BR112020012000A2

BR112020012000A2 - sistemas e métodos para determinação de fundo de poço de características de perfuração

Info

Publication number: BR112020012000A2
Application number: BR112020012000-6A
Authority: BR
Inventors: Holger Mathiszik
Original assignee: Baker Hughes Holdings Llc
Priority date: 2017-12-15
Filing date: 2018-12-17
Publication date: 2020-11-17
Also published as: EP3724447B1; BR112020012000B1; EP3724447A1; US11966002B2; WO2019118963A1; US20190187316A1; EP3724447A4

Abstract

Trata-se de sistemas de medição de característica de perfuração de fundo de poço para medir uma característica de perfuração através da subsuperfície da Terra e métodos deles. Os sistemas incluem uma ferramenta de fundo de poço que tem um sistema de medição ativo que compreende um receptor, um primeiro transmissor e um segundo transmissor, e um controlador em comunicação com o primeiro transmissor e o segundo transmissor, sendo que o controlador é configurado para controlar o primeiro transmissor e o segundo transmissor para transmitir um primeiro sinal transmitido do primeiro transmissor e um segundo sinal transmitido do segundo transmissor. O receptor está disposto para receber um primeiro sinal recebido do primeiro sinal transmitido e um segundo sinal recebido do segundo sinal transmitido. Um processador é configurado para determinar uma característica de perfuração a partir do primeiro sinal recebido e do segundo sinal recebido.

Description

"SISTEMAS E MÉTODOS PARA DETERMINAÇÃO DE FUNDO DE POÇO DE CARACTERÍSTICAS DE PERFURAÇÃO" REFERÊNCIA CRUZADA A PEDIDOS DE DEPÓSITO CORRELATOS

[0001] Este pedido reivindica o benefício do pedido US nº 62/599075, depositado em 15 de dezembro de 2017, que está aqui incorporado a título de referência em sua totalidade.

ANTECEDENTES

1. Campo da invenção

[0002] A presente invenção se refere genericamente a operações de fundo de poço e determinação de características de perfuração localmente.

2. Descrição da técnica relacionada

[0003] Os poços de exploração são perfurados profundamente na terra para muitas aplicações como sequestro de dióxido de carbono, produção geotérmica, e exploração e produção de hidrocarbonetos. Em todas as aplicações, os poços de exploração são perfurados de modo que passem através de ou permitam o acesso a um material (por exemplo, um gás ou fluido) contido em uma formação situada abaixo da superfície da terra. Diferentes tipos de ferramentas e instrumentos podem ser dispostos nos poços de exploração para realizar diversas tarefas e medições.

[0004] As operações de perfuração são usadas para formar poços de exploração dentro das formações da terra. As características de perfuração precisam ser monitoradas para assegurar que a perfuração adequada e/ou pretendida seja executada. Consequentemente, o monitoramento de características de perfuração melhorado pode ser benéfico, por exemplo o acompanhamento e o conhecimento de uma profundidade de poço em tempo real ou quase em tempo real.

[0005] Além disso, as ferramentas de perfuração são muitas vezes equipadas com sensores de avaliação de formação configurados para detectar e/ou medir as propriedades físicas ou químicas da formação. Tipicamente, os sensores de avaliação de formação adquirem dados em ferramentas de fundo de poço em função do tempo.

Os dados adquiridos são, então, enviados poço acima para a superfície da terra onde são processados mediante o uso de uma correlação de tempo-profundidade que é capturada pelo sistema de superfície e os dados são, então, atribuídos à respectiva profundidade. Esse método, embora usado comumente, causa imprecisões e exige largura de banda alta da telemetria que é usada para enviar os dados de avaliação de formação poço acima. Em particular, se o sensor de avaliação de formação gerar dados de imagem de alta resolução (por exemplo, dados tridimensionais com os dados de avaliação de formação do sensor atribuídos à orientação da ferramenta de perfuração ou distância do poço de exploração e tempo ou profundidade), a largura de banda de muitas técnicas de telemetria será muito baixa para fornecer os dados de imagem na superfície da terra. Como consequência, os dados de imagem não podem ser usados para aplicações em tempo real, por exemplo para otimizar a trajetória de poço de exploração.

SUMÁRIO

[0006] São revelados na presente invenção sistemas e métodos para a medição de uma característica de perfuração. Os sistemas e métodos podem incluir uma ferramenta de fundo de poço que tem um receptor, uma primeira fonte e uma segunda fonte, sendo que a primeira fonte está situada a uma primeira distância de separação do receptor e a segunda fonte está situada a uma segunda distância de separação do receptor, a primeira distância de separação sendo diferente da segunda distância de separação; um controlador em comunicação com pelo menos a primeira e a segunda fontes, o controlador configurado para controlar a primeira e a segunda fontes para transmitir um respectivo sinal transmitido de cada uma das fontes; sendo que o receptor é disposto para detectar o primeiro e o segundo sinais recebidos fornecidos pela primeira e pela segunda fontes como o primeiro e o segundo sinais transmitidos; e um processador configurado para determinar uma característica de perfuração a partir dos sinais recebidos.

[0007] As modalidades aqui descritas são dirigidas ao processamento de dados no fundo do poço para derivar parâmetros com conhecimento em tempo real da profundidade do fundo do poço. Por exemplo, os sistemas e/ou métodos que são capazes de fornecer profundidade ou taxa de penetração de fundo de poço podem ser usados em conjunto com sensores de avaliação de formação para fornecer dados baseados em profundidade (por exemplo, curvas ou imagens baseadas em profundidade) com precisão suficiente que é necessária para direcionamento no fundo do poço. Nesse exemplo, um assim chamado valor de mergulho (isto é, o ângulo entre um eixo geométrico do poço e uma característica de formação, como uma estratificação, uma camada, uma fratura ou uma falha) pode ser determinado no fundo de poço a partir de imagens de resistividade/condutividade rasa, gama, densidade e/ou acústicas, quando a profundidade ou a taxa de penetração é conhecida (isto é, quando as imagens são baseadas em profundidade). Em uma outra modalidade, com o uso de um sistema de medição de leitura profunda, como um sistema de imageamento acústico ou eletromagnético de leitura profunda, que fornece imagens acústicas baseadas em profundidade, um ângulo similar entre o eixo geométrico do poço e as características de formação pode ser estimado a uma distância maior do poço de exploração. A transmissão apenas desses ângulos para a superfície da terra exigiria largura de banda do sistema de telemetria significativamente menor e seria possível transmitir com a maioria dos sistemas de telemetria atualmente em uso. Além disso, com as informações de profundidade disponíveis, também seria possível processar os dados de avaliação da formação de fundo do poço e usar os ângulos derivados automaticamente em aplicações de direcionamento em circuito fechado.

BREVE DESCRIÇÃO DOS DESENHOS

[0008] O assunto, que é considerado como a invenção, é particularmente descrito e distintamente reivindicado nas reivindicações ao final deste relatório descritivo. O supracitado e outras características e vantagens da invenção ficarão evidentes a partir da descrição detalhada a seguir tomada em conjunto com os desenhos em anexo, sendo que elementos semelhantes são numerados de modo similar, em que:

[0009] a Figura 1 é um exemplo de um sistema para realizar operações de fundo de poço que pode empregar modalidades da presente revelação;

[0010] a Figura 2A é uma ilustração esquemática de uma disposição de ferramenta de fundo de poço de acordo com uma modalidade da presente revelação, situada em uma primeira profundidade;

[0011] a Figura 2B é uma ilustração esquemática da ferramenta de fundo de poço da Figura 2A, situada em uma segunda profundidade;

[0012] a Figura 2C é uma ilustração esquemática da ferramenta de fundo de poço da Figura 2A, situada em uma terceira profundidade;

[0013] a Figura 3A é uma plotagem ilustrativa esquemática de sinais de profundidade/orientação de ferramenta de perfuração medida recebidos em um receptor da ferramenta de fundo de poço da Figura 2A na primeira profundidade;

[0014] a Figura 3B é uma plotagem ilustrativa esquemática de sinais de profundidade/orientação de ferramenta de perfuração medida recebidos em um receptor da ferramenta de fundo de poço da Figura 2A na segunda profundidade;

[0015] a Figura 3C é uma plotagem ilustrativa esquemática de sinais de profundidade/orientação de ferramenta de perfuração medida recebidos em um receptor da ferramenta de fundo de poço da Figura 2A na terceira profundidade;

[0016] a Figura 4A é uma imagem acústica ilustrativa esquemática de uma característica de formação conforme detectada por um receptor da ferramenta de fundo de poço da Figura 2A na primeira profundidade;

[0017] a Figura 4B é uma imagem acústica ilustrativa esquemática de uma característica de formação conforme detectada por um receptor da ferramenta de fundo de poço da Figura 2A na segunda profundidade;

[0018] a Figura 4C é uma imagem acústica ilustrativa esquemática de uma característica de formação conforme detectada por um receptor da ferramenta de fundo de poço da Figura 2A na terceira profundidade;

[0019] a Figura 5A é uma ilustração esquemática de uma disposição de fonte em um corpo de ferramenta de acordo com uma modalidade da presente revelação;

[0020] a Figura 5B é uma ilustração esquemática de uma outra disposição de fonte em um corpo de ferramenta de acordo com uma modalidade da presente revelação;

[0021] a Figura 5C é uma ilustração esquemática de uma outra disposição de fonte em um corpo de ferramenta de acordo com uma modalidade da presente revelação;

[0022] a Figura 5D é uma ilustração esquemática de uma outra disposição de fonte em um corpo de ferramenta de acordo com uma modalidade da presente revelação; e

[0023] a Figura 5E é uma ilustração esquemática de uma outra disposição de fonte em um corpo de ferramenta de acordo com uma modalidade da presente revelação.

DESCRIÇÃO DETALHADA

[0024] A Figura 1 mostra um diagrama esquemático de um sistema para realizar operações de fundo de poço. Conforme mostrado, o sistema é um sistema de perfuração 10 que inclui uma coluna de perfuração 20 que tem um conjunto de perfuração 90, também chamado de "conjunto de fundo de poço" (BHA, de "bottom hole assembly"), transportado em um poço de exploração 26 que penetra em uma formação de terra 60. O sistema de perfuração 10 inclui uma torre de perfuração convencional 11 ereto em um piso 12 que suporta uma mesa giratória 14 que é girada por uma unidade motriz, como um motor elétrico (não mostrado), a uma velocidade de rotação desejada. A coluna de perfuração 20 inclui um tubular de perfuração 22, como uma tubulação de perfuração, que se estende para baixo a partir da mesa giratória 14 e para dentro do poço 26. Um dispositivo de desintegração 50, como uma broca de perfuração fixada à extremidade do conjunto de perfuração 90, desintegra as formações geológicas quando é girado para perfurar o poço de exploração 26. À coluna de perfuração 20 é acoplada a um guincho 30 através de uma junta de kelly 21, cabeça de injeção 28 e linha 29 através de uma polia. Durante as operações de perfuração, o guincho 30 é operado para controlar o peso sobre o dispositivo de desintegração 50 (por exemplo, peso sobre a broca), o que afeta a taxa de penetração. A operação do guincho 30 é bem conhecida na técnica e não será, portanto, descrita em detalhe aqui.

