BR112020009277A2

BR112020009277A2 - otimizador de excitação de perfilagem de poço por atenuação de onda orientada com base em modelagem de forma de onda

Info

Publication number: BR112020009277A2
Application number: BR112020009277-0A
Authority: BR
Inventors: Xiaochu YAO; Pawel J. Matuszyk; Douglas J. Patterson; Rajdeep Das
Original assignee: Baker Hughes Holdings Llc
Priority date: 2017-11-10
Filing date: 2018-11-08
Publication date: 2020-10-13
Also published as: WO2019094632A1; US20190145241A1; NO20200613A1; GB202008191D0; GB2581933B; US11066920B2; GB2581933A

Abstract

A presente invenção se refere a métodos e aparelhos para inspecionar componentes de infraestrutura de campos petrolíferos. Os métodos incluem estimar um valor ideal para pelo menos um parâmetro de excitação para uma fonte de excitação acústica produzir uma onda orientada de múltiplos modos mistos no componente; selecionar pelo menos um parâmetro de excitação correspondente a uma onda orientada simulada ideal determinada em função da aplicação de critérios de forma de onda às formas de onda no domínio do tempo; e gerar uma onda orientada no tubo com o uso do pelo menos um parâmetro de excitação ideal. Os métodos podem incluir o cálculo de uma relação de dispersão da onda orientada; a modelagem de cada uma dentre a pluralidade de ondas orientadas simuladas, sendo que a modelagem compreende gerar uma forma de onda no domínio do tempo para cada um dentre uma pluralidade de modos de onda em função da fonte de excitação acústica; a seleção do pelo menos um parâmetro de excitação correspondente a uma onda orientada simulada ideal determinada em função da aplicação de critérios de forma de onda às formas de onda no domínio do tempo.

Description

"OTIMIZADOR DE EXCITAÇÃO DE PERFILAGEM DE POÇO POR ATENUAÇÃO DE ONDA ORIENTADA COM BASE EM MODELAGEM DE FORMA DE ONDA" CAMPO DA REVELAÇÃO

[0001] A presente revelação se refere, de modo geral, a ferramentas de poço 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. A 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] O desenvolvimento da formação para extrair os hidrocarbonetos pode incluir a instalação de tubulação de aço, conhecida como revestimento, dentro de um poço, incluindo a aplicação de cimento na região anular entre o poço e o revestimento. É conhecida a realização de inspeção acústica de um revestimento cimentado em um poço para determinar propriedades específicas relacionadas ao revestimento e materiais circundantes. Por exemplo, a aderência do cimento ao revestimento pode ser avaliada, ou a resistência do cimento atrás do revestimento ou a espessura do revestimento podem ser estimadas, com o uso de medições de ondas acústicas refletidas. Isso pode ser genericamente chamado de perfilagem da aderência do cimento ao revestimento, que pode ser obtida com o uso de uma ferramenta de perfilagem de aderência do cimento ao revestimento transportada através da formação ao longo do interior do revestimento enquanto realiza medições. Em outros exemplos de perfilagem da aderência do cimento, uma onda circunferencial guiada pode ser usada para avaliar as propriedades relacionadas ao revestimento. Por exemplo, as medições de atenuação das ondas de Lamb e de cisalhamento podem ser usadas para determinar as propriedades do cimento.

SUMÁRIO DA REVELAÇÃO

[0004] Em aspectos, a presente revelação se refere a métodos e aparelhos para inspecionar componentes de infraestrutura de campo petrolífero. Em modalidades gerais, a infraestrutura de campo petrolífero pode incluir um tubular de fundo de poço. Alguns aspectos podem se referir a perfilagem de poço com uso de uma ferramenta de perfilagem em um poço em uma formação de terra. Os métodos da presente invenção podem incluir estimar um valor opcional para pelo menos um parâmetro de excitação para que uma fonte de excitação acústica produza uma onda guiada de modos múltiplos misturados no componente, sendo que o pelo menos um parâmetro de excitação compreende pelo menos frequência; selecionar o pelo menos um parâmetro de excitação correspondente a uma onda guiada simulada ideal em função da aplicação dos critérios de forma de onda às formas de onda no domínio do tempo; e gerar uma onda guiada no tubular com uso de pelo menos um parâmetro de excitação ideal. Os métodos podem incluir medir pelo menos uma propriedade de onda da onda guiada no tubular com a ferramenta de perfilagem; e estimar uma propriedade em relação ao componente, como, por exemplo, uma propriedade em relação à instalação do revestimento, com o uso de pelo menos uma propriedade de onda.

[0005] A propriedade pode compreender uma característica de um recurso estrutural em relação ao pelo menos um tubular. 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.

[0006] A propriedade pode incluir pelo menos um dentre: i) um módulo de cisalhamento do cimento; ii) um módulo de Young do cimento; iii) densidade do cimento; iv) esforço compressivo; v) espessura do revestimento. 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 na 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) instalar equipamento no poço; e x) produzir um ou mais hidrocarbonetos a partir da formação.

[0007] A estimativa do valor opcional para o pelo menos um parâmetro de excitação pode incluir calcular uma relação de dispersão de onda guiada em um domínio de frequência para cada uma dentre a pluralidade de ondas guiadas simuladas correspondente a uma pluralidade de valores de frequência; modelar cada uma dentre a pluralidade de ondas guiadas simuladas, sendo que a modelagem compreende gerar uma forma de onda no domínio do tempo para cada um dentre a pluralidade de modos de onda em função da fonte de excitação acústica; e selecionar o pelo menos um parâmetro de excitação correspondente a uma onda guiada simulada ideal determinada em função da aplicação dos critérios de forma de onda às formas de onda no domínio do tempo.

