espaçamento e das inclinações entre a primeira ferramenta de fundo de poço 102, segunda ferramenta de fundo de poço 104, terceira ferramenta de fundo de poço 106 e/ou quarta ferramenta de fundo de poço 108. Além disso, a primeira ferramenta de fundo de poço 102, a segunda ferramenta de fundo de poço 104, a terceira ferramenta de fundo de poço 106 e/ou a quarta ferramenta de fundo de poço 108 deslocam a face entre os transmissores 134 e o receptor 136 na primeira ferramenta de fundo de poço 102, segunda ferramenta de fundo de poço 104, terceira ferramenta de fundo de poço 106 e/ou quarta ferramenta de fundo de poço 108. O que pode ser devido a conexões rosqueadas aleatórias entre a primeira ferramenta de fundo de poço modularizada 102, a segunda ferramenta de fundo de poço 104, a terceira ferramenta de fundo de poço 106 e/ou a quarta ferramenta de fundo de poço 108. Além disso, a calibração de suspensão a ar pode não levar em conta a pata de cão/inclinação entre os transmissores 134 e os receptores 136 na primeira ferramenta de fundo de poço 102, segunda ferramenta de fundo de poço 104, terceira ferramenta de fundo de poço 106 e/ou quarta ferramenta de fundo de poço 108.[0022] For example, as illustrated in Figure 4, a logging tool 400 may comprise the first downhole tool 102, the second downhole tool 104, the third downhole tool 106 and/or the fourth downhole tool 108 (eg referring to Figure 1). As illustrated, a longer spacing between the transmitters 134 and/or the receiver 136 between the first downhole tool 102, the second downhole tool 104, the third downhole tool 106 and/or the fourth downhole tool downhole 108 can make it difficult to suspend the entire tool string in the air (for example, see Figure 3). Long spacing and low frequency can make reflection from the ground/platform difficult. Thus, greater distances between the profiling tool 400, the surface 114 and the crane 302 may be required for air suspension calibration (for example, referring to Figures 1 and 3). Also, air suspension calibration may not account for all measurements. The transmitters 134 and receivers 136 for the modularized first downhole tool 102, second downhole tool 104, third downhole tool 106 and/or fourth downhole tool 108 can be mounted separately to the first downhole tool. downhole tool 102, second downhole tool 104, third downhole tool 106, and/or fourth downhole tool 108. Thus, as illustrated in Figure 4, the air suspension calibration may not take into account the spacing between the transmitter 134 and the receiver 136, depending on the spacing and slopes between the first downhole tool 102, second downhole tool 104, third downhole tool 106, and/or fourth downhole tool well 108. In addition, the first downhole tool 102, the second downhole tool 104, the third downhole tool 106, and/or the fourth downhole tool 108 shift the face between the transmitters 134 and the receiver 136 on the first downhole tool 102, second downhole tool 104, third downhole tool 106 and/or fourth downhole tool 108. Which may be due to random threaded connections between the Modularized first downhole tool 102, second downhole tool 104, third downhole tool 106, and/or fourth downhole tool 108. In addition, the air suspension calibration may not take into account the paw/tilt between the transmitters 134 and the receivers 136 on the first downhole tool 102, second downhole tool 104, third downhole tool 106 and/or fourth downhole tool 108 .
[0023] A calibração in-situ foi proposta para calibrar o que a calibração de suspensão a ar não pode. A calibração in-situ pode exigir uma medição precisa de uma ferramenta externa, não ilustrada, para inverter os parâmetros de uma formação. Em seguida, os parâmetros de formação podem gerar a resposta de modelagem como uma referência para calibrar a resposta da primeira ferramenta de fundo de poço 102, segunda ferramenta de fundo de poço 104, terceira ferramenta de fundo de poço 106 e/ou quarta ferramenta de fundo de poço 108. No entanto, a calibração in-situ pode não determinar com precisão os parâmetros de formação por meio de uma ferramenta externa devido a DOI (profundidade de investigação) diferença entre uma ferramenta de leitura profunda, como a primeira ferramenta de fundo de poço 102, a segunda ferramenta de fundo de poço 104, a terceira ferramenta de fundo de poço 106 e/ou quarta ferramenta de fundo de poço 108 e a ferramenta externa. Além disso, uma formação pode compreender estruturas complexas, como falhas (não ilustradas) e camadas de anisotropia (não ilustradas), o que pode dificultar a determinação dos parâmetros de formação. Assim, a calibração insitu pode estar disponível apenas a partir de determinadas configurações e posições da ferramenta, pode não funcionar para outras configurações/posições da ferramenta de diferentes seções do furo de poço 130. (por exemplo, Referindo-se às Figuras 1 e 2).[0023] The in-situ calibration was proposed to calibrate what the air suspension calibration cannot. In-situ calibration may require accurate measurement from an external tool, not shown, to invert the parameters of a formation. The formation parameters can then generate the shaping response as a reference to calibrate the response of the first downhole tool 102, second downhole tool 104, third downhole tool 106, and/or fourth downhole tool. downhole 108. However, in-situ calibration may not accurately determine formation parameters using an external tool due to the DOI (depth of investigation) difference between a deep reading tool such as the first downhole tool 102, the second downhole tool 104, the third downhole tool 106 and/or the fourth downhole tool 108 and the external tool. Furthermore, a formation may comprise complex structures such as faults (not shown) and anisotropy layers (not shown), which can make it difficult to determine formation parameters. Thus, insitu calibration may only be available from certain tool configurations and positions, it may not work for other tool configurations/positions of different sections of borehole 130. (eg Referring to Figures 1 and 2 ).