[0025] Durante as operações de perfuração, um fluido de perfuração adequado 31 (também chamado de "lama") fornecido por uma fonte ou dique de lama 32 é circulado sob pressão através da coluna de perfuração 20 por uma bomba de lama

34. O fluido de perfuração 31 passa para dentro da coluna de perfuração 20 através de um amortecedor de surtos de pressão 36, linha de fluido 38 e da junta do kelly

21. O fluido de perfuração 31 é descarregado no fundo do poço de exploração 51 através de uma abertura no dispositivo de desintegração 50. O fluido de perfuração 31 circula poço-acima através do ânulo 27 entre a coluna de perfuração 20 e o poço 26 e retorna para o dique de lama 32 através de uma linha de retorno 35. Um sensor S1 na linha 38 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 20 respectivamente fornecem informações sobre o torque e a velocidade de rotação da coluna de perfuração. Adicionalmente, um ou mais sensores (não mostrados) associados à linha 29 são usados para fornecer informações sobre a carga no gancho da coluna de perfuração 20 e sobre outros parâmetros desejados em relação à perfuração do poço de exploração 26. O sistema pode incluir adicionalmente um ou mais sensores de fundo de poço 70 situados na coluna de perfuração 20 e/ou no conjunto de perfuração 90.

[0026] Conforme entendido pelos versados na técnica, os sensores podem ser sensores ativos ou sensores passivos. Os sensores ativos enviam sinais para a formação ou de outro modo energizam a formação com o uso de um ou mais transmissores, como transmissores acústicos (por exemplo, transmissores de pulsos ou ondas acústicas), eletrodos ou antenas (por exemplo, eletrodos ou antenas para transmitir campos elétricos ou campos eletromagnéticos, como ondas eletromagnéticas) ou fontes (por exemplo, fontes de radiação radioativa), etc. Os sensores ativos compreendem adicionalmente um ou mais receptores que recebem os sinais que o um ou mais transmissores estão transmitindo para a formação e que são modificados, transformados ou refletidos pela formação. A partir dos sinais modificados, transformados ou refletidos que são recebidos pelos receptores, pode-se concluir sobre uma ou mais propriedades de formação de interesse. Ao contrário dos sensores ativos, os sensores passivos não transmitem sinais ou de outro modo energizam a formação para produzir sinais recebidos. Um exemplo de sensor passivo é um termopar.

[0027] Em algumas aplicações, o dispositivo de desintegração 50 é girado apenas pela rotação do tubular de perfuração 22. Entretanto, em outras aplicações, um motor de perfuração 55 (por exemplo, um motor de lama ou motor elétrico) disposto no conjunto de perfuração 90 é usado para girar o dispositivo de desintegração 50 e/ou para sobrepor ou suplementar a rotação da coluna de perfuração 20. Em ambos os casos, a taxa de penetração (ROP, de "rate of penetration") do dispositivo de desintegração 50 no poço de exploração 26 para uma determinada formação e um conjunto de perfuração depende em grande parte do peso sobre a broca e da velocidade de rotação da broca de perfuração. Em um aspecto da modalidade da Figura 1, o motor de perfuração 55 é acoplado ao dispositivo de desintegração 50 através de um eixo de acionamento (não mostrado) disposto em um conjunto de mancal

57. O motor de perfuração 55 gira o dispositivo de desintegração 50 quando ele é alimentado por uma fonte de energia. Por exemplo, o motor de perfuração 55 pode girar o dispositivo de desintegração 50 quando o fluido de perfuração 31 passa através do motor de perfuração 55 sob pressão (por exemplo, se o motor de perfuração 55 for um motor de Moineau), ou quando a energia elétrica é fomecida por uma turbina, um gerador de energia, ou um dispositivo de armazenamento de energia, como uma bateria ou um capacitor (por exemplo, se o motor de perfuração 55 for um motor elétrico). O conjunto de mancal 57 suporta as forças radial e axial do dispositivo de desintegração 50, o empuxo descendente do motor de perfuração 55 e a carga ascendente reativa a partir do peso aplicado sobre o dispositivo de desintegração 50. Os estabilizadores 58 acoplados ao conjunto de mancal 57 e outros locais adequados agem como centralizadores para a porção mais inferior do conjunto de motor e outros tais locais adequados.

[0028] A unidade de controle de superfície 40 recebe sinais a partir dos sensores de fundo de poço 70 e dispositivos através de um sensor 43 colocado na linha de fluido 38, bem como a partir de sensores S1, S2, S3, sensores de carga de gancho e qualquer outro sensor usado no sistema e processa tais sinais de acordo com as instruções programadas fornecidas para a unidade de controle de superfície 40. A unidade de controle de superfície 40 exibe parâmetros de perfuração desejados e outras informações em uma tela/monitor 42 para uso por um operador na plataforma de perfuração para controlar as operações de perfuração. A unidade de controle de superfície 40 contém um computador, uma memória para armazenar dados, programas de computador, modelos e algoritmos acessíveis por um processador no computador, um gravador, como unidade de fita, unidade de memória, etc. para registrar dados e outros periféricos. A unidade de controle de superfície 40 pode incluir também modelos de simulação para uso pelo computador para processar dados de acordo com as instruções programadas. A unidade de controle responde a comandos de usuário inseridos através de um dispositivo adequado, como um teclado. A unidade de controle 40 é adaptada para ativar alarmes 44 quando certas condições de operação inseguras ou indesejáveis ocorrem.

[0029] O conjunto de perfuração 90 contém também outros sensores e dispositivos ou ferramentas para fornecer uma variedade de medições e/ou monitoramento referente à formação que circunda o poço de exploração e para a perfuração do poço de exploração 26 ao longo de uma trajetória desejada. Os sensores e dispositivos para fornecer tais medições e/ou monitoramento podem incluir um dispositivo (ou dispositivos) para medir, monitorar e/ou interagir com uma parede do poço de exploração e/ou uma característica (ou características) de formação. Tais dispositivos e/ou sensores podem incluir dispositivos de imageamento que podem localizar e seguir (por exemplo, o movimento relativo de) características ou estruturas dentro, sobre ou na parede do poço de exploração e dentro da formação, e tal movimento relativo pode ser empregado para permitir o rastreamento de profundidade, conforme descrito aqui. Várias tecnologias podem ser empregadas, incluindo, mas não se limitando a, ferramentas de resistividade, acústicas e de densidade. Em alguns exemplos, um monitoramento de formação próximo e/ou na frente da broca de perfuração pode ser feito com o uso de um dispositivo (ou dispositivos) de raios gama para medir a intensidade de raios gama de formação e de outros dispositivos para determinar a inclinação, azimute, orientação de ferramenta de perfuração e posição da coluna de perfuração. Uma ferramenta de resistividade de formação 64, produzida de acordo com uma modalidade aqui descrita, pode ser acoplada em qualquer local adequado, incluindo acima de um subconjunto de partida inferior 62, para estimar ou determinar a resistividade da formação próximo a ou na frente do dispositivo de desintegração 50 ou em outros locais adequados. Um inclinômetro 74 e um dispositivo de raios gama 76 podem ser adequadamente colocados para respectivamente determinar a inclinação do BHA e a intensidade de raios gama de formação. Qualquer inclinômetro e dispositivo de raios gama adequados podem ser usados. Além disso, um dispositivo de azimute e/ou um dispositivo de orientação de ferramenta de perfuração (não mostrado), como um magnetômetro, um dispositivo giroscópico ou um dispositivo gravimétrico, pode ser usado para determinar o azimute de coluna de perfuração e/ou a orientação de ferramenta de perfuração da coluna de perfuração. Tais dispositivos são conhecidos na técnica e, portanto, não serão descritos em detalhe na presente invenção. No exemplo de configuração descrito acima, o motor de perfuração 55 transfere energia para o dispositivo de desintegração 50 através de um eixo de acionamento oco que também permite que o fluido de perfuração passe do motor de perfuração 55 para o dispositivo de desintegração 50. Em uma modalidade alternativa da coluna de perfuração 20, o motor de perfuração 55 pode ser acoplado abaixo do dispositivo de medição de resistividade 64 ou em qualquer outro lugar adequado.

[0030] Ainda com referência à Figura 1, outros dispositivos de perfilagem durante perfuração (LWD, de "logging-while-drilling") (geralmente denotados na presente invenção pelo número de referência 77), como dispositivos para medir a porosidade de formação, permeabilidade, densidade, propriedades de rocha, propriedades de fluido etc. podem ser colocados em locais adequados no conjunto de perfuração 90 para fornecer informações úteis para avaliar as formações de subsuperfície ao longo do poço de exploração 26. Tais dispositivos podem incluir, mas não se limitam a, ferramentas acústicas, ferramentas nucleares, ferramentas de ressonância magnética nuclear e ferramentas de amostragem e teste de formação.

[0031] Os dispositivos acima observados transmitem dados para um sistema de telemetria de fundo de poço 72, que, por sua vez, transmite os dados recebidos poço acima para a unidade de controle de superfície 40. O sistema de telemetria de interior de poço 72 também recebe sinais e dados a partir da unidade de controle de superfície 40 e transmite superfície tais sinais e dados recebidos para os dispositivos de interior de poço adequados. Em um aspecto, um sistema de telemetria de pulso de lama pode ser usado para comunicação de dados entre os sensores de fundo de poço 70 e dispositivos e os equipamentos de superfície durante operações de perfuração. Um sensor 43 colocado na linha de alimentação de lama 38 detecta os pulsos de lama responsivos aos dados transmitidos pela telemetria de fundo de poço 72. O sensor 43 (por exemplo, um transdutor) gera sinais elétricos em resposta às variações de pressão de lama e transmite tais sinais através de um condutor 45 para a unidade de controle de superfície 40. Em outros aspectos, qualquer outro sistema de telemetria adequado pode ser usado para comunicação de dados bidirecional entre a superfície e o conjunto de perfuração 90, incluindo, mas não se limitando a, um sistema de telemetria acústico, um sistema de telemetria eletromagnético e uma tubulação com fio. O sistema de telemetria pode usar repetidores na coluna de perfuração do furo do poço. A tubulação com fio pode ser composta pela união de seções de tubulação de perfuração, em que cada seção de tubulação inclui um link de comunicação de dados que funciona ao longo da tubulação. A conexão de dados entre as seções de tubulação pode ser produzida por meio de qualquer método adequado, incluindo mas não se limitando a, conexões elétricas ou ópticas duras, indução, métodos de acoplamento capacitivo ou ressonante. No caso em que um tubo enrolado é usado como o tubular de perfuração 22, o link de comunicação de dados pode se estender ao longo de um lado do tubo enrolado.

[0032] O sistema de perfuração descrito até aqui se refere àqueles sistemas de perfuração que usam uma tubulação de perfuração para transportar o conjunto de perfuração 90 para o poço de exploração 26, em que o peso sobre a broca é controlado a partir da superfície, tipicamente mediante o controle da operação do guincho. Entretanto, um grande número dos sistemas de perfuração atuais, especialmente para a perfuração de furos de poço horizontais e altamente desviados, usa um tubo enrolado para transportar o conjunto de perfuração para o fundo do poço. Em tais aplicações, um propulsor é às vezes posicionado na coluna de perfuração para fornecer o peso ou a força desejada sobre o dispositivo de desintegração. Além disso, quando é usado um tubo enrolado, o tubo não é girado por uma mesa giratória, mas, de preferência, é injetado no furo do poço por um injetor adequado enquanto o motor de perfuração 55 gira o dispositivo de desintegração 50. Para a perfuração marítima, uma plataforma marítima ou uma embarcação é usada para suportar o equipamento de perfuração, incluindo a coluna de perfuração.