[0008] Os métodos podem incluir modelar uma resposta de atenuação de velocidade para cada uma dentre a pluralidade de ondas guiadas simuladas. Os métodos podem incluir somar as formas de onda estimadas no domínio de tempo para modelar cada onda guiada. Os métodos podem incluir estimar uma janela de processamento para calcular informações de onda acústica a partir de características de uma forma de onda no domínio do tempo para pelo menos um dentre a pluralidade de modos de onda.

[0009] Os métodos podem incluir gerar pelo menos um primeiro parâmetro de excitação para revestimento livre, pelo menos um segundo parâmetro de excitação para revestimento totalmente cimentado e pelo menos um terceiro parâmetro de excitação para revestimento parcialmente cimentado. O pelo menos um parâmetro de excitação pode compreender pelo menos um dentre: i) frequência; ii) número de ciclos de disparo; iii) formato de pulso; iv) comprimento de disparo; v) número de frequências exclusivas; vi) amplitude.

[0010] 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 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.

[0011] 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

[0012] 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:

[0013] A Figura 1A llustra esquematicamente um sistema de perfilagem de furo de poço acústico que tem uma ferramenta de fundo de poço configurada para capturar informações de medição acústica.

[0014] A Figura 1B ilustra uma ferramenta de perfilagem acústica de acordo com modalidades da presente revelação.

[0015] As Figuras 2A e 2B ilustram o otimizador de excitação.

[0016] As Figuras 3 a 5 ilustam formas de onda de revestimento livre correspondentes para SHO, SH1 e SH2, respectivamente.

[0017] As Figuras 6 a 8 mostram curvas que representam as formas de onda de revestimento cimentado correspondentes.

[0018] A Figura 9 mostra as curvas de resposta à atenuação geradas automaticamente para essas três excitações.

[0019] A Figura 10 mostra um fluxograma que ilustra métodos para executar perfilagem de poço em um poço que cruza uma formação de terra de acordo com modalidades da presente revelação.

DESCRIÇÃO DETALHADA

[0020] Aspectos da presente revelação se referem a aparelhos e métodos para perfilagem de poço, incluindo a medição e a interpretação dos fenômenos físicos indicativos de parâmetros de interesse da infraestrutura instalada na formação (por exemplo, revestimento). As modalidades aqui descritas são particularmente adequadas para inspeção de perfilagem da aderência do cimento.

[0021] Historicamente, as ferramentas de monitoramento de corrosão por EM 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 precisa estar o mais próximo possível do tubular, a tubulação precisa ser removida para que o revestimento sobrejacente seja inspecionado. Além disso, a detecção de corrosão de variação lenta com uma ferramenta de fuga de fluxo pode ser problemática.

[0022] A geração de sinais acústicos e a detecção de reflexões desses sinais são bem conhecidas, e essas reflexões podem ser convencionalmente processadas para estimar a espessura do cimento, a qualidade da aderência do cimento e assim por diante. A avaliação do cimento pode ser realizada com base no uso de queda de amplitude de sinal detectado para avaliar a espessura do revestimento, densidade do cimento e integridade da aderência. A avaliação de outros tubulares, tanto no fundo do poço quanto acima do solo, é conhecida na técnica.

[0023] Os transdutores acústicos eletromagnéticos (EMATs, Electromagnetic- acoustic transducers) são usados em testes não destrutivos, inclusive no poço, com o uso de fenômenos físicos bem compreendidos. Em um tipo de EMAT, quando um fio é colocado perto da superfície de um objeto eletricamente condutivo e é acionado por uma corrente a uma frequência ultrassônica adequada, correntes parasitas são induzidas em uma região de superfície próxima do objeto. Se um campo magnético estático também estiver presente, as correntes parasitas experimentam forças de Lorentz. Essas forças causam uma excitação acústica no objeto. Em uma utilização recíproca, um sinal elétrico será gerado no fio como um resultado da excitação acústica em um metal colocado próximo a um magneto permanente. A atenuação e/ou a reflexão das ondas acústicas mostram informações sobre os defeitos e arredores do objeto. Consulte, por exemplo, o pedido de patente US nº 15/288.092 de Kouchmeshky et al, que é de propriedade comum e aqui incorporado a título de referência em sua totalidade.

[0024] A perfilagem de aderência do cimento ("CBL", cement bond logging) por atenuação de onda guiada mede a atenuação de onda ao longo de uma direção circunferencial do revestimento. Múltiplos transmissores e receptores podem ser colocados dentro do revestimento para medições de atenuação compensadas. Consulte, por exemplo, a patente US nº 7.660.197 de Barolak et al., e a patente US nº RE43.960 de Barolak et al., aqui incorporadas a título de referência em suas totalidades.

As propriedades mecânicas (por exemplo, módulo de Young, módulo de cisalhamento) da camada de cimento atrás do revestimento determinam a atenuação das ondas. Um EMAT pode ser projetado para produzir uma forma de onda única, como ondas horizontais de cisalhamento (SH, shear horizontal) ou ondas de Lamb.

[0025] Devido à natureza de multimodal das ondas guiadas, modos diferentes têm velocidades, atenuações e amplitudes de onda diferentes. Se múltiplos modos forem misturados um ao outro, as medições de atenuação podem ter erros muito grandes. Normalmente, a resposta de atenuação de uma onda guiada é derivada de relações de dispersão com o uso de uma única frequência. No entanto, essa abordagem não considera o efeito de excitação da fonte. A atenuação no domínio de frequência pode ser muito diferente das medições de atenuação das formas de onda no domínio do tempo.

