BR112019027136A2 - método para determinar a ligação de cimento, e, sistema de medição de poço para determinar a ligação de cimento - Google Patents

Abstract

Um método e sistema para determinar a ligação de cimento são fornecidos. O método pode compreender dispor uma ferramenta de perfilagem acústica em um poço de petróleo, em que a ferramenta de perfilagem acústica compreende um transmissor e um receptor, transmitir um sinal formatado com o transmissor de modo que o fluido entre os tubos concêntricos dispostos no poço de petróleo seja excitado, registrar um sinal de reverberação com o receptor, processar o sinal de reverberação com um sistema de manipulação de informações e determinar a presença de um material externo de uma parte mais externa dos tubos concêntricos. Um sistema de medição de poço para determinar a ligação de cimento pode compreender uma ferramenta de perfilagem acústica. A ferramenta de perfilagem acústica pode compreender pelo menos um transmissor, em que o pelo menos um transmissor está configurado para transmitir um sinal formatado e pelo menos um receptor, em que o pelo menos um receptor está configurado para registrar um sinal de reverberação. A ferramenta de perfilagem acústica também pode compreender um transporte e um sistema de manipulação de informações.

Description

1 / 19 MÉTODO PARA DETERMINAR A LIGAÇÃO DE CIMENTO, E,

SISTEMA DE MEDIÇÃO DE POÇO PARA DETERMINAR A LIGAÇÃO DE CIMENTO ANTECEDENTES

[001] Para exploração e produção de petróleo e gás, uma rede de poços, instalações e outros condutos podem ser estabelecidos conectando seções de tubos de metal em conjunto. Por exemplo, uma instalação de poço pode ser completada, em parte, pela redução de múltiplas seções de tubo de metal (por exemplo, uma coluna de revestimento) em um poço de perfuração, e cimentação da coluna de revestimento no lugar. Em algumas instalações de poço, múltiplas linhas de revestimento são empregadas (por exemplo, um arranjo concêntrico de múltiplas colunas) para permitir diferentes operações relacionadas às opções de completação, produção ou recuperação de óleo avançada (EOR) de poço.

[002] No final de uma vida útil das instalações do poço, a instalação do poço deve ser conectada e abandonada. A compreensão da integridade da ligação de cimento a uma coluna de tubo e/ou coluna de revestimento pode ser benéfica na determinação de como obstruir a instalação do poço. Atualmente, as colunas de tubo podem produzir sinais e/ou ondas de interferência, quando excitadas, que podem ofuscar sinais que podem indicar ligação de cimento a um revestimento e/ou uma coluna de tubo. Uma ferramenta de perfilagem eletromagnética (EM) pode ser utilizada para transmitir um sinal formatado e registrar um sinal reverberado, que pode ser processado para determinar o material atrás de um revestimento e/ou uma coluna de tubo.

BREVE DESCRIÇÃO DOS DESENHOS

[003] Estes desenhos ilustram certos aspectos de alguns exemplos da presente divulgação e não devem ser usados para limitar ou definir a divulgação.

[004] A Figura 1 ilustra um sistema incluindo uma ferramenta de

2 / 19 perfilagem acústica; A Figura 2 ilustra um exemplo de um transmissor e um receptor; A Figura 3 ilustra um diagrama de fluxo do movimento de informação e controle do transmissor e/ou receptor dentro da ferramenta de perfilagem acústica; A Figura 4 ilustra a ferramenta de perfilagem acústica transmitindo um sinal formatado; A Figura 5 ilustra uma pluralidade de sinais reverberados registrados; A Figura 6 ilustra outro exemplo de uma pluralidade de sinais reverberados registrados; A Figura 7 ilustra uma perspectiva de cima para baixo de um poço de perfuração no qual a ferramenta de perfilagem acústica é disposta e que transmite um sinal; e A Figura 8 ilustra um exemplo de configuração experimental para avaliação da ligação de cimento.

DESCRIÇÃO DETALHADA

[005] Esta divulgação pode geralmente se referir a métodos para identificar ligações de cimento, bem como materiais atrás de uma coluna de tubo e/ou de revestimento com uma ferramenta de perfilagem acústica. A detecção acústica pode fornecer medições contínuas localmente de parâmetros relacionados à ligação de cimento a uma coluna de tubo e/ou um revestimento. Como resultado, a detecção acústica pode ser usada em aplicações de monitoramento de furo de poço revestido. Conforme divulgado neste documento, as ferramentas de perfilagem acústica podem ser usadas para emitir um sinal acústico que excita o fluido entre dois tubos concêntricos no poço de perfuração (por exemplo, entre a tubulação e o revestimento). O decaimento característico do sinal de reverberação ou limite múltiplo entre os tubos concêntricos pode ser observado, por exemplo, a partir de medições de receptor

3 / 19 na ferramenta de perfilagem acústica. O efeito máximo do sinal de reverberação pode ser encontrado quando o transmissor e o receptor estão próximos um do outro (incidência normal). O transmissor-receptor é uma variável para maximizar o sinal de reverberação. A excitação da frequência dominante de reverberação devido ao caminho do fluido entre os tubos concêntricos também pode ser usada para obter um sinal ideal que possa produzir o efeito da ligação ou livre atrás da parte mais externa dos tubos concêntricos (por exemplo, revestimento). A frequência de ressonância do revestimento, por exemplo, pode ser usada para ressonar a coluna de fluidos entre os tubos concêntricos. As ferramentas de perfilagem acústica podem operar em um transporte. A ferramenta de perfilagem acústica pode incluir uma fonte de alimentação independente e pode armazenar os dados adquiridos na memória.

