BR112020001305B1 - Método e sistema para detectar corrosão - Google Patents

Abstract

Um método para detectar corrosão pode compreender colocar uma ferramenta de perfilagem eletromagnética em um furo de poço, emitir um campo eletromagnético de um transmissor, energizar um revestimento com o campo eletromagnético para produzir uma corrente parasita, registrar a corrente parasita do revestimento com um receptor, criar um perfil de poço da corrente parasita registrada, remover um sinal de colar do perfil de poço para obter um sinal removido do colar, calcular um sinal de linha de base do sinal removido do colar, subtrair o sinal de linha de base do sinal removido do colar para obter um sinal subtraído, calcular um sinal removido do artefato com o sinal subtraído da linha de base e exibir o sinal removido do artefato. Um sistema para detectar corrosão pode compreender uma ferramenta de perfilagem eletromagnética, em que a ferramenta de perfilagem eletromagnética compreende um transmissor e um receptor. O sistema pode ainda compreender um sistema de manipulação de informações.

Description

FUNDAMENTOS

[001] Para a exploração e produção de petróleo e gás, uma rede de instalações de poços e outros condutos pode ser estabelecida através da conexão de seções de tubo de metal. Por exemplo, uma instalação de poço pode ser completada, em parte, reduzindo múltiplas seções de tubo de metal (por exemplo, coluna de revestimento) em um furo de poço e cimentando a coluna de revestimento no lugar. Em algumas instalações de poço, múltiplas colunas de revestimento são empregadas (por exemplo, um arranjo de múltiplas colunas concêntricas) para permitir diferentes operações relacionadas com a completação do poço, produção ou opções de recuperação potencializada de petróleo (EOR).

[002] A corrosão de tubos de metal é um problema constante. Esforços para mitigar a corrosão incluem o uso de ligas resistentes à corrosão, coberturas, tratamentos e transferência de corrosão, entre outros. Além disso, os esforços para melhorar o monitoramento da corrosão estão em andamento. Para colunas de revestimento de fundo de poço, vários tipos de ferramentas de monitoramento de corrosão estão disponíveis. Um tipo de ferramenta de monitoramento de corrosão usa campos eletromagnéticos (EM) para estimar a espessura do tubo ou outros indicadores de corrosão. Como exemplo, uma ferramenta de perfilagem de EM pode coletar dados sobre a espessura do tubo para produzir um perfil de EM. Os dados do perfil de EM podem ser interpretados para determinar a condição de produção e intermediar as colunas de revestimento, tubagens, colares, filtros, packers e perfurações. Quando várias colunas de revestimento são empregadas em conjunto, gerir corretamente operações de ferramenta de perfilagem EM de detecção de corrosão e interpretação dos dados pode ser complexo.

BREVE DESCRIÇÃO DOS DESENHOS

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

[004] A Figura 1 ilustra um exemplo de uma ferramenta de perfilagem de EM disposta em um furo de poço; A Figura 2 ilustra um exemplo de defeitos arbitrários dentro de múltiplos tubos; A Figura 3A ilustra um exemplo de uma configuração de tubo concêntrico; A Figura 3B ilustra um exemplo de uma configuração de tubo excêntrico; A Figura 4 ilustra um exemplo de um perfil de poço; A Figura 5 ilustra um fluxograma de identificação e remoção de artefato; A Figura 6A ilustra um exemplo de um gráfico de um posicionamento inicial do ponto de interrupção; A Figura 6B ilustra um exemplo de um gráfico de um posicionamento final de ponto de interrupção; A Figura 7 ilustra um exemplo de um gráfico de um sinal após a remoção do colar com colocação inicial do ponto de interrupção; A Figura 8 ilustra um exemplo de um gráfico de um indicador de artefato em função da profundidade; A Figura 9 ilustra um exemplo de um gráfico de um sinalizador de artefato correspondente ao indicador de artefato; A Figura 10 ilustra um exemplo de gráfico após a remoção do artefato; e A Figura 11 ilustra um exemplo de aplicação de inversão utilizando saídas em vez de entradas.

DESCRIÇÃO DETALHADA

[005] Esta divulgação pode geralmente se relacionar a métodos para identificar artefatos com uma ferramenta de perfilagem eletromagnética em uma configuração de tubo excêntrico compreendendo uma pluralidade de tubos. Detecção eletromagnética (EM) pode fornecer medições contínuas in situ de parâmetros relacionados à integridade de tubos em poços revestidos. Como resultado, detecção EM pode ser usada em aplicações de monitoramento de poços. As ferramentas de perfilagem EM podem ser configuradas para vários tubos concêntricos (por exemplo, para um ou mais) com o diâmetro do primeiro tubo variando (por exemplo, de cerca de duas polegadas a cerca de sete polegadas ou mais). As ferramentas de perfil de EM podem medir correntes parasitas para determinar a perda de metal e usar núcleos magnéticos nos transmissores. As ferramentas de perfil de EM podem usar corrente parasita de pulso (domínio do tempo) e podem empregar bobinas múltiplas (longas, curtas e transversais) para avaliar vários tipos de defeitos em tubos duplos. Deve notar-se que as técnicas utilizadas no domínio de tempo podem ser utilizadas em medições no domínio de frequência. As ferramentas de perfil de EM podem operar em um transportador. As ferramentas de perfil de EM podem incluir uma fonte de energia independente e pode armazenar os dados adquiridos na memória. Um núcleo magnético pode ser usado na detecção de defeitos em múltiplos tubos concêntricos.

[006] O monitoramento das condições da produção e das colunas intermediárias de revestimento é crucial nas operações de campo de petróleo e gás. As técnicas de corrente parasita (EC) EM foram usadas com sucesso na inspeção desses componentes. As técnicas EC EM consistem em duas grandes categorias: técnicas de EC no domínio de frequência e técnicas de EC no domínio de tempo. Nas duas técnicas, um ou mais transmissores são excitados com um sinal de excitação, e os sinais dos tubos são recebidos e registrados para interpretação. O sinal recebido é tipicamente proporcional à quantidade de metal que está ao redor do transmissor e do receptor. Por exemplo, menor magnitude do sinal é tipicamente uma indicação de mais metal e mais magnitude do sinal é uma indicação de menos metal. Esse relacionamento pode permitir medições de perda de metal, o que normalmente ocorre devido a uma anomalia relacionada ao tubo, como corrosão ou flambagem.

