BRPI1011578B1

BRPI1011578B1 - método para fazer uma medição de resistividade direcional em poço, e ferramenta de medição de fundo de poço

Info

Publication number: BRPI1011578B1
Application number: BRPI1011578A
Authority: BR
Inventors: Tsili Wang
Original assignee: Schlumberger Holdings Limited
Priority date: 2009-05-08
Filing date: 2010-05-06
Publication date: 2019-12-24
Also published as: BRPI1011578A2; EP2427787B1; EP2427787A2; MX2011011703A; EP2427787A4; US8195400B2; WO2010129780A2; US20100286916A1; WO2010129780A3

Abstract

método para fazer uma medição de resistividade direcional em poço, e ferramenta de medição de fundo de poço um método (200) para fazer medições de resistividade direcional e formar uma imagem de resistividade direcional, de uma formação subterrânea (42, 44, 46), inclui o processamento (206) de uma pluralidade de medições de resistividade direcional e dos ângulos de azimute correspondentes, para calcular uma representação harmônica de primeira ordem em ângulos de azimute selecionados. uma imagem bidimensional do poço pode ser formada pela repetição do procedimento em várias profundidades medidas no poço (40) .

Description

MÉTODO PARA FAZER UMA MEDIÇÃO DE RESISTIVIDADE DIRECIONAL

EM POÇO, E FERRAMENTA DE MEDIÇÃO DE FUNDO DE POÇO

Campo da Invenção

A presente invenção se refere, em geral, a um método para formação de imagens de resistividade direcional de um poço subterrâneo. Mais especificamente, essa invenção se refere a processamento de dados direcionais de resistividade, para obter representações harmônicas de primeira ordem em ângulos de azimute selecionados para formar uma imagem de resistividade direcional da formação subterrânea.

Antecedentes da Invenção

O uso de medições elétricas em aplicações de fundo de poço da arte anterior, tais como aplicações de perfilagem durante a perfuração (LWD), medição durante a perfuração (MWD) , e de perfilagem com cabo de rede fixa, é bem conhecida. Tais técnicas são comumente utilizadas para determinar uma resistividade de formação subterrânea que, juntamente com as medições de porosidade da formação, podem ser usadas para indicar a presença de hidrocarbonetos na formação. Por exemplo, sabe-se na arte que formações porosas com uma alta resistividade elétrica muitas vezes contêm hidrocarbonetos, como petróleo bruto, enquanto formações porosas tendo uma baixa resistividade elétrica são frequentemente saturados de água. Será apreciado que os termos resistividade e condutividade são muitas vezes usados como sinônimos na arte. As pessoas de habilidade comum na arte reconhecerão facilmente que estas quantidades são recíprocas, e que uma pode ser convertida em outra, através de simples cálculos matemáticos. A menção de uma ou outra aqui é para fins de conveniência de descrição, e não se destina a um sentido de limitação.

Medições de resistividade direcional também são comumente utilizadas para fornecer informações sobre características geológicas remotas (por exemplo, leitos e camadas limite remotas) não interceptadas pela ferramenta de medição. Em aplicações de geodirecionamento, medições de resistividade direcional podem ser utilizadas na tomada de decisões sobre direcionamento para perfuração subsequente de poços. A fim de tomar corretas decisões sobre direcionamento, informações sobre os estratos, tais como os ângulos de mergulho e de direção dos limites da camada contendo óleo, e a localização e orientação relativa da coluna de perfuração nos estratos, são geralmente necessárias. Medições de resistividade direcional e, em particular, imagens de poço derivadas de tais medidas, são comumente utilizados para estimar algumas ou todas as propriedades de formação acima.

Ferramentas geradoras de imagens de poço são convencionais em aplicações com cabo de rede fixa. Tais ferramentas de rede fixa geralmente criam imagens, através do envio de grandes quantidades de dados de perfilagem azimutalmente sensíveis poço acima, através de um link de dados de alta velocidade (por exemplo, um cabo) . Além disso, tais ferramentas com cabo de rede fixa são tipicamente estabilizadas e centralizadas no furo do poço, e incluem vários (muitas vezes seis ou mais) sensores estendidos para fora a partir da ferramenta, em contato (ou de contato próximo) com a parede do poço. Será apreciado por aqueles de habilidade comum na arte, que tais arranjos a cabo de rede fixa não são adequados para aplicações típicas de LWD. Em particular, a largura de banda de comunicação com a superfície normalmente seria insuficiente durante as operações de LWD para transportar grandes quantidades de dados relacionados às imagens. Além disso, ferramentas de LWD não são geralmente centralizadas ou estabilizadas durante a operação e, portanto, exigem arranjos de sensores mais robustos.

Várias tentativas têm sido feitas para desenvolver ferramentas de LWD e métodos, que possam ser usados para fornecer imagens de várias medições de sensores azimutalmente sensíveis, relacionadas às propriedades de poço e/ou de formação. Muitas dessas tentativas fizeram uso de rotação (giro) da BHA (e, portanto, dos sensores LWD) durante a perfuração do poço. Por exemplo, Holenka e outros, na Patente dos EUA 5. 47 3. 158, revelam um método, no qual dados de sensor (por exemplo, taxa de contagem de nêutrons) são agrupados por quadrante sobre a circunferência do poço. Da mesma forma, Edwards e outros, na Patente dos EUA 6. 307. 199, Kurkoski, na Patente dos EUA 6. 584. 837, e Spross, na Patente dos EUA 6. 619. 395, divulgam métodos similares. Por exemplo, Kurkoski divulga um método para obter uma densidade azimutal compartimentada da formação. No método divulgado, contagens de raios gama são agrupadas em setores azimutais (compartimentos) normalmente cobrindo um azimute de 45 graus. Assim, um primeiro setor pode incluir dados coletados, quando o sensor é posicionado em um azimute na faixa de cerca de 0 a cerca de 45 graus, um segundo setor pode incluir dados coletados, quando o sensor é posicionado em um azimute na

faixa de cerca de 45 a	cerca de 90	graus, e	assim	por
diante.
Como	descrito	acima, um	problema	com	a
implementação	de técnicas	formadoras	de imagem	LWD é	que