[006] A Figura 1 ilustra um ambiente operacional para uma ferramenta de perfilagem acústica 100 como aqui divulgado. A ferramenta de perfilagem acústica 100 pode compreender o transmissor 102 e um receptor

104. Nos exemplos, pode haver qualquer número de transmissores 102 e/ou qualquer número de receptores 104, que podem estar disponíveis na ferramenta de perfilagem acústica 100. A ferramenta de perfilagem acústica 100 pode ser operativamente acoplada a um transporte 106 (por exemplo, cabo de aço, cabo liso, tubulação enrolada, tubo ou similares) que pode fornecer suspensão mecânica, bem como conectividade elétrica, para a ferramenta de perfilagem acústica 100. O transporte 106 e a ferramenta de perfilagem acústica 100 podem se estender dentro da coluna de revestimento 108 até uma profundidade desejada dentro do poço de petróleo 110. O transporte 106, que pode incluir um ou mais condutores elétricos, pode sair da cabeça de poço 112, pode passar em torno da polia 114, pode engatar o odômetro 116, e pode ser enrolado no guincho 118, que pode ser empregue para elevar e baixar o conjunto de ferramenta no poço de petróleo 110. Os sinais registrados pela ferramenta de perfilagem acústica 100 podem ser armazenados na memória e depois

4 / 19 processados pela unidade de exibição e armazenamento 120 após a recuperação da ferramenta de perfilagem acústica 100 a partir do poço de petróleo 110. Alternativamente, os sinais registrados pela ferramenta de perfilagem acústica 100 podem ser conduzidos para exibir e armazenar a unidade 120 por meio do transporte 106. A unidade de exibição e armazenamento 120 pode processar os sinais, e as informações contidas na mesma podem ser exibidas para um operador observar e armazenadas para processamento e referência futuros. Alternativamente, os sinais podem ser processados no fundo de poço antes do recebimento pela unidade de exibição e armazenamento 120 ou no fundo de poço e na superfície 122, por exemplo, pela unidade de exibição e armazenamento 120. A unidade de exibição e armazenamento 120 também pode conter um aparelho para fornecer sinais de controle e energia à ferramenta de perfilagem acústica 100. Uma coluna de revestimento 108 típica pode se estender partir da cabeça de poço 112 no, ou acima do, nível do solo até uma profundidade selecionada dentro de um poço de perfuração 110. A coluna de revestimento 108 pode compreender uma pluralidade de junções 130 ou segmentos de coluna de revestimento 108, cada junção 130 sendo conectada aos segmentos adjacentes por um colar 132. Pode haver qualquer número de camadas na coluna de revestimento 108. Por exemplo, um primeiro revestimento 134 e um segundo revestimento 136. Deve-se notar que pode haver qualquer número de camadas de revestimento.

[007] A Figura 1 também ilustra uma coluna de tubo típica 138, que pode ser posicionada no interior da coluna de revestimento 108, estendendo parte da distância para baixo do poço de petróleo 110. A coluna de tubo 138 pode ser tubulação de produção, coluna de tubulação, coluna de revestimento, ou outro tubo disposto dentro da coluna de revestimento 108. A coluna de tubo 138 pode compreender tubos concêntricos. Deve-se notar que os tubos concêntricos podem ser conectados por colares 132. A ferramenta de perfilagem acústica 100 pode ser dimensionada de modo que possa ser baixada

5 / 19 para dentro do poço de petróleo 110 através da coluna de tubo 138, evitando assim a dificuldade e o custo associados ao puxar a coluna de tubo 138 para fora do poço de petróleo 110.

[008] Em sistemas de perfilagem, tais como, por exemplo, sistemas de perfilagem utilizando a ferramenta de perfilagem acústica 100, pode ser usado um sistema de telemetria digital, em que um circuito elétrico pode ser usado para alimentar a ferramenta de perfilagem acústica 100 e para transferir dados entre a unidade de exibição e armazenamento 120 e a ferramenta de perfilagem acústica 100. Uma voltagem CC pode ser fornecida à ferramenta de perfilagem acústica 100 por uma fonte de alimentação localizada acima do nível do solo, e os dados podem ser acoplados ao condutor de energia CC por um sistema de pulsos de corrente de banda de base. Alternativamente, a ferramenta de perfilagem acústica 100 pode ser alimentada por baterias localizadas dentro do conjunto de ferramenta de fundo de poço, e/ou os dados fornecidos pela ferramenta de perfilagem acústica 100 podem ser armazenados no conjunto de ferramenta de fundo de poço, em vez de transmitidos para a superfície durante a perfilagem (detecção de corrosão).

