BRPI0716869A2 - Método e aparelho para logging de poço de indução e produção de imagens combinados - Google Patents

Description

Relatório Descritivo da Patente de Invenção para "MÉTODO E APARELHO PARA REGISTRO DE DADOS DE POÇO DE INDUÇÃO E PRODUÇÃO DE IMAGENS COMBINADOS".

ANTECEDENTES DA DESCRIÇÃO Campo da Descrição

A presente invenção refere-se a métodos de investigação de poço de furo descendente e, em particular, para estudar a distribuição de resistividade de uma formação que circunda uma perfuração de poço. Descrição da Técnica Relacionada Instrumentos de registro de dados de resistividade de indução

eletromagnética de poço são bem conhecidos na técnica. Instrumentos de registro de dados de resistividade de indução eletromagnética de poço são usados para determinara condutividade elétrica, e seu inverso, resistividade, de formações de terra penetradas por uma perfuração de poço. A condutivi- dade de formação foi determinada baseada nos resultados de medição do campo magnético de correntes de Foucault que o instrumento induz na for- mação adjacente ao perfuração de poço. A condutividade elétrica é usada para, dentre outras coisas, inferir o conteúdo fluido das formações de terras. Tipicamente, condutividade menor (resistividade maior) está associada com formações de terra de produção de hidrocarboneto. Os princípios físicos de registro de dados de indução eletromagnética de poço são bem descritos, por exemplo, em J.H. Moran e K.S. Kinz, Basic Theory of Induction Registro de dados and Application to Study of Two-Coil Sondes, Geophysics, vol.27, N0. 6, parte 1, pp. 829-858, Society of Exploration Geophysicists, Dezembro de 1962. Muitos aperfeiçoamentos e modificações em instrumentos de resis- tividade de indução eletromagnética descritos acima na referência de Moran e Kutz, acima, foram planejados, alguns dos quais são descritos, por exem- plo, na Patente U.S. N0. 4.837.517 emitida para Barber, na Patente U.S., N0. 5.157.605 emitida para Chandler e outros e na Patente U.S. N0. 5.600.246 emitida para Fanini e outros.

A ferramenta de registro de dados de resistividade de indução geofísica convencional de poço é uma sonda adequada para descer dentro do perfuração de poço e compreende uma seção de sensor contendo um transmissor e receptor e outro equipamento primariamente elétrico para me- dir dados para inferir os parâmetros físicos que caracterizam a formação. A seção de sensor, ou mandril, compreende transmissores de indução e re- ceptores posicionados ao longo do eixo de instrumento, dispostos na ordem de acordo com especificações de instrumento ou ferramenta particulares. O equipamento elétrico gera uma voltagem elétrica para ser aplicada adicio- nalmente a uma bobina de indução de transmissor, condiciona os sinais vin- do das bobinas de indução do receptor, processa a informação obtida, e ar- mazena ou por meio de telemetria, envia os dados para a superfície terrestre através de um cabo de linha de cabos elétricos usado para descer a ferra- menta na perfuração de poço.

Técnicas de registro de dados de indução convencionais de po- ço empregam bobinas enroladas em um mandril de isolamento. Uma ou mais bobinas de transmissor são energizadas por uma corrente alternada. O campo magnético oscilante produzido por esta disposição induz correntes nas formações que são quase proporcionais à condutividade das formações. Estas correntes, por sua vez, contribuem para uma voltagem induzida em uma ou mais bobinas de receptor. Selecionando somente o componente de voltagem que está em fase com a corrente do transmissor, pode ser obtido um sinal que é aproximadamente proporcional à condutividade da formação. Em um aparelho de registro de dados de indução convencional, a bobina de transmissor e a bobina de receptor básicas têm eixos que são alinhados com o eixo longitudinal do dispositivo de registro de dados de poço. (por simplici- dade de explicação, será assumido que o eixo do perfuração de poço está alinhado com o eixo do dispositivo de registro de dados, e que este eixo de- fine uma direção vertical. Assim, as bobinas de transmissão e receptor ali- nhados com o eixo longitudinal são "orientadas verticalmente"). Esta dispo- sição tende a induzir circuitos de corrente secundários nas formações que são concêntricas com as bobinas de recepção e transmissão verticalmente orientadas. As medições de condutividade resultantes são indicativas da condutividade (ou resistividade) das formações circundantes. Algumas for- mações podem exibir perfis de condutividade anisotrópicos, tal que a condu- tividade medida em uma direção vertical é diferente da condutividade medi- da em uma direção horizontal. Esta condutividade anisotrópica pode ser de- tectada usando bobinas adicionais orientadas ao longo de eixos diferentes do eixo vertical.

Um aparelho de registro de dados de indução de múltiplos com- ponentes permite obter dados relacionados a ambas as resistividades verti- cal e horizontal e é conhecido na indústria. Tipicamente, tal aparelho contém um conjunto de bobinas de indução orientadas em certas direções distribuí- das ao longo do sensor (o mandril) em disposições ou sistemas especiais. Uma disposição típica tem três bobinas de transmissor, com uma vertical- mente orientada e duas orientadas transversalmente (orientadas no plano perpendicular ao eixo longitudinal). Tipicamente, estas bobinas definem um sistema ortogonal e podem produzir campos magnéticos substancialmente orientados ao longo dos eixos x, y e z, onde o eixo ζ freqüentemente se refe- re ao eixo vertical. Este sistema orientado verticalmente irradia um campo primeiramente ao longo da direção longitudinal e mede a resposta da forma- ção na direção coaxial com o eixo longitudinal da ferramenta. Em geral, em uma perfuração de poço vertical, este sistema obtém medições quanto à resistividade horizontal da formação. Alternadamente, um sistema radial- mente orientado (transverso) irradia um campo orientado primeiramente na direção radial e em geral obtém medições quanto à resistividade vertical da formação.