[0026] Devido à natureza multimodal das ondas guiadas, é altamente benéfica a otimização da excitação para um poço-alvo. Os aspectos da presente revelação podem incluir a estimativa de um valor ideal para pelo menos um parâmetro de excitação para que uma fonte de excitação acústica produza uma onda guiada de múltiplos modos misturados no tubular.

[0027] Os aspectos da presente revelação incluem o cálculo de uma relação de dispersão de CGW no domínio da frequência com o uso de técnicas conhecidas, como o método semi-analítico de elementos finitos e camada perfeitamente casada (SAFE-PML, Semi Analytical Finite Element and Perfectly Matched Layer). Computacionalmente, o método SAFE-PML é altamente eficiente. A reconstrução de forma de onda no domínio do tempo pode, então, ser obtida enquanto considera o efeito da fonte de excitação. A presente invenção apresenta um otimizador que pode varrer automaticamente todos os possíveis parâmetros de disparo, encontrar as escolhas ideais, reconstruir suas formas de onda e estimar informações de resposta (por exemplo, curvas de resposta de atenuação). As respostas de atenuação de onda guiada determinadas diretamente a partir das formas de onda de modelagem com a influência da fonte de excitação são mais precisas que aquelas provenientes das relações de dispersão.

[0028] As técnicas de acordo com a presente revelação calculam as relações de dispersão de onda guiada circunferencial ("CGW") no domínio da frequência. As técnicas podem incluir a reconstrução de formas de onda brutas no domínio do tempo de fundo de poço, considerando-se o efeito de excitação do transdutor.

[0029] Um otimizador de excitação é configurado com base na modelagem da forma de onda. Por exemplo, as janelas de processamento podem ser automaticamente determinadas a partir das formas de onda. As informações importantes são extraídas das formas de onda de modelagem para o revestimento livre e completamente cimentado, bem como para o revestimento que tem vários graus de cimentação entre esses extremos. Vários critérios podem ser considerados para seleção do pelo menos um parâmetro de excitação. Os métodos podem incluir a determinação de uma onda guiada simulada ideal em função da aplicação de critérios de forma de onda para as formas de onda no domínio do tempo, e a seleção do pelo menos um parâmetro de excitação correspondente à onda guiada simulada ideal. Os parâmetros de excitação ideal selecionados podem ser implementados e plotados, e as informações de resposta previstas correspondentes podem ser calculadas e apresentadas.

[0030] Os aspectos da presente revelação incluem sistemas, dispositivos, produtos e métodos de perfilagem de poço com o uso de uma ferramenta de perfilagem em um poço em uma formação de terra. Os métodos podem incluir o transporte da ferramenta de perfilagem no poço em um veículo; a realização de medições de perfilagem de poço acústica com a ferramenta de perfilagem e a estimativa de uma propriedade de um volume de interesse da formação. O volume pode incluir pelo menos um tubular, e a propriedade pode incluir a relação de múltiplos tubulares entre si, a relação de um tubular (por exemplo, revestimento) com outro componente, propriedades de materiais de ligação, adesivos, tratamentos, fluidos e a formação em torno do revestimento, e assim por diante.

Os aspectos da presente revelação podem ser úteis para a excitação de modos de onda guiada em tubulares como parte de qualquer técnica.

[0031] Os aspectos da presente revelação incluem sistemas e métodos para a avaliação de formação, como a execução de perfilagem em um poço que cruza uma formação de terra, bem como a inspeção da integridade do revestimento. Os sistemas de perfuração de acordo com os aspectos da presente revelação podem ter um sistema acústico de "perfilagem durante a perfuração" ("LWD", logging-while-drilling) ou "medição durante a perfuração" ("MWD", measurement-while-drilling) como parte de um sistema de interior de poço. Em outros aspectos, a tubulação de produção de fundo de poço ou acima do solo pode ser inspecionada e avaliada quanto à corrosão, danos, excentricidade, ovalidade ou outras anormalidades.

[0032] Os aspectos da presente revelação se referem ao uso de pelo menos um sensor acústico como parte de uma ou mais ferramentas de perfilagem acústica de fundo de poço ou sistemas de sensor distribuídos para produzir informações acústicas responsivas a uma onda acústica proveniente da formação de terra. O sensor pode incluir pelo menos um transmissor acústico configurado e pelo menos um receptor acústico disposto em um veículo no poço, e configurado para implementar técnicas da presente revelação, conforme descrito em mais detalhes abaixo. Um receptor e um transmissor podem ser implementados como o mesmo transdutor, transdutores diferentes, ou uma ou mais matrizes de transdutores. Os transdutores podem ser selecionados do grupo que consiste em: (i) transdutores acústicos eletromagnéticos ("EMATS"), transdutores piezelétricos (ii) e transdutores de cunha (iii). As informações são indicativas de um parâmetro de interesse. O termo "informações", como usado aqui, inclui qualquer forma de informações (analógicas, digitais, EM, impressas, etc.), e pode incluir um ou mais dentre: dados brutos, dados processados e sinais.

