MX2007003534A - Metodo y sistema para calibrar un explorador de tubos. - Google Patents

Abstract

Un instrumento explorador usado para explorar la tubería que se coloca en un pozo de petróleo o que se quita del pozo de petróleo, se puede calibrar durante la recuperación de la tubería desde el pozo. La calibración del explorador de tubos incluye explorar un estándar de tubería y comparar los datos desde la exploración estándar a las características conocidas del estándar. Se puede computar la relación entre los datos explorados y las características conocidas. La relación entre los datos explorados y las características conocidas, se puede usar como la función de calibración para el explorador. La calibración del explorador de tubos también puede incluir la exploración de una sarta de segmentos de tubería y luego ajustar los datos recolectados. El ajuste se basa en la igualación de los picos de los datos que se presentan en los datos de exploración en las juntas de acoplamiento entre los segmentos de tubos.

Description

MÉTODO Y SISTEMA PARA CALIBRAR UN EXPLORADOR DE TUBOS CAMPO DE LA INVENCIÓN La presente invención se refiere en general a un instrumento explorador para recolectar y analizar datos que describen un tubo asociado con un pozo de petróleo y se refiere de manera más específica a la calibración del instrumento explorador. ANTECEDENTES DE LA INVENCIÓN Durante la perforación, realización y mantenimiento de un pozo de petróleo, personal rutinariamente inserta y/o extrae dispositivos tales como, tubería, tubos, pipas, varillas, cilindros huecos, tubería de revestimiento, conductos, collarín y conducto en el pozo. Por ejemplo, una cuadrilla de servicio puede utilizar una sondeadora o tren de sondeo de re-acondicionamiento o una sondeadora de servicio para extraer una sarta de tubería y varillas de bombeo desde un pozo que ha estado produciendo petróleo. La cuadrilla puede inspeccionar la tubería extraída y evaluar si una o más secciones de aquella tubería deben reemplazarse debido al desgaste físico, adelgazamiento de la pared de la tubería, ataque químico, picaduras u otro defecto. La cuadrilla típicamente reemplaza secciones que presentan un nivel inaceptable de desgaste y hace nota de otras secciones que están comenzando a mostrar desgaste y que pueden necesitar reemplazarse a una llamada de servicio subsecuente. Como una alternativa a la inspección manual de la tubería, la cuadrilla de servicio puede desplegar un instrumento para evaluar la tubería mientras que se extrae desde el pozo y/o se inserta en el pozo. El instrumento de exploración típicamente permanece estacionario en el cabezal del pozo y la sondeadora de re-acondicionamiento mueve la tubería a través de la zona de medición del instrumento. Este instrumento puede llamarse un "explorador de tubos" . El explorador de tubos típicamente mide las picaduras o corrosión y el adelgazamiento de la pared y puede identificar grietas en la pared de la tubería. La radiación, fuerza del campo (eléctrico, electromagnético o magnético) y/o la presión diferencial de fluido pueden interrogar la tubería para evaluar estos parámetros de desgaste . El explorador de tubos típicamente produce una señal análoga básica y produce una versión de muestra o digital de aquella señal análoga. En otras palabras, el explorador de tubos típicamente estimula una sección de la tubería usando un campo, radiación o presión y detecta la interacción de la tubería o la respuesta al estimulo. Un elemento, tal como un transductor convierte la respuesta en una señal eléctrica análoga. Por e emplo, el explorador de tubos puede crear un campo magnético en el que la tubería esta dispuesta y el transductor puede detectar cambios o perturbaciones en el campo que resultan de la presencia de la tubería y de cualquier anomalía de aquella tubería. La señal eléctrica análoga que sale por el transductor puede tener un número arbitrario o esencialmente ilimitado de estados o posibilidades de medidas. Esto es, en lugar de tener dos niveles discretos o binarios, los transductores típicos producen señales que pueden asumir cualquiera de numerosos niveles o valores . Conforme la tubería pasa a través del campo de medición del instrumento, la señal del transductor análoga varía en respuesta a variaciones y anomalías en la pared de la tubería que se esta moviendo. El explorador de tubos también incluye de manera típica un sistema, tal como un convertidor análoga-a-digital ("ADC")/ que convierte la señal del transductor análoga en una o más señales digitales convenientes para la recepción y despliegue por una computadora. Estas señales digitales típicamente proporcionan un "exposición instantánea" de la señal del transductor. Así, el ADC típicamente produce un número o serie de algunos números que representan o describen la señal del transductor análoga en un cierto momento en tiempo. Ya que la señal del transductor análoga describe la sección de la tubería que se encuentra en la zona de medición del explorador de tubos, la señal digital es efectivamente una muestra o una exposición instantánea de un parámetro de interés de aquella sección de la tubería. Las señales generadas por el explorador de tubos pueden fluctuar o variar con el tiempo . Las vibraciones o choques mecánicos que ocurren durante la transportación del instrumento pueden alterar ligeramente el funcionamiento del explorador de tubos. La variación térmica, las fluctuaciones de energía, o las vibraciones durante la operación del explorador de tubos, pueden provocar variación o ruido en la salida de las lecturas por el explorador de tubos. Esta fluctuación, variación y componentes de ruido de la salida de señales desde el explorador de tubos puede llevar a inconsistencias del tipo que resultarán en dos diferentes salidas del explorador de tubos a partir de la exploración de la misma pipa en dos tiempos diferentes. Tales inconsistencias son indeseables cuando las salidas del explorador de tubos se usan para evaluar el desgaste y patrones de desgaste de la tubería y determinar si secciones particulares de la tubería deben retenerse para volverse a usar o deben ser descartadas .