É conhecido que devido ao aspecto específico do desenho de instrumentos de registro de dados de poço, o mandril freqüentemente serve como um elemento de suporte de carga. O mandril mantém a integridade da ferramenta, carrega a carga introduzida pelas ferramentas fixadas abaixo do instrumento de indução, suporta um torque significante, etc. Todas as exi- gências acima mencionadas precisam usar um número significante de com- ponentes de metal no mandril. Estes componentes de metal fornecem uma trajetória condutora através do sensor para instrumentos elétricos separados em localizações acima e abaixo da ferramenta. A presença de corpos metá- Iicos na seção de sensor leva a correntes axiais indesejadas nestas partes metálicas e o aparecimento de erros sistemáticos na resposta do instrumen- to. Estes erros sistemáticos são freqüentemente chamados um "desvio". Mé- todos para tratar destes desvios são discutidos, por exemplo, na Patente U.S, N0. 6.586.939 par Fanini e outros, tendo o mesmo cessionário que a presente descrição. Embora o problema de desvio seja grave para sistemas radiais, é quase insignificante para sistemas verticais.

Outra questão de medição encontrada em registro de dados de indução é chamada um "efeito de perfuração de poço" e afeta o desempe- nho de ferramentas de indução através de um fluxo de corrente induzida que está próxima à superfície do mandril. Estas correntes são magneticamente induzidas ou criadas por uma diferença potencial entre as partes eletrônicas de ferramenta superior e inferior devido ao fato destas partes serem expos- tas a lama condutiva. Os campos magnéticos gerados pela corrente induzida freqüentemente mascaram respostas úteis da formação. O efeito de perfura- ção de poço pode ser suprimido reduzindo estas correntes induzidas. Tam- bém, o pós-processamento de software especial, tal como focalização de multifrequência (MFF), pode ser usado para ser responsável pelo efeito de perfuração de poço. A Patente U.S. N0. 6.573.722 e 6.624.634, para Rosthal e outros, discutem métodos para reduzir o efeito de perfuração de poço e incluem, dentre outras coisas, fornecer uma contra-corrente para a corrente induzida, fornecendo uma trajetória alternada para a corrente induzida, e usando uma técnica de superposição.

Ferramentas de indução, incluindo HDIL (Registro de dados de Indução de Alta Definição) que emprega múltiplos receptores verticalmente orientados e registro de dados de indução de sistema (AIL) tendo transmis- sores e receptor orientados em múltiplas direções, têm sido conhecidas por encontrar o efeito de perfuração de poço na presença de lama condutiva. Se a corrente induzida flui inteiramente na lama condutiva, os efeitos tendem a se anular. No entanto, onde uma parte significante da corrente induzida pas- sa através da formação e a lama é muito mais condutiva que a formação, então este efeito de perfuração de poço pode se tornar significante. Em ge- ral, o efeito de perfuração de poço ocorre em um mandril descentralizado na perfuração de poço, tal que um afastamento se apresenta entre o mandril e a formação.

Focalização de multifrequência (MFF) é uma maneira eficiente de aumentar a profundidade de investigação para ferramentas de registro de dados eletromagnético. As técnicas MFF suprimem parte significante do si- nal medido. Portanto, reduzir o efeito de perfuração de poço e importante no teste de MFF bem como teste de ferramenta axial tradicional.

A corrente induzida pode exibir uma distribuição de densidade de corrente não uniforme na superfície metálica do mandril. Assim, para ob- ter uma medição correta tipicamente exige uma quantidade significante de dados auxiliares (posição de ferramenta, formato do perfuração de poço, perfil de invasão, etc.).Determinar a medição correta é desejado para cálcu- los subsequentes, tal como modelagem em 3D reforçada de resposta e in- versão de ferramenta esperada.

O problema do efeito de perfuração de poço pode ser minimiza- do se esta distribuição de corrente induzida é conhecida ou medida. Assim, existe a necessidade de ser responsável pelos efeitos de correntes induzi- das de medições de mandril de metal obtidas em uma perfuração de poço com lama condutiva. A descrição presente trata desta necessidade. SUMÁRIO DA DESCRIÇÃO

