BR112020008328A2

BR112020008328A2 - combinação de múltiplas ferramentas de inspeção de revestimento com matrizes 3d e modos operacionais duplos adaptáveis

Info

Publication number: BR112020008328A2
Application number: BR112020008328-3A
Authority: BR
Inventors: Otto N. Fanini; Babak Kouchmeshky; Daniel Joseph RATIGAN; Mohamed Daoud
Original assignee: Baker Hughes Holdings Llc
Priority date: 2017-10-30
Filing date: 2018-10-26
Publication date: 2020-10-20
Also published as: GB2582089A; WO2019089371A2; GB202007448D0; GB2582089B; US20190129057A1; US11480706B2; NO20200528A1

Abstract

Métodos, sistemas, dispositivos e produtos para realizar medições com uma ferramenta de indução multicomponente de um espaço tridimensional a partir do interior de uma pluralidade de tubulares aninhados em um poço em uma formação de terra, e estimar a propriedade para cada um dos ao menos dois tubulares usando-se as medições da ferramenta de indução multicomponente. As medições da ferramenta de indução multicomponente podem ser responsivas a uma propriedade que corresponde a pelo menos dois tubulares condutivos da pluralidade de tubulares aninhados. As medições da ferramenta de indução multicomponente podem incluir medições tridimensionais de resistividade de forma de onda senoidal no domínio da frequência de baixas frequências e medições tridimensionais de transientes EM com a ferramenta de indução multicomponente.

Description

"COMBINAÇÃO DE MÚLTIPLAS FERRAMENTAS DE INSPEÇÃO DE REVESTIMENTO COM MATRIZES 3D E MODOS OPERACIONAIS DUPLOS ADAPTÁVEIS" INVENTOR(ES): FANINI, Otto N.; KOUCHMESHKY, Babak; RATIGAN, Daniel Joseph; e DAOUD, Mohamed

CAMPO DA REVELAÇÃO

[0001] A presente revelação se refere, de modo geral, a ferramentas de perfuração de poços e, em particular, a métodos e a aparelhos para conduzir perfilagem de poços.

ANTECEDENTES DA REVELAÇÃO

[0002] A perfuração de poços para vários propósitos é bem conhecida. Tais poços podem ser perfurados para fins geotérmicos, para produzir hidrocarbonetos (por exemplo, petróleo e gás), para produzir água, e assim por diante. À profundidade de um poço pode estar na faixa de alguns milhares de pés até 25.000 pés ou mais. Em poços de hidrocarbonetos, ferramentas de fundo de poço frequentemente incorporam vários sensores, instrumentos e dispositivos de controle para executar qualquer número de operações de fundo de poço. Dessa forma, as ferramentas podem incluir sensores e/ou circuitos eletrônicos para avaliação da formação, monitoramento e controle da própria ferramenta, e assim por diante.

[0003] São conhecidos na técnica sistemas que têm instrumentos de indução multicomponente como parte de um sistema de perfilagem a cabo de aço pós- perfuração para medir as propriedades elétricas de formações de subsuperfície e determinar a localização dos limites de leito de formação ao redor do sistema de perflagem a cabo de aço. Também são conhecidas na técnica ferramentas para inspeção magnética de revestimento de tubulação.

SUMÁRIO DA REVELAÇÃO

[0004] Em aspectos, a presente revelação se refere a métodos e aparelhos para perfilagem de poços. Os métodos incluem realizar medições com uma ferramenta de induicão multicamonneante de 1m easnaca tridimancsinhal a nartir dae intarinr de uma pluralidade de tubulares aninhados em um poço em uma formação de terra, e estimar a propriedade para cada um dos ao menos dois tubulares usando-se as medições da ferramenta de indução multicomponente. As medições da ferramenta de indução multicomponente podem ser responsivas a uma propriedade que corresponde a pelo menos dois tubulares condutivos da pluralidade de tubulares aninhados. As medições da ferramenta de indução multicomponente podem incluir medições de resistividade de forma de onda senoidal no domínio da frequência de baixas frequências e medições de transientes eletromagnéticos (EM) com a ferramenta de indução multicomponente. Essas medições podem ser tridimensionais.

[0005] A propriedade correspondente a cada tubular condutivo pode compreender ao menos um dentre: i) local do tubular; ii) espessura do tubular; e iii) ao menos uma propriedade de um defeito do tubular; iv) a presença de um componente de completação dentro de ao menos um tubular; v) uma propriedade de um componente de completação fora de ao menos um tubular; vi) ovalidade de tubular do menos um tubular; vii) deformação do menos um tubular; viii) corrosão do ao menos um tubular; ix) perfuração do ao menos um tubular; x) a presença de um componente de completação fora do ao menos um tubular; xi) excentricidade do ao menos um tubular em relação a outro componente; xii) uma propriedade de material do ao menos um tubular; viii) uma propriedade de material de um material que circunda o ao menos um tubular. As medições tridimensionais de transientes EM com a ferramenta de indução multicomponente podem incluir gerar um campo eletromagnético (EM) com o uso de um transmissor EM da ferramenta de indução multicomponente 3D para produzir interações entre o campo eletromagnético e a pluralidade de tubulares condutivos aninhados; e obter medições EM indicativas das interações. Estimar a propriedade para cada um dos ao menos dois tubulares pode incluir realizar uma inversão das medições EM com o uso de um modelo direto ("fonvard modeling") gerado com a propriedade correspondente a cada tubular condutivo.

[0006] Os métodos podem incluir magnetizar pelo menos uma porção de um nrimairo: tubular da nliiralidade de tubulares nara derar IM camnna Mansnátfica espacialmente variável que tem uma distribuição de campo magnético em resposta a anormalidades no tubular; realizar medições magnetostáticas responsivas à distribuição do campo magnético a partir de uma matriz de sensores magnéticos adjacente a uma superfície interna do primeiro tubular para gerar informações das medições magnéticas. A matriz de sensores magnéticos pode compreender uma pluralidade de sensores magnéticos distribuídos em ao menos duas dimensões por toda a face de um bloco. Pelo menos um sensor da matriz de sensores magnéticos pode compreender um sensor magnético tridimensional.

[0007] Os métodos podem incluir estimar a propriedade com o uso de medições com uma ferramenta de indução multicomponente e das informações das medições magnéticas para resolver um recurso estrutural relacionado a pelo menos um tubular da pluralidade de tubulares condutivos aninhados externos em relação ao tubular mais interno da pluralidade de tubulares condutivos aninhados.

[0008] O recurso estrutural pode compreender ao menos um dentre: i) ovalidade de tubular do ao menos um tubular; ii) deformação do ao menos um tubular; iii) corrosão do ao menos um tubular; iv) perfuração do ao menos um tubular; v) a presença de um componente de completação fora do ao menos um tubular; vi) excentricidade do ao menos um tubular em relação a outro componente; vii) uma propriedade material do ao menos um tubular; viii) uma propriedade material de um material que circunda o ao menos um tubular.

[0009] Os métodos podem incluir realizar as medições magnéticas e as medições da ferramenta de indução multicomponente em uma pluralidade de posições descentralizadas em relação a ao menos um tubular da pluralidade de tubulares condutivos aninhados. O tubular pode ser magneticamente não saturado, e os métodos podem incluir caracterizar as regiões de cada tubular da pluralidade como uma dentre: linear não saturada, parcialmente saturada, e completamente saturada; e usar modelos diretos que incorporam uma curva de transferência B-H em um processo de inversão.

[0010] Os métodos podem incluir executar uma inversão conjunta com o uso de medições com uma ferramenta de indução multicomponente e das informações das medições magnéticas para resolver um recurso estrutural relacionado a pelo menos um tubular da pluralidade de tubulares condutivos aninhados externos em relação ao tubular mais interno da pluralidade de tubulares condutivos aninhados.

[0011] Magnetizar o primeiro tubular pode saturar o tubular e um volume circundante com um campo estático. Realizar medições da ferramenta de indução multicomponente pode compreender sobrepor ao menos uma dentre: i) medições tridimensionais de resistividade de forma de onda senoidal no domínio da frequência de baixas frequências, e ii) medições tridimensionais de transientes EM, no campo estático de saturação para melhorar a razão sinal/ruído.

[0012] Um invólucro não condutivo da ferramenta de indução pode separar um transmissor e um receptor da ferramenta de indução multicomponente do poço. A ferramenta de indução multicomponente pode compreender um invólucro externo, um chassi não condutivo no interior do invólucro, e um circuito de medição montado sobre o chassi não condutivo de modo que o chassi não condutivo isole eletricamente o circuito de medição de outros componentes da ferramenta de indução. O suporte pode compreender pelo menos um dentre: i) uma coluna de perfuração; ii) um flexitubo; iii) um cabo de aço; iv) um cabo de perfilagem; e v) uma tubulação transportada. Os tubulares condutivos aninhados podem ser substancialmente metálicos.

[0013] Os métodos podem incluir a realização de operações adicionais na formação dependendo da propriedade. As operações adicionais podem incluir pelo menos um dentre: i) direcionamento geológico; ii) perfuração de poços adicionais na formação; iii) realizar medições adicionais sobre a formação; iv) estimar parâmetros adicionais da formação; v) instalar equipamentos no poço; vi) avaliar a formação; vii) otimizar o desenvolvimento atual ou futuro na formação ou em uma formação similar; viii) otimizar a exploração atual ou futura na formação ou em uma formação similar; ix) narfiuirar ne naArna' à 0 Nnrndiuzir um atu mais hidrncarhaneatas 2a nartir da farmarão

[0014] Os métodos podem incluir executar uma inversão conjunta com o uso das medições da ferramenta de indução multicomponente e informações de medição de pelo menos outro sensor não eletromagnético para resolver um recurso estrutural relacionado a pelo menos um tubular da pluralidade de tubulares condutivos aninhados. As medições tridimensionais de resistividade de forma de onda senoidal no domínio da frequência de baixas frequências podem incluir o uso de uma medição de múltiplas frequências.

[0015] Os métodos descritos acima utilizam implicitamente ao menos um processador. Algumas modalidades incluem um produto de mídia legível por computador não transitória acessível ao processador e que tem instruções no mesmo que, quando executadas, fazem com que o pelo menos um processador realize os métodos descritos acima. As modalidades do aparelho podem incluir, em adição ao equipamento de medição e aparelho de transporte de fundo de poço especializados, pelo menos um processador e uma memória de computador acessível ao pelo menos um processador, que compreende uma mídia legível por computador contendo instruções que, quando executadas, fazem com que o pelo menos um processador execute os métodos descritos acima.

[0016] Exemplos de alguns recursos da revelação podem ser aqui resumidos de forma razoavelmente ampla para que a descrição detalhada dos mesmos a seguir possa ser mais bem compreendida e para que as contribuições que os mesmos representam para a técnica possam ser reconhecidas.

BREVE DESCRIÇÃO DOS DESENHOS

[0017] Para um entendimento detalhado da presente revelação, deve-se fazer referência à seguinte descrição detalhada das modalidades, tomada em conjunto com os desenhos anexos, nos quais elementos similares receberam numerais similares, em que:

[0018] A Figura 1 ilustra esquematicamente um sistema de perfilagem de poços que tem uma ferramenta de fundo de poço configurada para obter medições de ferramenta de indução multicomponente através de uma ferramenta de indução multicomponente.

[0019] A Figura 2A ilustra uma configuração de bobinas transmissoras e receptoras em instrumentos de perfilagem por indução multicomponente de acordo com algumas modalidades da revelação.

[0020] A Figura 2B ilustra instrumentos de perflagem por indução multicomponente num ambiente operacional de acordo com modalidades da revelação.

[0021] A Figura 2C ilustra outra ferramenta que inclui instrumentos de perfilagem num ambiente operacional de acordo com modalidades da revelação.

[0022] A Figura 3A ilustra uma ferramenta de perfilagem de acordo com modalidades da presente revelação.

[0023] A Figura 3B ilustra outra ferramenta de perfilagem de acordo com modalidades da presente revelação.

[0024] A Figura 3C ilustra um conjunto de bobina dupla de acordo com modalidades da presente revelação.

[0025] A Figura 4A ilustra um bloco incluindo sensores incorporados em sua face.

[0026] A Figura 4B mostra um bloco com bobinas orientadas radial e longitudinalmente e montadas sobre uma estrutura interna de bloco mostrada no bloco.

[0027] A Figura 5 é um diagrama esquemático de um sistema de perfuração exemplificador de acordo com uma modalidade da revelação.

[0028] As Figuras 6A e 6B ilustram uma seção de ferramenta de acordo com modalidades da presente revelação.

[0029] A Figura 7 ilustra métodos de acordo com modalidades da revelação.