técnicas formadoras de imagem, em geral, normalmente requerem grande capacidade de armazenagem e/ou de transmissão de dados. Devido à limitada largura de banda de comunicação convencional entre um BHA e a superfície, bem como limitada capacidade convencional de armazenamento de dados em fundo de poço, os dados do sensor usado para formar as imagens devem normalmente sofrer redução de quantidade significativa. Técnicas convencionais, como acima descritas, realizam tal redução na quantidade de dados, através da compartimentação dos dados do sensor em uma pluralidade de setores azimutais (também chamados de compartimentos ou compartimentos azimutais). Embora as técnicas de compartimentação tenham sido utilizadas em aplicações comerciais de LWD, ambas as imagens LWD, em tempo real e de memória, são muitas vezes grosseiras ou granuladas (e, portanto, de má qualidade), e necessitam de melhoria. Por exemplo, quando o número de compartimentos é pequeno (por exemplo, quadrantes ou octantes), a compartimentação convencional distorce fortemente os componentes de alta freqüência dos dados, o que resulta em falseamento. Quando o número de compartimentos é grande (por exemplo, 32 ou mais), pode não haver número suficiente de pontos para cada compartimento, para gerar uma saida estável (baixo ruido). Técnicas convencionais de compartimentação podem não ser, portanto, uma abordagem ideal para a formação de imagens LWD.

Mais recentemente, a Patente dos EUA comumente atribuída 7. 027. 926 de Haugland divulga uma técnica, na qual os dados de sensor LWD são convolvidos com uma função de janela unidimensional. Essa abordagem fornece vantajosamente uma melhorada resolução de imagem e rejeição de ruído, em comparação com as técnicas de compartimentação descritas anteriormente e, em particular, reduz o problema de falseamento acima mencionado. A Publicação de Patente co-pendente, comumente atribuída, dos EUA 2009/0030616 de

Sugiura descreve uma técnica de construção de imagem, na qual dados de sensor são probabilisticamente distribuídos em uma ou duas dimensões (por exemplo, azimute e profundidade medida). Essa abordagem também vantajosamente prevê uma elevada resolução de imagem e rejeição de ruido, em comparação com as técnicas de compartimentação da arte anterior. Além disso, ela ainda conserva os dados do sensor de perfilagem (ou seja, os dados não são sobre ou subamostrados durante a distribuição probabilistica), de forma que a integração dos dados distribuídos também pode fornecer uma medida de perfilagem não-azimutalmente sensível. Não obstante as melhorias divulgadas na patente '926 e na publicação '043, há ainda espaço para aperfeiçoamento adicional dos métodos formadores de imagem LWD, em particular formação de imagens de resistividade direcional.

Sumário da Invenção

De acordo com a presente invenção, portanto, é apresentado um método para fazer medições de resistividade de direção, e uma ferramenta de medição em fundo de poço, conforme descrito nas reivindicações anexas.

A presente invenção trata de um ou mais dos inconvenientes acima descritos das técnicas formadoras de imagens de poço da arte anterior. Aspectos da presente invenção incluem um método para fazer medições de resistividade direcional e formar uma imagem de resistividade direcional de uma formação subterrânea. Em uma modalidade, medições de resistividade direcional e ângulos de azimute correspondentes são adquiridos durante a perfuração, enquanto uma ferramenta de LWD gira em um poço. As medições são, então, processadas para calcular uma representação harmônica de primeira ordem em cada uma da pluralidade de ângulos de azimute. As representações harmônicas são normalmente guardadas na memória no fundo de poço e/ou transmitidas para a superfície. Uma imagem bidimensional do poço pode ser formada pela repetição do procedimento em várias profundidades medidas no poço.

Modalidades exemplares da presente invenção podem vantajosamente fornecer diversas vantagens técnicas. Por exemplo, a metodologia de representação harmônica da presente invenção tende a fornecer uma representação mais precisa do verdadeiro sinal de resistividade direcional (que normalmente é senoidal em azimute), do que a compartimentação convencional. Este é especialmente o caso, quando um pequeno número de sectores azimutais (ou compartimentos) é utilizado. Assim sendo, a invenção tende a ser vantajosa em aplicações formadoras de imagem de poço, utilizando um pequeno número de setores azimutais (tais como aplicações, em que os dados (imagem) são transmitidos à superfície substancialmente em tempo real durante a perfuração).

Além disso, a presente invenção essencialmente empilha todos os pontos de dados disponíveis feitos em uma determinada profundidade medida (ou em um intervalo de tempo predeterminado) , ao computar a representação harmônica de primeira ordem para cada setor azimutal. A invenção, portanto, tende a fornecer superior rejeição de ruído, em comparação com as técnicas de compartimentação da arte anterior. A invenção reduz ainda mais o ruído de sinal, através da remoção (matematicamente filtragem) dos harmônicos de ordem superior (que são comumente relacionados ao ruído de sinal).

Ao selecionar somente o harmônico de primeira ordem, o método de representação harmônica da presente invenção tende ainda mais vantajosamente a rejeitar polarização CC. Essa polarização CC é normalmente o resultado de desvio dos eletrônicos em fundo de poço (por exemplo, devido à mudança de temperatura e pressão durante a perfuração). A rejeição da polarização CC pode ser altamente vantajosa, uma vez que a polarização CC muitas vezes distorce severamente o padrão de resposta de uma ferramenta e, assim, engana a interpretação da resposta.

Em um aspecto, a presente invenção inclui um método para fazer uma medição de resistividade direcional. O método inclui rotação de uma ferramenta de resistividade direcional em um furo de poço, a ferramenta incluindo, pelo menos, uma antena transmissora, pelo menos, uma antena receptora axialmente espaçada e, pelo menos, um sensor de azimute. 0 método inclui ainda a realização com que a ferramenta adquira uma pluralidade de pares de dados, cada par de dados compreendendo uma medição de resistividade direcional e um ângulo de azimute correspondente, e processamento dos pares de dados adquiridos em (b) para calcular uma representação harmônica de primeira ordem em uma pluralidade de ângulos de azimute selecionados.

Em outro aspecto, a invenção inclui uma ferramenta de medição em fundo de poço. A ferramenta de medição inclui um corpo de ferramenta com um eixo longitudinal, pelo menos uma antena de transmissão instalada em torno do corpo da ferramenta, e pelo menos uma antena receptora instalada em torno do corpo da ferramenta, a antena de recepção sendo axialmente espaçada da antena transmissora. A ferramenta para fundo de poço ainda inclui um controlador configurado, para (i) fazer com que a ferramenta adquira uma pluralidade de pares de dados durante a rotação em um poço subterrâneo, cada par de dados compreendendo uma medição de resistividade direcional e um ângulo de azimute correspondente; e (ii) processar, no fundo de poço, pares de dados adquiridos em (i) para calcular uma representação harmônica de primeira ordem em uma pluralidade de ângulos de azimute selecionados.