Uma modalidade da descrição é um aparelho para avaliar uma formação de terra. O aparelho inclui um mandril transportado em uma perfu- ração de poço na formação de terra. Uma antena transmissora está disposta no mandril, a ativação da antena transmissora produzindo um campo ele- tromagnético em uma região que circunda a antena. Uma antena receptora produz uma saída responsiva a uma primeira corrente gerada pelo campo eletromagnético na formação e a uma segunda corrente gerada pelo campo eletromagnético na perfuração de poço. Uma pluralidade de eletrodos no mandril tem voltagens indicativas de uma distribuição da segunda corrente. O mandril pode incluir uma seção superior e uma seção inferior com a ante- na transmissora disposta entre a seção superior e a seção inferior. A antena transmissora pode ter um eixo orientado a um ângulo diferente de zero com o eixo longitudinal do perfuração de poço. Os eletrodos podem incluir um primeiro conjunto de eletrodos na seção superior e um segundo conjunto de eletrodos na seção inferior. Pode existir um terceiro conjunto de eletrodos na seção superior e um quarto conjunto de eletrodos na seção inferior, os ter- ceiro e quartos conjuntos de eletrodos separados dos primeiro e segundo conjuntos de eletrodos. O aparelho pode ainda incluir um dispositivo que mede um afastamento do mandril de uma parede do perfuração de poço. O aparelho pode ainda incluir um processador que usa as medições de afas- tamento, as voltagens da pluralidade de eletrodos e a saída da antena re- ceptora para estimar um parâmetro de resistividade da formação de terra. O processador pode estimar o parâmetro de resistividade usando um modelo baseado nas voltagens da pluralidade de eletrodos. O aparelho pode ainda incluir um processador configurado para usar uma saída dos terceiro e quar- to conjuntos de eletrodos para produzir uma imagem da formação de terra. O aparelho pode incluir um dispositivo de transporte que transporta o mandril dentro do perfuração de poço. O dispositivo de transporte pode ser uma li- nha de cabos elétricos, um tubular de perfuração, ou um arame.

Outra modalidade da descrição é um método para avaliar uma formação de terra. O método inclui ativar uma antena transmissora em um mandril transportado em uma perfuração de poço na formação de terra e produzir um campo eletromagnético em uma região que circunda a antena. O método ainda inclui usar uma antena receptora e produzir uma saída res- ponsiva a uma primeira corrente gerada pelo campo eletromagnético na for- mação e a uma segunda corrente gerada pelo campo eletromagnético na perfuração de poço. O método ainda inclui usar uma pluralidade de eletrodos no mandril para fornecer uma voltagem indicativa de uma distribuição da segunda corrente. A antena pode ser posicionada entre uma seção superior do mandril e uma seção inferior do mandril. O método pode ainda incluir ori- entar a antena transmissora a um ângulo diferente de zero com um eixo lon- gitudinal do perfuração de poço.

Outra modalidade da descrição é um meio legível por computa- dor para uso com um aparelho para avaliar uma formação de terra. O apare- lho inclui um mandril transportado em uma perfuração de poço na formação de terra, uma antena transmissora no mandril que produz um campo eletro- magnético em uma região que circunda a antena, uma antena receptora que produz uma saída responsiva a uma primeira corrente gerada pelo campo eletromagnético na formação e a uma segunda corrente gerada pelo campo eletromagnético na perfuração de poço; e uma pluralidade de eletrodos no mandril que tem voltagens indicativas de uma distribuição da segunda cor- rente. O meio inclui instruções que permitem um processador usar a volta- gem da pluralidade de eletrodos e a saída da antena receptora para estimar um parâmetro de resistividade da formação de terra. O meio legível por má- quina pode incluir uma ROM, uma EPROM, uma EAROM, uma memória flash e um disco ótico. BREVE DESCRIÇÃO DOS DESENHOS Para entendimento detalhado da presente descrição, devem ser

feitas referências à descrição detalhada seguinte de uma modalidade exem- plar, tomada em conjunto com os desenhos anexos, em que elementos i- guais foram fornecidos com numerais iguais, em que:

a figura 1 (técnica anterior) mostra um diagrama esquemático de um sistema de perfuração com uma coluna de perfuração suportando uma montagem de perfuração transportada em uma perfuração de poço para per- furar e medir o furo de poço;

a figura 2 (técnica anterior) mostra a configuração de bobinas de transmissor e receptor no instrumento de registro de dados de indução 3DExplorer® (3DEX®) de Baker Hughes;

a figura 3 mostra uma montagem de transmissor radial exemplar localizada em um mandril centrado dentro de uma perfuração de poço;

a figura 4 mostra um fluxo de corrente induzida exemplar afetado por uma trajetória de corrente através de uma formação; a figura 5 mostra um mandril tendo bandas superior e inferior de

botões de medição para obter medições da corrente induzida;

a figura 6 mostra múltiplas bandas de botão distribuídas ao Ion- go do mandril que circunda a bobina de transmissor radial para obter medi- ções de retorno de corrente e queda de voltagem relacionadas à corrente induzida;

a figura 7 mostra um circuito exemplar para obter medições rela- cionadas com a corrente induzida; e

a figura 8 é um fluxograma ilustrando algumas etapas de uma modalidade da presente descrição. DESCRIÇÃO DETALHADA DA DESCRIÇÃO