[009] A ferramenta de perfilagem acústica 100 pode ser usada para excitação do transmissor 102. Como ilustrado, um ou mais receptores 104 podem ser posicionados na ferramenta de perfilagem acústica 100 a distâncias selecionadas (por exemplo, espaçamento axial) longe do transmissor 102. O espaçamento axial do receptor 104 a partir do transmissor 102 pode variar, por exemplo, de cerca de 0 polegadas (0 cm) a cerca de 40 polegadas (101,6 cm) ou mais. Em algumas modalidades, pelo menos um receptor 104 pode ser colocado perto do transmissor 102 (por exemplo, dentro de pelo menos 1 polegada (2,5 cm) enquanto um ou mais receptores adicionais podem ser espaçados de 1 pé (30,5 cm) a cerca de 5 pés (152 cm) ou mais do transmissor

102. Deve ser entendido que a configuração da ferramenta de perfilagem acústica 100 mostrada na Figura 1 é meramente ilustrativa e outras

6 / 19 configurações da ferramenta de perfilagem acústica 100 podem ser usadas com as presentes técnicas. Além disso, a ferramenta de perfilagem acústica 100 pode incluir mais de um transmissor 102 e mais de um receptor 104. Por exemplo, uma matriz de receptores 104 pode ser usada. Os transmissores 102 podem incluir qualquer fonte acústica adequada para gerar ondas acústicas no fundo de poço, incluindo, mas não se limitando a, fontes monopolares e multipolares (por exemplo, transmissores dipolo, dipolo cruzado, quadrupolo, hexapolo ou multipolos de ordem superior). Exemplos específicos de transmissores adequados 102 podem incluir, mas não estão limitados a, elementos piezoelétricos, barras dobráveis ou outros transdutores adequados para gerar ondas acústicas no fundo de poço. O receptor 104 pode incluir qualquer receptor acústico adequado para uso no fundo de poço, incluindo elementos piezoelétricos que podem converter ondas acústicas em um sinal elétrico.

[0010] A Figura 2 ilustra exemplos de transmissor 102 e receptor 104. Por exemplo, o transmissor 102 pode ser um tubo piezelétrico cilíndrico e/ou segmentado. Os receptores 104 podem incluir um tubo piezelétrico segmentado, receptor individual ou receptores azimutais, que podem produzir variação azimutal da ligação atrás do primeiro revestimento 134. Deve-se notar que o transmissor 102 e o receptor 104 podem ser combinados em um único elemento com a capacidade de transmitir ondas acústicas e receber ondas acústicas.

[0011] Com referência novamente à Figura 1, a transmissão de ondas acústicas pelo transmissor 102 e a gravação de sinais pelos receptores 104 podem ser controladas pela unidade de exibição e armazenamento 120, que pode incluir um sistema de manipulação de informações 144. Como ilustrado, o sistema de manipulação de informações 144 pode ser um componente da unidade de exibição e de armazenamento 120. Alternativamente, o sistema de manipulação de informações 144 pode ser um componente da ferramenta de perfilagem acústica 100. Um sistema de manipulação de informações 144 pode

7 / 19 incluir qualquer instrumentalidade ou agregado de instrumentos operáveis para calcular, estimar, classificar, processar, transmitir, receber, recuperar, originar, trocar, armazenar, exibir, manifestar, detectar, registrar, reproduzir, manipular ou utilizar qualquer forma de informações, inteligência ou dados para fins comerciais, científicos, de controle ou outros.

Por exemplo, um sistema de manipulação de informações 144 pode ser um computador pessoal, um dispositivo de armazenamento em rede ou qualquer outro dispositivo adequado e pode variar em tamanho, forma, desempenho, funcionalidade e preço.

O sistema de manipulação de informações 144 pode incluir uma unidade de processamento 146 (por exemplo, microprocessador, unidade de processamento central, etc.) que pode processar dados de registro EM executando software ou instruções obtidas de um meio legível por computador não transitório local 148 (por exemplo, discos ópticos, discos magnéticos). O meio legível por computador não transitório 148 pode armazenar software ou instruções dos métodos aqui descritos.

O meio legível por computador não transitório 148 pode incluir qualquer instrumento ou agregação de instrumentos que possam reter dados e/ou instruções por um período de tempo.

O meio legível por computador não transitório 148 pode incluir, por exemplo, meio de armazenamento 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 apagável eletricamente (EEPROM) e/ou memória flash; bem como meios de comunicação tais como fios, fibras ópticas, micro-ondas, ondas de rádio e outros portadores eletromagnéticos e/ou ópticos; e/ou qualquer combinação do precedente.

O sistema de manipulação de informações 144 também pode incluir dispositivo(s) de entrada 150 (por exemplo, teclado, mouse, touchpad, etc.) e dispositivo(s) de saída 152 (por exemplo, monitor, impressora, etc.). O(s) dispositivo(s) de entrada 150 e o(s) dispositivo(s) de

8 / 19 saída 152 fornecem uma interface de usuário que permite que um operador interaja com a ferramenta de perfilagem acústica 100 e/ou software executado pela unidade de processamento 146. Por exemplo, o sistema de manipulação de informações 144 pode permitir que um operador selecione opções de análise, visualize dados de registro coletados, visualize resultados de análise e/ou execute outras tarefas.

[0012] A Figura 3 ilustra o movimento de informação e controle do transmissor 102 e/ou receptor 104 dentro da ferramenta de perfilagem acústica

100. A ferramenta de perfilagem acústica 100 pode processar uma entrada para definir um parâmetro de poço 302. Nos exemplos, os componentes da ferramenta de perfilagem acústica 100 podem ser conectados. Como representado, os componentes conectados com fio podem ser representados por uma linha sólida 303. Em exemplos alternativos, os componentes podem opcionalmente comunicar qualquer processo adequado a um microcontrolador

304. Os componentes que se comunicam com o microcontrolador 304 podem ser representados por uma linha tracejada 305. O microcontrolador 304 pode instruir o transmissor 102 a transmitir um sinal 306. O sinal 306 pode compreender um pulso formatado. O pulso formatado pode ser otimizado com base em observações. Para estimar a característica do pulso formatado, um pulso de banda larga, chirp ou ruído branco pode ser usado inicialmente para estimar uma faixa de frequência adequada para informações de ligação de revestimento. Uma resposta do receptor 104 a partir do pulso de banda larga, chirp e/ou ruído branco pode ter perda de frequência característica devido aos múltiplos saltos das diferentes lacunas entre a coluna de tubo 138 (Referindo- se à Figura 1) e o primeiro revestimento 134 (Referindo-se à Figura 1) Um loop de feedback pode ser encontrado no módulo de feedback 324, que pode estimar o pulso de forma otimizada a partir da observação.