Para tratar estas deficiencias representativas en el arte, es necesaria una capacidad mejorada para calibrar el explorador de tubos. También existe la necesidad de una cuadrilla de servicio a campos de petróleo capaz de calibrar el explorador de tubos en el campo. Además existe la necesidad de una capacidad de utilizar una o más calibraciones post-operacionales para corregir, validar o indicar los datos explorados durante la operación del tubo explorador . BREVE DESCRIPCIÓN DE LA INVENCIÓN La presente invención se refiere a un método para calibrar un instrumento explorador usado para explorar la tubería que se coloca en un pozo de petróleo o que se quita del pozo. Este instrumento explorador puede nombrarse un "explorador de tubos" . En un aspecto de la presente invención, un método para la calibración del explorador de tubos puede involucrar explorar un estándar de tubería con características conocidas y entonces computar la relación entre los datos de la exploración y las características conocidas del estándar de tubería. Esta relación entre los datos esperados y actuales puede entonces usarse como la función de calibración del explorador de tubos.

En otro aspecto de la presente invención, un método para la calibración del explorador de tubos puede incluir ajustar los datos recolectados mientras que se explora una sarta de segmentos de tubería en base a la igualación de los picos de los datos que se presentan en los datos de exploración en las juntas de acoplamiento entre los segmentos de tubos. En otra modalidad aún de la presente invención, se determina la dependencia de los resultados de una exploración de tubos en base a la velocidad a la cual los tubos se mueven a través del explorador. La calibración del explorador de tubos inventiva puede establecer limite de rapidez y límite de lentitud, métricos típicos, de la velocidad a la cual un tubo debe moverse a través de un explorador de tubos . La velocidad típica será alguna donde el explorador calibrado reproduce los valores de la exploración esperados de manera más estrecha y el límite de rapidez y el límite de lentitud serán las velocidades de exploración donde el explorador de tubos aún opere dentro de las tolerancias, pero sin que el movimiento de la tubería a través del explorador de tubos que es más rápido que el límite de rapidez o más lento que el límite de lentitud pueda introducir error excesivo en la exploración. Estos valores limites pueden utilizarse por la cuadrilla para guiar su operación de la sondeadota o tren de sondeo mientras que extraen o insertan la tubería a través del explorador de tubos . La discusión de la calibración del explorador de tubos presentada en este resumen es únicamente para propósitos ilustrativos. Varios aspectos de la invención pueden entenderse y apreciarse más claramente a partir de una revisión de la siguiente descripción detallada de las modalidades divulgadas y por la referencia a los dibujos y cualquiera de las reivindicaciones que puedan seguir. Además, otros aspectos, sistemas, métodos, características, ventajas y objetivos de la presente invención serán más aparentes para alguien con experiencia en el arte luego de la inspección de los siguientes dibujos y la descripción detallada. Se pretende que todos los aspectos, sistemas, métodos, características, ventajas, y objetivos tales se incluyan dentro de esta descripción, se encuentren dentro del alcance de la presente invención y se protejan por las reivindicaciones que la acompañan. BREVE DESCRIPCIÓN DE LOS DIBUJOS La figura 1 es una ilustración de un sistema ejemplar para dar servicio a un pozo de petróleo, donde el sistema explora la tubería mientras la tubería se extrae de, o se inserta en el pozo de acuerdo con una modalidad ejemplar de la presente invención. La figura 2 es un diagrama de bloques funcional de un sistema ejemplar para explorar la tubería que se está insertando en, o que se esta extrayendo de un pozo de petróleo de acuerdo con una modalidad ejemplar de la presente invención. La figura 3A ilustra una sección transversal vertical de un estándar de tubos ejemplar para usarse en la calibración de un explorador de tubos de acuerdo con una modalidad ejemplar de la presente invención. La figura 3B ilustra una sección transversal de la región variante de manera rotacional de un estándar de tubos ejemplar dispuesto dentro de un arreglo circular de elementos del transductor de acuerdo con una modalidad ejemplar de la presente invención. La figura 4 es un diagrama de flujo de un proceso ejemplar para explorar una tubería que está siendo insertada en, o que se esta extrayendo de un pozo de petróleo y para calibrar el explorador de tubos usando un estándar de tubos de acuerdo con una modalidad ejemplar de la presente invención. La figura 5 es un diagrama de flujo de un proceso ejemplar para calibrar un explorador de tubos usando un estándar de tubos e información almacenada acerca del estándar de tubos de acuerdo con una modalidad ejemplar de la presente invención. La figura 6 es un diagrama de flujo de un proceso ejemplar para explorar la tubería que se está insertada en, o que se está extrayendo de un pozo de petróleo y para calibrar el explorador de tubos en base a la información explorada de acuerdo con una modalidad ejemplar de la presente invención.