[0024] Um método de calibração da tabela de consulta com base em componentes pode permitir a calibração de uma ferramenta de perfilagem 400 (por exemplo, Referindo-se à Figura 4) compreendendo a primeira ferramenta de fundo de poço 102, a segunda ferramenta de fundo de poço 104, a terceira ferramenta de fundo de poço 106 e/ou a quarta ferramenta de fundo de poço 108 . Para ferramenta de perfilagem 400 com transmissor inclinado 134 e receptor 136 (normalmente ferramenta LWD, por exemplo, referindo-se à Figura 2), ou ferramenta de perfilagem 400 com transmissor 134, que pode ser triaxial, e receptor 136 (normalmente um transporte, por exemplo, referência à Figura 1), as respostas da primeira ferramenta de fundo de poço 102, segunda ferramenta de fundo de poço 104, terceira ferramenta de fundo de poço 106 e/ou quarta ferramenta de fundo de poço 108 podem ser divididas nos seguintes componentes: onde Z simboliza impedância mútua, que é um número complexo, Zxx, Zyy, Zzz são conhecidos como componentes de acoplamento direto e Zxy, Zyx, Zxz, Zzx, Zyz, Zzy são conhecidos como componentes de acoplamento cruzado.[0024] A component-based look-up table calibration method may allow calibration of a logging tool 400 (e.g., Referring to Figure 4) comprising the first downhole tool 102, the second downhole tool 104, the third downhole tool 106 and/or the fourth downhole tool 108. For profiling tool 400 with angled transmitter 134 and receiver 136 (typically LWD tool, for example, referring to Figure 2), or profiling tool 400 with transmitter 134, which may be triaxial, and receiver 136 (typically a transport, 1), the responses of the first downhole tool 102, second downhole tool 104, third downhole tool 106 and/or fourth downhole tool 108 can be divided into the following components: where Z stands for mutual impedance, which is a complex number, Zxx, Zyy, Zzz are known as close-coupled components and Zxy, Zyx, Zxz, Zzx, Zyz, Zzy are known as cross-coupled components.
[0025] Com base no modelo rotativo 500, que pode representar a primeira ferramenta de fundo de poço 102, a segunda ferramenta de fundo de poço 104, a terceira ferramenta de fundo de poço 106 e/ou a quarta ferramenta de fundo de poço 108, na Figura 5, qualquer resposta de qualquer combinação de transmissor 134 e receptor 136 pode ser produzida a partir dos componentes: onde é a resposta para um par transmissor 134-receptor 136 no azimute de armazenamento da primeira ferramenta de fundo de poço 102, segunda ferramenta de fundo de poço 104, terceira ferramenta de fundo de poço 106 e/ou quarta ferramenta de fundo de poço 108, β é o azimute de rotação da primeira ferramenta de fundo de poço 102, segunda ferramenta de fundo de poço 104, terceiro ferramenta de fundo de poço 106 e/ou quarta ferramenta de fundo de poço 108, βref é a compensação de face da primeira ferramenta de fundo de poço 102, segunda ferramenta de fundo de poço 104, terceira ferramenta de fundo de poço 106 e/ou quarta ferramenta de fundo de poço 108 entre o transmissor 134 e o receptor 136, θt é o ângulo de inclinação do transmissor 134, θr é o ângulo de inclinação do receptor 136.[0025] Based on the rotary template 500, which can represent the first downhole tool 102, the second downhole tool 104, the third downhole tool 106 and/or the fourth downhole tool 108 , in Figure 5, any response from any combination of transmitter 134 and receiver 136 can be produced from the components: where is the response for a transmitter 134-receiver pair 136 in the storage azimuth of the first downhole tool 102, second downhole tool 104, third downhole tool 106 and/or fourth downhole tool 108, β is the azimuth of rotation of the first downhole tool 102, second downhole tool 104, third downhole tool 106 and/or fourth downhole tool 108, βref is the face offset of the first tool downhole tool 102, second downhole tool 104, third downhole tool 106 and/or fourth downhole tool 108 between transmitter 134 and receiver 136, θt is the pitch angle of the transmitter 134, θr is the angle of inclination of the receiver 136.