[0013] Nos exemplos, uma fonte de tensão 308 pode ser implementada para fornecer uma grande fonte de energia para transmissão 102 e/ou recepção

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104. Uma grande fonte de energia pode ser definida como cerca de 1000 Volts. Nos exemplos, uma grande fonte de energia pode variar de 900 Volts a 1000 Volts ou 1000 Volts a 1100 Volts. Como discutido acima, o transmissor 102 e o receptor 104 podem ser dispostos próximos um do outro, o que pode afetar o receptor 104 durante um pulso de disparo de alta tensão quando transmitido a partir do transmissor 102. O receptor 104 pode ser afetado à medida que a resposta registrada pelo receptor 104 pode ser cortada a partir de respostas pré- registradas pelo receptor 104. Em alguns exemplos, o receptor 104 pode ser disposto entre dois transmissores 102 para obter um sinal forte da interface de revestimento devido à frente de onda de incidência normal. Em exemplos alternativos, o transmissor 102 pode ser disposto entre dois receptores 104. Sem limitação, o receptor 104 pode ser disposto a qualquer distância adequada do transmissor 102. Nos exemplos, uma distância adequada pode estar entre cerca de uma polegada e cerca de três pés. Por exemplo, a distância entre o receptor 104 e o transmissor 102 pode ser de uma polegada, em que um cilindro piezo para o transmissor independente 102 e o receptor 104 pode ser de uma polegada. Em outros exemplos, uma distância de zero polegada entre um receptor 104 e o transmissor 102 pode ser alcançada quando um receptor 104 é disposto entre dois transmissores 102 ou vice-versa.

[0014] Como ilustrado na Figura 3, um amplificador 310 pode ser empregado na ferramenta de perfilagem acústica 100 que afeta o sinal 306 do pulso formatado produzido pelo transmissor 102. O amplificador 310 pode ser fornecido por uma alta tensão da fonte de tensão 308. Sem limitações, o amplificador 310 pode ser linear, de comutação e/ou combinações dos mesmos.

[0015] Nos exemplos, um mecanismo de atraso e de silenciamento 312 pode ser implementado no início da transmissão para evitar a saturação do pré- amplificador 316. O atraso fornecido pelo mecanismo de atraso e de silenciamento 312 pode depender da duração da transmissão do pulso formatado, bem como da geometria do poço de petróleo 110 (Referindo-se à

10 / 19 Figura 1). O sinal 306 processado pelo mecanismo de atraso e de silenciamento 312 pode ser enviado para o módulo 314.

[0016] O módulo 314 pode compreender um pré-amplificador 316, um conversor de analógico para digital (ADC) 318. Deve-se notar que a saída do ADC 318 pode produzir uma sequência digital que pode representar a forma de onda 320. Sem limitação, pode haver uma pluralidade de formas de onda 320 que podem ser transmitidas a partir do ADC 318. As formas de onda 320 podem ser armazenadas em uma memória da ferramenta e/ou no furo transmitido para processamento em tempo real e/ou pós-processamento. Por exemplo, as formas de onda digitais observadas do receptor 104 para cada fonte disparada com comprimento de 10 a 50 ms podem ser armazenadas na memória e enviadas para cima do poço para processamento. Deve-se notar que as formas de onda 320 podem ser processadas no fundo de poço ou em cima do poço em tempo real. Além disso, formas de onda podem ser usadas para análises adicionais a partir de dados de memória para identificação de fluidos/sólidos dispostos atrás da coluna de tubo 138 e/ou qualquer revestimento na coluna de revestimento 108 (por exemplo, referindo-se à Figura 1). A ferramenta de perfilagem acústica 100 pode produzir uma pluralidade de perfis 322 como resultado do processamento 321 da pluralidade de formas de onda 320. Isso pode ser realizado para cada resposta azimutal individual registrada pelo receptor 104 para determinar a excentricidade da coluna de tubo 138 no primeiro revestimento 134 (por exemplo, referindo-se à Figura 1). Nos exemplos, um pulso de disparo ideal pode ser estimado localmente a partir de observações.