Muchos aspectos de la presente invención pueden entenderse mejor con referencia a los dibujos anteriores. Los componentes en los dibujos no necesariamente se encuentran a escala, en cambio se pone énfasis en ilustrar claramente los principios de las modalidades ejemplares de la presente invención. Además, en los dibujos, los números de referencia designan similares o correspondientes, pero no necesariamente elementos idénticos en todas las varias vistas. DESCRIPCIÓN DETALLADA DE LAS MODALIDADES EJEMPLARES La presente invención soporta un método para calibrar un explorador de tubos usado para explorar la tubería que se coloca o que se quita de un pozo. Ahora, de aquí en adelante se describirá de manera más completa un método y sistema ejemplar para calibrar el explorador de tubos con referencia a las figuras 1-6. Estas figuras muestran modalidades representativas de la presente invención. La figura 1 representa una sondeadora o tren de sondeo de reacondicionamiento que mueve la tubería a través de un explorador de tubos en un ambiente de operación representativo para una modalidad de la presente invención. La figura 2 proporciona un diagrama de bloques de un explorador de tubos que escanea o explora, detecta, o caracteriza la tubería y que valida e interpreta los datos de la tubería. La figura 3 representa un estándar de tubería ejemplar para calibrar el explorador de tubos ilustrado en la figura 2. Las figuras 4, 5 y 6 proporcionan diagramas de flujo de métodos para calibrar un instrumento explorador de tubos. La invención puede ser incorporarse en muchas formas diferentes y no deben interpretarse como limitantes las modalidades establecidas aquí; en cambio, estas modalidades se proporcionan de manera que esta descripción sea total y completa y lleve de manera total el espíritu de la invención a cualquiera que tenga habilidad en el arte. Además, todos los "ejemplos" o "modalidades ejemplares" dadas aquí pretenden no ser limitantes y entre otros soportados por representaciones de la presente invención. Además, aunque se describe una modalidad ejemplar de la invención con respecto a la calibración de un explorador de tubos en una zona adyacente al cabezal del pozo, alguien experto en el arte reconocerá que la invención puede emplearse o utilizarse en conexión con una variedad de aplicaciones en el campo de petróleo u otro ambiente de operación. La figura 1 ilustra un sistema 100 para dar servicio a un pozo 175 de petróleo. El sistema 100 explora la tubería 125 mientras que la tubería 125 se extrae de o se inserta en el pozo 175 de acuerdo a una modalidad ejemplar de la presente invención. El pozo 175 de petróleo incluye un pozo sondeado o perforado en el piso para alcanzar una formación que contiene petróleo. El pozo de sondeo del pozo 175 se reviste de un tubo o tubería (no se muestra de manera explícita en la Figura 1) , conocida como un "entubado" que se cementa en las formaciones en el fondo de la perforación y que protege el pozo de fluidos indeseables y ruinas dentro de la formación.