DESCRIÇÃO DETALHADA

[0030] Aspectos da presente revelação se referem a aparelhos e métodos para a avaliação de múltiplas colunas de revestimento, incluindo a medição e a intarnretarão de fanâmenncs fícicne indicrativase de narâmetrose de intaresce de revestimento, outros componentes de infraestrutura instalados adjacentes ao revestimento ou entre dois revestimentos de tubulação (por exemplo, umbilicais, linhas de controle, sensores, etc.), cimento ou outros materiais de união ou suporte usados para instalação do revestimento, ou combinações dos mesmos. Modalidades gerais usam medições tridimensionais da ferramenta de indução multicomponente em um ambiente metálico para avaliar múltiplas colunas de revestimento aninhado. O termo "multicomponente" destina-se a incluir todas as disposições nas quais as bobinas transmissoras e receptoras são orientadas em direções diferentes o suficiente para inspeção de um espaço tridimensional para fornecer informações representativas; ou seja, uma inspeção que compreende mais informações do que aquelas necessárias para uma inspeção bidimensional.

[0031] A inspeção de tubulares subterrâneos é bem conhecida. Vastas redes subterrâneas de tubulares instalados podem apresentar defeitos em pontos específicos, mas imprevisíveis. A detecção desses defeitos é altamente desejável. Uma aplicação bem conhecida é a detecção de defeitos de corrosão no revestimento de fundo de poço e colunas de tubulação. A perfilagem de tais cadeias é muitas vezes o melhor (às vezes o único) meio de detecção desses defeitos.

[0032] As ferramentas de monitoramento de corrosão por EM conhecidas tipicamente dependem de fenômenos físicos de fuga de fluxo e/ou indução eletromagnética. Uma ferramenta de fuga de fluxo pode magnetizar a tubulação a ser inspecionada até que ela fique substancialmente saturada. Perto de um ponto de defeito (por exemplo, uma depressão, furo ou área corroída) no interior ou no exterior do tubular, uma porção do fluxo magnético vaza do tubular e é detectada por bobinas nos sensores da ferramenta. Uma vez que o magneto deve estar o mais próximo possível do tubular, a tubulação precisa ser removida para que o revestimento seja inspecionado. Além disso, a detecção de corrosão de variação lenta com uma ferramenta de fuga de fluxo pode ser problemática.

[0033] As técnicas aqui descritas são particularmente adequadas para inspeção Ada intaarrilade da ravestimanta an ca realizar madicrãaes cenm farrameanta da indiirãno multicomponente de um espaço tridimensional a partir do interior de uma pluralidade de tubulares aninhados em um poço em uma formação de terra, particularmente onde as medições da ferramenta de indução multicomponente são responsivas a uma propriedade que corresponde a pelo menos dois tubulares da pluralidade de tubulares condutivos aninhados, e estimar a propriedade para cada um dos ao menos dois tubulares com o uso das medições da ferramenta de indução multicomponente.

[0034] Mais particularmente, as medições da ferramenta de indução multicomponente podem incluir medições tridimensionais de resistividade de forma de onda senoidal no domínio da frequência de baixas frequências e medições tridimensionais de transientes EM. As medições de baixa frequência podem incluir ajuste adaptável de múltiplas frequências. A sondagem senoidal de baixa frequência pode ser focalizada nos diâmetros externos menores e as medições tridimensionais de transientes EM podem ser focalizadas no revestimento de diâmetro externo maior. Esse modo de operação duplo pode melhorar a capacidade e a precisão da avaliação radial.

[0035] O espaço tridimensional varrido pela ferramenta de indução multicomponente compreende um volume que inclui uma pluralidade de tubulares condutivos aninhados, como, por exemplo, tubulação de produção. Os fenômenos de correntes induzidas que interagem com os tubulares e a interpretação de medições responsivas ao tubular para determinar propriedades de tubular são um aspecto que diferencia a presente revelação de técnicas multicomponente convencionais nas quais correntes parasitas são induzidas em formações de terra a partir do campo magnético gerado pela bobina transmissora, e tensões são então induzidas nas bobinas receptoras relacionadas à magnitude das correntes parasitas. Os métodos podem compreender estimar uma propriedade que corresponde a um ou mais tubulares da pluralidade de tubulares condutivos aninhados. A propriedade correspondente a cada tubular condutivo pode incluir pelo menos um dentre: i) local do tubular; ii) espessura do tubular; e 1 nala mannc 1MAa NronNriedade da 11um defaita da tubular: iv) a nracanca de 11MmMm componente de completação fora de pelo menos um tubular; e v) uma propriedade de um componente de completação fora de pelo menos um tubular.

[0036] As informações das medições da ferramenta de indução multicomponente podem ser complementadas vantajosamente com informações de sensores magnéticos tradicionais. Essa combinação de recursos permite determinar a estrutura de multicamada, incluindo estimar o diâmetro interno (DI) e o diâmetro externo (DE) de múltiplas camadas, bem como a sensibilidade azimutal para a perda de metal, defeitos e cavitação de múltiplos revestimentos, recursos de instalação de completação de revestimentos, descentralização de múltiplos revestimentos, tubulações de produção assimétricas, detecção precisa de instalação assimétrica e de recursos associados.

[0037] O conjunto único de vantagens fornecidas suporta o emprego das técnicas aqui descritas em várias aplicações de fundo de poço. Por exemplo, modalidades específicas podem permitir sondagem azimutal para guiar a perfuração para evitar danos aos umbilicais, linhas de controle fora do revestimento, e assim por diante, ou para guiar o corte mecânico do revestimento (ou outro corte) da instalação de poço para obter ou evitar certas características de construção e instalação de poços.

[0038] Os métodos podem incluir estimar um parâmetro de interesse, como uma propriedade para cada um dos ao menos dois tubulares, a partir das informações (por exemplo, as medições da ferramenta de indução multicomponente), e/ou realizando- se operações adicionais dependentes dos parâmetros. As operações adicionais podem compreender pelo menos uma dentre: i) reparo da infraestrutura do poço; ii) perfuração de poços adicionais na formação; iii) realizar medições adicionais sobre a formação; iv) estimar parâmetros adicionais da formação; v) instalar equipamentos no poço; vi) avaliar a formação; vii) otimizar o desenvolvimento atual ou futuro na formação ou em uma formação similar; viii) otimizar a exploração atual ou futura na formação ou em uma formação similar; ix) produzir um ou mais hidrocarbonetos a partir da formação. Em modalidades específicas, um estado de operações de narfiirmrão caracrtarícticas da nNnANrna A141 farmacrão aut Mriontacão das enmhnnNNMpANTAC Ada ferramenta de fundo de poço podem ser estimados com o uso do parâmetro de interesse, e então usados na realização de uma operação conforme descrito acima.

[0039] A Figura 1 ilustra esquematicamente um sistema de perfilagem de poços 100 que tem uma ferramenta de fundo de poço 10 configurada para obter medições de ferramenta de indução multicomponente através de uma ferramenta de indução multicomponente 40. Essas informações de medição podem ser usadas para estimar propriedades específicas dos componentes de revestimento de uma coluna de múltiplos revestimentos - ou seja, uma pluralidade de tubulares aninhados - ou as relações entre eles. Sensores adicionais 45 podem ser usados para executar medições magnéticas no poço.

[0040] Os princípios físicos de perflagem de poços por indução eletromagnética são descritos, por exemplo, em H. G. Doll, Introduction to Induction Logging and Application to Logging of Wells Drilled with Oil Based Mud, Journal of Petroleum Technology, volume 1, página 148, Society of Petroleum Engineers, Richardson Tex. (1949). Muitas melhorias e modificações referentes a instrumentos de resistividade por indução eletromagnética têm sido desenvolvidas desde a publicação da referência de Doll.

[0041] Nos últimos anos, é crescente o uso de medições de resistividade multicomponente que são responsivas às resistividades vertical e horizontal (ou, de modo equivalente, às condutividades) de formações anisotrópicas. Os termos "horizontal" e "vertical" conforme comumente usados e conforme usados no presente documento se referem a direções que são paralelas e perpendiculares ao leito, e as resistividades nessas direções são comumente a mínima e a máxima em uma formação anisotrópica.

[0042] A patente US nº 5.999.883 concedida a Gupta et al, cujo conteúdo está aqui incorporado integralmente a título de referência, revela um método para determinação da condutividade horizontal e vertical de formações terrestres anisotrópicas. Os sinais de indução eletromagnética induzidos pelos transmissores da indiuirão ariontadaos an Inhaio de trâe aivoe mutuamente artacinhais cão madidas

Um dos eixos mutuamente ortogonais é substancialmente paralelo a um eixo do instrumento de perfilagem. Os sinais de indução eletromagnética são medidos com o uso de primeiros receptores, cada um tendo um momento magnético paralelo a um dos eixos ortogonais, e com o uso de segundos receptores, cada um tendo um momento magnético perpendicular a um dos eixos ortogonais que também é perpendicular ao eixo do instrumento. Um ângulo de rotação relativo do eixo perpendicular dentre os eixos ortogonais é calculado a partir dos sinais do receptor medidos perpendicularmente ao eixo do instrumento. Um tensor de medição intermediário é calculado pela rotação das magnitudes dos sinais do receptor através de uma magnitude negativa do ângulo de rotação. Um ângulo de inclinação relativo de um dos eixos ortogonais que é paralelo ao eixo do instrumento é calculado, a partir de magnitudes giradas, em relação a uma direção da condutividade vertical. As magnitudes giradas são giradas através de uma magnitude negativa do ângulo de inclinação. A condutividade horizontal é calculada a partir das magnitudes dos sinais do receptor após a segunda etapa de rotação. Um parâmetro de anisotropia é calculado a partir das magnitudes do sinal do receptor após a segunda etapa de rotação. Uma condutividade vertical é calculada a partir da condutividade horizontal e do parâmetro de anisotropia.

[0043] A patente US nº 6.466.872 atribuída à Kriegshauser et al. que tem o mesmo cessionário do presente pedido e cujo conteúdo está aqui integralmente incorporado a título de referência, revela o uso de uma ferramenta de perfilagem multicomponente (a ferramenta 3DEX'Y da Baker Hughes, uma empresa GE). Vide também a patente US nº 6.618.676 atribuída à Kriegshauser et al., e a patente US nº

6.643.589 atribuída à Zhang et al., que têm o mesmo cessionário do presente pedido e cujo conteúdo está aqui incorporado em sua totalidade à título de referência.

[0044] A ferramenta 3DEX'" tem uma profundidade de investigação na formação que é tipicamente de vários metros. As medições da 3DEX são sensíveis à orientação do tensor de condutividade da formação. Existem Aifarantas nrofuiindidadas da investimarão (DO à difarantas recsaliircÃes varticais para a medição da 3DEX'Y e registros de imageamento de poço convencionais. As ferramentas de imageamento de poço geralmente têm DOIs de alguns centímetros, enquanto que a medição da 3DEX'Y lê metros dentro da formação. Tal ferramenta de perfilagem multicomponente tem sensibilidade azimutal.

[0045] O sistema 100 pode incluir uma torre de perfuração convencional 60 erguida sobre um piso de torre 70. Um dispositivo de transporte (suporte 15) que pode ser rígido ou não rígido, pode ser configurado para transportar a ferramenta de fundo de poço 10 no poço 50 que cruza a formação de terra 80. Fluido de perfuração (lama') 90 pode estar presente no poço 50. O suporte 15 pode ser uma coluna de perfuração, um flexitubo, um cabo de perfilagem, uma linha elétrica, um cabo de aço, etc. A ferramenta de fundo de poço 10 pode ser acoplada a ou combinada com ferramentas adicionais, incluindo, por exemplo, uma parte de ou todo o sistema de processamento de informações (elemento interno). Portanto, dependendo da configuração, a ferramenta 10 pode ser usada durante a perfuração e/ou após o poço 50 ser formado. O suporte 15 pode incluir condutores embutidos para alimentação e/ou dados para a transmissão de sinais e/ou de energia entre a superfície e o equipamento de fundo do poço (por exemplo, um cabo de sete condutores).

[0046] Um sistema de controle de superfície 65 recebe sinais do instrumento 40 e de outros sensores usados no sistema 100 e processa tais sinais de acordo com instruções programadas fornecidas para o sistema de controle de superfície

65. O sistema de controle de superfície 65 pode exibir parâmetros desejados e outras informações em um visor/monitor que é usado por um operador. O sistema de controle de superfície 65 pode adicionalmente se comunicar com um sistema de controle de fundo de poço 20 disposto em um local adequado na ferramenta de fundo de poço 10. O sistema de controle de superfície 65 pode processar dados relacionados às operações e dados fornecidos pelo instrumento 40, e pode controlar uma ou mais operações de fundo de poço realizadas pelo sistema 100.

[0047] Em uma modalidade, os circuitos eletrônicos 30 associados ao inetruimanta 40 nadem car ennfinurades nara ranqgietrar el nNrNCeacsear ac informações obtidas.

Certas modalidades da presente revelação podem ser implementadas com um ambiente de hardware 21 que inclui um processador de informações 17, uma mídia de armazenamento de informações 13, um dispositivo de entrada 11, uma memória de processador 9, e pode incluir uma mídia de armazenamento de informações periférica 19. O ambiente de hardware pode estar no poço, na sonda ou em um local remoto.

Além disso, os vários componentes do ambiente de hardware podem ser distribuídos entre aqueles locais.

O dispositivo de entrada 11 pode ser qualquer leitor de dados ou dispositivo de entrada de usuário, como leitor de cartão de dados, teclado, porta USB, etc.