[0033] Ainda com referência à Figura 1, pode ser fornecida uma ferramenta de resistividade 64 que inclui, por exemplo, uma pluralidade de antenas incluindo, por exemplo, transmissores 66a ou 66b e receptores 68a ou 68b. A resistividade pode ser uma propriedade de formação que é de interesse na tomada de decisões de perfuração. Os versados na técnica irão observar que outras ferramentas de propriedade de formação podem ser empregadas com ou no lugar da ferramenta de resistividade 64.

[0034] A perfuração de liner pode ser uma configuração ou operação usada para fornecer um dispositivo de desintegração que se torna cada vez mais atraente na indústria de óleo e gás uma vez que tem várias vantagens em comparação com a perfuração convencional. Um exemplo de tal configuração é mostrado e descrito na patente de propriedade comum US nº 9.004.195, intitulada "Apparatus and Method for Drilling a Wellbore, Setting a Liner and Cementing the Wellbore During a Single Trip", que está incorporada ao presente documento a título de referência, em sua totalidade. É importante notar que, apesar de uma taxa de penetração relativamente baixa, o tempo para conduzir o liner até o alvo é reduzido devido ao fato de que o liner é assentado dentro do furo enquanto o furo do poço é simultaneamente perfurado. Isso pode ser benéfico em formações de expansão onde uma contração do poço perfurado pode dificultar uma instalação do liner posteriormente. Adicionalmente, a perfuração com liner em reservatórios esgotados e instáveis minimiza o risco de a tubulação ou coluna de perfuração ficar presa devido ao colapso do furo.

[0035] Embora a Figura 1 seja mostrada e descrita em relação a uma operação de perfuração, os versados na técnica irão reconhecer que configurações similares, embora com componentes diferentes, podem ser usadas para realizar operações de fundo de poço diferentes. Por exemplo, o cabo de aço, o tubo enrolado e/ou outras configurações podem ser usadas conforme conhecido na técnica. Adicionalmente, podem ser empregadas configurações de produção para extrair e/ou injetar materiais a partir de/em formações da terra. Dessa forma, a presente revelação não deve ser limitada a operações de perfuração, mas pode ser empregada para qualquer operação (ou operações) de fundo de poço adequada ou desejada.

[0036] As modalidades aqui reveladas são dirigidas a sistemas e métodos para determinar a profundidade, orientação de ferramenta de perfuração, comprimento de arco, taxa de penetração ("ROP") e velocidade de rotação (por exemplo, medidas em metros por segundo, grau por segundo ou revoluções por minuto, também conhecidas como "RPM") no fundo do poço por meio de medições de formação, como medições LWD, incluindo, mas não se limitando a, acústica, resistividade, elétrica, óptica, nuclear, etc. Isto é, mediante a medição de uma propriedade de formação, pode ser concluído que uma característica de perfuração não depende da formação de uma propriedade de formação. As modalidades aqui fornecidas são dirigidas a um ou mais sistemas de medição que empregam múltiplas fontes ou uma matriz de fontes combinadas com um único receptor associado às fontes. Em algumas modalidades, cada sistema de medição inclui uma pluralidade de fontes de um tipo específico de energia (por exemplo, acústica, nuclear, radiação, elétrica, óptica, etc.) e um único receptor posicionado na direção oposta às múltiplas fontes e disposto para receber energia fornecida pelas múltiplas fontes. Em alguns aspectos, as partes do sistema de medição podem operar de forma automática ou semiautomática.

[0037] Um tipo de tecnologia de fonte/receptor que pode ser empregado nas modalidades da presente revelação é a energia acústica. Em um exemplo não limitador, um único receptor acústico é posicionado em relação a múltiplas fontes acústicas para determinar um movimento relativo de características acústicas (por exemplo, de alterações na impedância acústica ou no tempo de percurso) de uma parede e/ou formação de poço de exploração (deste ponto em diante chamada de "características acústicas de formação de fundo de poço" ou "características de formação") enquanto uma coluna de perfuração gira e se move para cima e para baixo em uma direção axial. Mediante o acompanhamento do movimento aparente de características acústicas de formação de fundo de poço através de algoritmos dedicados, como sistemas de rastreamento de mouse de computador (por exemplo, processamento de coerência ou semelhança, autocorrelação de determinação, correlação cruzada ou correlação estatística), o movimento relativo da coluna de perfuração em relação a um ponto de calibração (por exemplo, uma profundidade de conexão comunicada à ferramenta através de enlace descendente) pode ser calculado. O rastreamento de movimento relativo ao longo do tempo permite um cálculo de profundidade, orientação de ferramenta de perfuração, comprimento de arco, ROP, RPM e/ou outras características ou propriedades.

[0038] Embora a descrição a seguir seja dirigida a transdutores acústicos, outros princípios físicos de medição que fornecem imagens ou curvas de alta resolução de paredes de poço de exploração por meio de um único receptor podem ser empregados sem que se afaste do escopo da presente revelação. Por exemplo, as modalidades da presente revelação podem incluir configurações de fonte-receptor para detecção de resistividade, energia nuclear e/ou outros tipos de energia, conforme será entendido pelo versado na técnica. Adicionalmente, em algumas modalidades, podem ser empregados sistemas de conversão como sistemas que monitoram efeitos elétrico-acústicos, onde uma onda de propagação causa alterações em uma distribuição de íons em um fluido de formação, o que resulta em um campo elétrico mensurável. Conforme mencionado acima, as modalidades não limitadoras são dispostas para empregar uma única fonte acústica ou uma matriz de fontes acústicas combinada com um único receptor acústico para determinar um movimento relativo de características acústicas de formação de fundo de poço (por exemplo, com base em alterações na impedância acústica ou no tempo de percurso) de uma parede do poço de exploração enquanto uma coluna de perfuração gira e se move para cima e para baixo.

[0039] Agora com referência às Figuras 2A a 2C, são mostradas ilustrações esquemáticas de uma ferramenta de fundo de poço 200 que tem um sistema de medição de característica de perfuração 202 de acordo com uma modalidade não limitadora da presente revelação. A ferramenta de fundo de poço 200 faz parte de um sistema de perfuração, como o sistema de perfuração 10 mostrado e descrito com referência à Figura 1. Embora não mostrado, vários componentes do sistema de perfuração podem estar situados acima e abaixo da ferramenta de fundo de poço 200 que tem o sistema de medição de característica de perfuração 202 da presente modalidade. Ou seja, poço abaixo a partir da ferramenta de fundo do poço 200, uma broca de perfuração e outros componentes podem ser operados para perfurar um poço de exploração 204 dentro de uma formação 206. Poço acima a partir da ferramenta de fundo de poço 200 podem estar vários componentes incluindo, mas não se limitando a, coluna de perfuração que é girada para executar uma operação de perfuração.

[0040] A ferramenta de fundo de poço 200 é posicionada dentro do poço de exploração 204 e é posicionada, de modo geral, ao longo de uma linha central de poço de exploração 208, com um eixo geométrico de ferramenta 210 que é alinhado com ou paralelo à linha central de poço de exploração 208. Adicionalmente, uma superfície de ferramenta de fundo de poço 212 é separada de uma parede do poço de exploração 214 por uma distância de parede Dwy. Em algumas modalidades, a distância da parede Dy pode ser zero ou quase zero. Por exemplo, a ferramenta de fundo de poço 200 pode compreender um bloco (não mostrado) que fica próximo a ou em contato com a formação 206 e é equipado com uma ou mais fontes ou receptores, conforme descrito abaixo. O sistema de medição de característica de perfuração 202, conforme mostrado, inclui uma primeira fonte 216, uma segunda fonte 218 e uma terceira fonte 220, situadas em várias posições conhecidas na ferramenta de fundo de poço 200, e em algumas modalidades (dependendo do tipo de fonte) em posições conhecidas na superfície da ferramenta de fundo de poço

212. Em uma modalidade não limitadora, as fontes 216, 218, 220 são fontes de energia acústica, embora outras fontes de energia e/ou geradores possam ser empregados sem que se afaste do escopo da presente revelação incluindo, mas não se limitando a, resistividade, nuclear, etc.

[0041] O sistema de medição de característica de perfuração 202 inclui adicionalmente um único receptor 222 posicionado na direção oposta às fontes 216, 218, 220 por uma distância conhecida. O receptor 222 é selecionado para receber energia fornecida pelas fontes 216, 218, 220. Conforme mostrado, a primeira fonte 216 é posicionada e separada do receptor 222 por uma primeira distância de separação Ds na direção do eixo geométrico de ferramenta 210. A segunda fonte 218 é posicionada e separada do receptor 222 por uma segunda distância de separação Ds2 na direção do eixo geométrico de ferramenta 210. A terceira fonte 220 é posicionada e separada do receptor 222 por uma terceira distância de separação Ds3 na direção do eixo geométrico de ferramenta 210. Conforme mostrado, a primeira distância de separação Ds: é maior que a segunda distância de separação Ds, e a segunda distância de separação Ds2 é maior que a terceira distância de separação Ds3. Ou seja, as fontes 216, 218, 220 são posicionadas em posições axiais diferentes ao longo do eixo geométrico de ferramenta 210 da ferramenta de fundo de poço 200.

[0042] Também mostrado esquematicamente nas Figuras 2A a 2C, a formação 206 inclui uma pluralidade de características de formação 226, 228, 230, 232 (por exemplo, dentro, em e/ou sobre uma parede do poço de exploração, dentro de uma formação, etc.). As características de formação 226, 228, 230, 232 podem ser várias estruturas ou características dentro da formação 206 que podem ser detectáveis com base na energia das fontes 216, 218, 220, como alterações de formação, camadas, estratificação, fraturas, falhas, cavidades, rompimentos, arranhaduras, marcadores, etc. Em uma modalidade de energia acústica, as características de formação 226, 228, 230, 232 incluem alterações na impedância acústica ou no tempo de percurso em comparação umas com as outras e/ou em comparação com a formação 206 como um todo (ou pelo menos a área ao redor das características de formação 226, 228, 230, 232).

[0043] Um exemplo de descrição ilustrativa de um princípio operacional geral de uso da ferramenta de fundo de poço 200 e do sistema de medição de característica de perfuração 202, de acordo com uma modalidade da presente revelação, é mostrado nas Figuras 2A a 2C. A operação de acordo com a presente modalidade ilustrada está em uma direção axial ao longo da linha central do poço de exploração 208 e do eixo geométrico de ferramenta 210. A operação de tal configuração pode ser usada para determinações de profundidade/ROP durante uma operação de perfuração. A aplicação em uma direção circunferencial (em comparação com a direção axial) para determinar a orientação de ferramenta de perfuração/comprimento de arco/velocidade de rotação é similar durante a rotação perpendicular ao eixo geométrico de ferramenta 210, embora tal configuração não seja mostrada nas Figuras 2A a 2C.