Dentro del entubado está un tubo 125 que lleva aceite, gas, hidrocarburos, productos de petróleo y/o otros fluidos de la formación, tales como agua, a la superficie. En operación, una sarta (no mostrada de manera explícita en la figura 1) de varillas de bombeo dispuesta dentro del tubo 125 impulsa el petróleo hacia arriba de la perforación. Accionada por impulsos del embolo, desde una maquina en la parte superior de la perforación tal como un caballete de bombeo "oscilante" , la varilla de bombeo se mueve hacia arriba y hacia abajo para comunicar movimiento reciproco a una bomba (no se muestra de manera explicita en la figura 1) en el fondo de la perforación. Con cada impulso del embolo, la bomba en el fondo de la perforación mueve el petróleo hacia arriba del tubo 125 hacia el cabezal del pozo. Como se muestra en la figura 1, una cuadrilla de servicio usa una sondeadota o tren de sondeo 140 de reacondicionamiento o servicio para dar servicio al pozo 175. Durante el procedimiento ilustrado, la cuadrilla extrae o jala la tubería 125 del pozo, por ejemplo para reparar o remplazar la bomba del fondo de la perforación. La tubería 125 incluye una sarta de secciones, cada una de las cuales pueden ser referidas como una "junta" que típicamente va de una longitud de aproximadamente 8.8 a 10.3 metros (29 a 34 pies) . Las juntas se atornillan vía collares, uniones, juntas para tubería o conexiones roscadas . La cuadrilla usa una sondeadora 140 de reacondicionamiento para extraer la tubería 125 en incrementos o pasos, típicamente dos juntas por incremento. La sondeadora 140 incluye una torre de sondeo o botalón y un cable 105 que la cuadrilla sujeta temporalmente a la sarta 125 de tubería. Una polea 110 accionada por motor, tambor, cabrestante o bloque y polipasto jala el cable 105 izando o alzando por medio de ésta la sarta 125 de tubería unida a la misma. La cuadrilla alza la sarta 125 de tubería una distancia vertical que iguala aproximadamente la altura de la torre 145 de sondeo de manera típica 1.83 metros (aproximadamente cerca de seis pies) o dos juntas. De manera más específica, la cuadrilla une el cable 105 a la sarta 125 de cubería, la cual es verticalmente estacionaria durante el procedimiento de unión. La cuadrilla entonces levanta la tubería 125, generalmente en un movimiento continuo, de manera que las dos juntas se extraen desde el pozo 175 mientras que la porción de la sarta 125 de tubería debajo de aquellas dos juntas permanece en el pozo 175. Cuando aquellas dos juntas están fuera del pozo 175, el operador de la polea 110 detiene el cable 105 deteniendo por medio de esto el movimiento ascendente de la tubería 125. La cuadrilla entonces separa o desatornilla las dos juntas expuestas del resto de la sarta 125 de tubería que se extiende dentro del pozo 175. Un aparato de sujeción que sujeta la sarta 125 de tubería mientras que la tripulación desatornilla las dos juntas expuestas previniendo que la sarta 125 caiga en el pozo 175 cuando aquellas juntas se separan de la sarta 125 principal. La cuadrilla repite el proceso de levantamiento y separación de secciones de dos juntas de la tubería del pozo 175 y arregla las secciones extraídas en una pila de juntas dispuestas de manera vertical conocida como un "tren" de tuberías. Después de extraer la sarta 125 de tubería completa del pozo 175 y de dar servicio a la bomba, la cuadrilla da invierte el proceso de extracción de tubos en etapas para colocar la sarta 125 de tubería de nuevo en el pozo 175. En otras palabras, la cuadrilla usa la sondeadora o tren de sondeo 140 para reconstituir la sarta 125 de tubería mediante el roscado o "ajuste" de cada junta y descendiendo de manera incremental la sarta 125 de tubería en el pozo 175. El sistema 100 incorpora un explorador de tubos para monitorear, explorar, fijar o evaluar la tubería 125 mientras que la tubería 125 se mueve dentro o fuera del pozo 175. El explorador 150 de tubos obtiene información o datos acerca de la porción de la tubería 125 que esta en la zona 155 de detección o medición del explorador 150 de tubos. Vía un enlace 120 de datos, un codificador 115 proporciona al explorador 150 de la tubería con rapidez, velocidad y/o información de la posición acerca del tubo 125. Por ejemplo, el codificador 115 puede enlazarse mecánicamente a la polea 110 para determinar movimiento y/o posición de la tubería 125 mientras que la tubería 125 se mueve a través de la zona 155 de medición. Como una alternativa al codificador 115 ilustrado, alguna otra forma de detector de posición o velocidad puede determinar la velocidad del bloque de la torre de sondeo o la velocidad rotacional del motor del motor de la sondeadota o tren de sondeo en revoluciones por minuto ( "RP " ) , por ejemplo. Otro enlace 135 de datos conecta el explorador 150 de tubos a un dispositivo de computación o computadora 130, que puede ser una computadora portátil, un asistente digital personal ("PDA") , portátil, un sistema celular, un radio portátil, un sistema de mensajes personal, un dispositivo inalámbrico o una computadora personal estacionaria ("PC"), por ejemplo. La computadora 130 despliega datos que el explorador 150 de tubos ha obtenido de la tubería 125. La computadora 130 puede presentar datos de la tubería de manera gráfica, por ejemplo en un formato de tendencia. La cuadrilla de servicio monitorea u observa los datos desplegados en la computadora 130 u otro dispositivo de despliegue para evaluar la condición de la tubería 125. La cuadrilla de servicio puede por medio de esto clasificar la tubería 125 de acuerdo a su capacidad de servicio continuo, por ejemplo. El enlace 135 de comunicación puede incluir un enlace directo o una porción de una red de comunicación más amplia que lleva información entre otros dispositivos o sistemas similares al sistema 100. Además, el enlace 135 de comunicación puede incluir una trayectoria a través del Internet, una intranet, una red privada, una red de telefonía, una red con protocolo de Internet ("IP"), una red conmutada en paquete, una red conmutada en circuito, una red de área local ("LAN"), una red de área amplia ("WAN"), una red de área metropolitana (MAN) , la red de teléfonos conmutada publica ("PSTN"), una red inalámbrica, o un sistema celular, por ejemplo. El enlace 135 de comunicación puede también incluir una trayectoria de señal que es óptica, de fibra óptica, alámbrica, inalámbrica, de línea alámbrica, guiada por ondas, o a base de satélite, por nombrar unas pocas posibilidades . Las señales que se transmiten en el enlace 135 pueden llevar o transportar datos o información de manera digital o vía transmisión análoga. Tales señales pueden incluir energía eléctrica modulada, óptica, de microondas, de radiofrecuencia, ultrasónica o electromagnética entre otras formas de energía.