[0033] A Figura 1A ilustra esquematicamente um sistema de perfilagem acústica de poço 100 que tem uma ferramenta de fundo de poço 10 configurada para capturar informações de medição acústica. Essas informações de medição podem ser usadas para produzir uma imagem acústica de um poço 50 em uma formação de terra 80 ou outro parâmetro de interesse de uma formação 80 com uso de um sensor 40 que compreende pelo menos um transdutor acústico. Um sensor 40 pode incluir uma pluralidade de transdutores em uma matriz azimutal ao redor da circunferência da ferramenta, um transdutor que gira através de uma pluralidade de orientações azimutais através da rotação da coluna de perfuração ou de uma plataforma independente fixada ao veículo, um transdutor capaz de enviar pulsos acústicos e receber sinais a partir de uma pluralidade de orientações azimutais através do uso de formação de feixes, e assim por diante, como ocorrerá aos versados na técnica. Sensores adicionais 45 podem ser usados para executar medições magnéticas no poço. O sensor acústico pode ser configurado para transmissão e recepção de sinais acústicos. O sensor pode compreender um receptor ou transceptor de transmissor acústico (por exemplo, transdutor). Em uma modalidade, os circuitos eletrônicos 30 associados aos sensores 40 podem ser configurados para registrar e/ou processar as informações obtidas.

[0034] 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 furo de 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 furo de poço 50 ser formado. Embora um sistema terrestre seja mostrado, os ensinamentos da presente revelação podem também ser usados em aplicações submarinas ou offshore. 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).

[0035] Um sistema de controle de superfície 65 recebe sinais do sensor de fundo de poço 40 e de outros sensores usados no sistema 100 e processa esses 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 provenientes do sensor 40, e pode controlar uma ou mais operações de fundo de poço realizadas pelo sistema 100.

[0036] A Figura 1A ilustra esquematicamente um sistema de perfilagem acústica de poço 100 que tem uma ferramenta de fundo de poço 10 configurada para capturar informações de medição acústica. A Figura 1B ilustra uma ferramenta de perfilagem acústica de acordo com modalidades da presente revelação. A ferramenta 110 é configurada para ser transportada em um poço que cruza uma formação 180. A parede do poço 140 é alinhada com o revestimento 130 preenchido com um fluido de fundo de poço 160, como, por exemplo, fluido de perfuração. O cimento 120 preenche a região anular entre a parede de poço 140 e o revestimento 130. Em uma modalidade ilustrativa, a ferramenta 110 pode conter uma unidade sensora 150, incluindo, por exemplo, um ou mais EMATs, incluindo uma matriz de magnetos e ao menos uma bobina sensora (ou outros transdutores acústicos), e é configurada para avaliação da aderência do cimento existente entre o sistema do revestimento 130, a parede do poço 140 e o cimento 120 de acordo com técnicas conhecidas. A unidade sensora 150 pode incluir circuitos eletrônicos configurados para registrar e/ou processar as informações obtidas, ou esses circuitos eletrônicos podem estar em outra parte da ferramenta 110 ou na superfície.

[0037] O sistema 101 pode incluir uma torre convencional 170. Um dispositivo de transporte (veículo 115), que pode ser rígido ou não rígido, pode ser configurado para transportar a ferramenta de fundo de poço 110 no furo do poço 140 próximo à formação 180. O veículo 115 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 110 pode ser acoplada ou combinada com ferramentas adicionais. Portanto, dependendo da configuração, a ferramenta 110 pode ser usada durante a perfuração e/ou após o furo de poço (poço) 140 ser formado. Embora um sistema terrestre seja mostrado, os ensinamentos da presente revelação podem também ser usados em aplicações submarinas ou offshore. O veículo 115 pode incluir condutores embutidos para alimentação e/ou dados para a transmissão de sinais e/ou comunicação de energia entre a superfície e o equipamento de fundo de poço. O veículo 115 pode incluir um conjunto de interior de poço, o que pode incluir um motor para girar uma broca de perfuração.

[0038] 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 para inserção de dados pelo 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 programa é carregado a partir da mídia de armazenamento de informações 13 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 poço abaixo.

[0039] 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.

[0040] Em uma modalidade, os circuitos eletrônicos associados aos transdutores podem ser configurados para obter as medições à medida que a ferramenta se desloca ao longo do eixo geométrico longitudinal do poço ("axialmente") com uso do sensor 40. Essas medições podem ser substancialmente contínuas, as quais podem ser definidas como sendo repetidas em incrementos muito pequenos de profundidade, de modo que as informações resultantes tenham resolução e escopo suficientes para fornecer uma imagem de parâmetros de tubular (por exemplo, propriedades do tubular ou da infraestrutura de suporte).

[0041] Em outras modalidades, todos os ou uma porção dos circuitos eletrônicos podem estar situados em outro local (por exemplo, na superfície, ou 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".

[0042] Um aspecto inovador do sistema ilustrado nas Figuras 1A e 1B é que o pelo 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.

[0043] 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 furo de poço pode ser caracterizado como operações de "perfilagem durante a perfuração" (LWD - "logging-while-drilling") ou "medição durante a perfuração" (MWD - "measurement-while-drilling"). Determinação da janela de processamento

[0044] A partir da modelagem SAFE-PML e do processo de reconstrução de onda, as formas de onda no domínio de tempo para o més""º modo um(t) podem ser resumidas para as formas de onda geralmente mistas unmistura(t). Na prática, um número limitado de modos pode ser enfatizado para implementações específicas. Em um caso, apenas os três primeiros modos são usados. Ou seja, para modos de onda de cisalhamento (SH), apenas SHO, SH1 e SH2 são considerados; para os modos de onda de Lamb (LM), apenas AO, SO e A1 podem ser calculados. 3 Umistra(t) = 3 um(t) — (1)

[0045] Para medições de inspeção de tubular com base em EMAT (por exemplo, medições com uso do INTeX'", ferramenta de exploração de integridade do revestimento disponível junto à Baker Hughes, uma empresa GE), as janelas de processamento podem ser um fator de extração de um pacote de ondas para cálculo de informações de onda acústica (por exemplo, cálculos de atenuação). Como todos os módulos são calculados separadamente, as janelas podem ser simplesmente determinadas a partir das formas de onda separadas. O tempo de início e de fim da janela de processamento winm(t) é determinado por uma razão de amplitude de janela Wihrazão, como 50%, 70% e 80% para SHO/AO0, SH1/S0 e SH2, respectivamente.