[0017] Em exemplos alternativos, após a pluralidade de formas de onda 320 ser obtida, um módulo de feedback 324 pode ser implementado. O módulo de feedback 324 pode compreender a seleção de uma janela de frequência 326 com base em um dado parâmetro de poço 302, estimar uma frequência de ressonância 328 e gerar um novo pulso formatado 330. Nos exemplos, o módulo de feedback 324 pode funcionar para fornecer um loop de feedback

11 / 19 para otimizar a pluralidade de formas de onda 320 com a pluralidade de novos pulsos formatados. A otimização do novo pulso formatado pode obter uma resposta clara da integridade da ligação atrás do revestimento 134 (isto é, referindo-se à Figura 1). Os parâmetros de poço podem ser utilizados para selecionar a janela de frequência 326 do novo pulso formatado 330. Por exemplo, se a coluna de tubo 138 e o primeiro revestimento 134 forem conhecidos, a lacuna mínima e a lacuna máxima entre a coluna de tubo 138 e o revestimento 134 podem ser limitadas. Assim, a maior frequência de ressonância devido à lacuna entre a coluna de tubo 138 e o primeiro revestimento 134 pode ser limitada. Também deve ser observado, sem limitação, que os parâmetros do poço podem incluir propriedades de fluidos, como velocidade, densidade, atenuação e/ou qualquer combinação dos mesmos. A partir desses parâmetros do poço, o módulo de feedback 324 pode executar a função de estimar a frequência de ressonância que pode se encaixar na janela de frequência 326 com base nos parâmetros do poço. Um novo pulso formatado apropriado 330 pode então ser formado. O novo pulso formatado 330 pode ser enviado através do mecanismo de atraso e de silenciamento 312 para o módulo 314 e, em seguida, para ser processado ou voltar ao módulo de feedback 324 para repetir um determinado número de vezes até que um limiar seja atingido.

[0018] A Figura 4 ilustra a ferramenta de perfilagem acústica 100 disposta no poço de petróleo 110, em que o transmissor 102 pode transmitir um sinal formatado 400 através da coluna de tubo 138, que pode excitar um fluido 402 que pode ser disposto entre a coluna de tubo 138 e o primeiro revestimento

134. Deve-se notar que o fluido 402 pode compreender “lama” disposta no fundo de poço para operações de perfuração. A deterioração característica do salto múltiplo e/ou reverberação do sinal formatado 400 entre a coluna de tubo 138 e o primeiro revestimento 134 pode ser registrada pelo receptor 104. O efeito máximo do sinal de reverberação 404 pode ser encontrado quando o

12 / 19 transmissor 102 e o receptor 104 podem ser dispostos próximos um do outro, como discutido acima. A distância entre o transmissor 102 e o receptor 104 pode ser importante para maximizar o sinal de reverberação 404. A excitação da frequência dominante do sinal de reverberação 404 devido ao fluido 402 entre a coluna de tubo 138 e o primeiro revestimento 134 também pode ser outra característica para otimizar o sinal de reverberação 404.

[0019] O sinal de reverberação 404 pode ser processado para determinar ainda mais se um material 406 (isto é, cimento) pode ser ligado ao primeiro revestimento 134 e à formação 408. Nos exemplos, o sinal de reverberação 404 pode ser processado para determinar ainda se um material 406 pode ser ligado ao primeiro revestimento 134 e ao segundo revestimento 136 (por exemplo, referindo-se à Figura 1) ou se o material 406 pode ser ligado a qualquer revestimento externo à formação 408. Se nenhuma ligação ocorreu, pode haver um sinal forte detectado. Deve-se notar que, embora o cimento seja referido, outro material sólido pode ser usado no lugar do cimento para ligação. Para esta divulgação, o cimento pode incluir ainda todo o material sólido que pode ser descartável no fundo de poço atrás do primeiro revestimento 134, do segundo revestimento 136 ou de qualquer outro revestimento.

[0020] A Figura 5 ilustra o sinal formatado transmitido 400, que pode ser registrado como sinal de reverberação de ar 500, sinal de reverberação de fluido de furo de poço 502 ou sinal de reverberação de cimento 504. Deve-se notar que a energia da janela de ressonância da forma de onda observada pode diferir do sinal de reverberação de ar 500, sinal de reverberação de fluido de furo de poço 502 ou sinal de reverberação de cimento 504. Por exemplo, o sinal de reverberação de ar 500 e o sinal de reverberação de fluido de furo de poço 502 podem ter uma energia mais alta da janela de ressonância do que o sinal de reverberação de cimento 504. Isso pode ser devido à coluna de tubo 138 ou a qualquer revestimento, como o primeiro revestimento 134, que pode ressonar mais livremente no fluido do que com cimento atrás dele. A Figura 5 ilustra

13 / 19 dados em que o sinal de reverberação de ar 500 compreende a resposta mais alta, o sinal de reverberação de fluido de furo de poço 502 compreende uma resposta mais baixa e o sinal de reverberação de cimento 504 compreende a resposta mais baixa. Atualmente, o sinal formatado transmitido 400 pode incluir uma frequência de ressonância que pode depender da espessura ou da lacuna entre a coluna de tubo 138 e o primeiro revestimento 134. Isso pode ser imitado para ressonar um fluido 402, referindo-se à Figura 4, entre a coluna de tubo 138 e o primeiro revestimento 134 (Referindo-se à Figura 4). Vários pulsos de disparo de frequência formatados podem ser utilizados para determinar as propriedades entre a coluna de tubo 138 e o primeiro revestimento 134. Além disso, várias vantagens de pulsos de disparo de frequência formatados podem determinar o material atrás do primeiro revestimento 134 através da coluna de tubo 138. A Figura 5 mostra a comparação das respostas registradas, que ilustram as diferenças na amplitude dos sinais de reverberação 404, referentes à Figura 4, que podem delinear entre quais materiais podem estar fora do primeiro revestimento 134, do segundo revestimento 136 (não ilustrado) e/ou de qualquer outro revestimento. Por exemplo, o ar pode incluir mais “ruídos” (daí amplitude) do que a água.