[0044] Conforme discutido acima, as fontes 216, 218, 220 podem ser dispostas em posições conhecidas em relação ao receptor 222. As fontes 216, 218, 220 são dispostas em uma geometria de medição de modo que as múltiplas fontes 216, 218, 220 e o receptor 222 sejam dispostos de uma maneira longitudinal ao longo do eixo geométrico de ferramenta 210 da ferramenta de fundo de poço 200.

[0045] A Figura 2A ilustra a ferramenta de fundo de poço 200 em uma primeira posição em relação às características de formação 226, 228, 230, 232 e a uma primeira profundidade dentro do poço de exploração 204. A Figura 2B ilustra a ferramenta de fundo de poço 200 em uma segunda posição em relação às características de formação

226, 228, 230, 232 e a uma segunda profundidade dentro do poço de exploração 204. A Figura 2C ilustra a ferramenta de fundo de poço 200 em uma terceira posição em relação às características de formação 226, 228, 230, 232 e a uma terceira profundidade dentro do poço de exploração 204. A primeira profundidade D: mostrada na Figura 2A é demarcada por uma linha A-A mostrada em todas as Figuras 2A a 2C, e as Figuras 2B e 2C mostram um aumento relativo em profundidade dentro do poço de exploração 204, conforme ilustrativamente mostrado como uma separação aumentada entre a ferramenta de fundo de poço 200 e a linha A-A. Dessa forma, na Figura 2B, a ferramenta de fundo de poço 200 está em uma segunda profundidade D> e na Figura 2C, a ferramenta de fundo de poço 200 está em uma terceira profundidade D3. Vantajosamente, são conhecidas as distâncias de separação Ds1, Ds2, Ds3 entre as fontes 216, 218, 220 e o receptor 222 ao longo de ou na ferramenta de fundo de poço 200 ou a distância da ferramenta de fundo de poço 200 até a parede do poço de exploração 214, a distância de parede Di, que podem ser usadas para um processamento mais preciso dos sinais de receptor.

[0046] Conforme mencionado, as características de formação 226, 228, 230, 232 são características da formação 206 que são detectáveis pelo sistema de medição de característica de perfuração 202, por exemplo, por meio de medição acústica. Conforme ilustrativamente mostrado na Figura 2A, uma primeira medição é executada na primeira profundidade D;. Cada fonte 216, 218, 220 transmite energia ("sinal transmitido") em um espaço anular entre a superfície de ferramenta 212 e a parede do poço de exploração 214. A energia é transformada ou modificada pela formação. Por exemplo, a atenuação pode ser refletida ("sinal refletido") em uma ou mais características de formação (por exemplo, contrastes de propriedades físicas, como contrastes de impedância acústica) que agem como elementos refletores e os sinais modificados são detectados ou de outro modo estão registados no receptor 222. A amplitude do sinal refletido é uma medida da superfície, da distância ao sistema de medição de característica de perfuração 200 ou de outro aspecto das características de formação 226, 228, 230, 232 (por exemplo, a parede do poço de exploração 214 e/ou a formação 206).

[0047] De acordo com modalidades da presente revelação, devido ao fato de que apenas um receptor (receptor 222) é usado em combinação com múltiplas fontes (fontes 216, 218, 220), as fontes 216, 218, 220 podem ser disparadas ao mesmo tempo ou sucessivamente, de modo que o receptor 222 detecte um único sinal recebido em um determinado momento ou instância. Quando as múltiplas fontes são disparadas sucessivamente, os momentos de disparo podem ser próximos, de modo que o movimento do sistema de medição de característica 202 entre os momentos de disparo possa ser negligenciado ou presumido como sendo constante. O sistema de medição de característica de perfuração 202, conforme mostrado, inclui uma unidade de controle 234 que está em comunicação com as fontes 216, 218, 220 e o receptor 222. A unidade de controle 234 inclui um processador ou controlador que é configurado para controlar as fontes 216, 218,

220. A unidade de controle 234, conforme mostrado, faz parte da ferramenta de fundo de poço 200, embora em algumas modalidades, a unidade de controle para o sistema de medição de característica de perfuração 202 das modalidades aqui reveladas possa estar situada em outro lugar, como em outras ferramentas de fundo de poço e/ou na superfície e/ou ser separada em múltiplos elementos e/ou componentes em locais diferentes ou como parte de uma unidade de controle única/unitária (por exemplo, controle de fonte, processamento de dados, controlador, processador, etc.). A unidade de controle 234 pode controlar a primeira fonte 216 para disparar ou gerar um primeiro sinal transmitido que é então detectado pelo receptor 222 como um primeiro sinal recebido. Após a detecção do primeiro sinal recebido no receptor 222, a unidade de controle 234 pode controlar a segunda fonte 218 para disparar ou gerar um segundo sinal transmitido que é detectado pelo receptor 222 como um segundo sinal recebido. Finalmente, nas modalidades da Figura 2A, após a detecção do segundo sinal recebido no receptor 222, a unidade de controle 234 pode controlar a terceira fonte 220 para disparar ou gerar um terceiro sinal transmitido que é detectado pelo receptor 222 como um terceiro sinal recebido.

[0048] Em outras modalidades, cada fonte 216, 218, 220 pode gerar um sinal transmitido distinguível. Por exemplo, os respectivos sinais transmitidos diferem entre si com base na forma de onda, incluindo amplitude, frequência, conteúdo de frequência, etc., de modo que o sinal recebido possa ser associado às fontes individuais diferentes.

[0049] Conforme será entendido pelo versado na técnica, com base nas distâncias de separação Ds1, Ds2, Ds3, e na localização relativa do receptor 222, os sinais recebidos diferentes irão representar as características de formação relativas. Ou seja, na primeira profundidade D1, conforme mostrado esquematicamente na Figura 2A, o primeiro sinal transmitido a partir da primeira fonte 216 é modificado, transformado ou refletido pela primeira característica de formação 226 e é recebido no receptor 222; entretanto, devido ao ângulo e às posições fixas, o primeiro sinal transmitido a partir da primeira fonte 216 não é modificado, transformado ou refletido por qualquer uma das outras características de formação 228, 230, 232 de uma maneira que é detectada no receptor

222. Conforme mostrado esquematicamente, um segundo sinal transmitido a partir da segunda fonte 218 é modificado, transformado ou refletido pela segunda característica de formação 228 e um terceiro sinal transmitido é transmitido a partir da terceira fonte 220 e é modificado, transformado ou refletido pela terceira característica de formação

230. Conforme mostrado, nenhum sinal recebido se baseia em modificação, transformação ou reflexão pela quarta característica de formação 232.

[0050] A ferramenta de fundo de poço 200, então, se move poço abaixo dentro do poço de exploração 204 para a segunda profundidade D>2, conforme mostrado na Figura 2B. Na segunda profundidade D2, um primeiro sinal transmitido a partir da primeira fonte 216 é modificado, transformado ou refletido pela segunda característica de formação 228, um segundo sinal transmitido a partir da segunda fonte 218 é modificado, transformado ou refletido pela terceira característica de formação 230, e um terceiro sinal transmitido a partir da terceira fonte 220 é modificado, transformado ou refletido pela quarta característica de formação 232. Devido ao movimento da ferramenta de fundo de poço 200, nenhum sinal será modificado, transformado ou refletido pela primeira característica de formação 226 e recebido pelo receptor 222.

[0051] A ferramenta de fundo de poço 200, então, se move poço abaixo dentro do poço de exploração 204 para a terceira profundidade D3, conforme mostrado na Figura 2C. Na terceira profundidade D3, um primeiro sinal transmitido a partir da primeira fonte 216 é modificado, transformado ou refletido pela terceira característica de formação 230, um segundo sinal transmitido a partir da segunda fonte 218 é modificado, transformado ou refletido pela quarta característica de formação 230, e um terceiro sinal transmitido a partir da terceira fonte 220 é modificado, transformado ou refletido pela parede do poço de exploração 214 em um ponto 236 que não inclui uma característica de formação. Devido ao movimento da ferramenta de fundo de poço 200, nenhum sinal será modificado, transformado ou refletido pela primeira ou pela segunda característica de formação 226, 226 e recebido pelo receptor 222.

[0052] A unidade de controle 234 pode receber dados coletados no receptor 222 para executar a análise. Por exemplo, a unidade de controle 234 pode ser configurada para fazer medições de característica de perfuração com base nos sinais recebidos no receptor 222 e no conhecimento dos locais relativos das fontes 216, 218, 220. Em algumas modalidades, a unidade de controle 234 pode ser configurada para transmitir dados e/ou informações referentes às fontes 216, 218, 220 e/ou ao receptor 222 (incluindo sinais capturados/recebidos) para outros circuitos eletrônicos situados no fundo do poço e/ou na superfície. As medições de característica de perfuração podem incluir profundidade, orientação de ferramenta de perfuração, comprimento de arco, ROP, RPM ou outros aspectos de uma operação de perfuração. Em algumas modalidades, o processo pode envolver a determinação de uma característica do sinal (ou sinais) recebido e, então, derivar uma característica de perfuração a partir da característica do sinal recebido determinada.

[0053] Os sinais recebidos podem ser combinados com conjuntos de dados. Por exemplo, quando as fontes 216, 218, 220 são disparadas simultaneamente, os sinais recebidos causados pelo disparo simultâneo das fontes 216, 218, 220 podem ser combinados com um conjunto de dados.

O conjunto de dados pode ser um conjunto de dados bidimensionais que pode ser representado em uma plotagem x-y, por exemplo, por uma curva, um gráfico de barras, uma plotagem de dispersão ou similares.

Dentro do conjunto de dados bidimensionais, os sinais recebidos podem ser atribuídos ao tempo (por exemplo, o tempo de medição) ou à profundidade (por exemplo, a profundidade do transmissor que transmitiu o sinal recebido). Em tal modalidade, os sinais recebidos representam uma primeira dimensão e o tempo ou a profundidade representa a segunda dimensão do conjunto de dados bidimensionais.

Em uma outra modalidade, o conjunto de dados pode ser um conjunto de dados tridimensionais que pode ser representado por uma imagem.

Por exemplo, combinado com a rotação da coluna de perfuração, da qual a ferramenta de fundo de poço 200 faz parte, cada combinação de fontes 216, 218, 220 varre uma linha da parede do poço de exploração 214 que é paralela ao eixo geométrico de ferramenta 210. Mediante a rotação da ferramenta de fundo de poço 200 em torno do eixo geométrico de ferramenta 210, várias direções de orientação de ferramenta de perfuração podem ser varridas.

Mediante a combinação das linhas varridas, será produzido um conjunto de dados tridimensionais, como uma imagem.

Em tal conjunto de dados tridimensionais, os sinais recebidos representam uma primeira dimensão, o tempo ou a profundidade representa a segunda dimensão e uma orientação de ferramenta de perfuração (por exemplo, a orientação de ferramenta de perfuração do receptor no momento da medição) pode ser a terceira dimensão.