O seun(t) < mar(un(t)) - winrazão; winn(t) = 1 seun(t) > mar(un(t)) - winrazão- (2)

[0046] As amplitudes das formas de onda são determinadas pelo envelope máximo dos modos determinados: Am = marx(abs(hilbert(u(t) - winn(t)))) GS).

[0047] A atenuação pode ser calculada com o uso da distância de propagação (pd) como att = [ 20 logio(Ar/Ar) ] / pd (4), normalmente com unidades de dB/ft. Otimizador de excitação

[0048] Em modalidades, a ferramenta de excitação de EMAT pode ter 20, 30, 60 ou mais frequências de disparo diferentes na faixa de menos de 100 kHz a 500 kHz ou mais. Devido ao design complexo do circuito elétrico, as frequências de disparo podem não representar uma verdadeira frequência central. Adicionalmente, o número de ciclos de disparo pode variar e pode ser selecionado para ser de 1 a 10 ciclos ou mais. Quanto maior o número de ciclos, mais estreita será a largura de banda da frequência de excitação. Dessa forma, para aplicações particulares, pode haver mais de 50, 60, 75 ou 100 diferentes combinações de parâmetros de disparo para escolher para cada modo.

[0049] A otimização de parâmetros de disparo para cada revestimento específico pode ser altamente desejável. Devido à natureza de excitação multimodal das ondas guiadas, a quantificação dos parâmetros de disparo ideais não é intuitiva. Um módulo otimizador de excitação pode ser empregado para selecionar pelo menos um parâmetro de excitação correspondente a uma onda guiada simulada opcional. Essa onda guiada simulada ideal pode ser determinada em função da aplicação de critérios de forma de onda às formas de onda no domínio do tempo.

[0050] Os critérios podem incorporar uma variedade de considerações práticas e de conhecimento das melhores práticas na medição de onda guiada e detecção de anomalias na infraestrutura de fundo de poço. Os critérios exemplificadores podem incluir:

1. Inexistência de contaminação por ruído EM para as formas de onda que chegam primeiro.

2. Separação do modo de interesse de outros modos, seja no domínio do tempo ou no domínio da frequência.

3. Atenuação da forma de onda próxima à atenuação de modelagem para os modos selecionados.

4. Amplitude suficiente das formas de onda para satisfazer a relação sinal/ruído limite.

5. Resposta de atenuação do volume-alvo (por exemplo, revestimento cimentado) dentro dos limites de medição.

[0051] A implementação dos primeiros critérios pode ser realizada com uso de uma variável de referência ruídoreferência, EXpressa como dass E o SE tivins & Íruidos ' 1 setwins > trio: (5) em que twins é o tempo inicial das janelas de processamento para determinados modos, € truiao É O tempo final do ruído EM.

[0052] A seleção da excitação de modos guiados limpos pode incluir geralmente uma comparação de modos de modelagem misturados unmistura(t) com forma de onda de modos separados unm(t), 3 Umistra(1) = 3 um(t), m=1 (6)

[0053] Aqui, apenas o primeiro dos três modos é considerado. As janelas de processamento determinadas a partir da Equação (2) janelam(t) são aplicadas em Unistura(t) € um(t) separadamente para o mési"º modo. O método de extração de amplitude da Equação (3) pode ser usado para Anmisturan, Amisturaf, Amn, Amf.

[0054] As atenuações de modo misto atímistwa e as atenuações de modo separado atin são respectivamente calculadas com o uso da Equação (4). Teoricamente, se um modo não for contaminado por outros modos, não deve haver diferença entre modos mistos e modos separados selecionados, o que satisfaz: OAn = | Amisturan - Amn | = O, (7) OAr= | Amisturar - Ams | = O, (8) OAtt = | atímistura - atm | = O.

O)

[0055] An, Ar, e OAtt são pesos que podem ser combinados para quantificar quão limpo o modo pode estar. Outro critério importante é a amplitude da forma de onda, que pode ser quantificada por peso Amn. Como esses valores têm faixas e unidades diferentes, é aplicado um algoritmo com uso de stdNorm(X) = SSIS

(10) em que X é um arranjo ou matriz, média(x) calcula o valor médio de Xe std(X) calcula o desvio padrão de X. A função sigmoide é aplicada aos pesos normalizados a fim de limitar o critério de valores de função de peso de 0 a 1.

Sigmoid(r) = TI (11) ôA'n = Sigmoid (-stdNorm (SAn)), (12) ôA';= Sigmoid (-stdNorm (6Ars)), (13) OAtt' = Sigmoid (-stdNorm (SAtt)), (14) A'mn = Sigmoid (staNorm (Amn)) (15).

[0056] O sinal de cada um dentre dAn, An e ôAtt é invertido após a normalização para garantir que os pesos variem de 0 a 1 quando a excitação varia de ruim para boa. A média geométrica pode ser aplicada aos pesos para obter uma pontuação de excitação final: E= V TUÍdO referência * O AJ, õA, + AH + An, (16)

[0057] Embora a descrição da presente invenção se refira a parâmetros de disparo para o revestimento livre, formas de onda para revestimento cimentado e parcialmente cimentado de graus variáveis também podem ser consideradas. Os modos guiados têm taxas de declínio direto. Assim, embora as formas de onda para um revestimento livre possam parecer válidas, as formas de onda do revestimento cimentado podem ser bem diferentes. Por exemplo, a atenuação excessiva pode resultar em formas de onda de ruído, ou as janelas de processamento sob as formas de onda de revestimento livre podem não extrair os modos desejados. Portanto, o mapa de pontuação de excitação Er é avaliado quanto ao revestimento livre. Em seguida, o mapa de pontuação de excitação similar Ec também é avaliado quanto ao revestimento-alvo cimentado, com entradas adicionais da densidade de cimento p., da velocidade de cisalhamento de cimento V; e da velocidade de compressão de cimento V,. As janelas de processamento para as formas de onda para revestimento cimentado podem incluir aquelas determinadas a partir das formas de onda para revestimento livre. Por meio da combinação dos mapas de excitação Er e Ec, chega-se a E.