O precedente apresentou, de forma bastante ampla as características e vantagens técnicas da presente invenção, de modo que a descrição detalhada a seguir da invenção possa ser mais bem compreendida. Características e vantagens adicionais da invenção serão descritas adiante, que formam o objeto das reivindicações da invenção. Deve ser apreciado por aqueles hábeis na arte, que a concepção e a modalidade específica divulgada podem ser facilmente utilizadas como base para modificar ou projetar outras estruturas para a realização dos mesmos fins da presente invenção. Também deve ser percebido por aqueles hábeis na arte, que tais construções equivalentes não se afastam do espírito e âmbito da invenção, conforme estabelecidos nas reivindicações anexas.

	Breve Descrição	dos	Desenhos
Para	uma compreensão	mais	completa	da presente
invenção, e	das vantagens	da	me sma, é	feita agora
referência às	seguintes descrições	tomadas em	conjunto com

os desenhos que acompanham, em que:

a Figura 1 mostra uma ferramenta LWD exemplar adequada para uso, de acordo com aspectos da presente invenção;

a Figura 2 mostra um fluxograma de uma modalidade de método exemplar, de acordo com a presente invenção;

as Figuras 3A a 3C retratam exemplos comparativos, em que a presente invenção é contrastada com compartimentação convencional.

Descrição Detalhada

A Figura 1 ilustra esquematicamente uma modalidade exemplar de uma ferramenta de resistividade direcional com perfilagem durante a perfuração 100 adequada para uso com a presente invenção em um conjunto de perfuração de petróleo ou gás no mar, geralmente indicado por 10. Na Figura 1, uma plataforma de perfuração semi-submersivel 12 é posicionada sobre uma formação de petróleo ou gás (não mostrada) disposta abaixo do fundo do mar 16. Uma canalização submarina 18 se estende do convés 20 da plataforma 12 para uma instalação da cabeça de poço 22. A plataforma pode incluir uma torre 2 6 e um aparelho de içamento 28 para levantar e abaixar a coluna de perfuração 30, que, como mostrado, se estende dentro do furo de poço 40 e inclui uma broca 32 e a ferramenta LWD de resistividade direcional 100. A ferramenta de resistividade 100 tipicamente inclui, pelo menos, uma antena transmissora 110 e, pelo menos, uma antena de recepção 120. A ferramenta pode incluir ainda um sensor de azimute 130 nela instalado.

O sensor de azimute 130 (também referido na arte como um sensor de orientação) pode incluir substancialmente qualquer sensor, que seja sensível à orientação rotacional da ferramenta 100 no poço, como um ou mais acelerômetros e/ou magnetômetros. Por exemplo, em uma modalidade exemplar, um dispositivo de levantamento magnético de alta freqüência pode ser utilizado, como divulgado na Patente dos EUA comumente atribuída 7. 414. 405. Na modalidade da Figura 1, o sensor de azimute 130 é mostrado sobre a (ou na) ferramenta de resistividade. Deverá ser apreciado que a invenção não se limita a este respeito, já que o sensor de

azimute	pode	ser	instalado substancialmente em qualquer
lugar	do	BHA.
	Deverá	ser	compreendido por aqueles de	habilidade
comum	na	arte	que	o termo azimute, como aqui	utilizado,

se refere a uma medição angular sobre a circunferência da ferramenta 100. Em particular, azimute se refere à separação angular de um ponto de interesse para um ponto de referência. O azimute é geralmente medido no sentido horário (embora a invenção não se limite a este respeito), e o ponto de referência é frequentemente o lado alto do furo de poço ou da ferramenta de medição, em relação ao campo gravitacional da Terra, ou o norte magnético. Outra marca importante usada no contexto formador de imagens do poço é o ângulo de face da ferramenta. Quando uma ferramenta de medição é usada para coletar dados formadores de imagem azimutal, o ponto da ferramenta com o sensor de medição é identificado como a face da ferramenta. O ângulo de face da ferramenta, portanto, é definido como a separação angular sobre a circunferência da ferramenta, a partir de um ponto de referência até a direção radial da face de ferramenta. No restante desse documento, os termos azimute e face de ferramenta serão usados como sinônimos embora o identificador de azimute seja usado predominantemente.

Com referência continuada à Figura 1, a modalidade exemplar da ferramenta de resistividade 100 mostrada inclui uma antena transmissora axial 110, axialmente deslocada a partir de uma antena transversal receptora 120. Essa invenção não se limita a esse respeito. Outras configurações adequadas são descritas abaixo. Como é conhecido por aqueles de habilidade comum na arte, uma corrente elétrica de tempo variável (uma corrente alternada) na antena transmissora 110 produz um campo magnético com tempo variável na formação que, por sua vez, induz correntes elétricas (correntes parasitas) na formação condutora. As correntes parasitas ainda produzem campos magnéticos secundários, que podem produzir uma resposta de tensão na antena de recepção 120. A tensão medida na antena de recepção pode ser processada, como é conhecido por aqueles de habilidade comum na arte, para obter uma medição do campo magnético secundário que, por sua vez, pode ser processada para estimar a resistividade e constante dielétrica da formação. Estas propriedades elétricas da formação ainda podem ser relacionadas ao potencial da formação contendo hidrocarbonetos.

Ferramentas de resistividade direcional comumente medem ou estimam um componente transversal (por exemplo, o componente H_zx) da radiação eletromagnética, quando a ferramenta gira no furo de poço (por exemplo, durante a perfuração). A Figura 1 mostra um arranjo exemplar para a obtenção do componente transversal H_zx, que é definido como a recepção transversal (ou seja, a recepção no modo x) de uma onda eletromagnética transmitida axialmente (uma transmissão no modo z). Deverá ser apreciado que a invenção não se limita à formação de imagens do componente transversal H_zx. Pelo contrário, a invenção pode utilizar substancialmente qualquer componente, que apresente sensibilidade azimutal adequada.