A mídia de armazenamento de informações 13 armazena informações fornecidas pelos detectores.

A mídia de armazenamento de informações 13 pode incluir qualquer mídia legível por computador não transitória para armazenamento de informações de computador padrão, como uma unidade USB, cartão de memória, disco rígido, memória RAM removível, EPROMs, EAROMs, memórias flash e discos ópticos ou outro sistema de armazenamento de memória comumente usados conhecido pelo versado na técnica, incluindo armazenamento à base de Internet.

A mídia de armazenamento de informações 13 armazena um programa que, quando executado, faz com que o processador de informações 17 execute o método revelado.

A mídia de armazenamento de informações 13 pode também armazenar as informações de formação fornecidas pelo usuário, ou as informações de formação podem ser armazenadas em uma mídia de armazenamento de informações periférica 19, que pode ser qualquer dispositivo de armazenamento de informações de computador padrão, como uma unidade USB, cartão de memória, disco rígido, memória RAM removível, ou outro sistema de armazenamento de memória comumente usado conhecido pelo versado na técnica, incluindo armazenamento à base de Internet.

O processador de informações 17 pode ter qualquer forma de computador ou hardware de processamento matemático, incluindo hardware à base de Internet.

Quando o nranaarama é crarraasadao a nartir da mídia da armazeaenameanta da infarmarõãaesc 1% na memória de processador 9 (por exemplo, RAM de computador), o programa, quando executado, faz com que o processador de informações 17 recupere informações de detector a partir da mídia de armazenamento de informação 13 ou mídia de armazenamento de informações periférica 19 e processe as informações para estimar um parâmetro de interesse. O processador de informações 17 pode estar situado sobre a superfície ou no interior de poço.

[0048] O termo "informações", para uso na presente invenção, inclui qualquer forma de informação (analógica, digital, EM, impressa, etc.). Para uso na presente invenção, um processador é qualquer dispositivo de processamento de informações que transmite, recebe, manipula, converte, calcula, modula, transpõe, carrega, armazena ou de outro modo usa informações. Em vários aspectos não limitadores da revelação, um dispositivo de processamento de informações inclui um computador que executa instruções programadas para realizar vários métodos. Essas instruções podem proporcionar a operação do equipamento, o controle, a coleta e a análise de dados e outras funções além das funções aqui descritas. O processador pode executar instruções armazenadas em uma memória de computador acessível ao processador, ou pode empregar uma lógica implementada como uma matriz de portas programável em campo (FPGAs), circuitos integrados de aplicação específica (ASICs), outro hardware lógico combinatório ou sequencial, e assim por diante.

[0049] Em uma modalidade, os circuitos eletrônicos podem ser configurados para executar medições tridimensionais conforme a ferramenta se move ao longo do eixo longitudinal do poço ('axialmente') com o uso do instrumento 40. Essas medições podem ser substancialmente contínuas, as quais podem ser definidas como sendo repetidas em incrementos muito pequenos de profundidade e azimute, de modo que as informações resultantes tenham resolução e escopo suficientes para fornecer uma imagem de propriedades de tubular (por exemplo, propriedades elétricas da formação no poço).

[0050] Em outras modalidades, todos os ou uma porção dos circuitos aAlatrânicne nadam eactar cituiradnos em autro Incal (nnr avaemnlnh na cunArfície aqAII remotamente). Para realizar os tratamentos durante uma única viagem, a ferramenta pode usar uma transmissão de largura de banda alta para transmitir para a superfície as informações adquiridas pelos sensores 40 e 45 para análise. Por exemplo, uma linha de comunicação para transmitir as informações adquiridas pode ser uma fibra óptica, um condutor de metal ou qualquer outro meio de condução de sinal adequado. Deve-se observar que o uso de uma linha de comunicação de "largura de banda alta" pode permitir que o pessoal da superfície monitore e controle as operações "quase em tempo real".

[0051] Um aspecto inovador do sistema ilustrado na Figura 1 é que o ao menos um processador pode ser configurado para executar certos métodos (discutidos abaixo) que não estão contemplados na técnica anterior. Um sistema de controle de superfície e/ou sistema de controle de fundo de poço pode ser configurado para controlar a ferramenta descrita acima e quaisquer sensores incorporados, e para estimar um parâmetro de interesse de acordo com os métodos aqui descritos.

[0052] A Figura 2A ilustra uma configuração de bobinas transmissoras e receptoras em instrumentos de perfilagem por indução multicomponente de acordo com algumas modalidades da revelação. Três transmissores ortogonais 101, 103 e 105 que são chamados de transmissores Tx, Tz, e Ty são mostrados (o eixo z é o eixo longitudinal da ferramenta). Correspondente aos transmissores 101, 103 e 105 estão associados receptores 107, 109 e 111, chamados de receptores Rx, Rz, e Ry, para medir os correspondentes campos magnéticos Hxx, Hzz e Hyy. Além disso, os receptores 113 e 115 medem dois componentes transversais Hxy e Hxz do campo magnético produzido pelo transmissor do componente x. Embora a Figura 2A ilustre transmissores e receptores ortogonais, deve ser observado que várias técnicas são conhecidas para a execução de medições multicomponente em diferentes orientações ortogonais e não ortogonais, e qualquer combinação de qualquer número de orientações de transmissor e receptor que resultam em medições tridimensionais e/ou medições que geram mais informações do que aquelas necessárias para uma inspeção bidimensional são adequadas para emprego nas técnicas da presente revelação.

[0053] A Figura 2B ilustra instrumentos de perflagem por indução multicomponente num ambiente operacional de acordo com modalidades da revelação. A ferramenta 200 compreende um instrumento, ferramenta de inspeção de múltiplos revestimentos (MCIT - "Multiple Casing Inspection Tool") 201, que inclui uma matriz de transmissores multicomponente 206 com matrizes de receptores 204, 208 localizadas acima e abaixo da matriz de transmissores 206 na ferramenta. A ferramenta 201 pode incluir um invólucro não condutivo separando os transmissores e os receptores da ferramenta de indução multicomponente do poço. Conforme mostrado aqui, a ferramenta pode ser implementada com os transmissores e os receptores da ferramenta estruturalmente combinados e justapostos. Elementos partilhados podem existir em ambos os tipos de inspeções, e inspeções podem ser executadas simultaneamente e com taxas de repetição para empilhamento.

[0054] Em um exemplo, a repetição pode ser sincronizada com a medição de baixas frequências em múltiplas frequências e dados de digitalização. A sincronização da frequência pode ser executada entre medições de corrente alternada (CA) e de transientes. As CAs de transientes e de baixa frequência podem ser geradas simultaneamente, e filtradas por janela para separar os sinais. O sinal de CA pode incluir múltiplas frequências, incluindo varreduras de frequência e focalização de múltiplas frequências. Por exemplo, em focalização de frequência dupla, uma frequência relativamente mais alta Ilê de forma mais superficial, enquanto que a frequência relativamente mais baixa lê de forma mais profunda. Dessa maneira, a diferenciação de sinal produz informações de localização de profundidade. A matriz de transmissores 206 é controlada pelos circuitos eletrônicos do transmissor 202. As matrizes de receptores 204, 208 são controladas pelos (e enviam informações para os) circuitos eletrônicos dos receptores 210. A ferramenta 200 está situada no centro de múltiplos tubulares aninhados 212, 214, 216 (por aAvamnlINhN An ravestimenta de acn) A área anular entra tuibuilaras radialmente adjacentes pode ser preenchida com cimento, propante, ar, fluido, ou outro material. Em alguns casos, um tubular não condutivo (não mostrado) pode ser instalado no interior do tubular 216 suportando um diferencial de pressão mais baixo.

[0055] A Figura 2C ilustra outra ferramenta que inclui instrumentos de perfilagem num ambiente operacional de acordo com modalidades da revelação. A ferramenta 200 está situada centralmente em relação aos múltiplos tubulares aninhados 214 e

216. Os componentes de infraestrutura 215 e 217 estão situados no poço 50. Um cabeamento operacional 215 está situado no volume anular entre o tubular 214 e o tubular 216. O cabeamento operacional pode compreender cabeamento umbilical, cabos de controle, e similares. O sensor 217 é instalado adjacente ao revestimento 216 entre dois revestimentos de tubulação (por exemplo, umbilicais, linhas de controle, sensores, etc.). A ferramenta 200 pode incluir a MCIT 201, bem como a ferramenta HRVRT'Y da Baker Hughes, uma empresa GE, uma ferramenta de serviço vertilog de alta resolução 203, e um calibre de múltiplos dedos 204. A ferramenta HRVRTTY 203 inclui uma matriz bidimensional (2D') 205 de sensores 3D em um bloco. Em outras modalidades, tubulares externos adicionais (por exemplo, o tubular 212) ou tubulares internos ao tubular 216 podem estar presentes.

[0056] Alternativamente, a ferramenta 200 pode incluir a ferramenta DMAG (TM) fornecida por Baker Hughes, uma empresa GE, LLC. A ferramenta DMAG é uma ferramenta de indução eletromagnética de poço revestido por corrente alternada (CA) no domínio da frequência que opera uma matriz de bobinas transmissoras e receptoras multiespaçadas que realizam medições a múltiplas frequências, descrita em mais detalhes abaixo na Figura 3B. A DMAG pode ser utilizada para serviços de inspeção de revestimento para detectar a espessura da parede e alterações na espessura da parede em cadeias de revestimento únicas ou múltiplas, ou para localizar anomalias do revestimento (por exemplo, orifícios, defeitos, e variações nas características de superfície das superfícies internas ou externas do revestimento).

[0057] A ferramenta 203 pode ser configurada para medições magnéticas ram hace am afaita Hall do tubular mais intarno Em um avamnlo cancnras de magneto permanente detectam fuga de fluxo magnético com o uso de técnicas bem conhecidas na técnica. Sensores de indução magnética com inclusões de ferrita podem ser usados. A focalização magnética pode também ser empregada para otimizar e aumentar a sensibilidade direcional de medições de avaliação de múltiplos revestimentos.

[0058] Ao combinar a medição por HRVRT com a medição multicomponente tridimensional, algumas vantagens são alcançadas. Uma medição magnetostática baseada em um campo de CC pode ser executada pela produção do campo magnético estático, seja por um magneto permanente ou por um eletroímã (por exemplo, temporariamente induzido e revertido por uma excitação externa), e conduzir medições de fuga de fluxo magnético para detectar perda de metal interna e externa, e perfuração do revestimento através do uso de técnicas convencionais. O primeiro revestimento (mais interno) pode ou não ser magneticamente saturado, de acordo com a resposta da curva operacional B-H.

[0059] Entretanto, se um ou dois revestimentos metálicos são saturados por um campo magnético de CC forte, o fenômeno elimina magneticamente o volume espacial circundante (“trajetória') para executar uma avaliação dos revestimentos externos (de maior diâmetro) com sinais de medição de avaliação de transientes magnéticos ou no domínio da frequência sobrepostos ao campo de CC de saturação. Isso possibilita uma medição com uma melhor relação sinal/ruído da medição da resposta de sinal do revestimento externo.

[0060] Se as regiões dos tubulares são insaturadas, cada região do revestimento pode ser caracterizada (por exemplo, regiões operacionais lineares insaturadas, parcialmente saturadas, e completamente saturadas) com o uso de uma infraestrutura a priori ou atualizada com base nos dados de geometria de interpretação de medição, propriedades do material, e similares. As caracterizações de cada região podem ser incorporadas ao método de interpretação com o uso de um processo de inversão e modelos diretos de suporte correspondentes Adeccravandao 2 sstritura e nº Main cirenindanta de múltinlne raveacstimantas

[0061] Pelo menos um membro tubular sendo examinado pode ser menos que substancialmente condutivo (por exemplo, não condutivo ou menos condutivo). Por exemplo, o revestimento não condutivo pode estar presente para diferencial de baixa pressão através de suas superfícies interna e externa. Apesar de serem não magnéticos, os efeitos de um revestimento não condutivo podem ser levados em conta na função de avaliação geral, como, por exemplo, mediante o fornecimento de informações de geometria associadas a quaisquer elementos de instalação relacionados à produção ou completação permanentemente montados. Correntes induzidas segregadas no meio fluido e fluindo em (mas não entre) volumes anulares também afeta o comportamento eletromagnético dos volumes e podem ser levadas em consideração.

[0062] As técnicas aqui descritas estão sujeitas a aplicação em várias modalidades diferentes. Em algumas modalidades gerais, o suporte 15 é implementado como um conjunto de ferramentas de um sistema de perfuração, e a perfilagem acústica do poço pode ser caracterizado como operações de "perfilagem durante a perfuração" (LWD - "logging-while-drilling") ou "medição durante a perfuração" (MWD - "measurement-while-drilling").