E=VE E, (17)

[0058] Normalmente, o mapa de pontuação de excitação E é uma matriz 13X 5 X 3 que contém pontuações de excitação de todas as combinações de frequências (f), número de ciclos (cn) e modos. Para cada modo, os valores E máximos podem indicar os melhores parâmetros de disparo. Uma pluralidade (por exemplo, três) de combinações opcionais de parâmetros de disparo pode ser gerada para cada módulo. Esses valores podem ser usados como dados de entrada para a modelagem das formas de onda e das curvas de resposta de atenuação. Para evitar a seleção de modos com atenuação demasiada, as taxas de queda de sinal Sigqueda são avaliadas como Sigqueda = 2010810 Apre. Ac (18)

em que Areen É a amplitude próxima para as formas de onda livres, Acmt é a amplitude distante para as formas de onda para revestimento cimentado. Sigqueda (em dB) caracteriza a razão entre a amplitude de sinal máxima e a amplitude de sinal mínima.

[0059] As Figuras 2A e 2B ilustram o otimizador de excitação. A Figura 2A é um diagrama de fluxo de dados que ilustra módulos interativos do otimizador de acordo com modalidades da presente revelação. A Figura 2B mostra os mapas de pontuação de excitação para cada modo. O otimizador de excitação 200 pode aceitar parâmetros de entrada 202, como tipo de modo (por exemplo, SH/LM), o diâmetro externo, espessura H, a densidade de cimento e a velocidade de cisalhamento de cimento Vs e, para LM, a velocidade de compressão de cimento Vp. O planejador, então, varrerá todas as combinações de parâmetro de disparo e, para cada combinação, usará o módulo de modelagem SAFE-PML 204 para calcular as formas de onda para os revestimentos livre 208 e cimentado 206, respectivamente. As janelas de processamento 210 são automaticamente determinadas a partir das formas de onda de modelagem do revestimento livre 208 e são usadas para calcular uma variedade de informações de onda acústica, como amplitudes, atenuações, tempos de chegada, características de pacote de ondas e velocidade. Os pesos 212 e 214 são gerados para o revestimento livre e cimentado, respectivamente. Então, o planejador calculará as pontuações de excitação e os mapas de pontuação de excitação de saída 216 para cada modo. Os parâmetros de disparo ideais 218 são selecionados em função dos resultados. Os parâmetros de disparo ideais são usados para calcular as informações de onda acústica, como curvas de atenuação de velocidade 220. Juntamente com a queda do sinal 222, as curvas de atenuação de velocidade 220 podem ser usadas para fazer a escolha final de excitação 224.

[0060] Os mapas de pontuação da Figura 2B mostram uma representação visual do nível de excitação para cada conjunto de parâmetros. Os parâmetros representados na Figura 2 são frequência e ciclo. A frequência pode variar, por exemplo, entre 100 e 500 kHz. O instrumento pode ser configurado para uso com um número de frequências predefinidas (f101...f113) em combinação com um valor de ciclo (C11...C15). Nem todas as combinações podem ser válidas para todos os modos. Em alguns casos, diferentes valores podem ser usados para cada modo. Esses valores podem ser exclusivos a um modo particular e, portanto, as frequências predefinidas (f201...fa13) em combinação com os valores de ciclo (C21...C25) e as frequências predefinidas (f301...fa13) em combinação com os valores de ciclo (C31...C3s). Cores mais escuras indicam melhor excitação para cada modo. Os parâmetros ideais 250 (SH0), 251 (SH1) e 252 (SH2) são mostrados. As soluções para a Figura 2B resultam de entradas de modo de cisalhamento, diâmetro externo de 5,5 polegadas, espessura de 0,304 polegadas, densidade de cimento de 1.920 kg/m?, velocidade de cisalhamento de cimento de 1.600 m/s e velocidade de compressão de cimento de 3.000 m/s.

[0061] A Figura 1A ilustra esquematicamente um sistema de perfilagem acústica de poço 100 que tem uma ferramenta de fundo de poço 10 configurada para capturar informações de medição acústica. A Figura 1B ilustra uma ferramenta de perfilagem acústica de acordo com modalidades da presente revelação. As Figuras 2A e 2B ilustram o otimizador de excitação. As Figuras 3 a 5 ilustram formas de onda de revestimento livre correspondentes para SHO, SH1 e SH2, respectivamente. As Figuras 6 a 8 mostram curvas que representam as formas de onda de revestimento cimentado correspondentes. A Figura 9 mostra as curvas de resposta à atenuação geradas automaticamente para essas três excitações. Se a queda de sinal for maior que um valor-limite, como, por exemplo, 75 dB/ft, a seleção pode ser indicada como uma seleção perigosa.