[0026] Para referência, a resposta do ar da primeira ferramenta de fundo de poço 102, segunda ferramenta de fundo de poço 104, terceira ferramenta de fundo de poço 106 e/ou quarta ferramenta de fundo de poço 108 quando suspensas no ar pode ser ainda mais simplificada da Equação 2 como: [0026] For reference, the air response of the first downhole tool 102, second downhole tool 104, third downhole tool 106 and/or fourth downhole tool 108 when suspended in air can be further simplified from Equation 2 as:
[0027]Como na Equação 3, qualquer resposta de suspensão a ar da primeira ferramenta de fundo de poço 102, segunda ferramenta de fundo de poço 104, terceira ferramenta de fundo de poço 106 e/ou quarta ferramenta de fundo de poço 108 pode ser calculada a partir do componenteZxx e Zzz, independentemente da face da primeira ferramenta de fundo de poço 102, segunda ferramenta de fundo de poço 104, terceira ferramenta de fundo de poço 106 e/ou quarta ferramenta de fundo de poço 108 e ângulo de inclinação para o transmissor 134 e o receptor 136. Como resultado, um banco de dados pode ser gerado para Zxx e Zzz com relação ao espaçamento do transmissor 134 e do receptor 136 nas frequências nomeadas. Assim, um banco de dados pode ser gerado, o que permite ao operador calcular respostas suspensas no ar para qualquer configuração e/ou posição da primeira ferramenta de fundo de poço 102, segunda ferramenta de fundo de poço 104, terceira ferramenta de fundo de poço 106 e/ou quarta ferramenta de fundo de poço 108.[0027] As in Equation 3, any air suspension response of the first downhole tool 102, second downhole tool 104, third downhole tool 106 and/or fourth downhole tool 108 can be calculated from the Zxx and Zzz component, regardless of the face of the first downhole tool 102, second downhole tool 104, third downhole tool 106 and/or fourth downhole tool 108 and angle of inclination to transmitter 134 and receiver 136. As a result, a database can be generated for Zxx and Zzz with respect to the spacing of transmitter 134 and receiver 136 on the named frequencies. Thus, a database can be generated which allows the operator to calculate airborne responses for any configuration and/or position of the first downhole tool 102, second downhole tool 104, third downhole tool 106 and/or fourth downhole tool 108.
[0028] Produzir um banco de dados de suspensão a ar com base em componentes, pode não ser fácil nem econômico realizar um teste de calibração de suspensão a ar para todo o espaçamento do transmissor 134 e do receptor 136. Além disso, uma interpolação grosseira com pontos limitados de dados de suspensão a ar pode não ser precisa o suficiente, especificamente se a extrapolação puder ser utilizada. Como resultado, um operador pode primeiro gerar respostas de modelagem de suspensão a ar para Zxx e Zzz, com relação a todo o espaçamento entre os transmissores 134 e os receptores 136. Isso pode permitir que um operador construa um banco de dados de modelagem de suspensão a ar completo. Uma segunda etapa é executar a interpolação entre pontos limitados de dados suspensos no ar em um banco de dados de modelagem completo, que pode ser usado para mapear um banco de dados final de suspensão a ar.[0028] Producing a component-based air suspension database, it may not be easy or cost-effective to perform an air suspension calibration test for the entire spacing of the transmitter 134 and receiver 136. In addition, a coarse interpolation with limited air suspension data points may not be accurate enough, particularly if extrapolation can be used. As a result, an operator can first generate air suspension modeling responses for Zxx and Zzz, with respect to the entire spacing between transmitters 134 and receivers 136. This can allow an operator to build a suspension modeling database full air. A second step is to perform interpolation between limited airborne data points into a complete modeling database, which can be used to map a final airborne database.