[007] No caso de várias colunas de tubo agrupadas, o sinal recebido pode ser uma combinação não linear de sinais de todas as tubulações. Como resultado, não é possível, em geral, usar um relacionamento linear simples para relacionar o sinal recebido à perda ou ganho de metal para colunas de tubos compostas por três ou mais tubos agrupados. Para resolver esse problema, um método chamado "inversão" é usado. A inversão utiliza um modelo avançado e o compara ao sinal para determinar a espessura de cada tubo. O modelo direto é executado repetidamente até que seja obtida uma correspondência satisfatória entre o sinal modelado e o sinal medido. O modelo de encaminhamento normalmente precisa ser executado centenas de vezes ou mais para cada ponto de perfilagem. Como resultado, ele precisa ser um modelo computacionalmente eficiente. Para alcançar a eficiência computacional, certas simplificações do problema real precisam ser consideradas para o modelo direto. Uma das simplificações mais significativas é a suposição de centralização, em que cada tubo é considerado perfeitamente centralizado em relação a outros tubos e ao instrumento de medição. Fazer essa suposição melhora significativamente a eficiência computacional da modelagem direta e permite uma solução viável de inspeção de múltiplos tubos de EM. No entanto, também resulta em artefatos em profundidades onde essa suposição é invalidada, por exemplo, onde existem efeitos de excentricidade. As ideias divulgadas abaixo facilitam a identificação e remoção de tais artefatos.

[008] A Figura 1 ilustra um ambiente operacional para uma ferramenta de perfilagem de EM 100, conforme divulgado no presente documento. A ferramenta de perfil de EM 100 pode compreender um transmissor 102 e/ou um receptor 104. Nos exemplos, a ferramenta de perfil de EM 100 pode ser uma ferramenta de indução que pode operar com a execução de onda contínua de pelo menos uma frequência. Isto pode ser realizado com qualquer número de transmissores 102 e/ou qualquer número de receptores 104, que podem ser dispostos na ferramenta de perfilagem EM 100. Em exemplos adicionais, o transmissor 102 pode funcionar e/ou operar como um receptor 104. A ferramenta de perfilagem EM 100 pode ser operativamente acoplada a um transportador 106 (por exemplo, cabo fixo, cabo liso, tubagem enrolada, tubo, trator de fundo de poço e/ou semelhantes) que pode fornecer suspensão mecânica, bem como conectividade elétrica, para a ferramenta de perfilagem EM 100. O transporte 106 e a ferramenta de perfilagem de EM 100 podem se estender dentro da coluna de revestimento 108 até uma profundidade desejada dentro do furo de poço 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, o qual pode ser utilizado para elevar e abaixar o conjunto da ferramenta no furo de poço 110. Os sinais registrados pela ferramenta de perfilagem EM 100 podem ser armazenados na memória e depois processados pela unidade de visualização e armazenamento 120 após a recuperação da ferramenta de perfilagem de EM 100 a partir do furo de poço 110. Alternativamente, os sinais registrado pela ferramenta de perfilagem de EM 100 podem ser conduzidos para exibir e armazenar a unidade 120 pelo transportador 106. A unidade de exibição e armazenamento 120 pode processar os sinais, e as informações nele contidas podem ser exibidas para um operador observar e armazenar 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 para a ferramenta de perfilagem de EM 100. A coluna de revestimento típica 108 pode se estender a partir da cabeça de poço 112 no nível do solo ou acima dele até uma profundidade selecionada dentro de um furo de poço 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 notar-se que pode haver qualquer número de camadas de revestimento.

[009] A Figura 1 também ilustra uma coluna de tubos típica 138, a qual pode ser posicionada dentro da coluna de revestimento 108 que se estende da parte da distância para baixo do furo de poço 110. A coluna de tubo 138 pode ser tubagem de produção, coluna de tubagem, 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 de EM 100 pode ser dimensionada de modo que possa ser baixada para dentro do furo de poço 110 através da coluna de tubulação 138, evitando assim a dificuldade e a despesa associadas a puxar a coluna de tubulação 138 para fora do furo de poço 110.

[0010] Em sistemas de perfilagem, tais como, por exemplo, sistemas de perfilagem utilizando a ferramenta de perfilagem de EM 100, pode ser utilizado um sistema de telemetria digital, em que um circuito elétrico pode ser utilizado tanto para fornecer energia para a ferramenta de perfilagem de EM 100 quanto para transferir dados entre a unidade de exibição e armazenamento 120 e a ferramenta de perfilagem de EM 100. Uma voltagem CC pode ser fornecida à ferramenta de perfilagem de EM 100 por uma fonte de energia localizada acima do nível do solo e os dados podem ser acoplados ao condutor de energia de CC por um sistema de pulsos de corrente de banda base. Alternativamente, a ferramenta de perfilagem de EM 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 de EM 100 podem ser armazenados dentro do conjunto de ferramentas de fundo de poço, em vez de transmitidos para a superfície durante a perfilagem (detecção de corrosão).

[0011] A ferramenta de perfilagem de EM 100 pode ser utilizada para excitação do transmissor 102. O transmissor 102 pode transmitir campos eletromagnéticos para a formação subterrânea 142. Os campos eletromagnéticos do transmissor 102 podem ser referidos como um campo eletromagnético primário. Os campos eletromagnéticos primários podem produzir correntes parasitas na coluna de revestimento 108 e na coluna de tubulação 138. Estas correntes Parasitas, por sua vez, produzem campos eletromagnéticos secundários que podem ser detectados junto com os campos eletromagnéticos primários pelos receptores 104. A caracterização da coluna de revestimento 108 e da coluna de tubos 138, incluindo a determinação dos atributos de tubo, pode ser realizada medindo e processando estes campos eletromagnéticos. Os atributos de tubo podem incluir, mas não estão limitados a, espessura do tubo, condutividade do tubo e/ou permeabilidade do tubo.

[0012] Como ilustrado, os receptores 104 podem ser posicionados na ferramenta de perfilagem de EM 100 a distâncias selecionadas (por exemplo, espaçamento axial) afastadas dos transmissores 102. Os espaçamentos axiais dos receptores 104 dos transmissores 102 podem variar, por exemplo, de cerca de 0 polegada (0 cm) a cerca de 40 polegadas (101,6 cm) ou mais. Deve ser entendido que a configuração da ferramenta de perfilagem EM 100, mostrada na Figura 1, é meramente ilustrativa e que outras configurações da ferramenta de perfilagem EM 100 podem ser utilizadas com as técnicas atuais. Um espaçamento de 0 polegada (0 cm) pode ser obtido colocando-se bobinas com diferentes diâmetros. Enquanto a Figura 1 mostra apenas um arranjo único de receptores 104, pode haver múltiplos arranjos de sensores em que a distância entre o transmissor 102 e os receptores 104 em cada um dos arranjos de sensores pode variar. Além disso, a ferramenta de perfilagem de EM 100 pode incluir mais do que um transmissor 102 e mais ou menos do que seis dos receptores 104. Além disso, o transmissor 102 pode ser uma bobina implementada para transmissão de campo magnético enquanto também mede campos EM, em alguns casos. Quando são utilizados múltiplos transmissores 102, o seu funcionamento pode ser multiplexado ou multiplexado no tempo. Por exemplo, um único transmissor 102 pode transmitir, por exemplo, um sinal de múltiplas frequências ou um sinal de banda larga. Embora não seja mostrada, a ferramenta de perfilagem de EM 100 pode incluir um transmissor 102 e um receptor 104 que estão na forma de bobinas ou solenoides coaxialmente posicionados dentro de um tubular de fundo de poço (por exemplo, coluna de revestimento 108) e separados ao longo do eixo da ferramenta. Alternativamente, a ferramenta de perfilagem de EM 100 pode incluir um transmissor 102 e receptor 104 que estão na forma de bobinas ou solenoides coaxialmente posicionados dentro de um tubular de fundo de poço (por exemplo, coluna de revestimento 108) e colocados ao longo do eixo da ferramenta.