Os conjuntos de dados podem também ser combinados a partir de sinais recebidos que foram criados a partir de sinais transmitidos de fontes 216, 218, 220 que não são disparadas simultaneamente, mas com uma pequena diferença de tempo e/ou que podem transmitir sinais que diferem em relação à amplitude, forma de onda, fase ou frequência.

Os conjuntos de dados que são combinados a partir dos sinais recebidos podem ser, cada um, atribuídos a um único tempo ou profundidade de aquisição.

Por exemplo, a profundidade/tempo de aquisição de um conjunto de dados pode ser uma profundidade/tempo do primeiro sinal recebido/receptor no momento do primeiro sinal recebido, o tempo/profundidade do último sinal recebido/receptor no momento do último sinal recebido ou similares.

[0054] Por exemplo, agora com referência às Figuras 3A a 3C, são mostradas plotagens ilustrativas esquemáticas de profundidade medida e orientação de ferramenta de perfuração em função de sinais recebidos em um receptor de um sistema de medição de característica de perfuração de acordo com uma modalidade da presente revelação. Como usado aqui, o termo "profundidade medida" se refere a qualquer medição indicativa de distância ao longo de ou paralela ao eixo geométrico de ferramenta (por exemplo, o eixo geométrico de ferramenta 210 nas Figuras 2A a 2C) em relação a um local de referência sobre ou na ferramenta de fundo de poço, sobre ou na coluna de perfuração, no poço de exploração, sobre a parede do poço de exploração, na formação ou sobre a superfície da terra. A profundidade medida mostrada nas Figuras 3A a 3C pode ser igual ou estar relacionada à primeira, à segunda e à terceira distâncias de separação Ds1, Ds2 e Ds3 e pode ser referir ao local do receptor (por exemplo, o receptor 222) ou a um outro local na ferramenta de fundo de poço 200 ou na coluna de perfuração. Alternativamente, várias etapas de processamento e correções podem levar a uma profundidade medida que é mais próxima à distância real de características de formação e/ou se refere a um local no poço de exploração, na parede do poço de exploração, na formação ou sobre a superfície da terra.

[0055] Várias características de formação 326, 328, 330, 332 são mostradas nas Figuras 3A a 3C, com algumas das características de formação 326, 328, 330, 332 correlacionadas e correspondendo a algumas das características de formação 226, 228, 230, 232 mostradas nas Figuras 2A a 2C. Adicionalmente, a Figura 3A se correlaciona ou corresponde a uma medição feita na primeira profundidade D, mostrada na Figura 2A; a Figura 3B se correlaciona ou corresponde a uma medição feita na segunda profundidade D2> mostrada na Figura 2B; e a Figura 3C se correlaciona ou corresponde a uma medição feita na terceira profundidade Dz mostrada na Figura 2C. Conforme mostrado, a orientação de ferramenta de perfuração é constante de uma medição para a seguinte, mas a profundidade medida aumenta (e as características de formação 326, 328, 330, 332 se movem para cima nas plotagens).

[0056] Agora com referência às Figuras 4A a 4C, são mostrados exemplos de imagens acústicas de uma parede do poço de exploração 414 que tem uma característica de formação 426 obtida com o uso de um sistema de medição de característica de perfuração, de acordo com a presente revelação. A medição (profundidade, orientação de ferramenta de perfuração, etc.) com o uso dos sistemas de medição de característica de perfuração da presente revelação pode ser executada mediante o monitoramento do movimento da característica de formação 426 identificada nas imagens da parede do poço de exploração 414 enquanto a perfuração é realizada, isto é, enquanto a coluna de perfuração gira e se propaga através da formação. A Figura 4A é uma imagem ilustrativa obtida na primeira profundidade D; mostrada na Figura 2A; a Figura 4B é uma imagem ilustrativa obtida na segunda profundidade D2 mostrada na Figura 2B; e a Figura 4C é uma imagem ilustrativa obtida na terceira profundidade D3 mostrada na Figura 2C. Os tempos de aquisição atribuídos das imagens nas Figuras 4A a 4C podem ser usados em conjunto com a profundidade medida ou informações de orientação de ferramenta de perfuração de uma ou mais características de formação 426 que podem ser identificadas na imagem para determinar a taxa de penetração ou a velocidade de rotação. Por exemplo, medindo-se a distância na profundidade medida de característica de formação 426 nas Figuras 4A a 4B, e dividindo-a pela diferença nos tempos de aquisição correspondentes, a taxa de penetração pode ser calculada. De modo similar, medindo-se a distância na orientação de ferramenta de perfuração ou a distância circunferencial de uma característica de formação e dividindo-a pela diferença nos tempos de aquisição correspondentes, a velocidade de rotação pode ser calculada.

[0057] De acordo com algumas modalidades, as medições feitas serão medições relativas e, dessa forma, uma "profundidade zero" ou ponto ou profundidade de calibração deve ser estabelecida. Consequentemente, de acordo com algumas modalidades, uma ou mais profundidades de calibração podem ser obtidas, calculadas, armazenadas e, então, usadas para fazer várias medições de profundidade relativa. Em algumas modalidades, as profundidades de calibração poderiam ser profundidades de conexão ou qualquer outra profundidade pré- programada na ferramenta de fundo de poço ou comunicada à ferramenta de fundo de poço durante a perfuração através de enlace descendente. Em algumas modalidades, se pré-programado na ferramenta de fundo de poço, medições adicionais podem ser executadas para seguir a sequência de profundidades de conexão. Alternativamente, enlaces descendentes regulares podem ser empregados para fornecer uma calibração precisa do método de profundidade. Em algumas modalidades, profundidades de calibração podem ser marcadas na formação (por exemplo, arranhando a formação, marcador sólido (ou marcadores sólidos), marcador radioativo (ou marcadores radioativos), marcador magnético (ou marcadores magnéticos), etc.) que podem ser detectadas pelo sistema de medição de característica de perfuração 202 e que podem ser "reutilizadas" como verificação de qualidade adicional, como durante a manobra de saída do poço de exploração, durante as viagens do limpador, etc.

[0058] Em operação, e com referência novamente às Figuras 2A a 2C, para determinar um movimento de profundidade relativo da coluna de perfuração, as medições são realizadas na primeira, na segunda e na terceira profundidades D3:, D2, Da. Uma comparação das imagens obtidas pode ser usada para executar vários cálculos e/ou determinações relacionadas às características de perfuração. Para possibilitar tais comparações, as imagens produzidas em profundidades subsequentes devem se sobrepor à imagem da profundidade anterior. Dessa forma, conforme ilustrado nas Figuras 4A a 4C, as características de formação identificadas na imagem (ou imagens) parecem se mover com o movimento da ferramenta de fundo de poço. Devido ao fato de que a configuração de fonte/receptor das modalidades da presente revelação é fixa (por exemplo, distâncias de separação conhecidas Ds1, Ds2, Ds3 entre as fontes 216, 218, 220 e o receptor 222), o movimento aparente das características de formação observadas é diretamente proporcional ao movimento da coluna de perfuração (por exemplo, uma alteração em profundidade). Uma correção pode ser aplicada, como em casos em que a ferramenta altera sua posição dentro do diâmetro de poço de exploração durante a medição, por exemplo, quando uma centralização de ferramenta é perdida ou onde a distância da ferramenta 200 até a parede do poço de exploração varia por outras razões, como quando rompimentos ou cavidades estão presentes na parede do poço de exploração ou quando o diâmetro de poço de exploração varia (por exemplo, poço de exploração superdimensionado devido ao turbilhão). Dessa forma, uma medição de imagem conforme descrito aqui pode ser combinada com uma medição de calibre para se obter tal correção.

[0059] A medição do movimento relativo da característica de formação pode ser adicionada ao último ponto de calibração de profundidade para se obter uma medição precisa da profundidade. A identificação e o monitoramento de características de formação de acordo com as modalidades da presente revelação podem ser completamente autônomos e executados no processo de fundo do poço. Por exemplo, em algumas modalidades, as medições de característica de perfuração podem ser executadas por algoritmos de comparação, como algoritmos de rastreamento de mouse de computador e robô. Os métodos potenciais a serem empregados com várias modalidades da presente revelação podem incluir, mas não se limitam a, detecção de semelhança, processamento de coerência e reconhecimento de padrões.

[0060] As fontes de modalidades da presente revelação podem ser selecionadas para uma fonte de energia ou um sistema de medição específico. Por exemplo, em algumas modalidades, as fontes acústicas usadas para medições de calibre que operam na faixa de quilo-hertz mais alta a mega-hertz mais baixa são candidatos adequados. Em tais sistemas acústicos, o receptor pode ser um receptor piezocerâmico de banda larga.

[0061] Embora mostrado nas Figuras 2A a 2C com uma disposição específica de fontes, os versados na técnica irão reconhecer que várias outras disposições são possíveis sem que se afaste do escopo da presente revelação. Embora as Figuras 3A a 3C e as Figuras 4A a 4C sejam usadas para descrever como determinar informações de profundidade, ROP, comprimento de arco, orientação de ferramenta de perfuração ou velocidade de rotação a partir de imagens (por exemplo, conjuntos de dados tridimensionais), é evidente que a mesma técnica pode ser usada com o uso de conjuntos de dados bidimensionais (como curvas). Em várias modalidades da presente revelação, a disposição das fontes e/ou matriz de fontes (por exemplo, uma matriz com múltiplos pontos de fonte) pode ser feita em, incluindo, mas não limitado a, disposições unidimensionais e bidimensionais. Por exemplo, com referência às Figuras 5A a 5E, são mostrados exemplos não limitadores de disposições de fontes 525a-e nas respectivas ferramentas de fundo de poço 500a-e.

[0062] Na Figura 5A, uma disposição unidimensional linear de fontes 525a é mostrada na ferramenta de fundo de poço 500a. Essa disposição é similar àquela mostrada e descrita com referência às Figuras 2A a 4C. As fontes 525a são dispostas em uma linha que é paralela a um eixo geométrico de ferramenta e podem ser empregadas para medir profundidade (por exemplo, conforme mostrado nas modalidades descritas acima).

[0063] Na Figura 5B, uma outra disposição unidimensional de fontes 525b em uma ferramenta de fundo de poço 500b é mostrada esquematicamente. Na modalidade da Figura 5B, as fontes 525b são distribuídas ao redor de uma circunferência da ferramenta de fundo de poço 500b. Dessa forma, as fontes 525b podem ser empregadas para determinar o comprimento de arco, a orientação de ferramenta de perfuração e/ou a velocidade de rotação mediante a transmissão de sinais que podem ser modificados, transformados ou refletidos por características de formação similares àquelas mostradas e descritas acima, com um único receptor capaz de determinar deslocamentos circunferenciais e extrair informações de orientação de ferramenta de perfuração referentes a uma operação de perfuração.

[0064] As Figuras 5C a 5E ilustram disposições bidimensionais de fontes 525c, 525d, 525e nas ferramentas 500c, 500d, 500e, respectivamente. Em tais disposições, um único receptor pode ser disposto a uma distância conhecida das várias fontes 525c, 525d, 525e para receber sinais fornecidos pelas fontes 525c, 525d, 525e. As disposições bidimensionais mostradas nas Figuras 5C a 5E podem ser usadas para determinar tanto a profundidade/taxa de penetração como informações de orientação de ferramenta de perfuração/comprimento de arco/velocidade de rotação.