[0029] A Figura 6 ilustra as etapas para criar uma calibração da tabela de consulta com base em componentes 600. Na etapa 602, as respostas brutas da ferramenta de perfilagem 400 (por exemplo, Referindo-se à Figura 4) são registradas. A resposta pode ser determinada por Phatest(s, f) e Amptest(s, f) no espaçamento indicado (s) e frequências (f) através de teste de suspensão a ar. (5=25’, 50’, 75’..., f=2kHz, 8kHz, 32kHz...) Na etapa 604, pode haver desacoplamento de componentes Zxx e Zz . Isso pode ser determinado a partir de componentes Phate5t(5, f, Zxx, Zzz) e Ampte5t(5, f, Zxx, Zzz) da resposta bruta suspensa no ar. A etapa 606 pode determinar componentes modelados da ferramenta de perfilagem 400 por Phamodel(5, f, Zxx, Zzz) e Ampmodel(5, f, Zxx, Zzz) com as mesmas configurações/posições e o mesmo espaçamento e frequências. Na etapa 608, uma compensação entre os componentes de teste de suspensão a ar e os componentes modelados pode ser determinado. A compensação pode representar fisicamente a compensação de ganho/fase da construção da ferramenta, como compensações eletrônicas/mecânicas. Essas compensações podem ser espaçamentos constantes/lineares de acordo com dados empíricos. As compensações podem ser encontradas através de Phasediff(s, f, Zxx, Zzz)=Phatest(s, f, Zxx, Zzz)-Phamodel(s, f, Zxx, Zzz) e Ampdiff(s, f, Zxx, Zzz)=Amptest(s, f, Zxx, Zzz)-Ampmodel(s, f, Zxx, Zzz). Na etapa 610, uma interpolação da compensação entre o teste e a modelagem suspensos ao ar pode ser realizada, em que o espaçamento é o mesmo. A interpolação pode ser encontrada através de Phadiff(sall, f, Zxx, Zzz)=interpolar(Phadiff(s, f, Zxx, Zzz)) and Ampdiff(sall, f, Zxx, Zzz)=interpolar(Ampdiff(s, f, Zxx, Zzz)). Na etapa 612, a modelagem pode ser realizada para gerar um banco de dados completo de modelagem de suspensão a ar com cada espaçamento, que pode ser encontrado utilizando Phamodel(sall, f, Zxx, Zzz) e Ampmodel(sall, f, Zxx, Zzz). Na etapa 614, a interpolação pode ser armazenada em um banco de dados. Por exemplo, a compensação interpolada pode ser utilizada para concluir um banco de dados de modelagem de suspensão a ar utilizando Phatest(sall, f, Zxx, Zzz)=Phamodel(sall, f, Zxx, Zzz)+ Phasediff(sall, frequência, Zxx, Zzz) e Amptest(sall, f, Zxx, Zzz)=Ampmodel(sall, f, Zxx, Zzz)+ Ampdiff(sall, frequência, Zxx, Zzz).[0029] Figure 6 illustrates the steps to create a component-based lookup table calibration 600. In step 602, the raw responses from the profiling tool 400 (eg, Referring to Figure 4) are recorded. Response can be determined by Phatest(s, f) and Amptest(s, f) at indicated spacing(s) and frequencies(f) by air suspension test. (5=25', 50', 75'..., f=2kHz, 8kHz, 32kHz...) In step 604, there may be decoupling of Zxx and Zz components. This can be determined from the Phate5t(5, f, Zxx, Zzz) and Ampte5t(5, f, Zxx, Zzz) components of the raw response suspended in air. Step 606 may determine modeled components of profiling tool 400 by Phamodel(5, f, Zxx, Zzz) and Ampmodel(5, f, Zxx, Zzz) with the same settings/positions and the same spacing and frequencies. In step 608, a tradeoff between the air suspension test components and the modeled components can be determined. The offset can physically represent the gain/phase offset of the tool construction, such as electronic/mechanical offsets. These offsets can be constant/linear spacing according to empirical data. Offsets can be found using Phasediff(s, f, Zxx, Zzz)=Phatest(s, f, Zxx, Zzz)-Phamodel(s, f, Zxx, Zzz) and Ampdiff(s, f, Zxx, Zzz) =Amptest(s, f, Zxx, Zzz)-Ampmodel(s, f, Zxx, Zzz). At step 610, an interpolation of the offset between the test and modeling suspended in the air can be performed, where the spacing is the same. The interpolation can be found through Phadiff(sall, f, Zxx, Zzz)=interpolate(Phadiff(s, f, Zxx, Zzz)) and Ampdiff(sall, f, Zxx, Zzz)=interpolate(Ampdiff(s, f , Zxx, Zzz)). At step 612, modeling may be performed to generate a complete database of air suspension modeling with each spacing, which may be found using Phamodel(sall, f, Zxx, Zzz) and Ampmodel(sall, f, Zxx, Zzz). In step 614, the interpolation may be stored in a database. For example, interpolated compensation can be used to complete an air suspension modeling database using Phatest(sall, f, Zxx, Zzz)=Phamodel(sall, f, Zxx, Zzz)+ Phasediff(sall, frequency, Zxx, Zzz) and Amptest(sall, f, Zxx, Zzz)=Ampmodel(sall, f, Zxx, Zzz)+ Ampdiff(sall, frequency, Zxx, Zzz).