[0013] A transmissão de campos EM pelo transmissor 102 e o registro de sinais pelos receptores 104 podem ser controlados 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 armazenamento 120. Em alternativa, o sistema de manipulação de informações 144 pode ser um componente da ferramenta de perfilagem de EM 100. Um sistema de manipulação de informações 144 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 144 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. Sistema de manipulação de informações 144 pode incluir uma unidade de processamento 146 (por exemplo, microprocessador, unidade de processamento central, etc.) que pode processar os dados do perfil de EM, executando o software ou as instruções obtidas de um meio local não transitório legível por computador 148 (por exemplo, discos ópticos, discos magnéticos). O meio não transitório legível por computador 148 pode armazenar software ou instruções dos métodos aqui descritos. Um meio não transitório legível por computador 148 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 148 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, microondas, ondas de rádio e outras portadoras eletromagnéticas e/ou ópticas; e/ou qualquer combinação das supracitadas. O sistema de manipulação de informações 144 também pode incluir I(s) dispositivo(s) de entrada 150 (por exemplo, teclado, mouse, touchpad, etc.) e o(s) dispositivo(s) de saída 152 (por exemplo, monitor, impressora, etc.). O(s) dispositivo(s) de entrada 150 e o(s) dispositivo(s) de saída 152 proporcionam uma interface de usuário que permite a um operador interagir com a ferramenta de perfilagem de EM 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, veja dados de perfilagem coletados, veja resultados de análises e/ou execute outras tarefas.

[0014] A ferramenta de perfilagem de EM 100 pode utilizar qualquer técnica de EM adequada com base na corrente Parasita ("EC") para inspeção de tubos concêntricos (por exemplo, coluna de revestimento 108 e coluna de tubos 138). As técnicas de EC podem ser particularmente adequadas para a caracterização de um arranjo de múltiplas colunas na qual tubos concêntricos são usados. As técnicas de EC podem incluir, mas não estão limitadas a, técnicas de EC de domínio de frequência e técnicas de EC de domínio do tempo.

[0015] Em técnicas de EC de domínio de frequência, o transmissor 102 de ferramenta de perfilagem de EM 100 pode ser alimentado por um sinal sinusoidal contínuo, produzindo campos magnéticos primários que iluminam os tubos concêntricos (por exemplo, a coluna de revestimento 108 e a coluna de tubo 138). Os campos eletromagnéticos primários produzem correntes parasitas nos tubos concêntricos. Estas correntes Parasitas, por sua vez, produzem campos eletromagnéticos secundários que podem ser detectados junto com os campos eletromagnéticos primários pelos receptores 104. A caracterização dos tubos concêntricos pode ser realizada medindo e processando esses campos eletromagnéticos.

[0016] Nas técnicas de EC de domínio de tempo, que também podem ser referidas como EC pulsada (“PEC”), o transmissor 102 pode ser alimentado por um pulso. Os campos eletromagnéticos primários transientes podem ser produzidos devido à transição do pulso de “desligado” para “ligado” ou de “ligado” para “desligado” (mais comum). Esses campos eletromagnéticos transientes produzem EC nos tubos concêntricos (por exemplo, a coluna de revestimento 108 e a coluna de tubo 138). A EC, por sua vez, produz campos eletromagnéticos secundários que podem ser medidos pelos receptores 104 colocados a alguma distância na ferramenta de perfilagem EM 100 do transmissor 102, como mostrado na Figura 1. Em alternativa, os campos eletromagnéticos secundários podem ser medidos por um receptor colocado no mesmo local (não mostrado) ou com o próprio transmissor 102.

[0017] Deve ser entendido que enquanto a coluna de revestimento 108 está ilustrada como uma única coluna de revestimento, pode haver múltiplas camadas de tubos concêntricos dispostas na seção do furo de poço 110 com a coluna de revestimento 108. Os dados de perfil de EM podem ser obtidos em duas ou mais seções do furo de poço 110 com múltiplas camadas de tubos concêntricos. Por exemplo, a ferramenta de perfilagem de EM 100 pode fazer uma primeira medição da coluna de tubo 138, compreendendo qualquer número adequado de junções 130 conectadas por colares 132. As medições podem ser feitas no domínio de tempo e/ou na faixa de frequência. A ferramenta de perfilagem EM 100 pode fazer uma segunda medição numa coluna de revestimento 108 do primeiro revestimento 134, em que o primeiro revestimento 134 compreende qualquer número adequado de tubos conectados por colares 132. As medições podem ser feitas no domínio de tempo e/ou no domínio de frequência. Estas medições podem ser repetidas qualquer número de vezes e para o segundo revestimento 136 e/ou quaisquer camadas adicionais da coluna de revestimento 108. Nesta divulgação, como discutido mais adiante, métodos podem ser utilizados para determinar a localização de qualquer número de colares 132 na coluna de revestimento 108 e/ou na coluna de tubos 138. A determinação da localização de colares 132 no domínio de frequência e/ou no domínio de tempo pode permitir um processamento preciso dos dados registrados na determinação das propriedades da coluna de revestimento 108 e/ou da coluna de tubos 138, tal como a corrosão. Como mencionado acima, as medições podem ser tomadas no domínio de frequência e/ou no domínio de tempo.

[0018] Em EC no domínio da frequência, a frequência da excitação pode ser ajustada de modo que múltiplas reflexões na parede do tubo (por exemplo, coluna de revestimento 108 ou coluna de tubos 138) são insignificantes e o espaçamento entre os transmissores 102 e/ou o receptor 104 é grande o suficiente que a contribuição para a impedância mútua do modo de guia de onda dominante (mas evanescente) é pequena comparada com a contribuição para a impedância mútua do componente de corte de ramificação. O efeito de corrente parasita de campo remoto (RFEC) pode ser observado. Num regime de RFEC, a impedância mútua entre a bobina do transmissor 102 e a bobina de um dos receptores 104, pode ser sensível à espessura da parede do tubo. Para ser mais específico, a fase da impedância varia conforme: e a magnitude da impedância mostra a dependência: onde ω é a frequência angular da fonte de excitação, μ é a permeabilidade magnética do tubo, o é a condutividade elétrica do tubo, e t é a espessura do tubo. Usando a definição comum de profundidade da pele para os metais como:

[0019] A fase da impedância varia conforme: e a magnitude da impedância mostra a dependência:

[0020] Em RFEC, a quantidade estimada pode ser a espessura total do metal. Assim, para múltiplos tubos concêntricos, o parâmetro estimado pode ser o total ou a soma das espessuras dos tubos. A variação quase linear da fase de impedância mútua com a espessura total do metal pode ser empregada para realizar uma estimativa rápida para estimar a espessura total de múltiplos tubos concêntricos. Para este propósito, para qualquer conjunto de dimensões de tubos, propriedades de materiais e configuração de ferramentas, tal variação linear pode ser construída rapidamente e pode ser usada para estimar a espessura total dos tubos concêntricos. O sistema de manipulação de informações 144 pode permitir que um operador selecione opções de análise, veja dados de perfilagem coletados, veja resultados de análises e/ou execute outras tarefas.