[0065] Em modalidades alternativas, em vez de usar múltiplas fontes, uma única fonte pode ser usada em combinação com um único receptor. Em tais modalidades da presente revelação, a fonte única pode ser controlada por uma unidade de controle para emitir um sinal transmitido modulado ou focalizado que é controlado de uma maneira que os sinais modificados, transformados ou refletidos a partir de múltiplas características de formação possam ser detectados sucessivamente pelo único receptor. Tal modalidade pode ser empregada com o uso de uma fonte direcionável mecânica com um padrão de radiação focalizado ou um conjunto de fonte único, mas segmentado, com o uso da tecnologia de direcionamento de feixes. Tais modalidades de fonte única/receptor único podem empregar dispositivos de medição acústica e não acústica (fonte/receptor).

[0066] Em alguns casos, as características de formação geradas podem ser fornecidas de acordo com modalidades da presente revelação. Por exemplo, pode ser desejável personalizar e/ou assegurar que um sistema de fonte/receptor possa interagir com uma característica de formação. Dessa forma, não apenas a fonte e o receptor podem ser predefinidos, mas em algumas modalidades, a característica de formação também pode ser predefinida e até gerada a partir de um componente de fundo de poço (por exemplo, parte do sistema de perfuração, parte do sistema de medição de característica de perfuração, etc.). Tais características de formação geradas podem ser empregadas em casos em que formações muito homogêneas sem características distintas que são detectáveis por uma disposição de fonte/receptor possam exigir elementos de estratificação na formação. Por exemplo, um dispositivo de marcação de formação pode ser usado para gerar, criar ou impregnar a formação com uma ou mais marcações/características/padrões detectáveis. Vários tipos de marcações podem incluir, mas sem limitação, marcas de arranhões (por exemplo, geradas por um estabilizador do sistema de perfuração), projéteis, etc.

[0067] De acordo com as modalidades da presente revelação, os sistemas de medição de característica de perfuração em ferramentas de fundo de poço são fornecidos com múltiplas fontes ou geradores de sinal (por exemplo, acústico, radiação, elétrico, etc.) com um único receptor ou detector. Os sistemas de medição de característica de perfuração da presente revelação podem fornecer cálculos precisos de característica de perfuração (por exemplo, profundidade, comprimento de arco, orientação de ferramenta de perfuração, ROP, RPM) com base no movimento de medição da ferramenta de fundo de poço que faz parte de uma coluna de perfuração, com o movimento em relação a uma ou mais características de formação. A partir da medição do movimento relativo detectado, uma taxa de penetração pode ser obtida e, então, pode-se determinar, a partir de um local calibrado ou um local de referência, a profundidade total ou a posição do sistema de medição de característica de perfuração, da ferramenta de fundo de poço e/ou de elementos do sistema de perfuração (por exemplo, dispositivo de desintegração 50).

[0068] Em operação, múltiplas fontes geram sinais que interagem com uma característica de formação (por exemplo, uma característica acusticamente reflexiva) e os sinais são então detectados por um único detector/receptor (por exemplo, detecção de um sinal refletido). À medida que a coluna de perfuração se move dentro do poço de exploração, o receptor/detector pode medir sinais a partir de cada um dentre as fontes/geradores de sinal que estão situados em distâncias conhecidas em relação ao detector/receptor e, dessa forma, a distância percorrida (e a taxa de penetração) pode ser obtida.

[0069] Em algumas modalidades, a transmissão a partir de geradores/fontes pode ser separada em tempo ou com o uso de comprimentos de onda, frequências,

tempos de transmissão diferentes, etc., para ser distinguida pelo detector/receptor. Consequentemente, várias técnicas podem ser empregadas sem que se afaste do escopo da presente revelação. Os sinais transmitidos pelas fontes podem ser controlados por uma unidade de controle que faz parte do controle e/ou controla o sistema de medição de característica de perfuração.

[0070] Conforme mencionado acima, a característica de formação existe no fundo de poço dentro ou sobre uma parede do poço de exploração ou na formação. Em algumas modalidades, a característica de formação pode ser natural (por exemplo, fratura, alteração no material de formação, limite, depósitos de fluido, etc.), ou pode ser artificial, como criada por uma ferramenta de fundo de poço (por exemplo, marcas de arranhões, projéteis, fluidos injetados, etc.).

[0071] A disposição das múltiplas fontes/geradores pode ser predeterminada com base em um tipo de medição desejado a ser feito. Por exemplo, as fontes/geradores podem ser posicionados longitudinalmente e/ou circunferencialmente ao redor de uma ferramenta de fundo de poço (por exemplo, conforme mostrado nas Figuras 5A a 5D). Com o uso de uma disposição de fontes ou matriz de fontes que se estende axialmente ao longo de um corpo de ferramenta, as fontes podem ser usadas para medir uma distância longitudinal percorrida pelo corpo de ferramenta e, dessa forma, uma profundidade de ferramenta. Com o uso de uma disposição de fontes ou matriz de fontes que se estende circunferencialmente ao redor de um corpo de ferramenta, as fontes podem ser usadas para medir uma distância circunferencial (isto é, um comprimento de arco) ou um intervalo de orientação de ferramenta de perfuração e, dessa forma, uma velocidade de rotação da ferramenta.

[0072] Conforme será entendido pelo versado na técnica, várias modalidades da presente revelação são dirigidas a múltiplas fontes de sinal situadas em locais conhecidos específicos na ferramenta de fundo de poço em relação a um único receptor que está situado em local conhecido específico. Em algumas modalidades, podem ser empregados múltiplos receptores, em que o número de fontes e receptores não é igual (por exemplo, número diferente de fontes e receptores). O receptor detecta sinais gerados a partir de cada uma das múltiplas fontes depois que os sinais interagem com uma característica de formação que está em uma parede do poço de exploração ou dentro de uma formação. A partir das múltiplas detecções e associação a cada uma das fontes, as características de perfuração (por exemplo, ROP, RPM, profundidade, comprimento de arco, orientação de ferramenta de perfuração, etc.) podem ser determinadas com precisão, automaticamente e no fundo de poço (localmente ou em tempo real). A partir do cálculo da característica de perfuração, pode ser determinada uma profundidade/posição axial/posição circunferencial/orientação de ferramenta de perfuração em relação a um ponto de referência.

[0073] Embora as modalidades aqui descritas tenham sido descritas com referência a figuras específicas, será entendido que várias alterações podem ser feitas e que elementos das mesmas podem ser substituídos por equivalentes sem que se afaste do escopo da presente revelação. Adicionalmente, muitas modificações serão observadas para adaptar um instrumento, situação ou material particular aos ensinamentos da presente revelação sem que se afaste do escopo da mesma. Portanto, pretende-se que a revelação não fique limitada às modalidades específicas reveladas, mas que a presente revelação inclua todas as modalidades que se enquadrem no escopo das reivindicações em anexo ou da seguinte descrição de possíveis modalidades.

[0074] Modalidade 1: Um sistemas de medição de característica de perfuração de fundo de poço para medir uma característica de perfuração através da subsuperfície da terra, sendo que o sistema compreende: uma ferramenta de fundo de poço que tem um sistema de medição ativo que compreende um receptor, um primeiro transmissor e um segundo transmissor; um controlador em comunicação com o primeiro transmissor e o segundo transmissor, sendo que o controlador é configurado para controlar o primeiro transmissor e o segundo transmissor para transmitir um primeiro sinal transmitido do primeiro transmissor e um segundo sinal transmitido do segundo transmissor, sendo que o receptor está disposto para receber um primeiro sinal recebido do primeiro sinal transmitido e um segundo sinal recebido do segundo sinal transmitido; e um processador configurado para determinar uma característica de perfuração a partir do primeiro sinal recebido e do segundo sinal recebido.

[0075] Modalidade 2: O sistema, de acordo com qualquer uma das modalidades descritas acima, sendo que a característica de perfuração é indicativa de pelo menos um dentre uma taxa de penetração, uma profundidade, uma velocidade rotacional, um comprimento de arco e uma orientação de ferramenta de perfuração.

[0076] Modalidade 3: O sistema, de acordo com qualquer uma das modalidades descritas acima, sendo que o controlador é configurado para controlar o primeiro e o segundo transmissores para transmitir um terceiro sinal transmitido do primeiro transmissor e um quarto sinal transmitido do segundo transmissor; o receptor está disposto para receber um terceiro sinal recebido do terceiro sinal transmitido e um quarto sinal recebido do quarto sinal transmitido; o processador cria um primeiro conjunto de dados que compreende o primeiro sinal recebido e o segundo sinal recebido e um segundo conjunto de dados que compreende o terceiro sinal recebido e o quarto sinal recebido; e a característica de perfuração é determinada com base no primeiro conjunto de dados e no segundo conjunto de dados.

[0077] Modalidade 4: O sistema, de acordo com qualquer uma das modalidades descritas acima, sendo que a determinação da característica de perfuração compreende uma comparação entre o primeiro conjunto de dados e o segundo conjunto de dados.

[0078] Modalidade 5: O sistema, de acordo com qualquer uma das modalidades descritas acima, sendo que o primeiro conjunto de dados é atribuído a um primeiro tempo de aquisição e o segundo conjunto de dados é atribuído a um segundo tempo de aquisição e a característica de perfuração é determinada com o uso do primeiro tempo de aquisição e do segundo tempo de aquisição.

[0079] Modalidade 6: O sistema, de acordo com qualquer uma das modalidades descritas acima, sendo que o primeiro e o segundo transmissores são pelo menos um dentre geradores de sinal acústico, geradores de sinal de resistividade, geradores de sinal elétrico, geradores de sinal óptico, geradores de sinal nuclear ou combinações dos mesmos.

[0080] Modalidade 7: O sistema, de acordo com qualquer uma das modalidades descritas acima, sendo que: o primeiro transmissor está situado em uma primeira posição que tem uma primeira profundidade e uma primeira orientação de ferramenta de perfuração e o segundo transmissor está situado em uma segunda posição que tem uma segunda profundidade e uma segunda orientação de ferramenta de perfuração; pelo menos uma dentre a primeira profundidade é diferente da segunda profundidade e a primeira orientação de ferramenta de perfuração é diferente da segunda orientação de ferramenta de perfuração; e a característica de perfuração é determinada com o uso de pelo uma dentre (i) a primeira profundidade e a segunda profundidade e (ii) a primeira orientação de ferramenta de perfuração e a segunda orientação de ferramenta de perfuração.

[0081] Modalidade 8: O sistema, de acordo com qualquer uma das modalidades descritas acima, que compreende adicionalmente um terceiro transmissor configurado para transmitir um terceiro sinal transmitido, sendo que o receptor está disposto para receber um terceiro sinal recebido do terceiro sinal transmitido, o terceiro transmissor está situado em uma terceira posição que tem uma terceira profundidade e uma terceira orientação de ferramenta de perfuração; pelo menos uma dentre (i) a primeira profundidade e a segunda profundidade é diferente da terceira profundidade e (ii) a primeira orientação de ferramenta de perfuração e a segunda orientação de ferramenta de perfuração é diferente da terceira orientação de ferramenta de perfuração, e o processador é configurado para determinar a característica de perfuração do primeiro sinal recebido, do segundo sinal recebido e do terceiro sinal recebido com o uso de pelo menos uma dentre (i) a primeira profundidade, a segunda profundidade e a terceira profundidade e (ii) a primeira orientação de ferramenta de perfuração, a segunda orientação de ferramenta de perfuração e a terceira orientação de ferramenta de perfuração.