[0021] A Figura 6 ilustra outro exemplo de um sinal de reverberação registrado 404 (Referindo-se à Figura 4). Como ilustrado, um sinal de campo livre (onde nenhuma coluna de tubo 138 ou nenhum primeiro revestimento 134) 600 inclui uma amplitude maior do que apenas um sinal somente de tubulação 602. O sinal de retorno de ar 604 pode indicar ar atrás do primeiro revestimento 134, referente à Figura 1, e ter uma amplitude maior que o sinal de retorno de água 606, que pode indicar água atrás do primeiro revestimento 134, referente à Figura 1.

[0022] A Figura 7 ilustra uma vista de cima para baixo da ferramenta de perfilagem acústica 100 disposta na coluna de tubo 138, que pode ser disposta no primeiro revestimento 134. Como ilustrado, o transmissor 102

14 / 19 (Referindo-se à Figura 1) pode transmitir em qualquer direção a partir da ferramenta de perfilagem acústica 100. Muitas vezes, a coluna de tubo 138 não pode ser colocada no centro do primeiro revestimento 134. Assim, a largura do espaço anular, a distância entre a coluna de tubo 138 e o primeiro revestimento 134, podem mudar azimutalmente. Para isso, um pulso de disparo característico 700 pode ser transmitido e registrado para determinar um sinal para detectar uma ligação do material 406 ao primeiro revestimento 134 e à formação 408. O pulso de disparo característico 700 pode ser projetado de forma adaptável com base em observações localmente ou o pulso pode ser predefinido com base na geometria do poço de petróleo 110. Assim, a ferramenta de perfilagem acústica 100 pode incluir um transmissor 102 com wavelet de disparo programável e receptor associado 104. O transmissor 102 pode ser uma fonte de radiação monopolar ou multipolar e o receptor 104 também pode ser um sistema receptor monopolar ou multipolar. Como o transmissor 102 e o receptor 104 podem ser dispostos próximos um do outro para obter um sinal otimizado, pode haver um mecanismo de temporização do sistema de silenciamento do receptor que pode ajudar a aumentar uma faixa dinâmica de um sinal registrado, que pode determinar o material por trás do primeiro revestimento 134 . Por exemplo, quando o transmissor 102 está disparando, a energia emitida pelo transmissor 102 pode não ser registrada, pois pode saturar o amplificador 316 na Figura 3. O silenciamento do sistema receptor durante a transmissão do transmissor 102 pode impedir a saturação.

[0023] Para avaliar a técnica divulgada para avaliação de ligação de cimento, vários testes foram conduzidos usando uma configuração de transmissor-receptor, como mostrado na Figura 8. O transmissor era um transmissor convencional (SN 1459) com uma faixa de frequência de 2 kHz a 40 kHz. Os receptores eram hidrofones calibrados convencionais (B&K 8103) com uma resposta de frequência de 1 kHz a 100 kHz. Para obter resposta azimutal, quatro hidrofones foram agrupados em anéis receptores no plano da

15 / 19 amostra com 90° de distância. Um anel de receptor de quatro receptores foi colocado mais próximo ao transmissor (para obter uma incidência normal) e outro anel de receptor de quatro receptores foi colocado no deslocamento distante (2 pés). Vários pulsos de disparo de frequência formatados são usados para encontrar o efeito do material atrás de um tubo mais externo através de um tubo interno (por exemplo, atrás do revestimento através da tubulação). A Figura 6 mostra a comparação das respostas no receptor próximo para o campo Livre (quando o transmissor e o receptor estão rodeados apenas por água (tanque)), o Transmissor e o receptor no tubo (3” ID e 3,5” OD), o Transmissor e o receptor com o tubo e o revestimento (5,2” ID e 6” OD) na água ou suspensos no ar. A Figura 6 diferencia claramente a amplitude dos sinais de reverberação para delinear entre a água e o ar fora do revestimento. O ar deve ter mais ruído (daí amplitude) do que a água

[0024] Os sistemas e métodos aqui divulgados podem incluir qualquer um dos vários recursos dos sistemas e métodos aqui divulgados, incluindo uma ou mais das seguintes declarações.

[0025] Declaração 1: Um método para determinar a ligação de cimento, compreendendo: dispor uma ferramenta de perfilagem acústica em um poço de petróleo, em que a ferramenta de perfilagem acústica compreende um transmissor e um receptor; transmitir um sinal formatado com o transmissor de modo que o fluido entre os tubos concêntricos dispostos no poço de petróleo seja excitado; registrar um sinal de reverberação com o receptor; processar o sinal de reverberação com um sistema de manipulação de informações; e determinar a presença de um material externo de uma parte mais externa dos tubos concêntricos.

[0026] Declaração 2: O método de acordo com a declaração 1, em que o material compreende ar, água, fluido de poço, gás, óleo ou combinações dos mesmos.

[0027] Declaração 3: O método de acordo com qualquer uma das

16 / 19 declarações anteriores, em que o receptor é um tubo piezelétrico segmentado ou um receptor individual.

[0028] Declaração 4: O método de acordo com qualquer uma das declarações anteriores, em que o transmissor é cilíndrico ou um tubo piezelétrico segmentado.

[0029] Declaração 5: O método de acordo com qualquer uma das declarações anteriores, em que o transmissor e o receptor são um único elemento.

[0030] Declaração 6: O método de acordo com qualquer uma das declarações anteriores, em que o sinal de reverberação é um sinal de reverberação de ar e em que o sinal de reverberação de ar indica ar atrás de um primeiro revestimento.