[0062] Os aspectos da presente revelação estão sujeitos à aplicação em várias modalidades diferentes. Em algumas modalidades gerais, o veículo 15 pode ser implementado como uma coluna de ferramenta de um sistema de perfuração, e as medições obtidas no poço podem ser caracterizadas como operações de "perfilagem durante a perfuração" ("LWD" - logging-while-drilling) ou "medição durante a perfuração" ("MWD" - measurement-while-drilling). Uma aplicação que é especialmente adequada para as técnicas descritas acima é a inspeção e a avaliação do tubular de fundo de poço, como, por exemplo, para detectar corrosão, danos ou outros defeitos, particularmente incluindo inspeção da integridade do revestimento.

[0063] Conforme descrito na presente invenção, "poço" ou "furo de poço" se refere a um único furo que compõe o todo ou parte de um poço perfurado. Dependendo da configuração, o sistema 701 pode ser usado durante a perfuração e/ou após o furo de poço 712 ter sido formado, incluindo, em alguns casos, após a instalação do revestimento ou infraestrutura de produção. Embora um sistema terrestre seja mostrado, os ensinamentos da presente revelação podem também ser usados em aplicações submarinas ou offshore. Conforme descrito na presente invenção, "formações" se referem a diversos recursos e materiais que podem ser encontrados em um ambiente de subsuperfície e que circundam o poço. O termo "informações" inclui, porém sem limitação, dados brutos, dados processados e sinais.

[0064] 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.

[0065] As formas de onda modeladas podem ser validadas com formas de onda de ferramenta. As respostas de atenuação de velocidade modeladas podem ser calculadas diretamente a partir das formas de onda reconstruídas e validadas com medições experimentais. A resposta em vários receptores de deslocamento pode ser usada, como, por exemplo, um receptor próximo e um receptor distante. Os pontos de dados (medições) provenientes dos resultados de teste de cimento in-situ are estão em conformidade com as curvas de resposta de atenuação derivadas por modelagem.

[0066] A Figura 10 mostra um fluxograma 1000 que ilustra métodos para inspecionar um componente de infraestrutura de campos petrolíferos de acordo com modalidades da presente revelação. Na etapa opcional 1010, sendo que o método é relacionado à execução de perfilagem de poço em um poço que cruza uma formação de terra, uma ferramenta acústica de perfilagem de poço é transportada em um poço com o uso de um veículo. Em outras modalidades, a ferramenta pode ser transportada em tubagem de produção ou pode ser empregada com rotas de fluxo não tubulares (por exemplo, dutos retangulares, placa, etc.).

[0067] A etapa 1020 compreende estimar um valor ideal para pelo menos um parâmetro de excitação para uma fonte de excitação acústica para produzir uma onda guiada de múltiplos modos mistos no componente. O pelo menos um parâmetro de excitação pode incluir pelo menos frequência. A estimativa do valor ideal pode ser realizada calculando-se uma relação de dispersão de onda guiada em um domínio de frequência para cada uma dentre uma pluralidade de ondas guiadas simuladas correspondentes a uma pluralidade de valores de frequência; modelando-se cada uma dentre a pluralidade de ondas guiadas simuladas, sendo que a modelagem compreende gerar uma forma de onda no domínio do tempo para cada um dentre a pluralidade de modos de onda em função da fonte de excitação acústica; e com uso de um módulo otimizador de excitação para selecionar o pelo menos um parâmetro de excitação correspondente a uma onda guiada simulada ideal determinada em função da aplicação de critérios de forma de onda às formas de onda no domínio do tempo. As ondas guiadas simuladas podem corresponder a uma pluralidade de valores de teste do pelo menos um parâmetro de excitação.

[0068] A etapa 1030 compreende a geração de uma onda guiada no componente, como, por exemplo, um tubular (por exemplo, revestimento) com o uso do pelo menos um parâmetro de excitação ideal. A etapa 1040 compreende a medição de pelo menos uma propriedade de onda da onda guiada no componente com a ferramenta de perfilagem, como, por exemplo, velocidade de onda, velocidade de grupo de diferentes modos e assim por diante. A etapa opcional 1050, específica ao revestimento instalado, compreende estimar um parâmetro de interesse (por exemplo, uma propriedade) em relação à instalação do revestimento com uso da pelo menos uma propriedade de onda. A propriedade pode incluir um dentre i) um módulo de cisalhamento do cimento; ii) um módulo de Young do cimento; iii) esforço compressivo; iv) espessura; e v) densidade do cimento. A etapa 1060 compreende a realização de operações adicionais na formação em função da propriedade.

[0069] Uma resposta de modelo direta pode ser estabelecida para a ferramenta de pesquisa de revestimento aplicável usada para obter as medições, como, por exemplo, com base em uma estrutura ideal previamente definida a partir de um conhecimento de infraestrutura anterior. Uma inversão pode ser realizada com a resposta de modelo direta para estabelecer geometria e espessura de poço e revestimento, e variações de corrosão, densidade de cimento e assim por diante. A calibração da densidade de cimento pode ser executada por soluções iterativas (por exemplo, correlacionamento de forma de onda) inversão para melhorar as propriedades de cimento, como densidade de cimento.

[0070] As etapas opcionais podem incluir modelagem de uma resposta de atenuação de velocidade para cada uma dentre a pluralidade de ondas guiadas simulada, a soma das formas de onda no domínio do tempo estimado para modelar cada onda guiada, e/ou estimar uma janela de processamento para calcular as informações de onda acústica a partir de características de forma de onda no domínio do tempo para pelo menos um dentre a pluralidade de modos de onda. Por exemplo, a atenuação pode ser modelada a partir de uma razão de amplitude de janela da forma de onda no domínio do tempo para pelo menos dois dentre a pluralidade de modos de onda. Outras características podem incluir velocidade, tempo de chegada e outras características de pacote de onda.