[0030] Na Figura 7, o banco de dados de modelagem de suspensão a ar criado na Figura 6 pode ser aplicado à ferramenta de perfilagem 400 (por exemplo, Referindo-se à Figura 4) disposta em um furo de poço 130. (por exemplo, Referindo-se às Figuras 1 e 2). Por exemplo, na Etapa 702, o banco de dados de suspensão a ar determinado anteriormente pode ser utilizado com uma dada configuração de ferramenta e posição da ferramenta de perfilagem 400. Portanto, o espaçamento s0 e a frequência f0 para procurar Zxx(s0, f0) e Zzz(s0, f0) do banco de dados Phatest(sall, f, Zxx, Zzz) e Amptest(sall, f, Zxx, Zzz). A compensação da face da ferramenta βref , o ângulo de inclinação do transmissor θt , o ângulo de inclinação do receptor θr e a resposta bruta de suspensão a ar podem ser calculados a partir da Equação 3, mostrada abaixo: [0030] In Figure 7, the air suspension modeling database created in Figure 6 can be applied to the logging tool 400 (for example, Referring to Figure 4) disposed in a wellbore 130. (for example, example, Referring to Figures 1 and 2). For example, in Step 702, the previously determined air suspension database can be used with a given tool configuration and position of the profiling tool 400. Therefore, the spacing s0 and frequency f0 to search for Zxx(s0, f0 ) and Zzz(s0, f0) from the database Phatest(sall, f, Zxx, Zzz) and Amptest(sall, f, Zxx, Zzz). The tool face offset βref , the transmitter pitch angle θt , the receiver pitch angle θr and the raw air suspension response can be calculated from Equation 3, shown below:
[0031] Na etapa 702, a ferramenta de perfilagem 400 (por exemplo, referindo-se à Figura 4), compreendendo a primeira ferramenta de fundo de poço 102, a segunda ferramenta de fundo de poço 104, a terceira ferramenta de fundo de poço 106 e/ou a quarta ferramenta de fundo de poço 108, podem Z ser registradas com uma resposta de ferramenta bruta raw , que pode ser utilizada para calibrar a resposta do ar calculada através de ZAIR : Z =Z /Z cal = raw AIR .[0031] In step 702, the profiling tool 400 (for example, referring to Figure 4), comprising the first downhole tool 102, the second downhole tool 104, the third downhole tool 106 and/or the fourth downhole tool 108, can be Z registered with a raw raw tool response, which can be used to calibrate the air response calculated using ZAIR: Z =Z /Z cal = raw AIR .
[0032] Este método e sistema podem incluir qualquer um dos vários recursos das composições, métodos e sistema divulgados neste documento, incluindo uma ou mais das seguintes declarações.[0032] This method and system may include any of the various features of the compositions, methods and system disclosed in this document, including one or more of the following statements.
[0033] Declaração 1: Um método para construir um banco de dados de calibração pode compreender suspender uma ferramenta de perfilagem no ar; determinar uma resposta bruta da ferramenta de perfilagem; desacoplar um componente Zxx e um componente Zzz da resposta bruta; criar um componente modelado a partir do componente Zxx e o componente Zzz; calcular uma compensação do componente modelado; interpolar a compensação; modelar uma resposta da ferramenta de perfilagem com a compensação; e inserir a resposta em um banco de dados.[0033] Statement 1: A method of building a calibration database may comprise suspending a logging tool in mid-air; determining a raw response from the profiling tool; decoupling a Zxx component and a Zzz component from the raw response; create a modeled component from the Zxx component and the Zzz component; calculate a modeled component offset; interpolate compensation; modeling a profiling tool response with compensation; and insert the answer into a database.