O aparelho e método da presente descrição é discutido com re- ferência a uma implementação de medição durante perfuração em que a ferramenta de registro de dados é conduzida em um tubular de perfuração. Este não deve ser construído como uma limitação: a presente descrição po- de também ser usada em implementações de linha de cabos elétricos. A figura 1 mostra um diagrama esquemático de um sistema de perfuração 10 com uma coluna de perfuração 20 suportando uma montagem de perfuração 90 (também referida como a montagem de furo de fundo, ou "BHA") condu- zida em um "furo de poço" ou "perfuração de poço" 26 para perfurar o furo de poço. O sistema de perfuração 10 inclui um guindaste convencional 11 montado em um piso 12 que suporta uma mesa rotativa 14 que é rodada por um motor primário tal como um motor elétrico (não mostrado) em uma velo- cidade rotacional desejada. A coluna de perfuração 20 inclui uma tubulação tal como um tubo de perfuração 22 ou uma tubulação espiralada se esten- dendo descendentemente a partir da superfície para dentro do perfuração de poço 26. A coluna de perfuração 20 é empurrada dentro do furo de poço 26 quando o tubo de perfuração 22 é usado como a tubulação. Para aplicações de tubulação espiralada, um injetor de tubulação, tal como um injetor (não mostrado),no entanto, é usado para mover a tubulação de uma fonte do mesmo, tal como um carretei (não mostrado), para o furo de poço 26. A bro- ca de perfuração 50 fixada na extremidade da coluna de perfuração rompe as formações geológicas quando é rodada para perfurar o perfuração de poço 26. Se um tubo de perfuração 22 é usado, a coluna de perfuração 20 é acoplada a uma máquina de tração 30 por meio de uma junta Kelly 21, um anel livre 28, e a linha 29 através de uma polia 23. Durante as operações de perfuração, a máquina de tração 30 é operada para controlar o peso na bro- ca, que um parâmetro importante que afeta a taxa de penetração. A opera- ção da máquina de tração é bem conhecida na técnica e assim não é descri- ta em detalhe aqui.

Durante as operações de perfuração, um fluido de perfuração adequado 31 de um fosso de lama (fonte) 32 é circulado sob pressão atra- vés de um canal na coluna de perfuração 20 por uma bomba de lama 34. O fluido de perfuração passa da bomba de lama 34 para dentro da coluna de perfuração 20 por meio de um amortecedor (não mostrado), linha de fluido 38 e junta Kelly 21. O fluido de perfuração 31 é descarregado no fundo do perfuração de poço 51 através de uma abertura na broca de perfuração 50. O fluido de perfuração 31 circula furo acima através o espaço anular 27 en- tre a coluna de perfuração 20 e o perfuração de poço 26 e retorna para o fosso de lama 32 por meio de uma linha de retorno 35. O fluido de perfura- ção atua para Iubrificar a broca de perfuração 50 e carregar cortes ou aparas de perfuração de poço para longe da broca de perfuração 50. Um sensor Si tipicamente colocado na linha 38 fornece informação sobre a taxa de fluxo de fluido. Um sensor de torque de superfície S2 e um sensor S3 associado com a coluna de perfuração 20 respectivamente fornecem informação sobre o torque e velocidade rotacional da colina de perfuração. Adicionalmente, um sensor (não mostrado) associado com a linha 29 é usado para fornecer a carga de gancho da coluna de perfuração 20.

Em uma modalidade da descrição, a broca de perfuração 50 é rodada rodando somente o tubo de perfuração 22. Em outra modalidade da descrição, o motor de furo descendente 55 (motor de lama) está disposto na montagem de perfuração 90 para rodar a broca de perfuração 50, e o tubo de perfuração 22 é rodado usualmente para suplementar a energia rotacio- nal, se exigida, e para efetuar mudanças na direção de perfuração. Em uma modalidade exemplar da figura 1, o motor de lama 55 é

acoplado à broca de perfuração 50 por meio de um eixo de acionamento (não mostrado) disposto em uma montagem de mancai 57. O motor de lama roda a broca de perfuração 50 quando o fluido de perfuração 31 passa atra- vés do motor de lama 55 sob pressão. A montagem de mancai 57 suporta as forças radial e axial da broca de perfuração. Um estabilizador 58 acoplado na montagem de mancai 57 atua como um centralizador para a parte mais inferior da montagem de motor de lama.

Em uma modalidade da descrição, um módulo sensor de perfu- ração 59 é colocado perto da broca de perfuração 50. O módulo de sensor de perfuração contém sensores, conjunto de circuitos e software e algorit- mos de processamento relacionados aos parâmetros de perfuração dinâmi- ca. Tais parâmetros tipicamente incluem rechaço de broca, deslizamento de bastão da montagem de perfuração, rotação para trás, torque, choques, pressão de fundo de furo e coroa anular, medições de aceleração e outras medições da condição de broca de perfuração. Uma telemetria adequada ou sub de comunicação 72 usando, por exemplo, telemetria de dois sentidos, é também fornecido como ilustrado na montagem de perfuração 90. O módulo de sensor de perfuração processa a informação de sensor e transmite para a unidade de controle de superfície 40 por meio do sistema de telemetria 72.