[0071] Algumas implementações incluem a geração de pelo menos um primeiro parâmetro de excitação para revestimento livre, pelo menos um segundo parâmetro de excitação para revestimento totalmente cimentado e pelo menos um terceiro parâmetro de excitação para revestimento parcialmente cimentado. O pelo menos um parâmetro de excitação pode incluir pelo menos um dentre: i) frequência; ii) número de ciclos de disparo; iii) formato de pulso; iv) comprimento de disparo; v) número de frequências exclusivas; e vi) amplitude.

[0072] 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, (lili) uma técnica de desconvolução, e assim por diante. As informações de referência acessíveis ao processador podem também ser usadas.

[0073] As modalidades do método podem incluir a realização de operações adicionais na formação de terra em função das informações de formação, das propriedades estimadas do refletor(es) ou mediante modelos criados com o uso destes. As operações adicionais podem incluir pelo menos um dentre: i) direcionamento geológico; ii) perfuração de poços adicionais na formação; iii) realizar medições adicionais no revestimento e/ou na formação; iv) estimar parâmetros adicionais do revestimento e/ou 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.

[0074] 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 fundo 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 interesse estimado, como, por exemplo, mediante a associação de valores 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.

[0075] 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).

[0076] 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, meios e/ou membro. Os dispositivos de transporte não limitadores exemplificativos 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 fundo de poço, BHAs, elementos de inserção de coluna de perfuração, módulos, alojamentos internos e porções de substrato dos mesmos, e tratores autoimpulsionados. 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.

[0077] 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, (iii) um banco de dados de parâmetros associados, ou uma combinação dos mesmos.

[0078] 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, 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. As informações de referência acessíveis ao processador podem também ser usadas.

[0079] O processamento das medições feitas em aplicações de cabo de aço ou MW OD 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).

[0080] 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 inspecionar um componente de infraestrutura de campo petrolífero instalado, sendo que o método é caracterizado por compreender: estimar um valor ideal para pelo menos um parâmetro de excitação para uma fonte de excitação acústica produzir uma onda orientada de múltiplos modos mistos no componente, sendo que o pelo menos um parâmetro de excitação compreende pelo menos frequência, que compreende: calcular uma relação de dispersão de onda orientada em um domínio da frequência para cada uma dentre uma pluralidade de ondas orientadas simuladas correspondente a uma pluralidade de valores de frequência; modelar cada uma dentre a pluralidade de ondas orientadas simuladas, sendo que a modelagem compreende gerar uma forma de onda no domínio do tempo para cada um dentre uma pluralidade de modos de onda em função da fonte de excitação acústica; e selecionar o pelo menos um parâmetro de excitação correspondente a uma onda orientada simulada ideal determinada em função da aplicação de critérios de forma de onda às formas de onda no domínio do tempo; gerar uma onda orientada no componente com o uso do pelo menos um parâmetro de excitação ideal.

2. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado por compreender modelar uma resposta de velocidade de atenuação para cada uma dentre a pluralidade de ondas orientadas simuladas.

3. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado por compreender somar as formas de onda estimadas no domínio do tempo para modelar cada onda orientada.

4. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado por compreender estimar uma janela de processamento para calcular informações de onda acústica a partir de características de uma forma de onda no domínio do tempo para pelo menos um dentre a pluralidade de modos de onda.

5. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado por compreender gerar pelo menos um primeiro parâmetro de excitação para revestimento livre, pelo menos um segundo parâmetro de excitação para revestimento totalmente cimentado e pelo menos um terceiro parâmetro de excitação para revestimento parcialmente cimentado.

6. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado por ao menos um parâmetro de excitação compreender pelo menos um dentre: |) frequência; ii) número de ciclos de disparo; iii) formato de pulso; iv) comprimento de disparo; v) número de frequências exclusivas; vi) amplitude.

7. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado por o componente compreender um tubular instalado poço abaixo.

8. Método, de acordo com a reivindicação 7, caracterizado por compreender adicionalmente: medir pelo menos uma propriedade de onda da onda orientada no tubular com uma ferramenta de perfilagem; e estimar uma propriedade relacionada à instalação do tubular com o uso da pelo menos uma propriedade de onda.

9. Método, de acordo com a reivindicação 7, caracterizado por o tubular compreender um revestimento instalado no poço com o uso de cimento.

10. Método, de acordo com a reivindicação 9, caracterizado por a propriedade compreender pelo menos um dentre: i) um módulo de cisalhamento do cimento; ii) um módulo de Young do Cimento; iii) esforço compressivo; iv) espessura.

11. Método, de acordo com a reivindicação 8, caracterizado por compreender conduzir operações adicionais na formação em função da propriedade.

12. Método, de acordo com a reivindicação 11, caracterizado por as operações adicionais compreenderem pelo menos um dentre: i) direcionamento geológico; ii) perfuração de poços adicionais na formação; iii) realização de medições adicionais na formação; iv) estimativa de parâmetros adicionais da formação; v) instalação de equipamentos no poço; vi) avaliação da formação; vii)

otimização do desenvolvimento presente ou futuro na formação ou em uma formação similar; viii) otimização da exploração presente ou futura na formação ou em uma formação similar; ix) instalação de equipamento no poço; x) produção de um ou mais hidrocarbonetos provenientes da formação; xi) reparo do componente; xii) substituição do componente.

13. Método, de acordo com a reivindicação 8, caracterizado por a propriedade compreender uma característica de um recurso estrutural relacionado ao pelo menos um tubular.

14. Método, de acordo com a reivindicação 13, 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 menos um tubular, iv) perfuração do ao menos um tubular, v) uma 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.

15. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado por a onda orientada ser uma onda orientada circunferencial.