[0063] As modalidades de método geral incluem a execução de uma inversão dos dados de levantamento do revestimento de múltiplos liners de revestimento de fundo de poço e componentes de instalação de completação com base em medições tridimensionais de resistividade de forma de onda senoidal no domínio da frequência de baixas frequências posicionadas e medições tridimensionais de transientes EM feitas com uma ferramenta de indução multicomponente. Ou seja, uma descrição estrutural geométrica dos múltiplos liners de revestimento e do poço (DI e DE de cada liner de revestimento; excentricidade de cada liner; formato de cada liner; defeitos; etc.) pode ser derivada da combinação de informações de medição EM em resposta a um ou mais revestimentos de tubulação. Embora o exemplo de revestimento como o tubular seja usado, a aplicação das técnicas aqui descritas não é tão limitada.

[0064] Essa descrição estrutural geométrica pode então ser usada para interpretar dados de outras medições realizadas no mesmo volume de meio circundante e local de profundidade, e relacionada às mesmas estruturas de revestimento. A avaliação conjunta pode incluir processamento de imagens unidimensionais (1D), bidimensionais (2D) ou tridimensionais (3D) e/ou sua inversão baseada em um modelo direto, e assim por diante, e pode ser complementada com informações obtidas de outras medições de perfilagem auxiliares, como, por exemplo, para a produção de condições de contorno.

[0065] Em um exemplo, a interpretação é executada de dentro para fora começando com o tubular mais interno. Uma sequência de interpretação pode incluir interpretação de medições de avaliação de um primeiro tubular (mais próximo) com base em medições de fluxo magnético. Essas medições de fluxo magnético podem ser conduzidas com sensores baseados em bloco (como os sensores 372) ou outros sensores próximos ou em contato próximo com a superfície interna do primeiro tubular. A interpretação dos dados de avaliação do primeiro tubular pode ser utilizada para ajudar na avaliação do segundo tubular mais próximo, e assim por diante com outros tubulares na sequência. Por exemplo, os resultados das inversões dos dados de levantamento para o primeiro tubular podem fornecer a espessura, o diâmetro interno e/ou o diâmetro externo do revestimento. Essas grandezas podem ser empregadas para auxiliar na avaliação do tubular que tem o próximo diâmetro menor (por exemplo, radialmente o segundo mais próximo) como o próximo elemento estrutural adjacente com tamanhos de geometria desconhecidos, e assim por diante com outros tubulares sequencialmente maiores além desse revestimento específico sendo avaliado nesta fase. Subsequentemente, a inversão e a interpretação das medições no domínio da frequência de forma de onda senoidal de baixas frequências podem ser executadas para cada tubular subsequente na ordem de diâmetro menor até o maior diâmetro mensurável pela técnica de medição de revestimento no domínio da frequência, seguido por inversão e interpretação de dados de medição de tranciaontasc Onnfarmma — nhearvado ne dades de madirãon de tranciontasc cãn particularmente úteis para a resolução de diâmetros e espessuras dos revestimentos externos que têm os maiores diâmetros internos (DI) e diâmetros externos (DE).

[0066] Em algumas operações de inspeção e/ou integridade de poço do revestimento, as dimensões originais e detalhes geométricos da instalação de múltiplos revestimentos são conhecidos. Usando-se essas informações a priori ambas as respostas de transientes no domínio da frequência e no domínio do tempo com base em um modelo direto podem ser utilizadas para executar o cálculo das medições esperadas, como, por exemplo, empregando-se um acoplamento receptor transmissor tridimensional que avalia a estrutura de múltiplos revestimentos. Uma calibração completa e caracterização completa podem ser aplicadas aos dados de medição não processados obtidos a partir da MCIT antes da inversão e do processamento de interpretação, de modo que seus dados de resposta medidos reais correspondam às respostas calculadas pelo modelo direto correspondente.

[0067] As rotinas de processamento de dados podem extrair recursos e conteúdo de dados dos dados de forma de onda completos produzidos a partir de medições das múltiplas estruturas de revestimento cilíndrico. Esses recursos de dados podem ser usados para focalização nas regiões de volume alvo associadas a um revestimento ou grupo de revestimentos que está sendo avaliado para extrair dimensões geométricas do revestimento e propriedades de material de revestimento desejadas a partir das formas de onda medidas com o uso de técnicas de inversão e interpretação conhecidas. Para a estrutura sendo avaliada, a porção de sinal correspondente do sinal correspondente total medido pode ser comparada com o sinal previsto calculado pelo modelo direto associado à estrutura, e o modelo invertido pode ser ajustado até que os sinais medidos e previstos sejam compatíveis.

[0068] À medida que as estruturas internas são progressivamente avaliadas em direção às estruturas externas e suas geometrias e propriedades de material correspondentes são determinadas, a porção dos sinais de formas de onda no domínio da frequência ou no domínio do tempo totais das estruturas antarinrmanta avaliadas nanda car ramanavida daivandaoa ne c«cinaic dae funda restantes contendo informações de avaliação associadas à estrutura externa, que ainda não foram avaliadas ou removidas do sinal de fundo restante. Formas de onda e dados no domínio da frequência podem ser espacialmente seletivamente focalizados sobre as estruturas cilíndricas concêntricas descritas por informações a priori com múltiplos componentes, múltiplos espaçamentos, e múltiplas medições de frequência com o uso de fatores geométrica e filtros correspondentes. Vide, por exemplo, a patente US nº 6.219.619 atribuída a Zheng et al., aqui incorporada a título de referência em sua totalidade. Formas de onda e dados no domínio do tempo podem ser espacialmente seletivamente focalizados em estruturas cilíndricas concêntricas com algoritmos de convolução utilizando funções associadas a estruturas cilíndricas concêntricas descritas por informações a priori com dados de medição multicomponente e múltiplos espaçamentos. Os problemas de inversão podem ser resolvidos iterativamente, por exemplo, com um esquema de minimização de Gauss-Newton regularizado constrito. Uma abordagem de grade dupla pode ser implementada para minimizar o tempo de computação para quase tempo real, sendo que a matriz Jacobiana é calculada com o uso de uma grade ideal muito grossa. A técnica de regularização multiplicativa, que determina automaticamente o parâmetro de regularização, pode ser empregada para regularizar o processo de inversão.

[0069] A Figuras 3A ilustra uma ferramenta de perfilagem de acordo com modalidades da presente revelação. A ferramenta 330 pode ser conectada com outras ferramentas de fundo de poço, acima e/ou abaixo da ferramenta 330, como ferramentas de perfuração, ferramentas de estímulo, ferramentas de moagem, cilindros, e assim por diante, como parte de um conjunto de ferramentas. À ferramenta 330 pode ser configurada para transporte no tubular de revestimento aninhado 334a e 334b e configurado para detectar recursos de infraestrutura 333 externos ao revestimento 334a e 334b. A ferramenta 330 inclui um conjunto de transdutor de feixe acústico 332 girado por uma seção de motor 331. Uma matriz Ade farrameantas ID da tranciontas EM aqu múltinlas fraamâncias JE nada recidir entre braços de centralização 336. Os braços de centralização podem forçar um bloco de matriz de sensores 337 contra a parede interna do tubular de revestimento mais interno. O bloco de matriz de sensores 337 pode incluir um detector de fluxo magnético, conforme descrito em mais detalhes abaixo.

[0070] A Figura 3B ilustra outra ferramenta de perfilagem de acordo com modalidades da presente revelação. A ferramenta 363 é transportada em um poço revestido. O anel 353 entre a ferramenta e o revestimento 354 é preenchido com fluido de fundo de poço. O revestimento 356 é unido à formação 358 por cimento 357 em um poço que cruza a formação 358. O revestimento 354 é interior ao invólucro 356. O volume anular 357 entre o revestimento 354 e o revestimento 356 pode ser preenchido por ar, fluidos de fundo de poço, cimento, ou outros materiais de união ou suporte usados para a instalação do revestimento.

[0071] A ferramenta inclui uma matriz de ferramenta 377. Em cada extremidade da matriz 377 estão um transmissor triaxial superior 378 e um transmissor triaxial inferior 360. Cada transmissor triaxial compreende três transmissores ortogonais chamados de Tx, Tz e Ty (ou TX, Ty e TZ, respectivamente). O eixo z é o eixo longitudinal da ferramenta. Uma pluralidade de matrizes receptoras de bobina triaxial focalizadas 3D 362 (M,....My) pode ser posicionada ao longo da ferramenta entre os transmissores triaxiais. Todas as bobinas são montadas em um elemento estrutural de ferramenta que compreende um material configurado para fazer com que a bobina estrutural sustente a trajetória preferencial do fluxo magnético dentro do tubular conforme indicado pelas setas na Figura 3B. Os receptores de bobina de um componente (por exemplo, o componente z) podem ser chamados de Mz, ... Mzy. Uma matriz de sensores montada em um bloco 372 é montada abaixo das matrizes de receptores e acima do transmissor triaxial inferior 360. A matriz 372 pode incluir sensores de fuga de fluxo de sistemas microeletromecanicos (MEMS - "Micro-Electro- Mechanical Systems") 3D triaxiais, sensores de campo magnético, sensores de efeito Hall, e assim por diante. A matriz 372 pode ser montada sobre blocos retráteis e aAvtioncívais 2792 que nadam car nacsicinhados nrávimos an revestimenta cAM 6 116MA de dispositivos extensores 379 ou similares. A ferramenta pode ser configurada para medições a múltiplas frequências ou medições de transientes no domínio do tempo.

[0072] A Figura 3C mostra um conjunto de bobina dupla 381 implementado com uma bobina principal 379 com um momento magnético Mran e outra bobina propulsora acoplada 380 conectada em série com um momento magnético Mguc de polaridade oposta. O momento magnético resultante do conjunto de receptor 381 é MReceiver = Muain — Mguck-: A função da bobina propulsora pode ser reduzir ou eliminar o efeito do campo magnético direto e do fluxo recebidos diretamente a partir do transmissor. Alternativamente, o conjunto de bobina dupla 381 pode ser empregado como um conjunto transmissor de bobina dupla com um momento magnético resultante Mrransmitter = Muain — Mguck. Nesse caso, a função da bobina propulsora pode ser reduzir ou eliminar o campo magnético direto e o fluxo correspondente recebidos nas bobinas receptoras diretamente a partir das bobinas do conjunto transmissor. À bobina propulsora pode ser implementada com um número de voltas igual ou diferente em ambos os lados da bobina principal, com polaridades iguais ou opostas, ou com razões de volta iguais ou diferentes em relação ao número de voltas da bobina principal a fim de se alcançar a resposta de medição espacial de ferramenta desejada para estruturas de revestimento circundantes e instalações de poço

[0073] Em funcionamento, a ferramenta 363 pode executar avaliações de poço revestido magnético com o uso de frequências e métodos de interpretação e inversão focalizados espacialmente com o uso de um modelo direto gerado com base no conhecimento de uma estrutura de poço revestido específica. Os métodos de interpretação e inversão resolvem a geometria e as propriedades de material não definidas com conhecimento a priori. Os dados EM obtidos de acordo com as modalidades acima podem ser usados para gerar o modelo direto. O transmissor superior triaxial 3D 378 focaliza os fluxos magnéticos de avaliação radialmente para dentro da estrutura de revestimento 354 para serem circulados de volta através do transmissor inferior triaxial 3D 360. Os sensores da matriz de sensores 372 podem enr ennfinurados nara detectar fuiinias de fliivo macnáticn camna maasnática induzida por corrente, e outras perturbações do fluxo magnético da estrutura de poço revestido e da construção perto da superfície revestida interna ID (por exemplo, medições de efeitos Hall realizadas com uma ferramenta HRVRT (TM)). A avaliação das medições resultantes pode ser executada de acordo com técnicas conhecidas pelos versados na técnica. Vide, por exemplo, a patente US nº 7.403.000 atribuída a Barolak et al., e a patente US nº 7.795.864 atribuída a Barolak et al., cada uma das quais estando aqui incorporada a título de referência em sua totalidade.

[0074] A Figura 4A ilustra um bloco 401 incluindo sensores 402 incorporados em sua face. Os sensores 402 podem ser todos sensores elétricos, como, por exemplo, eletrodos de botão configurados para detectar tensão, corrente, ou ambos tensão e corrente. Por exemplo, os sensores 402 podem ser sensores de resistividade, formando uma matriz de sensores híbridos bidimensional (2D) ao longo da face do bloco. O bloco 401 é meramente ilustrativo e não se restringe à disposição de geometria de matriz mostrada.

[0075] As medições de bloco podem ser adquiridas com dados de orientação dentro do poço fornecidos por um pacote direcional calibrado incluindo acelerômetros triaxiais 3D e magnetômetros triaxiais 3D, por exemplo. A Figura 4B mostra um bloco 490 com bobinas 491 orientadas radialmente e longitudinalmente e montadas sobre uma estrutura interna do bloco mostrada no bloco 490 que compreende uma trajetória preferencial para guiar o fluxo magnético detectado. O bloco 490 contém em sua estrutura interna um sensor de MEMS EM triaxial 3D 492.

[0076] Os aspectos da presente revelação estão sujeitos à aplicação em várias modalidades diferentes. Em algumas modalidades gerais, o suporte 15 é implementado como um conjunto de ferramentas de um sistema de perfuração, como, por exemplo, através de medição conduzida pelo tubo de perfuração conforme a coluna de perfuração é puxada de volta em uma etapa de desvio operacional atingindo a seção de orifício revestido, ou medições feitas no poço podem ser caracterizadas como operações de "perfilagem durante a perfuração" INWDY qu "madicãon durante a narfiuirmanão" (MWDY O aunnarta nade car alternativamente implementado como um tubo ou o flexitubo (por exemplo, tubulação transportadora).