O sub de comunicação 72, uma unidade de energia 78 e uma ferramenta MWD 79 são todos conectados em tandem com a coluna de per- furação 20. Subs flexíveis, por exemplo, são usados para conectar a ferra- menta MWD 79 na montagem de perfuração 90. Tais subs e ferramentas formam a montagem de perfuração de furo de fundo 90 entre a coluna de perfuração 20 e a broca de perfuração 50. A montagem de perfuração 90 faz várias medições incluindo as medições de ressonância magnética nuclear pulsada enquanto o perfuração de poço 26 está sendo perfurado. O sub de comunicação 72 obtém os sinais e medições e transfere os sinais usando telemetria de dois sentidos, por exemplo, para ser processados na superfí- cie. Alternativamente, os sinais podem ser processados usando um proces- sador de furo descendente na montagem de perfuração 90. A unidade de controle de superfície ou processador 40 também

recebe sinais de outros sensores e dispositivos de furo descendente por meio do sensor 43 colocado na linha de fluido 38 e sinaliza a partir dos sen- sores S1-S3 e outros sensores usados no sistema 10 e processa tais sinais de acordo com instruções programadas fornecidas para a unidade de contro- le de superfície 40. A unidade de controle de superfície 40 mostra os parâ- metros de perfuração desejados e outra informação em um mostra- dor/monitor 42 utilizado por um operador para controlar as operações de per- furação. A unidade de controle de superfície 40 tipicamente inclui um compu- tador ou um sistema de processamento baseado em microprocessador, memória para armazenar programas ou modelos e dados, um gravador para registrar dados, e outros periféricos. A unidade de controle 40 é tipicamente adaptada para ativar alarmes 44 quando certas condições de operação in- seguras ou indesejáveis ocorrem.

A figura 2 (técnica anterior) mostra a configuração de bobinas de transmissor e receptor no instrumento de registro de dados de indução 3DExplorer® (3DEX®) de Baker Hughes. Três transmissores ortogonais 201, 203 e 205 que são referidos como os transmissores Tx, Tz e Ty são coloca- dos na ordem mostrada. Os três transmissores induzem campos magnéticos em três direções espaciais. Os subscritos (x, y, z) indicam um sistema orto- gonal substancialmente definido pelas direções da normal às bobinas dos transmissores. O eixo ζ é escolhido para estar ao longo do eixo longitudinal da ferramenta, enquanto o eixo χ e o eixo y estão em direções mutuamente perpendiculares que se encontram no plano transverso ao eixo. Correspon- dendo a cada transmissor 201, 203 e 205 estão receptores associados 207, 209 e 211, referidos como receptores Rx, Ry e Rz,alinhados ao longo do sis- tema ortogonal definido pelas normais do transmissor, colocados na ordem mostrada. Rx, Ry e R2 são responsáveis por medir os campos magnéticos correspondentes Hxx, Hzz e Hyy. Dentro deste sistema para nomear os cam- pos magnéticos, o primeiro índice indica a direção do transmissor e o se- gundo índice indica a direção do receptor. Assim, Hxx por exemplo indica a resposta de campo devido a um campo gerador pelo transmissor Tx e regis- trado no receptor Rx. Em adição, os receptores Ry e Rz podem medir dois componentes cruzados, Hxy e Hxz, do campo magnético produzido pelo transmissor Tx (201). Esta modalidade da descrição é operável em modos de freqüência única ou de múltiplas freqüências. Deve ainda ser notado que a descrição aqui com as bobinas ortogonais e um dos eixos paralelos ao eixo de ferramenta é para propósitos ilustrativos somente. Componentes adicio- nais poderiam ser medidos, e, em particular, as bobinas poderiam ser incli- nadas a um ângulo diferente de 0° ou 90° com o eixo de ferramenta, e além do mais, não precisam ser ortogonais; na medida em que as medições po- dem ser "rodadas" ou "projetadas" em três eixos ortogonais, a metodologia do aparelho é aplicável. Medições podem também ser feitas em uma plurali- dade de freqüências, e/ou em uma pluralidade de distâncias de transmissor- receptor.

A figura 3 mostra uma montagem de transmissor radial exemplar em um mandril centrado dentro doe uma perfuração de poço. O transmissor radial 304 está disposto entre uma parte de mandril superior 301 e uma par- te de mandril inferior 302. As partes de mandril superior e inferior são expos- tas à lama de perfuração condutiva 310. O transmissor radial 304 compre- ende uma antena (quadro condutivo) tendo uma normal 306 orientada subs- tancialmente perpendicular ao eixo longitudinal do mandril, O quadro condu- tivo é conectado ao equipamento elétrico (não mostrado). O transmissor ra- dial é ativado quando o equipamento elétrico gera uma corrente, tipicamente uma corrente alternada, através do quadro. A corrente gerada em transmis- sor radial 304 cria um campo magnético na região circundante. Quando o campo magnético penetra na formação 315, a formação gera um campo magnético induzido por si mesmo que é representativo das propriedades da formação. Este campo magnético induzido é então registrado. Em adição à resposta de formação, é gerada uma corrente induzida que pode dar origem ao efeito de perfuração de poço acima mencionado. No exemplo da figura 3, a corrente induzida compreende uma corrente induzida 307 que flui da parte de mandril superior 301 para a parte de mandril inferior 302 e a corrente in- duzida 309 que flui da parte de mandril inferior 302 para a parte de mandril superior 301. As correntes 307 e 309 combinam para dar origem a uma cor- rente circulante. Esta corrente é mostrada circulando em uma direção horá- ria para propósitos ilustrativos somente. A corrente circulante pode ser tanto magneticamente induzida quanto criada por uma diferença de potencial en- tre as partes de mandril superior e inferior sendo expostas á lama 310. A figura 3 mostra um caso ótimo em que a ferramenta é centralizada dentro do perfuração de poço. Na ilustração da figura 3, as correntes induzidas 307 e 309 fluem inteiramente através da lama 310 sem qualquer trajetória de cor- rente atravessando a formação 315. Portanto, as magnitudes cãs correntes 307 e 309 são aproximadamente iguais, e a corrente induzida final assim é substancialmente zero.