[0034] Declaração 2: O método da declaração 1, compreendendo ainda: dispor a ferramenta de perfilagem em um furo de poço com um sistema de perfuração; determinar uma configuração e uma posição da ferramenta de perfilagem; e calibrar a ferramenta de perfilagem com o banco de dados.[0034] Statement 2: The method of statement 1, further comprising: placing the profiling tool in a well hole with a drilling system; determine a configuration and position of the profiling tool; and calibrate the profiling tool with the database.
[0035] Declaração 3: O método da declaração 1 ou declaração 2, em que a ferramenta de perfilagem está disposta em uma coluna de perfuração.[0035] Statement 3: The method of statement 1 or statement 2, in which the logging tool is arranged in a drill string.
[0036] Declaração 4: O método de qualquer declaração anterior compreendendo ainda: dispor a ferramenta de perfilagem em um furo de poço com um transporte; determinar uma configuração e posição da ferramenta de perfilagem; e calibrar a ferramenta de perfilagem com o banco de dados.[0036] Statement 4: The method of any previous statement further comprising: placing the logging tool in a wellbore with a conveyor; determine a configuration and position of the profiling tool; and calibrate the profiling tool with the database.
[0037] Declaração 5: O método de qualquer declaração anterior, em que o transporte é um cabo de aço.[0037] Statement 5: The method of any previous statement where the carriage is a steel cable.
[0038] Declaração 6: O método de qualquer declaração anterior, em que determinar a configuração e a posição da ferramenta de perfilagem compreende encontrar um espaçamento e uma frequência da ferramenta de perfilagem e comparar o espaçamento e a frequência com o banco de dados.[0038] Statement 6: The method of any previous statement, in which determining the configuration and position of the profiling tool comprises finding a spacing and frequency of the profiling tool and comparing the spacing and frequency with the database.
[0039] Declaração 7: O método de qualquer declaração anterior, em que determinar a configuração e posição da ferramenta de perfilagem compreende ainda encontrar uma compensação da face da ferramenta, um ângulo de inclinação do transmissor e um ângulo de inclinação do receptor.[0039] Statement 7: The method of any previous statement, in which determining the configuration and position of the profiling tool further comprises finding a tool face offset, a transmitter inclination angle and a receiver inclination angle.
[0040] Declaração 8: O método de qualquer declaração anterior, em que a ferramenta de perfilagem compreende uma primeira ferramenta de fundo de poço.[0040] Statement 8: The method of any previous statement, in which the logging tool comprises a first downhole tool.
[0041] Declaração 9: O método de qualquer declaração anterior, em que a ferramenta de perfilagem compreende pelo menos uma segunda ferramenta de fundo de poço.[0041] Statement 9: The method of any previous statement, wherein the logging tool comprises at least a second downhole tool.
[0042] Declaração 10: O método de qualquer declaração anterior, em que a ferramenta de perfilagem compreende uma terceira ferramenta de fundo de poço e uma quarta ferramenta de fundo de poço.[0042] Statement 10: The method of any previous statement, wherein the logging tool comprises a third downhole tool and a fourth downhole tool.
[0043] Declaração 11: Um sistema de medição de poço para calibrar uma ferramenta de perfilagem pode compreender: uma ferramenta de perfilagem, em que a ferramenta de perfilagem compreende: uma primeira ferramenta de fundo de poço; um receptor; e um transmissor; um transporte, em que o transporte está anexado à ferramenta de perfilagem; e um sistema de manipulação de informações, em que o sistema de manipulação de informações é configurado para determinar uma resposta bruta da ferramenta de perfilagem, desacoplar um componente Zxx e um componente Zzz a partir da resposta bruta, criar um componente modelado a partir do componente Zxx e componente Zzz; calcular uma compensação do componente modelado, interpolar a compensação, modelar uma resposta da ferramenta de perfilagem com a compensação e inserir a resposta em um banco de dados.[0043] Statement 11: A well measuring system for calibrating a logging tool may comprise: a logging tool, wherein the logging tool comprises: a first downhole tool; a receiver; and a transmitter; a carriage, wherein the carriage is attached to the profiling tool; and an information handling system, wherein the information handling system is configured to determine a raw response from the profiling tool, decouple a Zxx component and a Zzz component from the raw response, create a modeled component from the component Zxx and Zzz component; calculate an offset from the modeled component, interpolate the offset, model a profiling tool response with the offset, and enter the response into a database.
[0044] Declaração 12: O sistema de medição de poço, de acordo com a declaração 11, em que a ferramenta de perfilagem compreende pelo menos uma segunda ferramenta de fundo de poço.[0044] Statement 12: The well measurement system, according to statement 11, in which the logging tool comprises at least a second downhole tool.