[0082] Modalidade 9: O sistema, de acordo com qualquer uma das modalidades descritas acima, sendo que o primeiro sinal transmitido tem uma primeira frequência e o segundo sinal transmitido tem uma segunda frequência diferente da primeira frequência.

[0083] Modalidade 10: O sistema, de acordo com qualquer uma das modalidades descritas acima, sendo que o sistema compreende adicionalmente um sensor de avaliação de formação na ferramenta de fundo de poço, sendo que o sensor de avaliação de formação fornece dados de avaliação de formação, sendo que o processador é configurado para criar uma imagem baseada na profundidade a partir dos dados de avaliação de formação com o uso da característica de perfuração.

[0084] Modalidade 11: Um método para medir uma característica de perfuração através da subsuperfície da terra, sendo que o método compreende: transportar uma ferramenta de perfuração de fundo de poço para a subsuperfície da terra, sendo que a ferramenta de perfuração de fundo de poço tem um sistema de medição ativo, sendo que o sistema de medição ativo compreende um receptor, um primeiro transmissor e um segundo transmissor; transmitir um primeiro sinal transmitido do primeiro transmissor; transmitir um segundo sinal transmitido do segundo transmissor; receber, com o receptor, um primeiro sinal recebido do primeiro sinal transmitido e um segundo sinal recebido do segundo sinal transmitido; e determinar, com um processador, uma característica de perfuração a partir do primeiro sinal recebido e do segundo sinal.

[0085] Modalidade 12: O método, de acordo com qualquer uma das modalidades descritas acima, sendo que a característica de perfuração é indicativa de pelo menos um dentre uma taxa de penetração, uma profundidade, velocidade rotacional, um comprimento de arco e uma orientação de ferramenta de perfuração.

[0086] Modalidade 13: O método, de acordo com qualquer uma das modalidades descritas acima, que compreende adicionalmente: transmitir, através do primeiro transmissor, um terceiro sinal transmitido; transmitir, através do segundo transmissor, um quarto sinal transmitido; receber, através do receptor, um terceiro sinal recebido do terceiro sinal transmitido e um quarto sinal recebido do quarto sinal transmitido; criar, com o processador, um primeiro conjunto de dados que compreende o primeiro sinal recebido e o segundo sinal recebido e um segundo conjunto de dados que compreende o terceiro sinal recebido e o quarto sinal recebido; e determinar a característica de perfuração com base no primeiro conjunto de dados e no segundo conjunto de dados.

[0087] Modalidade 14: O método, de acordo com qualquer uma das modalidades descritas acima, sendo que a determinação da característica de perfuração compreende uma comparação entre o primeiro conjunto de dados e o segundo conjunto de dados.

[0088] Modalidade 15: O método, de acordo com qualquer uma das modalidades descritas acima, sendo que o primeiro conjunto de dados é atribuído a um primeiro tempo de aquisição e o segundo conjunto de dados é atribuído a um segundo tempo de aquisição e a determinação da característica de perfuração compreende usar o primeiro tempo de aquisição e o segundo tempo de aquisição.

[0089] Modalidade 16: O método, de acordo com qualquer uma das modalidades descritas acima, sendo que o primeiro e o segundo transmissores são pelo menos um dentre geradores de sinal acústico, geradores de sinal de resistividade, geradores de sinal elétrico, geradores de sinal óptico, geradores de sinal nuclear ou combinações dos mesmos.

[0090] Modalidade 17: O método, de acordo com qualquer uma das modalidades descritas acima, sendo que: o primeiro transmissor está situado em uma primeira posição que tem uma primeira profundidade e uma primeira orientação de ferramenta de perfuração e o segundo transmissor está situado em uma segunda posição que tem uma segunda profundidade e uma segunda orientação de ferramenta de perfuração; pelo menos uma dentre (i) a primeira profundidade é diferente da segunda profundidade e (ii) a primeira orientação de ferramenta de perfuração é diferente da segunda orientação de ferramenta de perfuração, e a determinação da característica de perfuração compreende usar pelo uma dentre (i) a primeira profundidade e a segunda profundidade e (ii) a primeira orientação de ferramenta de perfuração e a segunda orientação de ferramenta de perfuração.

[0091] Modalidade 18: O método, de acordo com qualquer uma das modalidades descritas acima, sendo que o sistema de medição ativo compreende adicionalmente um terceiro transmissor situado em uma terceira posição que tem uma terceira profundidade e uma terceira orientação de ferramenta de perfuração, sendo que pelo menos uma dentre (i) a primeira profundidade e a segunda profundidade é diferente da terceira profundidade e (ii) a primeira orientação de ferramenta de perfuração e a segunda orientação de ferramenta de perfuração é diferente da terceira orientação de ferramenta de perfuração, sendo que o método compreende adicionalmente: transmitir um terceiro sinal transmitido do terceiro transmissor; receber, com o receptor, um terceiro sinal recebido do terceiro sinal transmitido; e determinar, com o processador, a característica de perfuração a partir do primeiro sinal recebido, do segundo sinal recebido e do terceiro sinal recebido com o uso de pelo menos uma dentre (i) a primeira profundidade, a segunda profundidade e a terceira profundidade e (ii) a primeira orientação de ferramenta de perfuração, a segunda orientação de ferramenta de perfuração e a terceira orientação de ferramenta de perfuração.

[0092] Modalidade 19: O método, de acordo com qualquer uma das modalidades descritas acima, sendo que o primeiro sinal transmitido tem uma primeira frequência e o segundo sinal transmitido tem uma segunda frequência diferente da primeira frequência.

[0093] Modalidade 20: O método, de acordo com qualquer uma das modalidades descritas acima, sendo que a ferramenta de perfuração de fundo de poço compreende adicionalmente um sensor de avaliação de formação, sendo que o método compreende adicionalmente: fornecer, com o sensor de avaliação de formação, dados de avaliação de formação; e criar, com o processador, uma imagem baseada na profundidade a partir dos dados de avaliação de formação com o uso da característica de perfuração.

[0094] Em apoio aos ensinamentos da presente invenção, vários componentes de análise podem ser usados incluindo um sistema digital e/ou analógico.

Por exemplo, controladores, sistemas de processamento de computador e/ou sistemas de direcionamento “geológico, conforme aqui fornecidos e/ou usados com as modalidades aqui descritas, podem incluir sistemas digitais e/ou analógicos.

Os sistemas podem ter componentes como processadores, mídias de armazenamento, memória, entradas, saídas, links de comunicação (por exemplo, com fio, sem fio, óptico ou outros), interfaces de usuário, programas de software, processadores de sinal (por exemplo, digital ou analógico) e outros tais componentes (por exemplo, como resistores, capacitores, indutores e outros) para fornecer operação e análises do aparelho e métodos revelados na presente invenção em qualquer uma de várias maneiras bem entendidas na técnica.

Componentes como, por exemplo, controladores, sistemas de processamento de computador, processadores e processadores de sinal podem compreender unidades de processamento centrais (CPUs). Em certas modalidades, alguns componentes podem ter uma ou mais CPUs.

Em outras modalidades, as CPUs podem ser compartilhadas entre vários componentes.

É considerado que esses ensinamentos podem ser, mas não precisam ser, implementados em combinação com um conjunto de instruções executáveis por computador armazenadas em uma mídia legível por computador não transitória, incluindo memória (e.g, ROMs, RAMs), óptica (por exemplo, CD-ROMs), ou magnética (por exemplo, discos, discos rígidos), ou qualquer outro tipo que, quando executado, faz com que um computador implemente os métodos e/ou processos aqui descritos.

Essas instruções podem fornecer operação do equipamento, controle, coleta de dados, análise e outras funções consideradas relevantes por um designer de sistemas, proprietário, usuário, ou outro pessoal, além das funções descritas nesta revelação.

Os dados processados, como resultado de um método implementado, podem ser transmitidos como um sinal através de uma interface de saída de processador para um dispositivo de recebimento de sinal.

O dispositivo de recebimento de sinal pode ser um monitor de exibição ou impressora para apresentar o resultado para um usuário. Alternativa ou adicionalmente, o dispositivo de recebimento de sinal pode ser uma memória ou uma mídia de armazenamento. Será observado que o armazenamento do resultado na memória ou na mídia de armazenamento pode transformar a memória ou mídia de armazenamento em um novo estado (isto é, que contém o resultado) a partir de um estado anterior (isto é, que não contém o resultado). Adicionalmente, em algumas modalidades, um sinal de alerta pode ser transmitido a partir do processador para uma interface de usuário se o resultado exceder um valor limite.

[0095] Adicionalmente, vários outros componentes podem ser incluídos e chamados para fornecer aspectos dos ensinamentos da presente invenção. Por exemplo, um sensor, transmissor, receptor, transceptor, antena, controlador, unidade óptica, unidade elétrica e/ou unidade eletromecânica podem ser incluídos em apoio aos diversos aspectos discutidos na presente invenção ou em apoio a outras funções além desta revelação.

[0096] O uso dos termos "um", "uma", "o" e "a" e referências similares no contexto de descrever a invenção (especialmente no contexto das reivindicações a seguir) deve ser interpretado como abrangendo tanto o singular quanto o plural, exceto onde indicado em contrário na presente invenção ou claramente contradito pelo contexto. Além disso, deve ser considerado adicionalmente que os termos "primeiro", "segundo" e similares na presente invenção não denotam qualquer ordem, quantidade ou importância, sendo ao invés disso usados para distinguir um elemento de outro. O modificador "cerca de" usado em conexão com uma quantidade é inclusivo do valor declarado e tem o significado ditado pelo contexto (por exemplo, ele inclui o grau de erro associado à medição da quantidade específica).

[0097] O diagrama (ou diagramas) de fluxo aqui representado é apenas um exemplo. Podem existir diversas variações para este diagrama ou as etapas (ou operações) descritas no mesmo sem que se afaste do escopo da presente revelação. Por exemplo, as etapas podem ser realizadas em uma ordem diferente,

ou as etapas podem ser adicionadas, removidas ou modificadas. Todas essas variações são consideradas uma parte da presente revelação.

[0098] Será reconhecido que os vários componentes ou tecnologias podem fornecer certos recursos ou funcionalidades necessárias ou benéficas. Consequentemente, essas funções e recursos conforme pode ser necessário em apoio às reivindicações anexas e variações das mesmas, são reconhecidos como sendo inerentemente incluídos como uma parte dos ensinamentos da presente invenção e uma parte da presente revelação.