A figura 4 mostra um fluxo de corrente induzida exemplar afeta- da por uma trajetória de corrente através de uma formação. O mandril e- xemplar da figura 4 é descentralizado na perfuração de poço. Devido à pro- ximidade do mandril em uma face de perfuração de poço, a corrente que flui para cima 409 se desloca pelo menos em parte através da formação 315 enquanto a corrente que flui para baixo 407 se desloca dentro da lama 310. Para uma lama condutiva e formação resistiva, a magnitude da corrente que flui para baixo é maior que a magnitude da corrente que flui para cima. As- sim, existe um fluxo de corrente final estabelecido da parte de mandril supe- rior para a parte de mandril inferior. Como mostrado na figura 4, a corrente induzida retorna ao mandril em áreas 412 que são em geral localizadas logo acima e abaixo das bobinas de transmissor ao longo do perímetro do man- dril. A densidade de corrente no mandril na área de retorno é em geral não simétrica.

Para recuperar os resultados corretos sobre a propriedade de formação na presença da corrente induzida, uma quantidade significante de dados auxiliares (posição de ferramenta, formato de perfuração de poço, perfil de invasão, etc.) podem ser úteis para modelagem em 3D adicional- mente de resposta de ferramenta esperada e obtendo uma inversão segura. O problema de modelagem se torna menos severo se esta distribuição de corrente de mandril fosse conhecida ou medida. Isto é discutido a seguir. A figura 5 mostra uma modalidade da descrição presente com

um mandril tendo bandas superior e inferior de botões de medição (eletro- dos). Estes botões são usados para obter medições relacionadas à corrente induzida. Uma banda de medição superior 501 circunda o mandril superior ao longo de seu perímetro logo acima da bobina de transmissor radial. Uma banda de medição inferior 503 circunda o mandril inferior ao longo de seu perímetro logo abaixo da bobina de transmissor radial. Cada banda compre- ende um conjunto de botões de medição, tais como botões exemplares 520, 522, 524, para realizar uma medição elétrica. Estes botões estão localizados na área de retorno de corrente da corrente de mandril (por exemplo, áreas 412 na figura 4). Cada um destes botões de medição de corrente é eletrica- mente separado do mandril de metal através de um dispositivo de impedân- cia de modo a afetar minimamente a magnitude da corrente induzida. Em um aspecto, este dispositivo de impedância pode ser um resistor pequeno. A queda de voltagem através de cada um destes botões pode ser medida por meio de dispositivos eletrônicos de condicionar e processar sinal. Medir a queda de voltagem permite construir um perfil de distribuição de corrente de mandril Estes dados obtidos podem ser usados como uma entrada adicional para cálculos subsequentes, tais como modelagem e inversão de resposta de ferramenta.

Em outra modalidade da descrição, bandas de botão adicionais distribuídas ao longo do mandril do instrumento são usadas para permitir geração de imagens de condutividade superficial durante operações de MWD onde o afastamento é pequeno comparado com aplicações de linha de cabos elétricos. A figura 6 mostra múltiplas bandas de botão distribuídas ao longo do mandril circundando uma bobina de transmissor radial para obter medições de retorno de corrente e queda de voltagem relacionadas à cor- rente induzida. O conjunto de bandas de botão compreende uma primeira banda de medição superior 501 que circunda o mandril superior ao longo de seu perímetro acima da bobina de transmissor radial e uma segunda banda de medição superior 505 entre a bobina de transmissor e a primeira banda superior 501. A segunda banda superior 505 é separada da primeira banda de medição superior por um isolante 601.

O conjunto inferior de bandas de botão compreende uma primei- ra banda de medição inferior 503 circundando o mandril inferior ao longo de seu perímetro abaixo da bobina de transmissor radial e uma segunda banda de medição inferior 507 entre a bobina de transmissor e a primeira banda de medição inferior 503. A segunda banda de medição inferior é separada da primeira banda de medição inferior por um isolante 602. Em um aspecto, as bandas externas localizadas acima 501 e abaixo 503 da bobina de indução radial podem ser enchidas com botões de retorno de corrente para medir uma corrente, tal como a corrente de perfuração de poço 607, e as bandas internas 505 e 507 podem ser feitas com botões de impedância de entrada alta para permitir a medição de uma diferença de potencial das partes de mandril superior e inferior. As bandas de botão adicionais distribuídas ao longo do mandril adicionalmente permitem a geração de imagens de condu- tividade superficial que pode fornecer vantagens práticas primeiramente em aplicações de medição durante a perfuração (MWD) em que os afastamen- tos são insignificantes. Aqueles versados na técnica e tendo o benefício da presente

descrição reconheceriam que em poços com fluido de perfuração de poço condutivo onde a condutividade da lama pe maior que a condutividade da formação, as bandas 505 e 507 forneceriam pouca informação sobre a ima- gem da formação porque a diferença de potencial na parede do perfuração de poço seria dominada pela lama. Os dados de 505 e 507 seriam úteis em identificar a excentricidade da ferramenta e podem ser usados em proces- samento adicional. Por outro lado, em poços com a lama não condutiva, as bandas 505 e 507 forneceriam uma imagem de formação confiável.