É sabido que o componente transversal H_zx (assim como outros componentes azimutalmente sensíveis) pode ser obtido, usando uma ou mais antenas convencionais de recepção transversal (por exemplo, o receptor 120 apresentado na Figura 1) . Por exemplo, as Patentes dos EUA 7. 057. 392 e 7. 414. 407 de Wang e outros ensinam um método, que emprega uma antena transmissora axial e antenas de recepção transversal, longitudinalmente espaçadas. Também é sabido que o componente transversal H_zx (assim como outros componentes azimutalmente sensíveis) pode ser obtido, usando uma ou mais antenas de transmissão e ou recepção inclinadas convencionais. Por exemplo, a Patente dos EUA 6. 181. 138 de Hagiwara ensina um método, que emprega uma antena de transmissão axial e três antenas receptoras inclinadas, circunferencialmente deslocadas. As

Patentes dos EUA 6. 969. 994 de Minerbo e outros, e 7. 202.

670 de Omeragic e outros, e 7. 382. 135 de Li e outros ensinam um método que emprega uma antena de transmissão e duas antenas de recepção inclinadas, axialmente espaçadas. As antenas de recepção são ainda circunferencialmente deslocadas, uma da outra, por um ângulo de 180 graus. As Patentes dos EUA 6. 476. 609, 6. 911. 824, 7. 019. 528, 7. 138. 803, e 7. 265. 552 de Bittar ensinam um método que emprega uma antena de transmissão axial e duas antenas inclinadas axialmente espaçadas, em que as antenas inclinadas são inclinadas na mesma direção. Deverá ser entendido que as ferramentas de fundo de poço, adequadas para uso com a presente invenção, podem, portanto, incluir uma ou mais de uma ou de ambas as antenas de transmissão e/ou recepção transversais e/ou antenas de transmissão e/ou recepção inclinadas. A presente invenção não é expressamente limitada a esse respeito.

Também será apreciado que o componente transversal H_zx (assim como outros componentes azimutalmente sensíveis) também pode ser obtido, utilizando uma ou mais antenas não planas. Antenas não planas são divulgadas no Pedido de Patente dos EUA, Número de Série 12/409. 655, co-pendente, comumente inventado, comumente atribuído, que é aqui totalmente incorporado por referência. Uma ferramenta de poço adequada para uso com a presente invenção pode incluir uma ou mais antenas receptoras não planas, por exemplo, configuradas para receber radiação eletromagnética transversal (modo x). Além disso, a ferramenta de poço pode ainda incluir uma ou mais antenas de transmissão não planas, por exemplo, configuradas para transmitir radiação eletromagnética axial (modo z) . Mais uma vez, a invenção não é expressamente limitada a esse respeito.

No desenvolvimento de reservatórios subterrâneos, é comum perfurar poços a uma distância predeterminada a partir de um limite de leito ou um contato de fluidos dentro do reservatório. Com referência continuada à FIGURA 1, medições de resistividade direcional são comumente utilizadas para fornecer informações sobre alvos geológicos remotos não interceptados pela ferramenta de medição (por exemplo, a localização de leitos remotos 44 e 46). Essas informações podem incluir, por exemplo, a distância e direção para o destino remoto. Medições de resistividade direcional também podem ser utilizadas para fornecer informações sobre a resistividade do leito próximo 42 (o leito, em que reside a ferramenta 100) e pode ser particularmente útil, por exemplo, para estimar a resistividade vertical e horizontal e o ângulo de mergulho de um leito próximo tendo propriedades elétricas anisotrópicas.

A coluna de perfuração 30 na Figura 1 pode abranger outras ferramentas de fundo de poço, por exemplo, incluindo um motor de perfuração de poços, um sistema de telemetria de pulsos de lama para comunicação com a superfície, e outras ferramentas de perfilagem e/ou medição durante a perfuração (tais como ferramentas de levantamento e outras ferramentas de LWD), instrumentos de amostragem de formação, ferramentas de direcionamento da coluna de perfuração, e assim por diante. Será compreendido por aqueles de habilidade comum na arte, que a presente invenção não se limita ao uso de uma plataforma semisubmersivel 12, como ilustrado na Figura 1. A presente invenção é igualmente adequada para uso com qualquer tipo de operação de perfuração subterrânea, seja no mar ou em terra firme. A invenção é também adequada para determinadas operações de perfilagem com cabo de rede fixa.

Com referência continuada à FIGURA 1, a ferramenta de resistividade direcional 100 normalmente ainda inclui um controlador (não mostrado), por exemplo, tendo um processador programável (não mostrado), como um microprocessador ou um microcontrolador, e lógica incorporando código de programa legível por processador ou computador. Um processador adequado pode ser utilizado, por exemplo, para a construção de imagens (como descrito em mais detalhes abaixo, no que diz respeito às Figuras 2 e 3) da formação subterrânea, com base em medições de resistividade direcional, e informações associadas sobre azimute e profundidade medida. Imagens da formação terrestre podem indicar as propriedades físicas da formação e/ou a localização de um leito ou camada limite remota. Um controlador adequado pode também, opcionalmente, incluir outros componentes controláveis, tais como sensores (por exemplo, um sensor de profundidade), dispositivos de armazenamento de dados, fontes de alimentação, temporizadores, e assim por diante. O controlador também pode ser disposto para comunicação eletrônica com os sensores 120 e 130. Um controlador adequado pode também, opcionalmente, se comunicar com outros instrumentos na coluna de perfuração, tais como, por exemplo, sistemas de telemetria, que se comunicam com a superfície. Um controlador típico pode ainda, opcionalmente, incluir memória volátil ou não volátil, ou um dispositivo de armazenamento de dados. Alternativamente, os dados brutos (ou dados pré-processados) adquiridos pelo sensor podem ser enviados para a superfície, por exemplo, através de uma coluna de perfuração de alta velocidade com fios e, então, processados, de acordo com a presente invenção, na superfície.