[0031] Declaração 7: O método de acordo com qualquer uma das reivindicações anteriores, em que o sinal de reverberação é um sinal de reverberação de fluido de furo de poço e em que o sinal de reverberação de fluido de furo de poço indica fluido atrás de um primeiro revestimento.

[0032] Declaração 8: O método de acordo com qualquer uma das reivindicações anteriores, em que o sinal de reverberação é um sinal de reverberação de cimento e em que o sinal de reverberação de cimento indica cimento atrás de um primeiro revestimento.

[0033] Declaração 9: O método de acordo com qualquer uma das declarações anteriores, compreendendo ainda a otimização do sinal de reverberação através de um loop de feedback.

[0034] Declaração 10: O método de acordo com a declaração 9, compreendendo ainda selecionar uma janela de frequência de pelo menos um parâmetro de poço e estimar uma frequência de ressonância que se encaixa dentro da janela de frequência.

[0035] Declaração 11: O método de acordo com a declaração 9 ou 10, que compreende ainda produzir um novo pulso formatado a partir da frequência

17 / 19 de ressonância estimada e transmitir o novo pulso formatado para o poço de petróleo.

[0036] Declaração 12: Um sistema de medição de poço para determinar a ligação de cimento, que compreende: uma ferramenta de perfilagem acústica, em que a ferramenta de perfilagem acústica compreende: pelo menos um transmissor, em que o pelo menos um transmissor está configurado para transmitir um sinal formatado; e pelo menos um receptor, em que o pelo menos um receptor está configurado para registrar um sinal de reverberação; um transporte, em que o transporte está fixo à ferramenta de perfilagem acústica; e um sistema de manipulação de informações, em que o sistema de manipulação de informações está configurado para: processar o sinal de reverberação; e determine a presença de um material externo de uma coluna de revestimento.

[0037] Declaração 13: O sistema de acordo com a declaração 12, em que o material compreende ar, água, fluido de poço, gás, óleo ou combinações dos mesmos.

[0038] Declaração 14: O sistema de acordo com a declaração 12 ou 13, em que o receptor é um tubo piezelétrico segmentado ou um receptor individual.

[0039] Declaração 15: O sistema de acordo com as declarações 12 a 14, em que o transmissor é cilíndrico ou um tubo piezelétrico segmentado.

[0040] Declaração 16: O sistema de acordo com as declarações 12 a 15, que compreende ainda um módulo de feedback, em que o módulo de feedback está configurado para otimizar o sinal de reverberação.

[0041] Declaração 17: O sistema de acordo com a declaração 16, em que o módulo de feedback é ainda configurado para selecionar uma janela de frequência de pelo menos um parâmetro de poço e estimar uma frequência de ressonância que se encaixa dentro da janela de frequência.

[0042] Declaração 18: O sistema de acordo com as declarações 15 a 17, em que o módulo de feedback é ainda configurado para produzir um novo pulso

18 / 19 formatado a partir da frequência de ressonância estimada e enviar o novo pulso formatado para pelo menos um transmissor.

[0043] Declaração 19: O sistema de acordo com as declarações 12 a 18, em que o pelo menos um receptor está disposto entre, e adjacente a, dois transmissores.

[0044] Declaração 20: O sistema de acordo as declarações 12 a 19, em que pelo menos um transmissor está disposto entre, e adjacente a, dois receptores.

[0045] A descrição anterior fornece 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 possam ser aqui discutidos, a presente divulgação abrange todas as combinações dos exemplos divulgados, incluindo, sem limitação, as diferentes combinações de componentes, combinações de etapas de método e propriedades do sistema. Deve ser entendido que as composições e métodos são descritos em termos de “compreendendo”, “contendo”, ou “incluindo” vários componentes ou etapas, as composições e métodos também podem “consistir essencialmente em” ou “consistir” nos vários componentes e etapas. Além disso, os artigos indefinidos “um” ou “uma”, como usados nas reivindicações, são aqui definidos para significar um ou mais do que um dos elementos que ele introduz.

[0046] Por uma questão de brevidade, apenas determinadas faixas são explicitamente divulgadas aqui. No entanto, as faixas de qualquer limite inferior podem ser combinadas com qualquer limite superior para recitar uma faixa não explicitamente recitada, assim como faixas de qualquer limite inferior podem ser combinadas com qualquer outro limite inferior para recitar uma faixa não explicitamente recitada, do mesmo modo, as faixas de qualquer limite superior podem ser combinadas com qualquer outro limite superior para recitar uma faixa não explicitamente recitada. Adicionalmente, sempre que uma faixa

19 / 19 numérica com um limite inferior e um limite superior é divulgada, qualquer número e qualquer faixa incluída dentro da faixa são especificamente divulgadas. Em particular, toda a faixa de valores (da forma “de cerca de ‘a’ a cerca de ‘b’” ou, equivalentemente, “de aproximadamente ‘a’ a ‘b’” ou, equivalentemente, “de aproximadamente a-b”) divulgada aqui deve ser entendida como estabelecendo todos os números e faixas abrangidos pela faixa mais ampla de valores, mesmo que não sejam explicitamente recitados. Assim, cada ponto ou valor individual pode servir como seu próprio limite inferior ou superior combinado com qualquer outro ponto ou valor individual ou qualquer outro limite inferior ou superior, para recitar uma faixa não explicitamente recitada.