A figura 7 mostra um conjunto de circuitos exemplar 700 para obter medições relacionadas à corrente induzida. O conjunto de circuitos compreende um amplificador operacional 705 no qual os botões de medição 701 e 702, que podem ser botões de medição de voltagem ou botões de medição de corrente, são eletricamente conectados e fornecem entrada. Os resistores 707 e 709 impedem os botões de medição 701 e 702 respectiva- mente de conduzir para o solo. Em um aspecto, o amplificador operacional 705 pode ser usado como amplificador de diferencial de impedância de en- trada alta. Para fornecer impedância de entrada alta de botão interno, cada dois (ou mais) botões em uma banda podem ser conectados ao amplificador de diferencial. Em outro aspecto, a saída 709 do amplificador operacional 705 pode ser usada, por exemplo, para medir uma propriedade elétrica, tal como diferença de potencial, a ser usada em processamento e cálculos sub- sequentes 712. O conjunto de circuitos da figura 7 é útil com os eletrodos das bandas 501 e 503. Os eletrodos de bandas 505, 507 têm alta impedân- cia para começar, e portanto o conjunto de circuitos da figura 7 poderia ser usado sem os resistores.

Usando o aparelho e método da presente descrição, é assim possível obter uma medição do fluxo de correntes no mandril (ou na perfura- ção de poço). As correntes medidas podem ser emitidas para um dispositivo adequado tal como um dispositivo de mostrador ou para um dispositivo de memória e usadas para processamento adicional. A corrente pode então ser usada para modelar uma resposta avançada e então inverter as medições de indução para obter parâmetros da formação de terra tais como resistivi- dade vertical e horizontal (ou condutividade) espessura de camada, etc. Isto é mostrado esquematicamente na figura 8.

Uma bobina de transmissor é ativada 801. Esta pode ser uma bobina transversa ou poderia também ser uma bobina vertical orientada ao longo do eixo z. Concorrentemente com a ativação da bobina de transmis- sor, medições de afastamento podem ser feitas 803. Para aplicações de li- nha de cabos elétricos, um calibrador acústico ou mecânico pode ser usado. Para aplicações MWD, o afastamento pode ser inferido a partir das posições relativas das lâminas estabilizadoras. Usando o aparelho descrito acima, as correntes de mandril são medidas 807. Usando as correntes de mandril e o afastamento, a modelagem avançada de correntes na formação de terra po- de ser feita 809. O modelo avançado é então usado para inverter 811 os si- nais recebidos 805 em uma antena receptora transversa ou vertical. Os si- nais recebidos são responsivos a correntes induzidas na formação e na per- furação de poço pela ativação da antena transmissora. Os resultados da in- versão incluem resistividades de formação vertical e horizontal e podem ain- da ser usados para interpretar parâmetros petrofísicos tais como aqueles descritos na Patente US 6470274 para Mollison e outros, Patente US 6493632 para Mollison e outros, Patente US 6711502 parta Mollison e ou- tros, US6686736 para Schoen e outros, tendo o mesmo cessionário que a descrição presente e os conteúdos das mesmas são incorporados aqui por referência. Os resultados da invenção descritos aqui podem ser enviados para um dispositivo adequado tal como um dispositivo de mostrador ou um dispositivo de memória para processamento posterior. Similarmente, os re- sultados da interpretação petrofísica podem também ser enviados a um dis- positivo adequado tal como um dispositivo de mostrador ou um dispositivo de memória para processamento posterior.

A operação do transmissor e receptores pode ser controlada pelo processador de furo descendente e/ou processador de superfície. Im- plícito no controle e processamento dos dados é o uso de um programa de computador implementado em uma meio legível por máquina adequado que permite que o processador realize o controle e o processamento. O meio legível por máquina pode incluir ROMs, EPROMs, EAROMs, Memórias Fla- sh e Discos Óticos.

Enquanto a descrição precedente é direcionada para as modali- dades preferidas da descrição, várias modificações serão evidentes para aqueles versados na técnica. É pretendido que todas as variações dentro do escopo e espírito das reivindicações anexas sejam abrangidas pela descri- ção precedente.

Claims (23)

1. Aparelho para avaliar uma formação de terra, o aparelho compreendendo: (a) um mandril configurado para ser transportado em uma perfu- ração de poço na formação de terra; (b) uma antena transmissora no mandril configurada para produ- zir um campo eletromagnético em uma região que circunda a antena; (c) uma antena receptora configurada para produzir uma saída responsiva a uma primeira corrente gerada pelo campo eletromagnético na formação e a uma segunda corrente gerada pelo campo eletromagnético na perfuração de poço; e (d) uma pluralidade de eletrodos no mandril configurados para ter voltagens indicativas de uma distribuição da segunda corrente.

2. Aparelho, de acordo com a reivindicação 1, em que o mandril compreende uma seção superior e uma seção inferior, e em que a antena transmissora está disposta entre a seção superior e a seção inferior.

3. Aparelho,de acordo com a reivindicação 1, em que a antena transmissora tem um eixo orientado a um ângulo diferente de zero com o eixo longitudinal do perfuração de poço.