Voltando agora à Figura 2, uma modalidade exemplar de um método 200, em conformidade com a presente invenção, é ilustrado. Uma ferramenta de resistividade direcional pode ser girada em um poço 202 (por exemplo, através da coluna de perfuração rotativa 30 no poço 42 mostrado na Figura 1). Uma pluralidade de pares de dados é adquirida em 204, quando a ferramenta gira no poço. Cada par de dados inclui uma medição de resistividade direcional e um ângulo de azimute correspondente. Ά pluralidade de pares de dados pode ser adquirida substancialmente em uma única profundidade medida (ou durante um intervalo de tempo predeterminado), quando a ferramenta 100 gira no poço. As medições de resistividade direcional podem incluir, por exemplo, um componente transversal do campo magnético secundário na formação. As respectivas medições de azimute podem incluir um ângulo de face da ferramenta em relação a uma determinada direção (por exemplo, lado alto). As medições de resistividade direcional e de azimute correspondentes são frequentemente (embora não necessariamente) feitas durante a perfuração, e podem ser correlacionadas em 204, por exemplo, de tal forma que cada ponto de dados na sequência de pontos de dados da resistividade direcional seja atribuído a um azimute. O ângulo de azimute pode ser medido substancialmente ao mesmo tempo que a medição de resistividade direcional, ou interpolado, por exemplo, a partir de medições feitas em outros momentos adequados. A pluralidade de pares de dados (medições de resistividade direcional e medições de azimute correspondentes feitas em uma única profundidade medida, ou em um intervalo de tempo predeterminado) é, então processada em 206 para determinar harmônicos de primeira ordem das medições de resistividade direcional em uma pluralidade de ângulos de azimute predeterminados. O processamento em 206 é, preferencialmente, realizado no fundo do poço, com o resultado sendo armazenado na memória no fundo do poço; no entanto, a invenção não se limita a este respeito. Como observado acima, os pares de dados brutos adquiridos em 204 poderão, alternativamente, ser enviados à superfície (por exemplo, através de um link de dados de alta velocidade) , então, processados em 206 na superfície.

Em geral, uma imagem pode ser imaginada como uma representação bidimensional de um determinado valor do parâmetro em posições discretas. Para efeitos da presente divulgação, uma imagem de resistividade pode ser imaginada como uma representação bidimensional de uma medição elétrica (por exemplo, uma medição de tensão induzida no receptor, um campo magnético secundário induzido na formação, ou uma resistividade ou um constante dielétrica da formação) em diferentes azimutes e profundidades de poço. Essas imagens, assim, transmitem a dependência da medição elétrica sobre o azimute e profundidade do poço. Será, portanto, apreciado que um dos objetivos na formação de tais imagens é determinar a dependência azimutal real da medição elétrica (e das propriedades de formação correspondentes) em função da profundidade do poço. A determinação da dependência azimutal real pode permitir que um valor do parâmetro de formação seja determinado substancialmente em qualquer azimute arbitrário, por exemplo, através de interpelação. O montante, que uma imagem medida difere da dependência azimutal real, pode ser imaginado como a distorção da imagem. Tal distorção pode estar relacionada, por exemplo, ao ruído de medição estatística e/ou a outros efeitos, como falseamento e polarização. Não obstante, a minimização da distorção de imagem melhora vantajosamente a utilidade das imagens de poço na determinação da dependência azimutal real dos parâmetros do poço.

A fim de minimizar a distorção de imagem acima descrita, os dados de formação são normalmente acumulados por um determinado número de rotações da coluna de perfuração, por um tempo predeterminado (por exemplo, 10 segundos), ou até que um número predeterminado de medições tenha sido feito (por exemplo, 1000) em cada profundidade medida discreta. Em uma modalidade utilizável exemplar dessa invenção, uma onda eletromagnética pode ser transmitida substancialmente continuamente durante algum intervalo de tempo predeterminado (por exemplo, por cerca de 10 segundos), quando a ferramenta de resistividade direcional gira no furo de poço (isto é, uma corrente elétrica CA é continuamente passada através de uma antena transmissora, tal que ela transmita continuamente ondas eletromagnéticas). A tensão induzida em uma antena receptora axialmente espaçada pode, então, ser medida em alguma frequência predeterminada (por exemplo, a intervalos de cerca de 10 milissegundos). Esse intervalo de medição é, de preferência, significativamente menor do que o período de rotação da ferramenta no furo de poço (por exemplo, o intervalo de medição pode ser de cerca de 10 milissegundos ou menos, enquanto o período de rotação da ferramenta pode ser de cerca de 0,5 segundos). Enquanto isso, o sensor de azimute mede o ângulo de azimute da ferramenta e, correspondentemente, o momento de recepção ou transmissão das antenas, quando a ferramenta gira no poço. Um ângulo de azimute pode, então, ser atribuído a cada medição de tensão (ou seja, a cada intervalo de medição). O ângulo de azimute é, preferencialmente, medido em cada intervalo de medição, ou muitas vezes suficiente, para que ele possa ser determinado (por exemplo, via interpolação) para cada intervalo de medição, embora a invenção não seja limitada a este respeito. Assim, será entendido que cada par de dados geralmente inclui uma medida de resistividade direcional (por exemplo, uma medição de tensão, a partir da qual os vários outros parâmetros podem ser calculados) e uma medida de azimute correspondente (um ângulo da face de ferramenta).

O intervalo de tempo predeterminado, durante o qual a onda eletromagnética é transmitida, normalmente é significativamente maior do que o intervalo de medição acima descrito e o período de rotação da ferramenta (por exemplo, o intervalo de tempo pode ser de 10 segundos, que é 1000 vezes maior do que um intervalo de medição de 10 milissegundos e 20 vezes maior do que um periodo de rotação de 0,5 segundo da ferramenta). Os dados adquiridos durante um único periodo de tempo (por exemplo, dentro do intervalo de 10 segundos) representam tipicamente um único traço de dados do sensor, ou seja, uma medida a uma profundidade única medida no poço. Será apreciado que a invenção não se limita a quaisquer intervalos específicos de tempo e/ou medição. A invenção também não é limitada a um número particular de dados de pares por profundidade medida, embora seja tipicamente vantajoso utilizar 100 ou mais pares de dados por profundidade medida, de modo a reduzir adequadamente o ruido de medição.

Para formar uma imagem bidimensional, será entendido que são necessárias medições em várias profundidades medidas. Tais medições podem ser adquiridas, por exemplo, durante períodos de tempo consecutivos e/ou sequenciais (embora a invenção não seja limitada a este respeito). Por exemplo, medições feitas durante um primeiro intervalo de tempo de 10 segundos podem ser marcadas com uma primeira profundidade medida, enquanto medições realizadas durante um segundo intervalo de tempo de 10 segundos podem ser marcadas com uma segunda profundidade medida.

Também será entendido que a invenção não se limita a modalidades, em que uma única antena de transmissão é acionada e uma resposta de tensão medida em uma única antena de recepção. Substancialmente, qualquer número de antenas de transmissão e de recepção pode ser utilizado. Por exemplo, medições de tensão podem ser feitas simultaneamente em uma pluralidade de antenas de recepção axialmente espaçadas. Além disso, várias antenas de transmissão podem ser acionadas durante períodos sequenciais de tempo. A invenção não é limitada em qualquer um desses aspectos.