[0021] O monitoramento da condição da coluna de tubos 138 e da coluna de revestimento 108 pode ser realizado no sistema de manipulação de informações 144 em operações de campo de petróleo e gás. O sistema de manipulação de informações 144 pode ser utilizado com técnicas de Corrente Parasita (EC) Eletromagnética (EM) para inspecionar a coluna de tubos 138 e a coluna de revestimento 108. As técnicas EM EC podem incluir técnicas de EC no domínio de frequência e técnicas de EC no domínio de tempo. Nas técnicas no domínio de tempo e no domínio de frequência, um ou mais transmissores 102 podem ser excitados com um sinal de excitação e o receptor 104 pode gravar o sinal de excitação refletido para interpretação. O sinal recebido é proporcional à quantidade de metal que está ao redor do transmissor 102 e do receptor 104. Por exemplo, menor magnitude do sinal é tipicamente uma indicação de mais metal e mais magnitude do sinal é uma indicação de menos metal. Essa relação pode ser utilizada para determinar a perda de metal, o que pode ser devido a uma anormalidade relacionada ao tubo, como corrosão ou flambagem.

[0022] A Figura 2 mostra a ferramenta de perfilagem de EM 100 disposta na coluna de tubos 138 que pode ser cercada por uma pluralidade de tubos agrupados (por exemplo, primeiro revestimento 134 e segundo revestimento 136) e uma ilustração das anomalias 200 dispostas dentro da pluralidade de tubos agrupados. À medida que a ferramenta de perfilagem de EM 100 se move através da coluna de tubos 138 e da coluna de revestimento 108, um ou mais transmissores 102 podem ser excitados e um sinal (impedância mútua entre o transmissor 102 e o receptor 104) em um ou mais receptores 104 pode ser registrado.

[0023] Devido à física da corrente Parasita e à atenuação eletromagnética, a coluna de tubos 138 e/ou a coluna de revestimento 108 podem gerar um sinal elétrico que está na polaridade oposta ao sinal de incidente e resulta em uma redução no sinal recebido. Normalmente, mais volume de metal se traduz em mais sinal perdido. Como resultado, inspecionando os ganhos do sinal, é possível identificar zonas com perda de metal (como corrosão). A fim de distinguir sinais que se originam de anomalias em diferentes tubos de uma configuração de múltiplos tubos aninhados, vários espaçamentos e frequências transmissor-receptor podem ser utilizados. Por exemplo, transmissores de espaçamento curto 102 e receptores 104 podem ser sensíveis ao primeiro revestimento 134, enquanto transmissores de espaçamento mais longo 102 e receptores 104 podem ser sensíveis ao segundo revestimento 136 e/ou tubos mais profundos (3o, 4o, etc.). Ao analisar os níveis de sinal nesses diferentes canais com métodos de inversão, é possível relacionar um certo sinal recebido a uma certa perda ou ganho de metal em cada tubo. Além da perda de metal, outras propriedades do tubo, como permeabilidade magnética e condutividade, também podem ser estimadas por métodos de inversão. No entanto, pode haver fatores que complicam a interpretação das perdas. Por exemplo, os sinais de tubo profundo podem ser significativamente mais baixos (por exemplo, uma ou duas ordens de magnitude inferiores) do que os sinais de tubo mais rasos. Aparecem indicações de mergulho duplo para transmissores de espaçamento longo 102 e receptores 104. A propagação espacial dos sinais de transmissor- receptor espaçados por um colar 132 pode ser de cerca de um pé (0,3048 metro) a cerca de 6 pés (1,8288 metros). Devido a essas complicações, talvez seja necessário usar métodos para inspecionar com precisão os recursos do tubo.

[0024] A inspeção de múltiplos tubos pode utilizar inversão para inspecionar com precisão os recursos do tubo. A inversão é um processo iterativo em que os sinais gerados a partir de um modelo direto são correspondidos às medições. Isso é realizado fazendo ajustes nos parâmetros de entrada iterativamente até que um modelo direto dos parâmetros de entrada corresponda às respostas medidas. Esse processo geralmente envolve a execução do modelo direto centenas de vezes para cada ponto de perfilagem. Vários métodos podem ser utilizados para acelerar esse processo. Esses métodos podem utilizar modelos diretos que fazem uso de uma suposição de concentricidade, em que os tubos agrupados são assumidos como tendo o mesmo ponto central. A Figura 3A mostra um exemplo de configuração de tubo concêntrico e 3B mostra um exemplo de configuração de tubo excêntrico. Como ilustrado nas Figuras 3A e 3B, a ferramenta de perfilagem de EM 100 pode ser disposta dentro da coluna de tubos 138, primeiro revestimento 134, segundo revestimento 136 e terceiro revestimento 300.

[0025] Quando um modelo direto baseado na configuração de tubo concêntrico, ilustrado na Figura 3A, é usado em uma inversão baseada em modelo de um problema com a configuração de tubo excêntrico, ilustrado na Figura 3B, certos artefatos aparecem nos resultados da inversão. Mais especificamente, o efeito de excentricidade não contabilizado pode se manifestar como perda ou corrosão de metal em um ou múltiplos tubos.

[0026] A Figura 4 mostra um exemplo de perfil de poço 400 com esse artefato. O eixo y mostra a profundidade e o eixo x mostra várias trilhas de espessura. A espessura da coluna de tubo 138, primeiro revestimento 134, segundo revestimento 136 e terceiro revestimento 300 são ilustradas com espessuras individuais e a última faixa ilustra uma espessura total 402, conforme registrado. As espessuras diminuem para a esquerda e aumentam para a direita. Em cada pista, a curva 404 é a espessura nominal do tubo e a curva 406 é a espessura produzida pela inversão, caso nenhuma remoção de artefato seja aplicada. A curva 404 segue uma linha de base que aumenta e diminui suavemente, que são as características de assinatura do artefato. A curva 408 mostra a espessura após a remoção do artefato na saída. A espessura corrigida mostra muito menos variação na linha de base. Como discutido abaixo, identificar e remover os artefatos da entrada e/ou saída de um método de inversão pode permitir que um operador determine a localização da corrosão através de múltiplos tubos na coluna de revestimento 108 (por exemplo, referindo-se à Figura 1).