[0045] Declaração 13: O sistema de medição de poço da declaração 11 ou declaração 12, em que a ferramenta de perfilagem compreende uma terceira ferramenta de fundo de poço e uma quarta ferramenta de fundo de poço.[0045] Statement 13: The well measurement system of statement 11 or statement 12, in which the logging tool comprises a third downhole tool and a fourth downhole tool.
[0046] Declaração 14: O sistema de medição de poço das declarações 11-13, em que o sistema de manipulação de informações é ainda configurado para determinar uma posição e uma configuração da ferramenta de perfilagem.[0046] Statement 14: The well measurement system of statements 11-13, in which the information handling system is further configured to determine a position and configuration of the logging tool.
[0047] Declaração 15: O sistema de medição de poço das declarações 11-14, em que o sistema de manipulação de informações calibra a ferramenta de perfilagem a partir do banco de dados com base na posição e na configuração da ferramenta de perfilagem.[0047] Statement 15: The well measurement system of statements 11-14, in which the information handling system calibrates the logging tool from the database based on the position and configuration of the logging tool.
[0048] Declaração 16: O sistema de medição de poço das declarações 11-15, em que o transporte compreende uma coluna de perfuração.[0048] Statement 16: The well measurement system of statements 11-15, in which the transport comprises a drill string.
[0049] Declaração 17: Um sistema de calibração que compreende: um guindaste; uma ferramenta de perfilagem, em que a ferramenta de perfilagem compreende: uma primeira ferramenta de fundo de poço; um receptor; e um transmissor, um sistema de manipulação de informações, em que o sistema de manipulação de informações é configurado para determinar uma resposta bruta da ferramenta de perfilagem, desacoplar um componente Zxx e um componente Zzz a partir da resposta bruta, criar um componente modelado a partir do componente Zxx e componente Zzz; calcular uma compensação do componente modelado, interpolar a compensação, modelar uma resposta da ferramenta de perfilagem com a compensação e inserir a resposta em um banco de dados.[0049] Statement 17: A calibration system comprising: a crane; a logging tool, the logging tool comprising: a first downhole tool; a receiver; and a transmitter, an information handling system, wherein the information handling system is configured to determine a raw response from the profiling tool, decouple a Zxx component and a Zzz component from the raw response, create a modeled component a from the Zxx component and Zzz component; calculate an offset from the modeled component, interpolate the offset, model a profiling tool response with the offset, and enter the response into a database.
[0050] Declaração 18: O sistema de calibração da declaração 17, em que o sistema de manipulação de informações calibra a ferramenta de perfilagem a partir do banco de dados.[0050] Statement 18: The calibration system of statement 17, in which the information handling system calibrates the profiling tool from the database.
[0051] Declaração 19: O sistema de calibração da declaração 17 ou 18, em que o sistema de manipulação de informações é ainda configurado para determinar uma posição e uma configuração da ferramenta de perfilagem.[0051] Statement 19: The calibration system of statement 17 or 18, in which the information handling system is further configured to determine a position and configuration of the profiling tool.
[0052] Declaração 20: O sistema de calibração das declarações 17-19, em que o sistema de manipulação de informações é ainda configurado para encontrar uma compensação da face da ferramenta, um ângulo de inclinação do transmissor e um ângulo de inclinação do receptor.[0052] Statement 20: The calibration system of statements 17-19, in which the information handling system is further configured to find a tool face offset, a transmitter inclination angle and a receiver inclination angle.
[0053] A descrição anterior proporciona vários exemplos dos sistemas e métodos de uso aqui divulgados, os quais podem conter diferentes etapas do método e combinações alternativas de componentes. Deve ser entendido que, embora exemplos individuais podem ser aqui discutidas, a presente divulgação cobre todas as combinações dos exemplos divulgados, incluindo, sem limitação, as diferentes combinações de componentes, combinações método de etapa, e as propriedades do sistema. Deve-se compreender que as composições e os métodos são descritos em termos de “compreender”, “conter” ou “incluir” vários componentes ou etapas, as composições e métodos também podem “consistir essencialmente em” ou “consistir em” vários componentes e etapas. Além disso, os artigos indefinidos "um" ou "uma", como usados nas reivindicações, são definidos neste documento para significar um ou mais que um do elemento que eles introduzem.[0053] The foregoing description provides several examples of the systems and methods of use disclosed herein, which may contain different method steps and alternative combinations of components. It should be understood that, although individual examples may be discussed herein, the present disclosure covers all combinations of the disclosed examples, including, without limitation, different component combinations, step method combinations, and system properties. It should be understood that compositions and methods are described in terms of "comprising", "containing" or "including" various components or steps, compositions and methods may also "consist essentially of" or "consist of" various components and phases. Furthermore, the indefinite articles "a" or "an", as used in the claims, are defined in this document to mean one or more than one of the element they introduce.