Com referência continuada à Figura 2, qualquer par de dados discretos (a medição de resistividade direcional e medição de azimute correspondente) pode ser representado como um somatório de seus harmônicos. Isto pode ser representado matematicamente, por exemplo, da seguinte forma:

— φ/) = cos[z?(^ — )] Equação 1 n——oo onde d (φ) representa a representação harmônica da medição discreta, ^^e[°>³⁶°] representa o ângulo de azimute da ferramenta, dt representa a i-ésima medição, φι representa o ângulo de azimute correspondente associado à i-ésima medição, assim que di e φ± representam, em combinação, um par de dados, δ representa a função delta, e n representa a ordem harmônica.

No método 200 acima descrito, uma pluralidade de medições de resistividade direcional é feita em uma pluralidade correspondente de ângulos de azimute. A Equação pode ser generalizada para incluir uma pluralidade de pares de dados, por exemplo, da seguinte forma:

^) = Σ^ίΖΧ^-^)=Σ^£/ίΣ^<50®[«(^-4)] Equação 2 i i n=-°o

Σθ onde * indica que todas as medidas tomadas em uma única profundidade medida (ou dentro de um intervalo de tempo predeterminado) são somadas. Assim, cada um dos pares de dados (cada medição de resistividade direcional e seu ângulo de azimute correspondente) contribui para qualquer representação discreta d(φ) .

De modo geral, uma resposta LWD de resistividade direcional em função do ângulo de azimute (face da ferramenta) tende a ser um único periodo de uma onda senoidal com valor médio de zero. Por exemplo, um limite de leito remoto (por exemplo, como mostrado na Figura 1) ou um contato entre líquidos tende a produzir tal resposta de resistividade direcional. Um leito próximo anisotrópico também tende a produzir uma resposta de resistividade direcional em função do ângulo de azimute, que é um único período de uma onda senoidal com valor médio de zero. Tal resposta pode ser, muitas vezes, mais bem representada por uma representação harmônica de primeira ordem dos pares de dados medidos. O harmônico de ordem mais baixa (muitas vezes referida como ordem zero) corresponde ao componente CC. Os harmônicos de primeira ordem são uma onda senoidal, e assim por diante.

Uma representação harmônica de primeira ordem pode ser representada matematicamente, por exemplo, da seguinte forma:

= Σ άβ^Φ ~ ) - Σ ^cos(^ ^_ Φί)

Equação 3

A Equação 3 constrói uma função contínua da resposta de resistividade direcional com relação ao ângulo de azimute da ferramenta, somando um conjunto de pares de dados discretos (isto é, medições discretas de resistividade direcional em ângulos de azimute conhecidos correspondentes) . Com base na Equação 3, uma resposta de ferramenta de resistividade direcional ά(φ) discreta pode ser calculada em qualquer ângulo de azimute φ selecionado (ou em qualquer conjunto regularmente ou irregularmente espaçado de ângulos de azimute selecionados), por computação de uma soma do componente harmônico de primeira ordem de cada medição (uma soma do harmônico de primeira ordem de cada par de dados).

A dependência azimutal da resposta de ferramenta

pode ser estimada, através do	cálculo da	resposta	de
ferramenta em	vários ângulos	de azimute	(regular	ou
irregularmente)	espaçados. Por	exemplo, a	resposta	de

ferramenta pode ser calculada em 16 ângulos azimutais igualmente espaçados, resultando em um conjunto de dados com 16 compartimentos harmônicos. Isto pode ser expresso matematicamente, por exemplo, da seguinte forma:

dhK) = 2X^COS(A ~Φ^ = \,.2,.,..16 Equação 4 i

onde d((/>_k) representa a representação harmônica de primeira ordem nos ângulos de azimute (f>_k. Nesse exemplo, a soma dos componentes harmônicos de primeira ordem é calculada em cada um dos ângulos de azimute Será entendido que (d(/)_k) pode ser imaginado como um único traço de uma imagem de resistividade direcional, o que representa a dependência azimutal da resposta de ferramenta (por exemplo, a tensão medida) em função do ângulo de azimute em uma única profundidade medida. Será apreciado que substancialmente qualquer número de compartimentos harmônicos pode ser utilizado. Assim, a Equação 4 pode ser expressa em um sentido mais geral, tal que k = 1, 2,..., m, onde m é um n° inteiro. Em modalidades preferidas da invenção, m se situa na faixa de cerca de quatro a cerca de 64, dependendo do grau de compressão de imagem e precisão desejada; no entanto, a invenção não é, de forma alguma, limitada a este respeito. Será entendido que os ângulos de azimute </>_k podem ser pré-selecionados (por exemplo, em relação ao lado alto), antes da execução do método inventivo. Alternativamente, os ângulos de azimute </>_k podem ser selecionados durante a execução do método, por exemplo, com base nos parâmetros geológicos (a localização de um limite de leito) , ou com base em uma análise dos pares de dados, ou representações harmônicas previamente processadas). A invenção não é limitada a esse respeito.

Certas vantagens da invenção são agora descritas em mais detalhes com relação às FIGURAS 3A a 3C (coletivamente FIGURA 3). FIGURA 3A compara a presente invenção com compartimentação convencional para uma modalidade, em que um pequeno número (quatro) de compartimentos é utilizado. Nesse exemplo, o sinal verdadeiro é representado por uma onda senoidal com um valor máximo em um ângulo de azimute de 45 graus e um valor mínimo de 225 graus. As medições de resistividade direcional são representadas por 320 pares de dados aleatoriamente distribuídos em azimute ao longo da onda senoidal. Cada par de dados é representado pelo símbolo + e se encontra na onda senoidal, conforme ilustrado.