[0027] A Figura 5 mostra um fluxograma de identificação e remoção de artefato 500. O fluxograma 500 pode ser dividido em duas seções. A primeira seção 502 pode compreender identificação de artefato e a segunda seção 504 pode compreender remoção de artefato. Como ilustrado no fluxograma 500, a primeira seção 502 e a segunda seção 504 podem incluir etapas iniciais semelhantes. Deve-se notar que a primeira seção 502 para identificação de artefato e a segunda seção 504 para remoção de artefato podem operar independentemente uma da outra. No entanto, é possível aprimorar a robustez da segunda seção 504, remoção de artefato, aplicando a remoção apenas em locais onde um artefato pode ser identificado e descartado, conforme determinado na primeira seção 502.

[0028] Tanto a primeira seção 502 como a segunda seção 504 podem estar com um sinal de entrada, gravado pelo receptor 104 (por exemplo, referindo-se à Figura 1), sendo usadas na etapa 506. A etapa 506 pode operar e funcionar para remover os colares, através da remoção dos sinais do colar, do sinal de entrada. Por exemplo, os colares 132 (por exemplo, referindo-se à Figura 1) podem ser identificados utilizando qualquer algoritmo disponível e substituindo os sinais de colar por um sinal de fundo mais suave. Sem limitação, os algoritmos podem ser algoritmos de detecção de pico, filtros correspondentes, aprendizado de máquina e/ou semelhantes. Como os colares 132 geram sinais com grande magnitude, os colares 132 podem dificultar a identificação numérica de uma linha de base do sinal de entrada. Em exemplos, uma grande magnitude pode ser 20 por cento maior que o sinal da linha de base (nominal). A etapa 506 pode garantir que as operações de identificação e remoção abaixo possam ser executadas com base em uma linha de base precisa possível.

[0029] Após a identificação da posição dos colares 132 na etapa 506, a remoção do sinal do colar pode ser realizada usando um dos muitos métodos disponíveis. Em uma modalidade específica, certos pontos de interrupção podem ser identificados para cada colar 132 (por exemplo, referindo-se à Figura 1) na dimensão de profundidade com base na localização do colar 132 e na largura esperada da assinatura, como mostrado nas Figuras 6A e 6B. Os pontos de interrupção 600 podem ser colocados nas posições dc-0,6w, dc e dc+0,6w onde dc é a profundidade do colar 132 e w é a largura esperada da assinatura do colar. A Figura 6A mostra um exemplo de posicionamento inicial 602. Os pontos de interrupção iniciais 600 podem ser movidos para fora para os primeiros mínimos/máximos locais para reduzir as mudanças bruscas na inclinação do sinal devido à remoção do colar. As posições finais 604 dos pontos de interrupção após a movimentação são mostradas na Figura 6B.

[0030] Após a finalização dos pontos de interrupção 600, os colares 132 (por exemplo, referindo-se à Figura 1) podem ser removidos interpolando entre os pontos de interrupção 600. Uma função de interpolação linear e / ou qualquer outra pode ser usada. O processo descrito acima pode ser repetido para todos os colares 132 que foram identificados na etapa 506, voltando à Figura 5. No caso de colares sobrepostos 132, a remoção pode ser aplicada de forma aditiva onde o sinal removido do colar 132, Vcr, pode ser usado como o sinal de entrada para a segunda remoção (sobreposta) do colar 132. Em exemplos, a remoção do sinal de colar pode ser realizada aplicando um filtro passa-baixa ao sinal. Como exemplo, um filtro retangular com uma largura de 5 pés (1. 524 metros) pode ser usado como um filtro médio ou um filtro mediano.

[0031] A Figura 7 mostra um exemplo de um sinal removido do colar 700 após a remoção do colar. Os pontos de interrupção iniciais 702 são mostrados, bem como uma sobreposição. Os colares 132 (por exemplo, referentes à Figura 1) associados a diferentes tubos podem ser capturados pelo sinal original 704, como ilustrado na Figura 7.

[0032] Como ilustrado na Figura 7, a remoção do colar gera um sinal de colar removido 700 livre de "picos de colar" e pode permitir que um operador identifique com facilidade e precisão a linha de base subjacente. A diferença entre o sinal original 704 e o sinal removido de colar 700 pode ser armazenada como o "sinal de colar," Vc, para ser usado posteriormente no processo abaixo.

[0033] Voltando à Figura 5, após a etapa 506, removendo os colares da entrada do sinal, a etapa 508 calcula uma linha de base, Vb. Isso pode ser obtido através da filtragem passa-baixa do sinal removido do colar, Vcr, da etapa 506, usando a equação:

[0034] A banda passante da passa-baixa pode ser selecionada para rejeitar qualquer variação local (como perda de metal) e capturar apenas variações lentas da linha de base. Como exemplo, um filtro retangular com uma largura de 60 pés (18. 288 metros) pode ser usado como um filtro médio ou um filtro mediano. Note-se que qualquer largura pode ser utilizada em um filtro retangular. Após a etapa 508, a linha de base calculada pode ser inserida na etapa 510. A etapa 510 pode operar e funcionar para subtrair a linha de base da etapa 508 para obter o sinal subtraído da linha de base usando a equação abaixo:

[0035] Um sinal final da etapa 510 pode incluir artefatos e perdas de metal. Pode ser usado na primeira seção 502 para identificação de artefato e / ou na segunda seção 504 para remoção de artefato. Por exemplo, na primeira seção 502, a identificação de artefato, pode começar com a etapa 512, que pode normalizar em relação ao sinal antes da subestação. Isso pode ser realizado normalizando o sinal subtraído da linha de base da etapa 510, Vbs, com o sinal removido do colar, Vcr. Isso pode dar uma saída, na etapa 514, de um indicador de artefato. Como um exemplo, o indicador de artefato na etapa 514 pode ser calculado como a parte real do sinal subtraído da linha de base da etapa 510 dividido pelo valor absoluto do sinal removido do colar na profundidade da formiga selecionada por um operador e para cada sinal, como mostrado abaixo:

[0036] Fórmulas alternativas para o cálculo de um indicador de artefato na etapa 514 podem ser usadas. Como exemplo, parte real ou imaginária de Vbs pode ser usada no lugar do valor absoluto. Da mesma forma, parte real ou imaginária de Vcr pode ser usada no lugar do valor absoluto. Em geral, qualquer sinal normalizado da etapa 512 ou sinal subtraído da linha de base não normalizada da etapa 510, Vbs, pode ser usado como um indicador de artefato na etapa 514. No entanto, a normalização na etapa 512 pode permitir que o indicador de artefato na etapa 514 seja comparado com um limiar, como visto na etapa 516. Na etapa 516, um operador pode definir limiares para detecção automática ou conveniente de anomalia manual que pode ser mais ou menos constante em relação aos poços. Em exemplos, um limiar no indicador de artefato pode ser definido como um ponto de corte entre o que é considerado um artefato (por exemplo, excentricidade) e o que é considerado um recurso real (por exemplo, um defeito ou alteração de peso). Um operador pode ajustar manualmente o limiar para aplicar a remoção de artefatos mais ou menos agressiva.