[0077] A Figura 5 é um diagrama esquemático de um sistema de perfuração exemplificador 501 de acordo com uma modalidade da revelação. A Figura 5 mostra uma coluna de perfuração 520 que inclui um conjunto de fundo de poço (BHA) 190 transportado em um poço 526. O sistema de perfuração 501 inclui uma torre de perfuração convencional 511 ereto em uma plataforma ou piso 512 que suporta uma mesa giratória 514 que é girada por um motor primário, como um motor elétrico (não mostrado), a uma velocidade de rotação desejada. Uma tubulação (como um tubo de perfuração unido 522), que tem o conjunto de perfuração 590, fixado em sua extremidade inferior se estende a partir da superfície até o fundo 551 do poço 526. Uma broca de perfuração 550, fixada ao conjunto de perfuração 590, desintegra as formações geológicas quando é girada para perfurar o poço 526. A coluna de perfuração 520 é acoplada a um guincho de perfuração 530 através de uma junta de Kelly 521, pivô 528 e linha 529 através de uma polia. O guincho de perfuração 530 é operado para controlar o peso aplicado na broca (WOB - "weight on bit"). A coluna de perfuração 520 pode ser girada por um acionamento de topo (não mostrado) em vez de pelo motor primário e pela mesa giratória 514. Alternativamente, um flexitubo pode ser usada como a tubulação 522. Um injetor de tubulação 514a pode ser usado para transportar o flexitubo que tem o conjunto de perfuração fixado a sua extremidade inferior. As operações do guincho de perfuração 530 e do injetor de tubulação 514a são conhecidas na técnica e não são, dessa forma, descritas em detalhes na presente invenção.

[0078] Um fluido de perfuração adequado 531 (também chamado de "lama") de uma fonte 532 do mesmo, como um tanque de lama, é circulado sob pressão através da coluna de perfuração 520 por uma bomba de lama 534. O fluido de perfuração 531 passa da bomba de lama 534 para a coluna de perfuração 520 através de um amortecedor de surto de pressão 536 e da linha de fluido 538. O fluido de perfuração E314 do tubular de narfiiracão decscarresa no fundo de naca 681 através de ahartiuiras na broca de perfuração 550. O fluido de perfuração de retorno 531b circula poço acima através do espaço anular 527 entre a coluna de perfuração 520 e o poço 526 e retorna para o tanque de lama 532 através de uma linha de retorno 535 e da tela de cascalhos de perfuração 585 que remove os cascalhos de perfuração 586 do fluido de perfuração de retorno 531b. Um sensor S1 na linha 538 fornece informações sobre a taxa de fluxo de fluidos. Um sensor de torque de superfície S2 e um sensor S3 associado à coluna de perfuração 520 fornecem respectivamente informações sobre o torque e a velocidade de rotação da coluna de perfuração 520. A velocidade de injeção de tubulação é determinada a partir do sensor S5, enquanto o sensor S6 fornece a carga de gancho da coluna de perfuração 520.

[0079] Um sistema de controle de poço 547 é colocado na extremidade de topo do poço 526. O sistema de controle de poço 547 inclui uma pilha de sistema de segurança contra estouros (BOP - "blow-out-preventer") de superfície 515 e um estrangulamento de superfície 549 em comunicação com um anel do poço 527. O estrangulamento de superfície 549 pode controlar o fluxo de fluido para fora do poço 526 para fornecer uma contrapressão conforme necessário para controlar o poço.

[0080] Em algumas aplicações, a broca de perfuração 550 é girada apenas pela rotação do tubo de perfuração 522. Entretanto, em muitas outras aplicações, um motor de fundo de poço 555 (motor de lama) disposto no BHA 590 também gira a broca de perfuração 550. A taxa de penetração (ROP - "rate of penetration") para um determinado BHA depende amplamente do WOB ou da força de propulsão sobre a broca de perfuração 550 e de sua velocidade de rotação.

[0081] Um controlador ou unidade de controle de superfície 540 recebe sinais a partir dos dispositivos e sensores de fundo de poço através de um sensor 543 colocado na linha de fluido 538 e sinais a partir dos sensores de S1 a S6 e outros sensores usados no sistema 501 e processa tais sinais de acordo com as instruções programadas fornecidas para a unidade de controle de superfície 540. À unidade de controle de superfície 540 exibe parâmetros de perfuração desejados e niutras infarmacrãeos em um vientrimanitar 841 que é vifilizade nar um anaradar nara controlar as operações de perfuração. A unidade de controle de superfície 540 pode ser uma unidade à base de computador que pode incluir um processador 542 (como um microprocessador), um dispositivo de armazenamento 544, como uma memória de estado sólido, fita ou disco rígido, e um ou mais programas de computador 546 no dispositivo de armazenamento 544 que são acessíveis ao processador 542 para executar as instruções contidas em tais programas. A unidade de controle de superfície 540 pode adicionalmente se comunicar com uma unidade de controle remoto 548. A unidade de controle de superfície 540 pode processar dados relacionados às operações de perfuração, dados a partir dos sensores e dispositivos sobre a superfície, dados recebidos a partir do fundo de poço, e pode controlar uma ou mais operações dos dispositivos de superfície e fundo de poço. Os dados podem ser transmitidos na forma analógica ou digital.

[0082] O BHA 590 pode conter também dispositivos ou sensores de avaliação de formação (também chamados de sensores de medição durante a perfuração (MWD) ou perfilagem durante a perfuração (LWD)) que determinam a resistividade, densidade, porosidade, permeabilidade, propriedades acústicas, propriedades de ressonância magnética nuclear, pressões de formação, propriedades ou características dos fluidos no fundo de poço, e outras propriedades desejadas da formação 595 que circunda o BHA 590. Tais sensores são geralmente conhecidos na técnica e, por conveniência, são geralmente indicados na presente invenção pelo numeral 565. O BHA 590 pode incluir também uma variedade de outros sensores e dispositivos 559 para determinar uma ou mais propriedades do BHA 590 (como vibração, momento de flexão, aceleração, oscilações, turbilhão, diferencial de deslizamento, etc.), e parâmetros de funcionamento de perfuração (como peso aplicado na broca, taxa de fluxo de fluidos, pressão, temperatura, taxa de penetração, azimute, face de ferramenta, rotação de broca de perfuração, etc.). Por conveniência, todos tais sensores são denotados pelo numeral 559.

[0083] O BHA 590 pode incluir uma ferramenta ou aparelho de condução 558 nara cenndiuzir a hroca de narfuiuracão 660 an Innan dae 1uuma traieatária de narfiiracão desejada. Em um aspecto, o aparelho de condução pode incluir uma unidade de condução 560, que tem vários membros de aplicação de força 561a-561n. Os membros de aplicação de força podem ser montados diretamente sobre a coluna de perfuração, ou podem ser pelo menos parcialmente integrados ao motor de perfuração. Em outro aspecto, os membros de aplicação de força podem ser montados sobre uma luva, que é giratória ao redor do eixo geométrico central da coluna de perfuração. Os membros de aplicação de força podem ser ativados com o uso de atuadores eletromecânicos, eletro-hidráulicos ou hidráulicos de lama. Em ainda outra modalidade, o aparelho de condução pode incluir uma unidade de condução 558 que tem um sub flexionado e um primeiro dispositivo de condução 558a para orientar a sub flexionado no furo de poço e o segundo dispositivo de condução 558b para manter a sub flexionado ao longo de uma direção de perfuração selecionada. A unidade de condução 558, 560 pode incluir magnetômetros e inclinômetros de broca próxima.

[0084] O sistema de perfuração 501 pode incluir sensores, conjuntos de circuitos e algoritmos e software de processamento para fornecer informações sobre parâmetros de perfuração desejados relacionados ao BHA, à coluna de perfuração, à broca de perfuração e aos equipamentos de fundo de poço como um motor de perfuração, unidade de condução, propulsores, etc. Muitos sistemas de perfuração atuais, especialmente para a perfuração de furos de poço horizontais e altamente desviados, usam flexitubo para transportar o conjunto de perfuração poço abaixo. Em tais aplicações, um propulsor pode ser posicionado na coluna de perfuração 590 para fornecer a força necessária na broca de perfuração.

[0085] Os sensores exemplificativos para determinar parâmetros de perfuração incluem, porém sem limitação, sensores de broca de perfuração, um sensor de RPM, um sensor de peso aplicado na broca, sensores para medir parâmetros de motor de lama (por exemplo, temperatura de estator de motor de lama, pressão diferencial através de um motor de lama, e taxa de fluxo de fluidos através de um mator de lamal 6 cancnroes nara medir a acalararão vihracão tirhilhão deslocamento radial, diferencial de deslizamento, torque, choque, vibração, esforço, tensão, momento de flexão, vibração da broca, impulso axial, atrito, rotação para trás, cambamento de BHA e impulso radial. Os sensores distribuídos ao longo da coluna de perfuração podem medir quantidades físicas como esforço e aceleração de coluna de perfuração, pressões internas no furo da coluna de perfuração, pressão externa no espaço anular, vibração, temperatura, intensidades de campo magnético e elétrico dentro da coluna de perfuração, furo da coluna de perfuração, etc. Os sistemas adequados para se realizar as medições de fundo de poço dinâmicas incluem COPILOT e MULTISENSE, ambos sistemas de medição de fundo de poço fabricados pela BAKER HUGHES, A GE COMPANY.

[0086] O sistema de perfuração 501 pode incluir um ou mais processadores de fundo de poço em um local adequado como 593 no BHA 590. O processador (ou processadores) pode ser um microprocessador que usa um programa de computador implementado em uma mídia legível por computador não transitória adequada que permite que o processador execute o controle e o processamento. À mídia legível por computador não transitória pode incluir uma ou mais dentre ROMs, EPROMs, EAROMs, EEPROMs, memórias flash, RAMs, discos rígidos e/ou discos ópticos. Outros equipamentos como barramentos de dados e de energia, fontes de alimentação, e similares ficarão evidentes para o versado na técnica. Em uma modalidade, o sistema MWD usa telemetria de pulso de lama para comunicar dados de um local de fundo de poço para a superfície enquanto as operações de perfuração ocorrem. O processador de superfície 542 pode processar os dados medidos de superfície, junto com os dados transmitidos a partir do processador de fundo de poço, para avaliar a litologia da formação. Embora uma coluna de perfuração 520 seja mostrada como um dispositivo de transporte para os sensores 565, deve ser entendido que as modalidades da presente revelação podem ser usadas em conexão com ferramentas transportadas através de sistemas de transporte rígidos (por exemplo, tubular unido ou flexitubo) bem rnmA não ríciine (nor avamnlo caha de narfilamem caha de aco linha alátrica etc.). O sistema de perfuração 501 pode incluir um conjunto de fundo de poço e/ou sensores e equipamentos para a implantação de modalidades da presente revelação sobre uma coluna de perfuração ou um cabo de aço.

[0087] Um aspecto inovador do sistema ilustrado na Figura 5 é que Oo processador de superfície 542 e/ou o processador de fundo de poço 593 são configurados para executar certos métodos (discutidos abaixo) que não estão na técnica anterior. O processador de superfície 542 ou processador de fundo de poço 593 pode ser também configurado para controlar a bomba de lama 534, o guincho de perfuração 530, a mesa giratória 514, o motor de fundo de poço 555, outros componentes do BHA 590, ou outros componentes do sistema de perfuração. O processador de superfície 542 ou processador de fundo de poço 593 pode ser configurado para controlar os sensores descritos acima e para estimar um parâmetro de interesse de acordo com os métodos descritos na presente invenção.

[0088] O controle desses componentes pode ser realizado com o uso de um ou mais modelos com o uso dos métodos descritos abaixo. Por exemplo, o processador de superfície 542 ou processador de fundo de poço 593 pode ser configurado para modificar as operações de perfuração i) autonomamente sob condições de disparo, ii) em resposta a comandos do operador, ou iii) combinações dos mesmos. Tais modificações podem incluir alterar parâmetros de perfuração, parâmetros de lama, e assim por diante. O controle desses dispositivos, e dos diversos processos do sistema de perfuração, geralmente pode ser realizado de uma maneira completamente automatizada ou através de interação com pessoal através de notificações, representações gráficas, interfaces de usuário e similares. Adicional ou alternativamente, o processador de superfície ou processador de fundo do poço pode ser configurado para a criação do modelo. As informações de referência acessíveis ao processador podem também ser usadas.

[0089] Em algumas modalidades gerais, o processador de superfície 542, o processador de fundo de poço 593, ou outros processadores (por exemplo, nrocecscadaoras raomotas) nadem car cennficiradaos nara uSeGar an MmMAaAnNAS IM SsANESAr para produzir um sinal correspondente. Em algumas modalidades gerais, o processador de superfície 542, o processador de fundo de poço 593, ou outros processadores (por exemplo, processadores remotos) podem ser configurados para operar a ferramenta 510 para excitar e medir sinais de EM.