[0054] Por uma questão de brevidade, apenas certas faixas são explicitamente divulgadas neste documento. Entretanto, as faixas de qualquer limite inferior poderão ser combinadas com qualquer limite superior para relatar uma faixa não explicitamente relatada, bem como as faixas de qualquer limite inferior poderão ser combinadas com qualquer outro limite inferior para relatar uma faixa não explicitamente relatada, na mesma maneira, as faixas de qualquer limite superior podem ser combinadas com qualquer outro limite superior para relatar uma faixa não explicitamente relatada. Adicionalmente, sempre que uma faixa numérica com um limite inferior e um limite superior for divulgada, qualquer número e qualquer faixa incluída que sejam abrangidos pela faixa também serão especificamente divulgados. Em particular, cada faixa de valores (na forma, “de cerca de a a cerca de b” ou, equivalentemente, “de aproximadamente a até b” ou equivalentemente, “de aproximadamente a-b”) divulgada neste documento deve ser compreendida como apresentando cada número e faixa abrangida pela faixa mais ampla de valores, mesmo se não explicitamente citado. Dessa forma, cada ponto ou valor individual poderá servir como seu próprio limite superior combinado com qualquer outro ponto ou valor individual ou qualquer outro limite inferior ou superior, para relatar uma faixa não explicitamente relatada.[0054] For the sake of brevity, only certain tracks are explicitly disclosed in this document. However, ranges from any lower bound may be combined with any upper bound to report a range not explicitly reported, and ranges from any lower bound may be combined with any other lower bound to report a range not explicitly reported, in the same manner. , ranges from any upper bound can be combined with any other upper bound to report a range not explicitly reported. Additionally, whenever a numeric range with a lower limit and an upper limit is disclosed, any number and any included range that fall within the range will also be specifically disclosed. In particular, each range of values (in the form, "from about a to about b" or, equivalently, "from approximately a to b" or equivalently, "from approximately a-b") disclosed in this document is to be understood as presenting each number and range covered by the widest range of values, even if not explicitly cited. In this way, each individual point or value can serve as its own upper limit combined with any other individual point or value, or any other lower or upper limit, to report a range not explicitly reported.
[0055] Portanto, os exemplos presentes neste documento são bem adaptadas para alcançar as finalidades e as vantagens mencionadas, assim como aquelas que são inerentes às mesmas. Os exemplos específicos divulgados acima são apenas ilustrativas e podem ser modificadas e praticadas de maneiras diferentes mas equivalentes evidentes para aqueles versados na técnica tendo o benefício dos ensinos deste documento. Embora exemplos individuais sejam discutidos, a divulgação abrange todas as combinações de todos os exemplos. Além disso, nenhuma limitação é destinada aos detalhes de construção ou concepção mostrados neste documento, a não ser as descritas nas reivindicações a seguir. Além disso, os termos nas reivindicações têm seu significado simples e comum, a menos que explícita e claramente definido de outra forma pelo titular da patente. É, portanto, evidente que os exemplos ilustrativos específicas divulgadas acima podem ser alteradas ou modificadas e todas estas variações são consideradas dentro do escopo e da essência dos exemplos. Se existir qualquer conflito nos usos de uma palavra ou termo neste relatório descritivo e em uma ou mais patentes ou outros documentos que possam ser incorporados no presente documento a título de referência, as definições que forem consistentes com este relatório descritivo devem ser adotadas.[0055] Therefore, the examples present in this document are well adapted to achieve the purposes and advantages mentioned, as well as those that are inherent thereto. The specific examples disclosed above are illustrative only and may be modified and practiced in different but equivalent ways apparent to those skilled in the art taking benefit of the teachings of this document. While individual examples are discussed, the disclosure covers all combinations of all examples. Furthermore, no limitation is intended to the construction or design details shown in this document, other than those described in the following claims. Furthermore, terms in the claims have their simple and ordinary meaning, unless otherwise explicitly and clearly defined by the patent owner. It is therefore apparent that the specific illustrative examples disclosed above may be altered or modified and all such variations are considered to be within the scope and essence of the examples. If there is any conflict in the uses of a word or term in this specification and in one or more patents or other documents that may be incorporated herein by way of reference, definitions that are consistent with this specification shall be adopted.
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