[0037] Em exemplos, um indicador de artefato da etapa 514 pode ser calculado como uma diferença entre as amplitudes normalizadas do sinal subtraído da linha de base em dois receptores diferentes, onde um primeiro receptor pode operar e funcionar para produzir leituras rasas e um segundo receptor pode operar e funcionar para produzir leituras profundas, ou vice- versa. O sinal subtraído da linha de base pode ser normalizado pelo sinal removido do colar. Por exemplo, o indicador de artefato da etapa 514 pode ser calculado como:

[0038] O indicador de artefato na Equação (9) pode ser indicativo de excentricidade do revestimento. A equação (9) pode ser baseada na observação de que a excentricidade resulta em maiores variações de sinal em leituras rasas em comparação com leituras profundas. Um valor positivo do indicador indica excentricidade. Por exemplo, o primeiro receptor que pode operar e funcionar para produzir leituras rasas pode ser sensível a apenas 0,5'' (0,01 metro) da espessura total do metal, e o segundo receptor que pode operar e funcionar para produzir leituras profundas pode ser sensível a até 2'' (0,05 metro) da espessura total do metal. A etapa 516 pode produzir uma saída na etapa 518 que é uma máscara de artefato. A máscara de artefato é uma curva versus profundidade que indica se um artefato foi detectado em uma determinada profundidade ou não. A máscara de artefato é usada para aplicar seletivamente a remoção de artefato nos dados brutos.

[0039] A Figura 8 mostra exemplos de indicadores de artefato em função da profundidade (eixo x). Cada curva é um indicador de artefato para um receptor diferente da ferramenta de perfilagem de EM 100 (por exemplo, referindo-se à Figura 1). Um limiar 800 de 0,04 é desenhado como uma linha pontilhada. Como ilustrado na Figura 8, um indicador de artefato 802 é um valor maior que 0,04 em torno de 175,26 e 243,84 metros, 575 e 800 pés, indicando um artefato em potencial que pode ser devido à excentricidade.

[0040] A Figura 9 mostra os sinalizadores de artefato 900 que correspondem ao mesmo caso na Figura 8. Os sinalizadores de artefato 900 são calculados comparando o indicador de artefato 802 (por exemplo, referindo-se à Figura 8) com um limiar 800 (por exemplo, referindo-se à Figura 8) e configurando o sinalizador de artefato 900 quando o indicador de artefato 802 estiver acima do limiar 800. Na Figura 9, um valor 0 indica um sinalizador de artefato não definido 900 e um valor 1 indica um sinalizador de artefato definido 900 seguindo a convenção binária.

[0041] Para eliminar sinalizadores de artefato definidos espuriosamente 900 (por exemplo, referindo-se à Figura 9), um filtro de largura pode ser aplicado. O filtro de largura pode verificar a largura de qualquer intervalo de profundidade contagioso onde o sinalizador de artefato 900 está definido e modificar o sinalizador de artefato 900 para desabilitar se a largura estiver abaixo de um determinado limiar. Isso força apenas as zonas "largas" a aparecerem no sinalizador de artefato 900. Como exemplo, um limiar de largura de 60 pés (18. 288 metros) pode ser usado. Como observado acima, o filtro de largura pode utilizar qualquer largura adequada que um operador possa escolher.

[0042] Voltando à Figura 5, a remoção de artefato, segunda seção 504, pode remover artefatos de um sinal de linha de base (por exemplo, referindo-se à Figura 7, linha de base 700). Para alcançar a remoção de artefato na segunda seção 504, a segunda seção 504 pode começar com a etapa 520 para encontrar uma linha de base corrigida, Vcb. Na etapa 520, a linha de base corrigida pode ser um valor constante que é a média de todos os sinais em uma determinada zona de plano de poço. As zonas de plano de poço podem ser definidas como a faixa de profundidades em que o número de tubos agrupados pode ser o mesmo. As zonas de plano de poço também podem ser definidas como a faixa de profundidades em que o diâmetro ou a espessura do tubo interno podem ser substancialmente os mesmos. A linha de base corrigida também pode ser calculada como o pico de um histograma dos valores do sinal (principalmente o valor repetido do sinal) em cada zona. Na etapa 522, a linha de base corrigida na etapa 520 e incluindo o sinal de colar, Vc, é adicionada ao sinal subtraído da linha de base da etapa 510, Vbs produzindo o sinal removido do artefato na saída 524:

[0043] A Figura 10 mostra um exemplo de resultado da remoção de artefato. Como pode ser visto na Figura 10, os desvios que variam lentamente (por exemplo, mostrados na FIG. 10 como artefatos 1000) no sinal são removidos com sucesso. O sinal removido do artefato pode ser usado como uma entrada para a inversão para produzir resultados de inversão mais precisos (artefato removido) (por exemplo, espessura estimada do tubo).

[0044] Como divulgado acima, a remoção de artefato pode ser feita em todo o perfil de poço 400, ou em locais onde o indicador de artefato, na etapa 514, pode identificar um artefato 1000.

[0045] A Figura 11 ilustra um primeiro método 1100 e um segundo método 1102 que podem incorporar os métodos descritos acima. No primeiro método 1100, um sinal gravado 1106 do receptor 104 (por exemplo, referente à Figura 1) pode ser colocado na remoção de artefato 1108. Deve-se notar que a remoção de artefato 1108 é o fluxograma de identificação e remoção de artefatos 500 (por exemplo, referente à Figura 5). A saída 1110 da remoção de artefato 1108 pode ser um sinal corrigido ou uma pluralidade de sinais corrigidos. A saída 1110 pode ser colocada em um esquema de inversão 1112, discutido acima, que pode produzir uma saída 1114 para a espessura corrigida.

[0046] No segundo método 1102, o processo no primeiro método 1100 pode ser revertido. Por exemplo, como ilustrado na Figura 11, os sinais gravados 1106 do receptor 104 (por exemplo, referindo-se à Figura 1) podem ser colocados no esquema de inversão 1112. A saída 1116 do esquema de inversão 1112 pode ser espessura. A saída 1116 pode ser colocada na remoção de artefato 1108. Deve-se notar que a remoção de artefato 1108 é o fluxograma de identificação e remoção de artefatos 500 (por exemplo, referente à Figura 5), que pode produzir uma saída 1114 para a espessura corrigida.

[0047] Determinar e localizar com precisão a perda de metal no fundo de poço pode depender da identificação e verificação precisa de artefatos. Verificou-se que artefatos de variação lenta, como excentricidade, podem complicar significativamente a interpretação e podem resultar em falsas indicações de corrosão. Como resultado, a indicação e remoção de tais artefatos pode ser crucial para aumentar a confiabilidade dos produtos de inspeção de corrosão eletromagnética e minimizar as operações de reparação desnecessárias para os clientes.