[0090] Os modelos matemáticos, tabelas de consulta, ou outros modelos que representam as relações entre os sinais e os valores das propriedades de formação podem ser usados para caracterizar operações na formação ou a formação em si, otimizar um ou mais parâmetros operacionais de uma produção ou desenvolvimento, e assim por diante. O sistema pode realizar essas ações através de notificações, avisos e/ou controle inteligente.

[0091] Os instrumentos podem ser referenciados a um pacote direcional incluído no conjunto de ferramentas (por exemplo, montado na coluna de perfuração conforme for adequado, como, por exemplo, logo acima da broca de perfuração). O pacote direcional pode incluir, mas não se limita a, acelerômetros e magnetômetros triaxiais 3D. Esse pacote direcional pode fornecer informações de inclinação, azimute e orientação de perfuração.

[0092] Magnetômetros em uma unidade sensora (MWDU) de medição durante perfuração (MWD) podem realizar medições durante as operações de perfuração. A orientação de perfuração e o ângulo de inclinação podem ser determinados a partir de medições do acelerômetro. O azimute pode ser determinado a partir de medições do magnetômetro em conjunto com a orientação de perfuração e o ângulo de inclinação. Para uso na presente invenção, o termo "orientação de perfuração" significa o ângulo de orientação do invólucro ou sub flexionado no poço em relação a uma referência como o lado alto do poço que indica a direção em que o poço irá se curvar. No caso de perfuração com uma ferramenta de perfuração giratória orientável, o termo "orientação de perfuração" significa a orientação de um recurso de referência da ferramenta de orientação, por exemplo uma das nervuras de orientação em uma luva não-rotacional, em relação a outra rafarância cenma nº lada alta da nnFrN a116A é 116cada nara detarminar 2 dicetrihuiircãao desejada de forças de orientação para defletir o poço em uma direção desejada. O ângulo de inclinação é o ângulo entre o eixo do poço e a vertical (direção do campo gravitacional). O azimute é o ângulo entre a projeção horizontal do eixo do poço e uma direção de referência como o norte magnético ou o norte absoluto.

[0093] Imagens 3D compostas podem ser usadas para derivar o azimute e a inclinação com uma descrição estrutural e de camada de reservatório inferida associada correspondente que têm caracterização litológica e geológica da estrutura e composição de um reservatório. A correlação de horizonte a múltiplos poços, orientação de posicionamento geológico do poço de perfuração em tempo real, e correções da retroinformação de orientação da trajetória de poço podem também ser conduzidas com o uso de dados de azimute e de inclinação.

[0094] As Figuras 6A e 6B ilustram uma seção de ferramenta de acordo com modalidades da presente revelação. A Figura 6B ilustra componentes no interior do invólucro. A ferramenta de indução multicomponente 600 compreende um invólucro externo 601 que tem um segmento não condutivo 602. Alternativamente, o segmento 602 pode ser substancialmente não condutivo. O invólucro externo 601 pode ser um invólucro com pressão de transporte com seções condutoras acopladas a e separadas por uma seção não condutiva 602. A ferramenta 600 inclui também um chassi não condutivo 605 dentro do invólucro 601, e um circuito de medição 610 montado no chassi não condutivo de modo que o chassi não condutivo isola eletricamente o circuito de medição de outros componentes da ferramenta de indução. As bobinas orientadas transversalmente induzem correntes elétricas ao longo do eixo longitudinal do instrumento. Correntes parasitas indesejadas que não contêm informações de avaliação de múltiplos revestimentos ou propriedades de formação circundante e que podem interferir com sinais desejados detectados e recebidos a partir da estrutura circundante e dos materiais são dessa forma mitigadas. Os aspectos inovadores da ferramenta 600 melhoram a qualidade da medição, sensibilidade a propriedades da estrutura circundante alvo e parâmetros estruturais de raovestimanta e intancidade de cinal decajada relativa varceiie cinaiese indacajadaos

[0095] O chassi não condutivo 605 pode ser um chassi estrutural interno que funciona como um suporte para componentes elétricos, como, por exemplo, bobinas receptoras e transmissoras, transmissores, receptores, chicotes e cabos de interconexão, e outros módulos também implementados com as seções condutivas 607 e 608. Em outras modalidades, o chassi 605 pode ser substancialmente não condutivo. A escolha das propriedades do material condutivo, não condutivo ou de condutividade reduzida para certas seções da ferramenta (seções cilíndricas, aberturas em fenda retangulares, aberturas em fenda de formato generalizado, etc.) pode ter a função de remover ou reduzir a interferência dissipadora do efeito de acoplamento de sinal de ferramenta para revestimento ou das correntes parasitas que de outro modo iria deteriorar as capacidades de medição da ferramenta de inspeção de múltiplos revestimentos com uma estrutura continuamente condutiva. Se um segmento de um componente (por exemplo, invólucro, chassi, etc.) é ao menos parcialmente composto por materiais substancialmente não condutivos, e a porção dos materiais que compreendem o segmento e/ou a porção de comprimento de segmento é suficiente em proporção ao todo para desempenhar essas funções, o componente é definido como substancialmente não condutivo.

[0096] A Figura 7 ilustra métodos 700 de acordo com modalidades da revelação. Na etapa opcional 710, uma ferramenta de indução multicomponente é transportada em um poço com o uso de um suporte. A etapa 720 compreende realizar medições com uma ferramenta de indução multicomponente de um espaço tridimensional a partir de um interior de uma pluralidade de tubulares aninhados em um poço em uma formação de terra. As medições da ferramenta de indução multicomponente podem ser responsivas a uma propriedade que corresponde a pelo menos dois tubulares condutivos da pluralidade de tubulares aninhados. As medições da ferramenta de indução multicomponente podem incluir medições tridimensionais de resistividade de forma de onda senoidal no domínio da frequência de baixas frequências e medições tridimensionais de transientes EM com a ferramenta de indução multicomponente.

[0097] As medições tridimensionais de transientes EM com a ferramenta de indução multicomponente podem incluir gerar um campo eletromagnético (EM) com o uso de um transmissor EM da ferramenta de indução multicomponente 3D para produzir interações entre o campo eletromagnético e a pluralidade de tubulares condutivos aninhados e para obter medições EM indicativas das interações.

[0098] A etapa opcional 725 compreende magnetizar pelo menos uma porção de um primeiro tubular da pluralidade de tubulares para gerar um campo magnético espacialmente variável que tem uma distribuição de campo magnético responsiva a anormalidades no tubular. A etapa opcional 730 compreende realizar medições magnetostáticas responsivas à distribuição do campo magnético a partir de uma matriz de sensores magnéticos adjacente a uma superfície interna do primeiro tubular para gerar informações das medições magnéticas. Pelo menos um sensor da matriz de sensores magnéticos pode ser um sensor magnético tridimensional. À matriz de sensores magnéticos pode incluir uma pluralidade de sensores magnéticos distribuídos em ao menos duas dimensões por toda a face de um bloco. Quando o tubular é magneticamente não saturado, a etapa 730 pode incluir caracterizar as regiões de cada tubular da pluralidade como uma dentre: linear não saturada, parcialmente saturada, e completamente saturada; e usar modelos diretos que incorporam uma curva de transferência B-H em um processo de inversão.

[0099] Quando a magnetização do primeiro tubular saturar o tubular e um volume circundante com um campo estático, as medições da ferramenta de indução multicomponente podem incluir sobrepor ao menos uma dentre: i) medições tridimensionais de resistividade de forma de onda senoidal no domínio da frequência de baixas frequências, e ii) medições tridimensionais de transientes EM, no campo estático saturante para melhorar a razão sinal/ruído.

[0100] Em alguns casos, as medições magnéticas e as medições da ferramenta de indução multicomponente são feitas em uma pluralidade de posições descentralizadas em relação a ao menos um tubular da pluralidade de tuihularas enndiutives aninhadas

[0101] A etapa 740 compreende estimar a propriedade para cada um dos ao menos dois tubulares com o uso de medições da ferramenta de indução multicomponente. Estimar a propriedade para cada um dos ao menos dois tubulares pode ser executada por uma inversão das medições EM com o uso de um modelo direto gerado com a propriedade correspondente a cada tubular condutivo.

[0102] Estimar a propriedade pode incluir o uso de medições com uma ferramenta de indução multicomponente e de informações das medições magnéticas para resolver um recurso estrutural relacionado a pelo menos um tubular da pluralidade de tubulares condutivos aninhados externos em relação ao tubular mais interno da pluralidade de tubulares condutivos aninhados. O recurso estrutural pode ser ao menos um dentre: i) ovalidade de tubular do ao menos um tubular; ii) deformação do ao menos um tubular; iii) corrosão do ao menos um tubular, iv) perfuração do ao menos um tubular, v) a presença de um componente de completação fora do ao menos um tubular, vi) excentricidade do ao menos um tubular em relação a outro componente, vii) uma propriedade material do ao menos um tubular; viii) uma propriedade material de um material que circunda o ao menos um tubular.

[0103] Estimar a propriedade pode incluir executar uma inversão conjunta com o uso de medições com uma ferramenta de indução multicomponente e das informações das medições magnéticas para resolver um recurso estrutural relacionado a pelo menos um tubular da pluralidade de tubulares condutivos aninhados externos em relação ao tubular mais interno da pluralidade de tubulares condutivos aninhados.

[0104] Estimar a propriedade pode incluir executar uma inversão conjunta com o uso das medições da ferramenta de indução multicomponente e informações de medição de pelo menos outro sensor não eletromagnético para resolver um recurso estrutural relacionado a pelo menos um tubular da pluralidade de tubulares condutivos aninhados.

[0105] A etapa 750 pode incluir a realização de operações adicionais na formação dependendo da propriedade. As operações adicionais podem incluir pelo menos um dentre: i) direcionamento geológico; ii) perfuração de poços adicionais na formação; iii) realizar medições adicionais sobre a formação; iv) estimar parâmetros adicionais da formação; v) instalar equipamentos no poço; vi) avaliar a formação; vii) otimizar o desenvolvimento atual ou futuro na formação ou em uma formação similar; viii) otimizar a exploração atual ou futura na formação ou em uma formação similar; ix) perfurar o poço; e x) produzir um ou mais hidrocarbonetos a partir da formação. Os tubulares condutivos aninhados são substancialmente metálicos.

[0106] Os versados na técnica reconheceriam que as medições feitas pelo sensor de fluxo seriam afetadas tanto pela espessura do revestimento como pela possível falta de homogeneidade lateral no revestimento. No contexto de aplicações de poço, os segmentos de coluna de revestimento podem ser presumidos como sendo magneticamente homogêneos no estágio de fabricação e instalação, de modo que alterações de fluxo absolutas seriam o diagnóstico de alterações na espessura do revestimento ou perfurações do revestimento. As variações de espessura do invólucro poderiam ocorrer interna ou externamente em relação ao revestimento. Se, por outro lado, mudanças de fluxo são observadas em uma seção do revestimento conhecida por ser de espessura uniforme, isto seria uma indicação de alterações na permeabilidade do revestimento causadas possivelmente por calor ou choque mecânico.

[0107] Com medições de dois ou mais componentes de fluxo magnético, é possível compensar as alterações de permeabilidade e estimar a espessura do revestimento. Tal método baseado em funções de base de ondeleta e que usa medições de fluxo axial e radial para determinar a espessura de um gasoduto foi discutido em S. Mandayam et al, Wavelet-based permeability compensation technique for characterizing magnetic flux leakage images, NDT&E International, volume 30, No. 5, páginas 297-303, 1997, 7 Figuras. Resumimos o método de Mandavam

[0108] Dados dois sinais X, e Xz caracterizando o mesmo fenômeno, pode-se escolher dois recursos distintos x.(d, /, t) e xs(d, |, t) onde t é uma variável operacional como permeabilidade, e d e / representam parâmetros relacionados a defeitos como profundidade e comprimento, x,a(d, /, t) e xs(d, l, t) devem ser escolhidos de modo a terem variações diferentes com t. A fim de se obter um recurso h que é uma função de x, e xz e invariante em relação ao parâmetro t, é necessário obter uma função f na qual Fx,(d,1,1),x,(d,1,1)4 = h(d,1) o Dadas duas funções 9; e 9», uma condição suficiente para obter um sinal invariante em relação a t, pode ser derivada como: h(d,)o g (x) =8 (5) o. onde o se refere a um operador homomórfico. Então, a resposta t- invariante desejada é definida como: FOX) = 805) E (XX) 6 O procedimento acima é implementado por escolha adequada das funções h, 9; e g>.