4. Aparelho, de acordo com a reivindicação 2, em que a plurali- dade de eletrodos compreende um primeiro conjunto de eletrodos na seção superior e um segundo conjunto de eletrodos na seção inferior.

5. Aparelho, de acordo com a reivindicação 4, em que a plurali- dade de eletrodos ainda compreende um terceiro conjunto de eletrodos na seção superior e um quarto conjunto de eletrodos na seção inferior, os ter- ceiro e quartos conjuntos de eletrodos separados dos primeiro e segundo conjuntos de eletrodos, respectivamente.

6. Aparelho, de acordo com a reivindicação 1, ainda compreen- dendo um dispositivo que é configurado para medir um afastamento do mandril de uma parede do perfuração de poço.

7. Aparelho, de acordo com a reivindicação 6, ainda compreen- dendo um processador configurado para usar a medição de afastamento, as voltagens da pluralidade de eletrodos e a saída da antena receptora para estimar um parâmetro de resistividade da formação de terra.

8. Aparelho, de acordo com a reivindicação 7, em que o proces- sador é configurado para estimar o parâmetro de resistividade usando um modelo baseado pelo menos em parte nas voltagens da pluralidade de ele- trodos.

9. Aparelho, de acordo com a reivindicação 5, ainda compreen- dendo um processador configurado para usar uma saída dos terceiro e quar- to conjuntos de eletrodos para produzir uma imagem da formação de terra.

10. Aparelho, de acordo com a reivindicação 1, ainda compreen- dendo um dispositivo de transporte configurado para transportar o mandril dentro do perfuração de poço.

11. Aparelho, de acordo com a reivindicação 10, em que o dis- positivo de transporte ainda compreende um dispositivo selecionado a partir de (i) uma cabo, (ii) um tubular de perfuração, e (iii) um arame.

12. Método para avaliar uma formação de terra, o método com- preendendo: (a) ativar uma antena transmissora em um mandril transportado em uma perfuração de poço na formação de terra e produzir um campo ele- tromagnético em uma região que circunda a antena; (c) usar uma antena receptora para produzir uma saída respon- siva a uma primeira corrente gerada pelo campo eletromagnético na forma- ção e a uma segunda corrente gerada pelo campo eletromagnético na perfu- ração de poço; e (d) usar uma pluralidade de eletrodos no mandril para fornecer voltagens indicativas de uma distribuição da segunda corrente.

13. Método, de acordo com a reivindicação 12, ainda compreen- dendo posicionar a antena transmissora entre uma seção superior do man- dril e uma seção inferior do mandril.

14. Método, de acordo com a reivindicação 12, ainda compreen- dendo orientar a antena transmissora a um ângulo diferente de zero com um eixo longitudinal do perfuração de poço.

15. Método, de acordo com a reivindicação 13, ainda compreen- dendo posicionar um primeiro conjunto da pluralidade de eletrodos na seção superior e um segundo conjunto da pluralidade de eletrodos na seção inferi- or.

16. Aparelho, de acordo com a reivindicação 15, ainda compre- endendo posicionar um terceiro conjunto de eletrodos na seção superior se- parado do primeiro conjunto de eletrodos, e um quarto conjunto de eletrodos na seção inferior separado do segundo conjunto de eletrodos.

17. Método, de acordo com a reivindicação 12, ainda compreen- dendo medir um afastamento do mandril de uma parede do perfuração de poço.

18. Método, de acordo com a reivindicação 17, ainda compreen- dendo usar a medição de afastamento, as voltagens da pluralidade de ele- trodos e a saída da antena receptora para estimar um parâmetro de resisti- vidade da formação de terra.

19. Método, de acordo com a reivindicação 7, em que o proces- sador estima o parâmetro de resistividade usando um modelo baseado em parte nas voltagens da pluralidade de eletrodos.

20. Método, de acordo com a reivindicação 16, ainda compreen- dendo usar uma saída dos terceiro e quarto conjuntos de eletrodos para produzir uma imagem da formação de terra.

21. Método, de acordo com a reivindicação 1, ainda compreen- dendo transportar o mandril dentro do perfuração de poço usando um dispo- sitivo selecionado de: (i) uma cabo, (ii) tubular de perfuração, e (iii) um ara- me.

22. Meio legível por computador para uso com um aparelho para avaliar uma formação de terra, o aparelho compreendendo: (a) um mandril configurado para ser transportado em uma perfu- ração de poço na formação de terra; (b) uma antena transmissora no mandril configurada para produ- zir um campo eletromagnético em uma região que circunda a antena; (c) uma antena receptora configurada para produzir uma saída responsiva a uma primeira corrente gerada pelo campo eletromagnético na formação e a uma segunda corrente gerada pelo campo eletromagnético na perfuração de poço; e (d) uma pluralidade de eletrodos no mandril configurados para ter voltagens indicativas de uma distribuição da segunda corrente; o meio compreendendo instruções que permitem um processa- dor para usar as voltagens da pluralidade de eletrodos e a saída da antena receptora para estimar um parâmetro de resistividade da formação de terra.

23. Meio legível por máquina, de acordo com a reivindicação 22, ainda compreendendo pelo menos um de: (i) uma ROM, (ii) uma EPROM, (iii) uma EAROM, (iv) uma memória flash, e (v) um disco ótico.