[0048] A tecnologia anterior pode resolver esses problemas utilizando um desajuste de inversão. Isso pressupõe que um modelo preciso da ferramenta de perfilagem de EM 100 e da coluna de revestimento 108 esteja presente e qualquer desvio de um modelo direto possa ser resolvido pela inversão. Na prática, isso pode não ser verdade, pois a utilização de uma inversão baseada em modelo pode depender muito da validade do modelo subjacente, bem como da definição específica da função de custo. Melhorias em relação a outras técnicas e ferramentas podem, por exemplo, ser independentes do número associado à inversão e, como resultado, fornecem uma solução mais prática e robusta para o problema.

[0049] Ao identificar e localizar defeitos, como corrosão, espessura do tubo de desbaste e/ou semelhantes, o operador pode determinar o local exato dentro de uma coluna de tubos ou revestimento, onde uma operação de poço pode ser executada em resposta à característica identificada, como corrosão. Em exemplos, qualquer operação de poço adequada pode ser executada para lidar com a corrosão em resposta ao recurso identificado, incluindo, mas não limitado a, tratamentos químicos, entre outros. As operações de poço podem envolver substituir, fixar ou adicionar coluna de revestimento, tubulação, colares, filtros, packers e/ou semelhantes. Em exemplos, um operador pode detectar o tratamento da corrosão removendo a corrosão e adicionando revestimentos de proteção à área afetada. Isso pode impedir a perda de fluidos de produção, produtos químicos e/ou semelhantes na formação.

[0050] Por conseguinte, um sistema e método para corrigir um efeito dielétrico e obter uma estimativa precisa da resistividade a partir de um dispositivo de fundo de poço podem ser fornecidos. Os sistemas e métodos divulgados aqui podem incluir qualquer um dos vários recursos dos sistemas e métodos divulgados aqui, incluindo uma ou mais das seguintes declarações.

[0051] Declaração 1: Um método para detectar corrosão pode compreender colocar uma ferramenta de perfilagem eletromagnética em um furo de poço. A ferramenta de perfilagem eletromagnética pode compreender um transmissor, em que o transmissor está configurado para emitir um campo eletromagnético e um receptor, em que o receptor está configurado para registrar uma corrente parasita. O método pode ainda compreender emitir o campo eletromagnético do transmissor; energizar um revestimento com o campo eletromagnético para produzir uma corrente parasita; registrar a corrente parasita do revestimento com o receptor; criar um perfil de poço a partir da corrente parasita registrada; remover um sinal de colar do perfil de poço para obter um sinal removido do colar; calcular um sinal de linha de base a partir do sinal removido do colar; subtrair o sinal da linha de base do sinal removido do colar para obter um sinal subtraído da linha de base; calcular um sinal removido do artefato com o sinal subtraído da linha de base; e exibir o sinal removido do artefato.

[0052] Declaração 2: O método da declaração 1, em que a remoção do sinal do colar compreende identificar os locais do colar, identificar uma largura para uma assinatura do colar, utilizar interpolação para remover a assinatura do colar ao redor de cada um dos locais do colar.

[0053] Declaração 3: O método de qualquer declaração anterior, em que os locais do colar são identificados automaticamente usando um algoritmo localizador de colar automático.

[0054] Declaração 4: O método de qualquer declaração anterior, em que a remoção do sinal de colar compreende passar a corrente parasita por uma passa-baixa ou um filtro mediano.

[0055] Declaração 5: O método de qualquer declaração anterior, em que o cálculo de um sinal de linha de base compreende filtrar o sinal removido do colar com um filtro passa-baixa ou mediano.

[0056] Declaração 6: O método de qualquer declaração anterior, em que a corrente parasita é uma medição bruta ou normalizada.

[0057] Declaração 7: O método de qualquer declaração anterior, em que a corrente parasita é indicativa dos níveis de corrosão.

[0058] Declaração 8: O método de qualquer declaração anterior, compreendendo ainda calcular um indicador de artefato.

[0059] Declaração 9: O método da declaração 8, em que uma profundidade na qual uma remoção de artefato é aplicada é determinada com base nos valores do indicador de artefato.

[0060] Declaração 10: O método das declarações 8 ou 9, em que o cálculo do indicador de artefato compreende normalizar o sinal subtraído da linha de base com o sinal removido pelo colar ou a corrente parasita.

[0061] Declaração 11: O método das declarações 8 a 10, em que o cálculo do indicador de artefato compreende dividir o valor absoluto do sinal subtraído da linha de base pelo valor absoluto do sinal removido do colar.

[0062] Declaração 12: O método da declaração 11, em que um sinal do indicador de artefato é determinado com base na diferença de fase do sinal subtraído da linha de base e do sinal removido do colar.

[0063] Declaração 13: O método das declarações 8 a 10, em que o cálculo do indicador de artefato compreende tomar a diferença entre amplitudes normalizadas do sinal subtraído da linha de base em um primeiro receptor e um segundo receptor, em que o primeiro receptor produz leituras superficiais e o segundo receptor produz leituras profundas.

[0064] Declaração 14: O método das declarações 8 a 10 ou 13, compreendendo ainda calcular uma máscara de artefato, em que o cálculo da máscara de artefato compreende comparar o indicador de artefato com um limiar e a configuração de um valor de uma bandeira de artefato com um valor diferente quando o indicador de artefato excede o limiar.

[0065] Declaração 15: O método da declaração 1, em que o cálculo do sinal removido do artefato compreende adicionar uma linha de base corrigida e uma pluralidade de colares ao sinal subtraído da linha de base, em que a linha de base corrigida é uma constante por zona; e em que a constante por zona é definida como uma faixa contínua de profundidades compreendendo um mesmo número de tubos agrupados, a faixa contínua de profundidades dentro de um primeiro diâmetro e espessura do tubo interno; a constante por zona é o furo de poço, uma média do sinal removido do colar ou selecionado de um histograma do sinal removido do colar.

[0066] Declaração 16: Um sistema para detectar corrosão pode compreender uma ferramenta de perfilagem eletromagnética. A ferramenta de perfilagem eletromagnética pode compreender um transmissor, em que o transmissor está configurado para emitir um campo eletromagnético, um receptor, em que o receptor está configurado para registrar uma corrente parasita e um sistema de manipulação de informações. O sistema de manipulação de informações pode ser configurado para criar um registro de poço com base, pelo menos em parte, na corrente parasita registrada; remover um sinal de colar do perfil do poço para obter um sinal removido do colar; calcular um sinal de linha de base a partir do sinal removido do colar; subtrair o sinal da linha de base do sinal removido do colar para obter um sinal subtraído da linha de base; calcular um sinal removido do artefato com o sinal subtraído da linha de base; e exibir o sinal removido do artefato.

[0067] Sistema, de acordo com a reivindicação 16, em que o sistema de manipulação de informações é ainda configurado para calcular um indicador de artefato.