[0109] Em um exemplo dado por Mandayam, as medições de fluxo radial e axial são feitas. Os recursos relacionados defeitos são P,, a amplitude de pico a pico da densidade de fluxo axial e P,, a amplitude de pico a pico da densidade de fluxo radial, ambas as quais são medidas da profundidade de defeito d; D, a separação pico a pico da densidade de fluxo radial (que está relacionada ao comprimento axial do defeito /); D,, a extensão circunferencial da densidade de fluxo axial (que determina a largura do Aeaefaita uv O raciuren de narmaakhilitada invarianta éá darivado cenmae*

led fito) real MA da tda a EPA, 0,0, P.(d,I,Ww,0),D,.D. | onde ft representa a permeabilidade e g,; é uma função de transformação geométrica que mapeia a variação de permeabilidade de P; para aquela de P,. Para chegar à equação (4), a função g, da equação (3) é presumida como sendo a função de identidade. Madayam assume uma forma funcional adequada para g; e determina seus parâmetros usando uma rede neural. A abordagem básica de Mandayam pode ser estendida para medições de três componentes que estão disponíveis com o aparelho da presente invenção. À medida que o sensor passa sobre um defeito interno, a diminuição no fluxo causada pelo metal "ausente" do defeito de ID é detectada, e serve para revelar a presença de uma anomalia interna.

[0110] Métodos opcionais podem incluir o uso do parâmetro de interesse para estimar uma característica de uma formação. A estimativa do parâmetro pode incluir o uso de um modelo. Em algumas modalidades, o modelo pode incluir, mas não se limita a, um ou mais dentre: (i) uma equação matemática, (ii) um algoritmo, (iii) uma técnica de desconvolução, e assim por diante. As informações de referência acessíveis ao processador podem também ser usadas.

[0111] As modalidades da presente revelação podem utilizar uma inversão de dados de avaliação de um revestimento de matriz de sensores eletromagnéticos de múltiplas frequências ou temporários 3D de múltiplos liners de revestimento de poço e componentes de instalação de completação. Essa inversão desses dados pode ser executada juntamente com informações de medição de outros instrumentos, incluindo dados nucleares, de imageamento acústico, e dados de fluxo EM.

[0112] Os tipos de modelo específicos empregados podem compreender uma seleção de tipos de modelos disponíveis, e ser restringidos a uma estimativa de espaço de solução preliminar. Por exemplo, dados de informação de terreno ou outros dados a priori podem ser usados para reduzir o número de modelos a serem características específicas do volume no qual os tubulares aninhados se encontram na formação. Se a análise de outros dados revelar que um determinado modelo corresponde a uma maior probabilidade de se encontrar propriedades corretas (ou limites de confiança mais rigorosos), então um peso maior pode ser designado para a sua função de adequação ao se interpretar as informações de medição. Dessa forma, se dois modelos foram mostrados como fornecendo desempenho similar na reprodução de resposta de ferramenta, então o modelo que foi mais promissor com base em estudos anteriores pode ser selecionado.

[0113] A regularização pode empregar informações a partir de uma base de dados de modelos e propriedades multifísicas que pode incluir dados relacionados à geologia, mineralogia, propriedades elétricas, propriedades nucleares, propriedades acústicas, propriedades de produção NMR e de reservatório, incluindo por exemplo, registros de poço a partir de várias ferramentas FE. Esses dados podem ser obtidos a partir de medições, especificações técnicas, modelagem e simulação de poço, e assim por diante. As técnicas de regularização podem incluir inversão simultânea, algoritmos de regularização, e regularização por condicionamento.

[0114] Uma técnica envolve regularização do modelo por condicionamento, com o uso de dados geológicos, propriedades elétricas, e assim por diante, e/ou dados de múltiplos instrumentos. Os dados podem ser capturados sequencial ou simultaneamente e/ou estar alternativamente disponíveis em uma base de dados relacional pesquisável com dados e análises correlacionados e relevantes a partir do mesmo volume (ou um volume correlacionado). Em vez de se designar um valor específico para um parâmetro, uma função de densidade de probabilidade (PDF' - função de densidade de probabilidade) pode ser usada para especificar a probabilidade do parâmetro (por exemplo, uma variável como, por exemplo, um medição observada dentro de um espaço de amostragem) que cai dentro de uma faixa específica de valores ou tomar um valor. A PDF pode ser derivada de observação histórica. A probabilidade pode ser determinada através da integral Adacea PIDE da variável an Innaon da faiva — n11 caia dada nala áraa enh 2a fuinecão de densidade, mas acima do eixo horizontal e entre os menores e maiores valores da faixa. A PDF é não negativa em todos os lugares, e sua integral ao longo de todo o espaço pode ser igual a um. As PDFs podem ser usadas para acelerar a inversão sem excluir resultados de inversão potenciais que poderiam satisfazer modelos diretos.

[0115] A PDF pode ser atribuída com base em observações anteriores em relação à escolha ou preferência de modelos, bem como faixas de valores para os respectivos parâmetros de modelos, em função do local. Essas PDFs podem ser usadas para atribuir pesos de inversão aos parâmetros de inversão. As PDFs podem ser empregadas para priorizar e guiar a inversão com pesos em modelos e faixas de parâmetro de modelo que refletem valores mais prováveis para aquele volume específico. As PDFs podem ser adaptadas a um intervalo do tubular aninhado com base em uma base de dados de características de tubulares aninhados caracterizados anteriormente (características geométricas, anormalidades, materiais etc.), ou adquiridos pela ferramenta durante uma operação de perfilagem (adquiridos sequencial ou concorrentemente), como, por exemplo, adquiridos na mesma viagem. O processamento de inversão com uma medição por ferramenta e um modelo direto correspondente pode atribuir igualmente pesos aos sinais de medição sendo interpretados com base em sua relação sinal/ruído. Quanto melhor (maior) a relação sinal/ruído, maior o peso que pode ser atribuído aos dados de medição correspondentes durante processamento de inversão.

[0116] Os parâmetros estimados de interesse podem ser armazenados (registrados) como informações ou visualmente representados em um visor. Os parâmetros de interesse podem ser transmitidos antes ou depois do armazenamento ou da exibição. Por exemplo, as informações podem ser transmitidas a outros componentes de poço ou à superfície para armazenamento, exibição, ou processamento adicional. Os aspectos da presente revelação se referem à modelagem de um volume de uma formação de terra com o uso do parâmetro de intaracca aActimadon cenmaon nnr avamnlih madiante a acenrniarnão de valnras de parâmetro estimado com porções do volume de interesse ao qual os mesmos correspondem, ou pela representação do limite e da formação em um sistema de coordenada global. O modelo da formação de terra gerado e mantido em certos aspectos da revelação pode ser implementado como uma representação da formação de terra armazenada como informações. As informações (por exemplo, dados) podem ser transmitidas, armazenadas em uma mídia legível por máquina não transitória, e renderizadas (por exemplo, visualmente representadas) em um visor.

[0117] O processamento das medições por um processador pode ocorrer na ferramenta, na superfície, ou em um local remoto. A aquisição de dados pode ser controlada, pelo menos em parte, pelos componentes eletrônicos. Implícito no controle e processamento dos dados está o uso de um programa de computador em uma mídia legível por máquina não transitória adequada que permite que os processadores realizem o controle e processamento. A mídia legível por máquina não transitória pode incluir ROM, EPROM, EEPROM, memórias flash e discos ópticos. O termo "processador" é destinado a incluir dispositivos como um arranjo de portas programável em campo (FPGA).

[0118] Os valores de parâmetro estimados e/ou modelos da formação (ou porções da mesma) podem ser armazenados (registrado) como informações ou visualmente representados em uma tela. A representação visual pode incluir uma representação gráfica bidimensional (2D) ou tridimensional (3D) dos valores do parâmetro de interesse (embora representações unidimensionais (1D) possam também ser exibidas em algumas aplicações). Os valores ou o modelo podem ser transmitidos antes ou após o armazenamento ou exibição, como, por exemplo, ser transmitidos poço acima (isto é, à superfície ou a módulos mais próximos da superfície). Por exemplo, as informações podem ser transmitidas a outros componentes de poço ou à superfície para armazenamento, exibição, ou processamento adicional. Os aspectos da presente revelação se referem à modelagem de um volume de uma formação de terra com o uso valores de narâmetira actimadne cenmao nAr avamnleh madiante a acencriarão de valnras de parâmetro estimado com porções do volume de interesse ao qual os mesmos correspondem, ou pela representação de um limite entre áreas de valores representativos ou estatisticamente similares ao longo da formação em um sistema de coordenada global. Os aspectos incluem manter um modelo que compreende uma representação da formação de terra armazenada como uma informação que inclui uma representação de valores de parâmetro em relação à localização, ou como valores absolutos ou variações dos mesmos. O modelo da formação de terra gerada e mantida em aspectos da revelação pode ser implementado como uma representação da formação de terra, ou um volume de interesse na mesma, armazenado como informações, incluindo uma representação gráfica de parâmetro de valores ou variações em parâmetros de interesse em relação à localização, por exemplo, em 1D, 2D ou 3D. Em um exemplo, um modelo de formação de terra ou um volume de interesse pode ser mantido em uma base de dados. A modelagem da formação de terra pode compreender a associação de uma porção da formação adjacente ao poço com o valor do parâmetro conforme estimado aqui, para gerar ou atualizar o modelo. As informações (por exemplo, dados) podem ser transmitidas, armazenadas em uma mídia legível por máquina não transitória, e renderizadas (por exemplo, visualmente representadas) em um visor. Qualquer um dentre renderizar os modelos, os valores, ou as informações que representam os mesmos podem ser chamados na presente invenção de "exibir o parâmetro de interesse em uma tela".

[0119] Registros acústicos são registros da recepção, a níveis de profundidade de poço sucessivos, de sinais acústicos pelos receptores que são espaçados ao longo do comprimento de uma ferramenta de poço uns dos outros e a partir de pelo menos um transmissor de sinais acústicos.

[0120] O termo "dispositivo de transporte", como usado acima, significa qualquer dispositivo, componente de dispositivo, combinação de dispositivos, meios e/ou membro que pode ser usado para transportar, alojar, apoiar ou de outro modo facilitar o uso de outro dispositivo, componente de dispositivo, combinação de dispositivos, maine ealnir mamhra Os dienncsitivas da tranennrta não limitadnoras avamnlificativas incluem colunas de perfuração do tipo tubo enrolado em espiral, do tipo tubulação unida e qualquer combinação ou porção dos mesmos.

Outros exemplos de dispositivo de transporte incluem tubos de revestimento, cabos de aço, sondas a cabo de aço, sondas a cabo de perfilagem, cargas explosivas para lançamento, subs de interior de poço, BHAs, elementos de inserção de coluna de perfuração, módulos, alojamentos internos e porções de substrato dos mesmos, e tratores autoimpulsionados.

Cabeamento umbilical, como usado aqui, se refere a um ou mais cabos umbilicais e cabos associados, condutos, tubos inferiores, e/ou mangueiras dentro do campo, em um poço, ou de convés para submerso.

Um cabo umbilical pode compreender um feixe de um ou mais cabos e condutos que transferem função hidráulica, energia elétrica, produtos químicos para injeção ou aplicação, gás para elevação artificial e/ou comunicação de informações.

Como usado acima, o termo "sub" se refere a qualquer estrutura que é configurada para envolver parcialmente, envolver completamente, alojar, ou sustentar um dispositivo.

O termo "informações", para uso acima, inclui qualquer forma de informação (analógica, digital, EM, impressa, etc). O termo "processador" ou "dispositivo de processamento de informações" na presente invenção inclui, porém não se limita a, qualquer dispositivo que transmite, recebe, manipula, converte, calcula, modula, transpõe, transporta, armazena ou de outro modo utiliza informações.

Um dispositivo de processamento de informações pode incluir um microprocessador, memória residente, e periféricos para executar instruções programadas.

O processador pode executar instruções armazenadas em uma memória de computador acessível ao processador, ou pode empregar uma lógica implementada como uma matriz de portas programável em campo (FPGAs), circuitos integrados de aplicação específica (ASICs), outro hardware lógico combinatório ou sequencial, e assim por diante.

Dessa forma, um processador pode ser configurado para executar um ou mais métodos aqui descritos, e a configuração do processador pode incluir conexão operacional com memória residente e periféricos para executar instruções programadas.

O termo "direcionamento geológico" pode se referir a mudar a direção da broca de perfuração, parar a progressão da broca de perfuração, ou continuar o avanço da broca de perfuração.

[0121] Para uso na presente invenção, o termo "condutivo" conforme aplicado a materiais é definido como tendo uma resistividade menor que 10* ohms-metros (por exemplo, cobre, prata, aço, etc.). Os materiais de "condutividade reduzida" podem ter uma resistividade entre 10º ohm-metros e 10? ohm-metros. Em uma modalidade específica, o material pode ser aproximadamente 1000 vezes mais resistivo que o aço. O termo "não condutivo" conforme aplicado a materiais é definido como tendo uma resistividade acima de 10 ohm-metros (por exemplo, ferrita, compósitos isolantes, polímeros, plásticos e resinas) O termo "substancialmente não condutivo" compreende uma faixa de condutividade que inclui materiais não condutivos e de condutividade reduzida.