[0047] Portanto, os presentes exemplos estão bem adaptados para atingir os fins e vantagens mencionados, bem como aqueles que são inerentes a eles. Os exemplos particulares divulgados acima são apenas ilustrativos, e podem ser modificados e praticados de maneiras diferentes, mas equivalentes aparentes ao versado na técnica, tendo o benefício dos ensinamentos da presente invenção. Embora exemplos individuais sejam discutidos, a divulgação abrange todas as combinações de todos os exemplos. Além disso, nenhuma limitação é pretendida para os detalhes de construção ou projeto aqui mostrados, a não ser como descrito nas reivindicações abaixo. Além disso, os termos nas reivindicações têm seu significado simples, a menos que definido explicitamente e claramente pelo titular da patente. É portanto evidente que os exemplos ilustrativos particulares revelados acima podem ser alterados ou modificados e todas essas variações são consideradas dentro do escopo e espírito dos exemplos. Se houver qualquer conflito nos usos de uma palavra ou termo neste relatório descritivo e uma ou mais patentes ou outros documentos que possam ser incorporados aqui por referência, as definições que são consistentes com este relatório descritivo devem ser adotadas.

Claims (15)

REIVINDICAÇÕES

1. Método para determinar a ligação de cimento, caracterizado pelo fato de que compreende: dispor uma ferramenta de perfilagem acústica em um poço de petróleo, em que a ferramenta de perfilagem acústica compreende um transmissor e um receptor; transmitir um sinal formatado com o transmissor de modo que o fluido entre tubos concêntricos dispostos no poço de petróleo seja excitado; gravar um sinal de reverberação com o receptor; processar o sinal de reverberação com um sistema de manipulação de informações; e determinar a presença de um material externo de uma parte mais externa dos tubos concêntricos.

2. Método de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que o material compreende ar, água, fluido de furo de poço, gás, óleo ou combinações dos mesmos.

3. Método de acordo com qualquer uma das reivindicações anteriores, caracterizado pelo fato de que o receptor é um tubo piezelétrico segmentado ou um receptor individual.

4. Método de acordo com qualquer uma das reivindicações anteriores, caracterizado pelo fato de que o transmissor é cilíndrico ou um tubo piezelétrico segmentado.

5. Método de acordo com qualquer uma das reivindicações anteriores, caracterizado pelo fato de que o transmissor e o receptor são um único elemento.

6. Método de acordo com qualquer uma das reivindicações anteriores, caracterizado pelo fato de que o sinal de reverberação é um sinal de reverberação de ar e em que o sinal de reverberação de ar indica ar atrás de uma coluna de tubo.

7. Método de acordo com qualquer uma das reivindicações anteriores, caracterizado pelo fato de que o sinal de reverberação é um sinal de reverberação de fluido de furo de poço e em que o sinal de reverberação de fluido de furo de poço indica fluido atrás de uma coluna de tubo.

8. Método de acordo com qualquer uma das reivindicações anteriores, caracterizado pelo fato de que o sinal de reverberação é um sinal de reverberação de cimento e em que o sinal de reverberação de cimento indica cimento atrás de uma coluna de tubo.

9. Método de acordo com qualquer uma das reivindicações anteriores, caracterizado pelo fato de que compreende ainda a otimização do sinal de reverberação através de um loop de feedback, selecionar uma janela de frequência de pelo menos um parâmetro de poço e estimar uma frequência de ressonância que se encaixa na janela de frequência e, opcionalmente, produzir um novo formato a partir da frequência de ressonância estimada e transmitir o novo pulso formatado para o poço de petróleo.

10. Sistema de medição de poço para determinar a ligação de cimento, caracterizado pelo fato de que compreende: uma ferramenta de perfilagem acústica, em que a ferramenta de perfilagem acústica compreende: pelo menos um transmissor, em que o pelo menos um transmissor está configurado para transmitir um sinal formatado; e pelo menos um receptor, em que o pelo menos um receptor está configurado para gravar um sinal de reverberação; um transporte, em que o transporte está fixo à ferramenta de perfilagem acústica; e um sistema de manipulação de informações, em que o sistema de manipulação de informações está configurado para: processar o sinal de reverberação; e determinar a presença de um material externo de uma coluna de revestimento.

11. Sistema de medição de poço de acordo com a reivindicação 10, caracterizado pelo fato de que o material compreende ar, água, fluido de furo de poço, gás, óleo ou combinações dos mesmos.

12. Sistema de medição de poço de acordo com a reivindicação 10 ou 11, caracterizado pelo fato de que o receptor é um tubo piezelétrico segmentado ou um receptor individual e, opcionalmente, em que o transmissor é cilíndrico ou um tubo piezelétrico segmentado.

13. Sistema de medição de poço de acordo com qualquer uma das reivindicações 10 a 12, caracterizado pelo fato de que compreende ainda um módulo de feedback, em que o módulo de feedback está configurado para otimizar o sinal de reverberação, seleciona uma janela de frequência de pelo menos um parâmetro de poço e estima uma frequência de ressonância que se encaixa dentro da frequência janela e, opcionalmente, em que o módulo de feedback é configurado ainda para produzir um novo pulso formatado a partir da frequência de ressonância estimada e enviar o novo pulso formatado para pelo menos um transmissor.

14. Sistema de medição de poço de acordo com qualquer uma das reivindicações 10 a 13, caracterizado pelo fato de que pelo menos um receptor está disposto entre, e adjacente a, dois transmissores.

15. Sistema de medição de poço de acordo com qualquer uma das reivindicações 10 a 13, caracterizado pelo fato de que o pelo menos um transmissor está disposto entre, e adjacente a, dois receptores.