[0068] Sistema, de acordo com a reivindicação 17, em que uma profundidade na qual uma remoção de artefato é aplicada é determinada com base nos valores do indicador de artefato.

[0069] Sistema, de acordo com a reivindicação 17, em que o cálculo do indicador de artefato compreende normalizar o sinal subtraído da linha de base com o sinal removido pelo colar ou a corrente parasita.

[0070] Sistema, de acordo com a reivindicação 17, em que o cálculo do indicador de artefato compreende dividir o valor absoluto do sinal subtraído da linha de base pelo valor absoluto do sinal removido do colar.

[0071] 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.

[0072] 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.

[0073] 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.

Claims (20)

1. Método para detectar corrosão, caracterizado pelo fato de que compreende: colocar uma ferramenta de perfilagem eletromagnética (100) em um furo de poço (110), em que a ferramenta de perfilagem eletromagnética (100) compreende: um transmissor (102), em que o transmissor (102) está configurado para emitir um campo eletromagnético; e um receptor (104), em que o receptor (104) está configurado para gravar uma corrente parasita; emitir o campo eletromagnético do transmissor (102); energizar um revestimento (134, 136) com o campo eletromagnético para produzir uma corrente parasita; registrar a corrente parasita do revestimento (134, 136) com o receptor (104); criar um perfil de poço (400) a partir da corrente parasita registrada; identificar todo sinal de colar (132) no perfil de poço (400), em que o sinal de colar (132) é formado a partir da corrente parasita em um colar (132), em que o colar (132) conecta junções (130) em uma coluna de tubos (138) no revestimento (134, 136); remover todo sinal de colar (132) do perfil de poço (400) para obter um sinal removido do colar (700); calcular um sinal de linha de base a partir do sinal removido do colar (700); subtrair o sinal de linha de base do sinal removido do colar (700) para obter um sinal subtraído da linha de base; calcular um sinal removido do artefato com o sinal subtraído da linha de base; e exibir o sinal removido do artefato.

2. Método de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que a remoção do sinal do colar (700) compreende identificar os locais do colar (132), identificar uma largura para uma assinatura do colar (132), utilizar interpolação para remover a assinatura do colar (132) ao redor de cada um dos locais do colar (132).

3. Método de acordo com a reivindicação 2, caracterizado pelo fato de que os locais do colar (132) são identificados automaticamente usando um algoritmo localizador de colar (132) automático.

4. Método de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que a remoção do sinal de colar (132) compreende passar a corrente parasita por uma passa-baixa ou um filtro mediano.

5. Método de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que o cálculo de um sinal de linha de base compreende filtrar o sinal removido do colar (700) com um filtro passa-baixa ou mediano.

6. Método de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que a corrente parasita é uma medição bruta ou normalizada.

7. Método de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que a corrente parasita é indicativa dos níveis de corrosão.

8. Método de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que compreende ainda calcular um indicador de artefato.

9. Método de acordo com a reivindicação 8, caracterizado pelo fato de que uma profundidade na qual uma remoção de artefato (500) é aplicada é determinada com base nos valores do indicador de artefato.

10. Método de acordo com a reivindicação 8, caracterizado pelo fato de que o cálculo do indicador de artefato compreende normalizar o sinal subtraído da linha de base com o sinal removido pelo colar (132) ou a corrente parasita.

11. Método de acordo com a reivindicação 8, caracterizado pelo fato de que o cálculo do indicador de artefato compreende dividir o valor absoluto do sinal subtraído da linha de base pelo valor absoluto do sinal removido do colar (700).

12. Método de acordo com a reivindicação 11, caracterizado pelo fato de que um sinal do indicador de artefato é determinado com base na diferença de fase do sinal subtraído da linha de base e do sinal removido do colar (700).

13. Método de acordo com a reivindicação 8, caracterizado pelo fato de que o cálculo do indicador de artefato compreende tomar uma diferença entre amplitudes normalizadas do sinal subtraído da linha de base em um primeiro receptor (104) e um segundo receptor (104), em que o primeiro receptor (104) produz leituras superficiais e o segundo receptor (104) produz leituras profundas.

14. Método de acordo com a reivindicação 8, caracterizado pelo fato de que compreende ainda calcular uma máscara de artefato, em que o cálculo da máscara de artefato compreende comparar o indicador de artefato com um limiar, e a configuração de um valor de uma bandeira de artefato com um valor diferente quando o indicador de artefato excede o limiar.

15. Método de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que o cálculo do sinal removido do artefato compreende adicionar uma linha de base corrigida e uma pluralidade de colares (132) ao sinal subtraído da linha de base, em que a linha de base corrigida é uma constante por zona; e em que a constante por zona é definida como uma faixa contínua de profundidades compreendendo um mesmo número de tubos agrupados, a faixa contínua de profundidades dentro de um primeiro diâmetro e espessura do tubo interno; a constante por zona é o furo de poço (110), uma média do sinal removido do colar (700), ou selecionada de um histograma do sinal removido do colar (700).

16. Sistema para detectar corrosão, caracterizado pelo fato de que compreende: uma ferramenta de perfilagem eletromagnética (100), em que a ferramenta de perfilagem eletromagnética (100) compreende: um transmissor (102), em que o transmissor (102) está configurado para emitir um campo eletromagnético; um receptor (104), em que o receptor (104) está configurado para gravar uma corrente parasita; e um sistema de manipulação de informações (144) configurado para: criar um perfil de poço (400) com base, pelo menos em parte, na corrente parasita registrada; identificar todo sinal de colar (132) no perfil de poço (400), em que o sinal de colar (132) é formado a partir da corrente parasita em um colar (132), em que o colar (132) conecta junções (130) em uma coluna de tubos (138) no revestimento (134, 136); remover todo sinal de colar (132) do perfil de poço (400) para obter um sinal removido do colar (700); calcular um sinal de linha de base a partir do sinal removido do colar (700); subtrair o sinal da linha de base do sinal removido do colar (700) para obter um sinal subtraído da linha de base; calcular um sinal removido do artefato com o sinal subtraído da linha de base; e exibir o sinal removido do artefato.

17. Sistema de acordo com a reivindicação 16, caracterizado pelo fato de que o sistema de manipulação de informações (144) é ainda configurado para calcular um indicador de artefato.

18. Sistema de acordo com a reivindicação 17, caracterizado pelo fato de que uma profundidade na qual uma remoção de artefato (500) é aplicada é determinada com base nos valores do indicador de artefato.

19. Sistema de acordo com a reivindicação 17, caracterizado pelo fato de que o cálculo do indicador de artefato compreende normalizar o sinal subtraído da linha de base com o sinal removido pelo colar (132) ou a corrente parasita.

20. Sistema de acordo com a reivindicação 17, caracterizado pelo fato de que o cálculo do indicador de artefato compreende dividir o valor absoluto do sinal subtraído da linha de base pelo valor absoluto do sinal removido do colar (700).