Como pode ser visto, o método de representação harmônica da presente invenção fornece uma representação mais precisa do sinal verdadeiro (a onda senoidal) do que a compartimentação convencional, quando um pequeno número de segmentos azimutais é criado. A representação harmônica de primeira ordem para cada setor (como representado pelo símbolo o) pode ser vista, como situada sobre a onda senoidal, indicando uma representação de alta precisão do sinal real. Como tal, a presente invenção permite que um alto grau de compressão de dados seja alcançado, sem degradação significativa na precisão dos dados. Em contraste, quando um pequeno número de compartimentos é criado, a metodologia convencional de compartimentação introduz, pelo menos, duas fontes de erro (os pontos de dados convencionalmente compartimentados são representados pelo símbolo V). Em primeiro lugar, como mostrado em 306, os valores de pico da onda senoidal (no máximo e mínimo) tendem a ser sistematicamente subestimados, devido ao pequeno número de compartimentos (e à não-linearidade do sinal real com ângulo de azimute). Em segundo lugar, erros podem ser introduzidos, devido à distribuição aleatória dos pares de dados no azimute. No exemplo mostrado, algumas regiões azimutais (por exemplo, 302) têm uma menor densidade de pares de dados do que outras regiões azimutais (por exemplo, 304). Isso pode resultar em um deslocamento do valor compartimentado do sinal real, como indicado em 308.

Outra vantagem da presente invenção é destacada na Figura 3A. Será apreciado que o sinal verdadeiro (a onda senoidal) pode ser precisamente representado por um número relativamente pequeno de setores azimutais (por exemplo, quatro setores, como mostrado na Figura 3A) . Como resultado, as imagens de resistividade direcional podem ser altamente comprimidas, assim que elas podem ser transmitidas à superfície substancialmente em tempo real durante a perfuração, através de técnicas convencionais de telemetria (por exemplo, telemetria convencional dos pulsos de lama). Devido à precisão e robustez do método de representação harmônica da presente invenção, isto pode ser conseguido com um mínimo de distorção de imagem. Na superfície, os pontos de dados recebidos (por exemplo, os quatro pontos mostrados na Figura 3A) podem, então, ser adaptados em uma onda senoidal para permitir a interpolação azimutal. Além disso, a transmissão de dados, traço por traço (isto é, uma profundidade medida de cada vez) tende a resultar, vantajosamente, em uma transmissão de baixa latência da imagem para a superfície.

A Figura 3B mostra um exemplo, em que 64 setores azimutais (ou compartimentos) regularmente espaçados são criados. As medições de resistividade direcional são novamente representadas por 320 pares de dados distribuídos aleatoriamente no azimute. Nesse exemplo, os pares de dados (que são representados pelo símbolo +) ainda incluem uma distribuição Gaussiana de 10% de ruído, no sinal medido, em qualquer azimute. Mais uma vez, o método de representação harmônica da presente invenção fornece uma representação mais exata da onda senoidal verdadeira, do que a compartimentação convencional, com a representação harmônica para cada um dos 64 setores azimutais (conforme representado pelo símbolo o) situada no sinal verdadeiro (a onda senoidal). A metodologia de compartimentação convencional, por outro lado, não reduz significativamente o ruído original. A presente invenção fornece superior rejeição de ruído, pois ela empilha, essencialmente, todos os pontos de dados disponíveis (todos os 320 pares de dados), ao computar um valor em qualquer setor azimutal particular. Compartimentação convencional meramente media os pontos de dados em qualquer compartimento particular (qualquer janela azimutal particular). Quando um grande número de compartimentos é criado, tende a haver relativamente poucos pares de dados por compartimento (uma média de cinco por compartimento no exemplo da Figura 3B) . Como resultado, compartimentação convencional fornece uma redução mínima de ruído (conforme indicado pelo símbolo V). O ruído retido pode ser significativo, como indicado em 312 para compartimentos tendo relativamente poucos pares de dados.

A FIGURA 3C mostra um exemplo, em que 16 setores azimutais (ou compartimentos) regularmente espaçados são criados. As medições de resistividade direcional são novamente representadas por 320 pares de dados distribuídos aleatoriamente em azimute. Os pares de dados também incluem uma distribuição Gaussiana de 10% de ruído, como acima descrito. No exemplo da FIGURA 3 C, os pares de dados ainda incluem uma polarização CC de 10% adicionada ao sinal real. Os pares de dados são novamente representados pelo símbolo + . Como é conhecido por aqueles de habilidade comum na arte, polarização CC às vezes é causada, por exemplo, por um desvio na eletrônica LWD. Certos efeitos ambientais no poço também podem causar uma polarização CC. Como descrito (e indicado por um símbolo V), compartimentação convencional contém a polarização CC. O método de representação harmônica da presente invenção, no entanto, vantajosamente seleciona apenas o harmônico de primeira ordem e, portanto, rejeita a polarização CC (a ordem zero) e outros harmônicos de ordem superior (o ruído). Isto é claramente demonstrado na FIGURA 3C pelas representações harmônicas (indicadas pelo símbolo o), que novamente se situam (ou se situam muito perto) do sinal verdadeiro (a onda senoidal).

Será apreciado que o método de representação harmônica da presente invenção não é uma metodologia de ajuste de dados. Um exemplo de um método de ajuste de dados (ou ajuste de curva) conhecido na arte é a Patente dos EUA 7. 382. 135 de Li, e outros. Essas técnicas de ajuste de dados (ajuste de curva) retêm polarização CC. A presente invenção vantajosamente remove a polarização CC (como acima mostrado na Figura 3C) , por remover matematicamente (filtragem) o componente de ordem zero (o componente de polarização CC) dos dados. A presente invenção também remove o ruído, por remover matematicamente (filtragem) os componentes de ordem superior (segunda ordem, terceira ordem, quarta ordem, e assim por diante) dos dados, como acima mostrado com relação à Figura 3B.

Como acima descrito, as representações harmônicas são normalmente armazenadas na memória de fundo de poço e/ou transmitidas para a superfície. Em uma modalidade vantajosa da invenção, representações harmônicas de primeira ordem podem ser computadas em um número relativamente grande de ângulos de azimute (por exemplo, 16 ou mais) e gravadas na memória de fundo de poço. Um pequeno número selecionado de representações (por exemplo, 4) também pode ser transmitido à superfície substancialmente em tempo real durante a perfuração. A invenção não é, naturalmente, limitada a este respeito.

Será apreciado que, a fim de formar uma imagem bidimensional (posição azimutal versus profundidade de poço), dados de sensor podem ser adquiridos em uma pluralidade de profundidades de poço, utilizando o procedimento acima descrito. Em uma modalidade exemplar, dados de sensor podem ser adquiridos substancialmente continuamente durante, pelo menos, uma parte de uma operação de perfuração. Dados de sensor podem ser agrupados por tempo (por exemplo, em intervalos de 10 segundos), com cada grupo indicativo de uma única profundidade de poço. Os pares de dados em cada grupo podem ser, então, processados, de acordo com a invenção, como acima descrito. Como também descrito na modalidade exemplar acima, cada par de dados pode ser adquirido em cerca de 10 milissegundos. Tais pares de dados podem ser agrupados em intervalos de cerca de 10 segundos, resultando em cerca de 1000 medições por grupo (ou por profundidade medida) . A uma taxa de perfuração de cerca de 60 pés por hora, cada grupo representa um intervalo de profundidade de cerca de duas polegadas. Será apreciado que essa invenção não se limita a qualquer medida e/ou intervalos de tempo particulares. Essa invenção também não é limitada pela descrição das modalidades exemplares acima.