[0099] Os ensinamentos da presente revelação podem ser usados em uma variedade de operações de poços. Essas operações podem envolver o uso de um ou mais agentes de tratamento para tratar uma formação, os fluidos residentes em uma formação, um furo de poço e/ou equipamentos no furo de poço, como uma tubulação de produção. Os agentes de tratamento podem estar sob a forma de líquidos, gases, sólidos, semissólidos e misturas dos mesmos. Os agentes de tratamento ilustrativos incluem, mas não se limitam a, fluidos de fraturamento, fluidos de estimulação, ácidos, vapor, água, salmoura, agentes anticorrosão, cimento, modificadores de permeabilidade, lamas de perfuração, emulsificantes, desemulsificantes, sinalizadores, melhoradores de fluxo, etc. As operações de poços ilustrativas incluem, mas não se limitam a, fraturamento hidráulico, estimulação, injeção de sinalizador, limpeza, acidificação, injeção de vapor, injeção de água, cimentação, etc.

[0100] Embora as modalidades descritas na presente invenção tenham sido descritas com referência a várias modalidades, será entendido que várias alterações podem ser feitas e equivalentes podem ser substituídos por elementos dos mesmos sem que se afaste do escopo da presente revelação. Adicionalmente, muitas modificações serão observadas para adaptar um instrumento, situação ou material particular aos ensinamentos da presente revelação sem que se afaste do escopo da mesma. Portanto, pretende-se que a revelação não se limite às modalidades particulares reveladas como o melhor modo contemplado para realizar os recursos descritos, mas que a presente revelação inclua todas as modalidades abrangidas pelo escopo das reivindicações anexas.

[0101] Consequentemente, as modalidades da presente revelação não devem ser vistas como limitadas pela descrição anteriormente mencionada, mas são apenas limitadas pelo escopo das reivindicações anexas.

Claims

REIVINDICAÇÕES

1. Sistema de medição de característica de perfuração de fundo de poço (200, 202) para medir uma característica de perfuração através da subsuperfície da terra, sendo que o sistema é caracterizado por compreender: uma ferramenta de fundo de poço (500a, 500b) que tem um sistema de medição ativo que compreende um receptor (222, 68a, 68b), um primeiro transmissor (66a, 66b) e um segundo transmissor; um controlador em comunicação operacional com o primeiro transmissor e o segundo transmissor, sendo que o controlador é configurado para controlar o primeiro transmissor e o segundo transmissor para transmitir um primeiro sinal transmitido do primeiro transmissor e um segundo sinal transmitido do segundo transmissor, em que o receptor está disposto para receber um primeiro sinal recebido do primeiro sinal transmitido e um segundo sinal recebido do segundo sinal transmitido; e um processador configurado para determinar uma característica de perfuração a partir do primeiro sinal recebido e do segundo sinal recebido.

2. Sistema, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado por a característica de perfuração ser indicativa de pelo menos um dentre uma taxa de penetração, uma profundidade, uma velocidade rotacional, um comprimento de arco e uma orientação de ferramenta de perfuração.

3. Sistema, de acordo com qualquer reivindicação anterior, caracterizado por: o controlador ser configurado para controlar o primeiro e o segundo transmissores para transmitir um terceiro sinal transmitido do primeiro transmissor e um quarto sinal transmitido do segundo transmissor; o receptor estar disposto para receber um terceiro sinal recebido do terceiro sinal transmitido e um quarto sinal recebido do quarto sinal transmitido;

o processador criar um primeiro conjunto de dados que compreende o primeiro sinal recebido e o segundo sinal recebido e um segundo conjunto de dados que compreende o terceiro sinal recebido e o quarto sinal recebido; e a característica de perfuração ser determinada com base no primeiro conjunto de dados e no segundo conjunto de dados, de preferência, em que pelo menos um dentre (i) a determinação da característica de perfuração compreende uma comparação do primeiro conjunto de dados e do segundo conjunto de dados e (ii) o primeiro conjunto de dados é atribuído a um primeiro tempo de aquisição e o segundo conjunto de dados é atribuído a um segundo tempo de aquisição e a característica de perfuração é determinada com o uso do primeiro tempo de aquisição e do segundo tempo de aquisição.

4. Sistema, de acordo com qualquer reivindicação anterior, caracterizado por o processador e o controlador usarem a mesma unidade de processamento central (CPU).

5. Sistema, de acordo com qualquer reivindicação anterior, caracterizado por: o primeiro transmissor estar localizado em uma primeira posição que tem uma primeira profundidade e uma primeira orientação de ferramenta de perfuração e o segundo transmissor estar localizado em uma segunda posição que tem uma segunda profundidade e uma segunda orientação de ferramenta de perfuração; pelo menos uma dentre a primeira profundidade ser diferente da segunda profundidade e a primeira orientação de ferramenta de perfuração ser diferente da segunda orientação de ferramenta de perfuração; e a característica de perfuração ser determinada com o uso de pelo menos uma dentre (i) a primeira profundidade e a segunda profundidade e (ii) a primeira orientação de ferramenta de perfuração e a segunda orientação de ferramenta de perfuração.

6. Sistema, de acordo com qualquer reivindicação anterior, caracterizado por compreender adicionalmente um terceiro transmissor configurado para transmitir um terceiro sinal transmitido, em que: o receptor está disposto para receber um terceiro sinal recebido do terceiro sinal transmitido, o terceiro transmissor está localizado em uma terceira posição que tem uma terceira profundidade e uma terceira orientação de ferramenta de perfuração, pelo menos uma dentre (i) a primeira profundidade e a segunda profundidade é diferente da terceira profundidade e (ii) a primeira orientação de ferramenta de perfuração e a segunda orientação de ferramenta de perfuração é diferente da terceira orientação de ferramenta de perfuração, e o processador é configurado para determinar a característica de perfuração do primeiro sinal recebido, do segundo sinal recebido e do terceiro sinal recebido com o uso de pelo menos uma dentre (i) a primeira profundidade, a segunda profundidade e a terceira profundidade e (ii) a primeira orientação de ferramenta de perfuração, a segunda orientação de ferramenta de perfuração e a terceira orientação de ferramenta de perfuração.

7. Sistema, de acordo com qualquer reivindicação anterior, caracterizado por o primeiro sinal transmitido ter uma primeira frequência e o segundo sinal transmitido ter uma segunda frequência diferente da primeira frequência.

8. Sistema, de acordo com qualquer reivindicação anterior, sendo o sistema caracterizado por compreender adicionalmente um sensor de avaliação de formação na ferramenta de fundo de poço, sendo que o sensor de avaliação de formação fornecer dados de avaliação de formação, sendo que o processador é configurado para criar uma imagem baseada na profundidade a partir dos dados de avaliação de formação com o uso da característica de perfuração.

9. Método para medir uma característica de perfuração através da subsuperfície da terra, sendo o método caracterizado por compreender:

transportar uma ferramenta de perfuração de fundo de poço para a subsuperfície da terra, sendo que a ferramenta de perfuração de fundo de poço tem um sistema de medição ativo, sendo que o sistema de medição ativo compreende um receptor, um primeiro transmissor e um segundo transmissor; transmitir um primeiro sinal transmitido do primeiro transmissor; transmitir um segundo sinal transmitido do segundo transmissor; receber, com o receptor, um primeiro sinal recebido do primeiro sinal transmitido e um segundo sinal recebido do segundo sinal transmitido; e determinar, com um processador, uma característica de perfuração do primeiro sinal recebido e do segundo sinal.

10. Método, de acordo com a reivindicação 9, caracterizado por a característica de perfuração ser indicativa de pelo menos um dentre uma taxa de penetração, uma profundidade, velocidade rotacional, um comprimento de arco e uma orientação de ferramenta de perfuração.

11. Método, de acordo com as reivindicações 9 a 10, caracterizado por compreender adicionalmente: transmitir, através do primeiro transmissor, um terceiro sinal transmitido; transmitir, através do segundo transmissor, um quarto sinal transmitido; receber, através do receptor, um terceiro sinal recebido do terceiro sinal transmitido e um quarto sinal recebido do quarto sinal transmitido; criar, com o processador, um primeiro conjunto de dados que compreende o primeiro sinal recebido e o segundo sinal recebido e um segundo conjunto de dados que compreende o terceiro sinal recebido e o quarto sinal recebido; e determinar a característica de perfuração com base no primeiro conjunto de dados e no segundo conjunto de dados, de preferência, em que pelo menos um dentre (i) a determinação da característica de perfuração compreende uma comparação do primeiro conjunto de dados e do segundo conjunto de dados e (ii) o primeiro conjunto de dados é atribuído a um primeiro tempo de aquisição e o segundo conjunto de dados é atribuído a um segundo tempo de aquisição e a determinação da característica de perfuração compreende usar o primeiro tempo de aquisição e o segundo tempo de aquisição.

12. Método, de acordo com qualquer uma das reivindicações 9 a 11, caracterizado por pelo menos um dentre (i) o primeiro e o segundo transmissores ser pelo menos um dentre geradores de sinal acústico, geradores de sinal de resistividade, geradores de sinal elétrico, geradores de sinal óptico, geradores de sinal nuclear ou combinações dos mesmos, e (ii) o primeiro sinal transmitido ter uma primeira frequência e o segundo sinal transmitido ter uma segunda frequência diferente da primeira frequência.

13. Método, de acordo com qualquer uma das reivindicações 9 a 12, caracterizado por: o primeiro transmissor estar localizado em uma primeira posição que tem uma primeira profundidade e uma primeira orientação de ferramenta de perfuração e o segundo transmissor estar localizado em uma segunda posição que tem uma segunda profundidade e uma segunda orientação de ferramenta de perfuração, pelo menos uma dentre (i) a primeira profundidade ser diferente da segunda profundidade e (ii) a primeira orientação de ferramenta de perfuração ser diferente da segunda orientação de ferramenta de perfuração, e a determinação da característica de perfuração compreender usar pelo menos uma dentre (i) a primeira profundidade e a segunda profundidade e (ii) usar a primeira orientação de ferramenta de perfuração e a segunda orientação de ferramenta de perfuração.

14. Método, de acordo com a reivindicação 13, caracterizado por o sistema de medição ativo compreender adicionalmente um terceiro transmissor localizado em uma terceira posição que tem uma terceira profundidade e uma terceira orientação de ferramenta de perfuração, em que pelo menos uma de dentre (i) a primeira profundidade e a segunda profundidade é diferente da terceira profundidade e (ii) a primeira orientação de ferramenta de perfuração e a segunda orientação de ferramenta de perfuração é diferente da terceira orientação de ferramenta de perfuração, sendo que o método compreende adicionalmente: transmitir um terceiro sinal transmitido do terceiro transmissor; receber, com o receptor, um terceiro sinal recebido do terceiro sinal transmitido; e determinar, com o processador, a característica de perfuração do primeiro sinal recebido, do segundo sinal recebido e do terceiro sinal recebido com o uso de pelo menos uma dentre (i) a primeira profundidade, a segunda profundidade e a terceira profundidade e (ii) a primeira orientação de ferramenta de perfuração, a segunda orientação de ferramenta de perfuração e a terceira orientação de ferramenta de perfuração.

15. Método, de acordo com qualquer uma das reivindicações 9 a 14, caracterizado por a ferramenta de perfuração de fundo de poço compreender adicionalmente um sensor de avaliação de formação, sendo que o método compreende adicionalmente: fornecer, com o sensor de avaliação de formação, dados de avaliação de formação; e criar, com o processador, uma imagem baseada na profundidade a partir dos dados de avaliação de formação com o uso da característica de perfuração.