[0122] Materiais de condutividade reduzida exemplificadores incluem materiais compósitos, metais em pó, e assim por diante. Um tipo específico de material compéósito inclui materiais compósitos reforçados com carbono. A resistividade e a força dos materiais compósitos com carbono reforçado são tipicamente ligadas à quantidade de fibra de carbono (ou fita de carbono) usada no compósito. Esses materiais têm filamentos de carbono condutivos embutidos em seu material de matriz (por exemplo, resina), o que os torna ligeiramente condutivos. Tipicamente, ambas a força e a condutividade irão geralmente aumentar com a porcentagem de fibra de carbono. A condutividade em tais materiais é altamente anisotrópica, no entanto, com a condutividade máxima sendo paralela aos filamentos de carbono, e a condutividade mínima sendo perpendicular aos filamentos.

[0123] Materiais de fibra de carbono alternativos podem empregar designs onde os filamentos de carbono podem ser estabelecidos de modo que eles são isolados um do outro, resultando em armações que são essencialmente não condutivas a baixas frequências (por exemplo, de 1 kHz), mas têm condutividade reduzida a frequências mais altas (por exemplo, de 10 mHz). Recentemente, materiais que Incar»nNFIam malhas da fihra dae vitro e fibra dae rarhanao faram decanvalvidas

[0124] O termo "informações", para uso na presente invenção, inclui qualquer forma de informação (analógica, digital, EM, impressa, etc.). Para uso na presente invenção, um processador é qualquer dispositivo de processamento de informações que transmite, recebe, manipula, converte, calcula, modula, transpõe, carrega, armazena ou de outro modo usa informações. Em vários aspectos não limitadores da revelação, um processador inclui um computador que executa instruções programadas para realizar vários métodos. Essas instruções podem proporcionar a operação do equipamento, o controle, a coleta e a análise de dados e outras funções além das funções aqui descritas. O processador pode executar instruções armazenadas em uma memória de computador acessível ao processador, ou pode empregar uma lógica implementada como uma matriz de portas programável em campo (FPGAs), circuitos integrados de aplicação específica (ASICs), outro hardware lógico combinatório ou sequencial, e assim por diante.

[0125] Dessa forma, a configuração do processador pode incluir a conexão operacional com memória e periféricos residentes para executar instruções programadas. Em algumas modalidades, a estimativa do parâmetro de interesse pode envolver a aplicação de um modelo. O modelo pode incluir, porém sem limitação, (i) uma equação matemática, (ii) um algoritmo, (ili) um banco de dados de parâmetros associados, ou uma combinação dos mesmos.

[0126] A expressão "substancialmente diferentes" como usada aqui significa não substancialmente iguais. O termo "substancialmente iguais" ou "substancialmente similares" como usado aqui significa um valor consistente com uma estrutura de formação, recurso, ou parâmetro operacional geral, ou que tem um valor dentro de um desvio estatístico comum, como dentro de um desvio padrão, dentro de 5 por cento, dentro de 1 por cento de uma média móvel, e assim por diante. Substancialmente o mesmo se refere a valores dentro do valor mantido de modo geral para desvio comum, como, por exemplo, devido ao ruído. O termo "substancialmente iguais" como aplicado no contexto de características de sinal se refere a frequências que nanam ne afaitas da dienarcãno a ataniiarão de mada ae as difaraneas am afaitac entre dois sinais correspondentes que têm características de sinal são negligenciáveis, como, por exemplo, diferenças de campo de feixe lateral menores que 25 por cento, menores que 10 por cento, menores que 5 por cento, menores que 3 por cento, menores que 2 por cento, menores que 1 por cento, menores que 0,5 por cento, e assim por diante, até e incluindo nenhuma diferença.

[0127] Os parâmetros de interesse estimados podem ser armazenados (registrados) como informações ou visualmente representados em um visor. Os aspectos da presente revelação se referem à modelagem de um volume de uma formação de terra com o uso do parâmetro estimado de interesse, como, por exemplo, mediante a associação de valores de parâmetro estimado com porções do volume de interesse ao qual os mesmos correspondem. O modelo da formação de terra gerado e mantido em certos aspectos da revelação pode ser implementado como uma representação da formação de terra armazenada como informações. As informações (por exemplo, dados) podem ser armazenadas em uma mídia legível por máquina não transitória, e renderizadas (por exemplo, visualmente representadas) em um visor.

[0128] O controle de componentes do aparelho e sistemas descritos na presente invenção pode ser realizado com o uso de um ou mais modelos conforme descrito acima. Por exemplo, pelo menos um processador pode ser configurado para modificar as operações i) autonomamente sob condições de disparo, ii) em resposta a comandos do operador, ou iii) combinações dos mesmos. Tais modificações podem incluir mudar parâmetros de perfuração, conduzir a broca de perfuração (por exemplo, direcionamento geológico), mudar um programa de lama, otimizar as medições e assim por diante. O controle desses dispositivos, e dos diversos processos do sistema de perfuração, pode, de modo geral, ser realizado de uma maneira completamente automatizada ou através de interação com pessoal por meio de notificações, representações gráficas, interfaces de usuário e similares. As informações de referência acessíveis ao processador podem também ser usadas.

[0129] O processamento das medições feitas em aplicações de cabo de aço ou MWD pode ser feito por um processador de superfície, por um processador de fundo de poço, ou em um local remoto. A aquisição de dados pode ser controlada, pelo menos em parte, pelos componentes eletrônicos de fundo de poço. Implícito no controle e processamento dos dados está o uso de um programa de computador em uma mídia legível por máquina não transitória adequada que permite que os processadores realizem o controle e processamento. A mídia legível por máquina não transitória pode incluir ROM, EPROM, EEPROM, memórias flash e discos ópticos. O termo "processador" é destinado a incluir dispositivos como um arranjo de portas programável em campo (FPGA).

[0130] O termo "substancialmente em tempo real" conforme aplicado a métodos da presente revelação se refere a uma ação realizada (por exemplo, estimativa, modelagem, e assim por diante) enquanto o sensor ainda está no fundo do poço, após a produção das informações e antes do movimento do sensor a uma distância apreciável no contexto de avaliação do poço ou formação em uma resolução associada, como, por exemplo, uma distância de 100 metros, 50 metros, 25 metros, metros, ou menor; e pode ser definido como uma estimativa do parâmetro de interesse ou da produção da atual iteração de um modelo dentro de 15 minutos da produção das informações, dentro de 10 minutos da produção, dentro de 5 minutos da produção, dentro de 3 minutos da produção, dentro de 2 minutos da produção, dentro de 1 minuto da produção, ou menos. O termo "substancialmente contínuo" como aplicado para medição de acordo com as modalidades da presente revelação significa que nenhum vão existe dentro da medição correspondente a uma circunferência do poço em um determinado poço profundidade.

[0131] Embora a revelação anteriormente mencionada seja direcionada às modalidades de um modo da revelação, várias modificações ficarão evidentes para os versados na técnica. Pretende-se que todas as variações sejam abrangidas pela revelação anteriormente mencionada.

Claims

REIVINDICAÇÕES

1. Método para perfilagem de um poço, sendo o método caracterizado por compreender: fazer medições com uma ferramenta de indução multicomponente de um espaço tridimensional a partir do interior de uma pluralidade de tubulares aninhados em um poço em uma formação de terra, sendo as medições da ferramenta de indução multicomponente medições responsivas a uma propriedade que corresponde a pelo menos dois tubulares condutivos da pluralidade de tubulares aninhados; e estimar a propriedade para cada um dos ao menos dois tubulares com o uso de medições da ferramenta de indução multicomponente.

2. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado por a realização das medições com a ferramenta de indução multicomponente compreender: realizar medições tridimensionais de resistividade de forma de onda senoidal no domínio da frequência de baixas frequências; realizar medições tridimensionais de transientes EM com a ferramenta de indução multicomponente.

3. Método, de acordo com a reivindicação 2, caracterizado por as medições de resistividade de forma de onda senoidal no domínio da frequência de baixas frequências compreenderem medições tridimensionais de resistividade de forma de onda senoidal no domínio da frequência de baixas frequências, e as medições de transientes EM compreenderem medições tridimensionais de transientes EM.

4. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado por a propriedade correspondente a cada tubular condutivo compreender ao menos um dentre: i) local do tubular; ii) espessura do tubular; e iii) ao menos uma propriedade de um defeito do tubular; iv) a presença de um componente de completação dentro de ao menos um tubular; v) uma propriedade de um componente de completação fora de ao mannse 11m tubular: vi avalidadae da tuiihuilar de mannse um tuihular: viiV defarmarãao de menos um tubular; viii) corrosão do ao menos um tubular; ix) perfuração do ao menos um tubular; x) a presença de um componente de completação fora do ao menos um tubular; xi) excentricidade do ao menos um tubular em relação a outro componente; xii) uma propriedade de material do ao menos um tubular; viii) uma propriedade de material de um material que circunda o ao menos um tubular.

5. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado por compreender adicionalmente: magnetizar pelo menos uma porção de um primeiro tubular da pluralidade de tubulares para gerar um campo magnético espacialmente variável que tem uma distribuição de campo magnético responsiva a anormalidades no tubular; realizar medições magnetostáticas responsivas à distribuição do campo magnético a partir de uma matriz de sensores magnéticos adjacente a uma superfície interna do primeiro tubular para gerar informações de medição magnética, a matriz de sensores magnéticos compreendendo uma pluralidade de sensores magnéticos distribuídos em ao menos duas dimensões por toda a face de um bloco.

6. Método, de acordo com a reivindicação 5 caracterizado por ao menos um sensor da matriz de sensores magnéticos compreender um sensor magnético tridimensional.

7. Método, de acordo com a reivindicação 5, caracterizado por compreender: estimar a propriedade com o uso de medições com uma ferramenta de indução multicomponente e das informações das medições magnéticas para resolver um recurso estrutural relacionado a pelo menos um tubular da pluralidade de tubulares aninhados condutivos externos em relação ao tubular mais interno da pluralidade de tubulares condutivos aninhados.

8. Método, de acordo com a reivindicação 7, caracterizado por o recurso estrutural compreender ao menos um dentre: i) ovalidade de tubular do ao menos um tubular; ii) deformação do ao menos um tubular; iii) corrosão do ao mannce 11im ftuiihuiilar iv) narfiirarão da an mannc 113Mm tuihuilar và a nracenca de 11Mm componente de completação fora do ao menos um tubular, vi) excentricidade do ao menos um tubular em relação a outro componente, vii) uma propriedade material do ao menos um tubular; viii) uma propriedade material de um material que circunda o ao menos um tubular.

9. Método, de acordo com a reivindicação 7, caracterizado por compreender realizar as medições magnéticas e as medições da ferramenta de indução multicomponente em uma pluralidade de posições descentralizadas em relação a ao menos um tubular da pluralidade de tubulares condutivos aninhados.

10. Método, de acordo com a reivindicação 5, caracterizado por o tubular ser magneticamente não saturado, sendo que o método compreende: caracterizar as regiões de cada tubular da pluralidade como um dentre: linear não saturada, parcialmente saturada e completamente saturada; usar modelos diretos que incorporam uma curva de transferência B-H em um processo de inversão.

11. Método, de acordo com a reivindicação 5, caracterizado por compreender: executar uma inversão conjunta com o uso de medições com uma ferramenta de indução multicomponente e das informações das medições magnéticas para resolver um recurso estrutural relacionado a pelo menos um tubular da pluralidade de tubulares condutivos aninhados externos em relação ao tubular mais interno da pluralidade de tubulares condutivos aninhados.

12. Método, de acordo com a reivindicação 5, caracterizado por a magnetização do primeiro tubular saturar o tubular e um volume circundante com um campo estático, e sendo que as medições da ferramenta de indução multicomponente compreendem sobrepor ao menos uma dentre: i) medições tridimensionais de resistividade de forma de onda senoidal no domínio da frequência de baixas frequências, e ii) medições tridimensionais de transientes EM, no campo estático saturante para melhorar a razão sinal/ruído.

13. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado por um invólucro substancialmente não condutivo da ferramenta de indução separar um transmissor e um receptor da ferramenta de indução multicomponente do poço.

14. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado por a ferramenta de indução multicomponente compreender um invólucro externo, um chassi substancialmente não condutivo no interior do invólucro, e um circuito de medição montado sobre o chassi substancialmente não condutivo de modo que o chassi substancialmente não condutivo isole eletricamente o circuito de medição de outros componentes da ferramenta de indução.

15. Método, de acordo com a reivindicação 1 caracterizado por as medições tridimensionais de transientes EM com a ferramenta de indução multicomponente compreenderem: gerar um campo eletromagnético (EM) com o uso de um transmissor EM da ferramenta de indução multicomponente 3D para produzir interações entre o campo eletromagnético e a pluralidade de tubulares condutivos aninhados; obter medições EM indicativas das interações; e sendo que estimar a propriedade para cada um dos ao menos dois tubulares compreende: realizar uma inversão das medições EM com o uso de um modelo direto ("fonvard modeling") gerado com a propriedade correspondente a cada tubular condutivo.

16. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado por compreender executar uma inversão conjunta com o uso das medições da ferramenta de indução multicomponente e informações de medição de pelo menos outro sensor não eletromagnético para resolver um recurso estrutural relacionado a pelo menos um tubular da pluralidade de tubulares condutivos aninhados.