Também será apreciado que modalidades dessa invenção podem ser utilizadas substancialmente em combinação com quaisquer outros métodos conhecidos para correlacionar os dados de sensor em função do tempo acima descrito com valores de profundidade de um poço. Por exemplo, as representações harmônicas obtidas na Equação 4 podem ser marcadas com um valor de profundidade, utilizando técnicas conhecidas usadas para marcar outros dados LWD. Os dados marcados podem ser, então, plotados em função da posição azimutal e da profundidade para gerar uma imagem.

Deverá ficar claro, que os aspectos e características da presente invenção podem ser incorporados como lógica, que pode ser processada no fundo de poço, usando um microprocessador, hardware, firmware, circuitos programáveis, ou quaisquer outros dispositivos de processamento e metodologias conhecidos na arte. Da mesma forma, a lógica pode ser incorporada em software adequado, para ser executado por um processador de fundo de poço, como também é conhecido na arte. A invenção não se limita a este respeito. 0 software, firmware e/ou dispositivo de processamento podem ser incluídos, por exemplo, em um conjunto de fundo de poço, na forma de uma placa de circuito, incorporado a um sub de sensor, ou sub de MWD/LWD. Informações eletrônicas, tais como lógica, 5 software ou dados medidos ou processados, podem ser armazenadas na memória (volátil ou não volátil), ou em dispositivos convencionais de armazenamento de dados eletrônicos, como são conhecidos na arte.

Apesar de a presente invenção e suas vantagens terem sido descritas em detalhes, deve-se entender que várias mudanças, substituições e alterações podem ser feitas aqui, sem se afastar do espirito e âmbito da invenção, tais como definidos pelas reivindicações anexas.

Claims

1. Método (200) para fazer uma medição de resistividade direcional em poço, caracterizado pelo fato dele compreender:

(a) rotação (202) de uma ferramenta de resistividade direcional de poço (100) em um poço (40), a ferramenta (100) incluindo pelo menos uma antena de transmissão (110), pelo menos uma antena receptora axialmente espaçada (120), e pelo menos um sensor de azimute (130);

(b) realização (204) com que a ferramenta (100) adquira uma pluralidade de pares de dados, cada par de dados compreendendo uma medição de resistividade direcional e um ângulo de azimute correspondente;

(c) processamento (206) de um somatório dos pares de dados adquiridos em (b) para calcular uma representação harmônica em uma pluralidade de ângulos de azimute selecionados, a representação harmônica incluindo apenas um termo harmônico de primeira ordem.

2. Método (200), de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato do processamento em (c) ser realizado no fundo do poço (40).

3. Método (200), de acordo com qualquer uma das reivindicações 1 e 2, caracterizado pelo fato de (b) compreender a realização com que a ferramenta (100) adquira pelo menos 100 pares de dados.

Petição 870190072699, de 29/07/2019, pág. 9/18

4. Método (200), de acordo com qualquer uma das reivindicações 1 a 3, caracteri zado pelo fato da pluralidade de ângulos de azimute selecionados em (c) compreender de 4 a 64 ângulos de azimute. 5. Método (200), de acordo com qualquer uma das reivindicações 1 a 4, caracterizado pelo fato de cada um

dos pares de dados adquiridos em (b) contribuir para cada

uma das representações harmônicas de primeira ordem calculadas em (c). 6 . Método (200), de acordo com qualquer uma das reivindicações 1 a 5, caracteri zado pelo fato do

processamento em (c) compreender a computação de uma soma de um componente harmônico de primeira ordem, de cada um dos pares de dados em cada um dos ângulos de azimute selecionados.

7. Método (200), de acordo com qualquer uma das reivindicações 1 a 6, carac teri zado pelo fato das representações harmônicas de primeira ordem serem calculadas em (c), de acordo com a seguinte equação matemática:

d^k ) = Σ ^di ^C0S(Á - )Λ = 1,2,..., m onde d((/>k) representa as representações harmônicas de primeira ordem nos ângulos de azimute selecionados Φε, di representa a medida de resistividade direcional no iésimo par de dados, e φι representa o ângulo de azimute

Petição 870190072699, de 29/07/2019, pág. 10/18 correspondente no i-ésimo par de dados, tal que di e φι, em combinação, representam a pluralidade de pares de dados, e m é um número inteiro.

8. Método (200), de acordo com qualquer uma das reivindicações 1 a 7, caracterizado pelo fato de ainda compreender:

armazenamento das representações harmônicas de primeira ordem calculadas em (c) na memória , no fundo do poço; e, opcionalmente, ainda compreende: transmissão das representações harmônicas de primeira ordem selecionadas, calculadas em (c), para a

superfície; e, opcionalmente, em que:

a ferramenta de resistividade direcional de poço (100) adquira a pluralidade de pares de dados em (b) durante a rotação (202) da ferramenta (100) em (a).

9. Método (200), de acordo com qualquer uma das reivindicações 1 a 8, caracterizado pelo fato da ferramenta de resistividade direcional de poço (100) ser girada em uma primeira posição longitudinal, em um furo de poço (40), realizando as etapas (b) e (c);

(d) reposicionamento da ferramenta de poço (100) e sua rotação em uma segunda posição longitudinal no poço (40), e repetição de (b) e (c).

10. Método (200), de acordo com a reivindicação 9, caracterizado pelo fato de compreender ainda:

(e) atribuição de um primeiro valor de

Petição 870190072699, de 29/07/2019, pág. 11/18 profundidade medida para as representações harmônicas de primeira ordem, calculadas em (c) , e de um segundo valor de profundidade medida para as representações harmônicas de primeira ordem, calculadas em (d) .

5 11. Método (200), de acordo com qualquer uma das reivindicações 1 a 10, caracterizado pelo fato das etapas (a), (b) e (c) serem realizadas a uma pluralidade de diferentes profundidades medidas no poço (40).