La computadora 130 típicamente incluye el equipo físico y el conjunto de programas. Aquel equipo físico puede incluir varios componentes / de la computadora, tales como disco de almacenamiento, controladores del disco, micrófonos, memoria de acceso aleatorio ("RAM")/ memoria de solo lectura ("ROM"), uno o más microprocesadores, suministros de energía, un controlador de video, una barra colectora del sistema, un monitor de despliegue, una interfaz de comunicación, y dispositivos de entrada. Además, la computadora 130 puede incluir un controlador digital, un microprocesador o alguna otra implementación de lógica digital, por ejemplo. La computadora 130 ejecuta el conjunto de programas o software que puede incluir un sistema operativo y uno o más módulos del conjunto de programas para la administración de datos. El sistema operativo puede ser el producto del conjunto de programas que Microsoft Corporation de Redmond, Washington, vende bajo la marca registrada WINDOWS, por ejemplo. El modulo de administración de datos puede almacenar, clasificar, u organizar los datos y puede también proporcionar una capacidad para graficar, trazar planos, tabular o marcar la tendencia de los datos. El modulo de administración de datos puede ser o incluir el producto del conjunto de programas que Microsoft Corporation vende bajo la marca registrada EXCEL, por ejemplo. En una modalidad ejemplar de la presente invención, una computadora de tareas múltiples funciona como la computadora 130. Múltiples programas pueden ejecutarse en una unidad de tiempo de traslape o en una manera que aparezca concurrente o simultánea a un observador humano . La operación de tareas múltiples puede incluir división del tiempo o compartir el tiempo, por ejemplo. El módulo de administración de datos puede incluir uno o más programas de la computadora o piezas del código ejecutable de la computadora. Por nombrar unos pocos ejemplos, el modulo de administración de datos puede incluir uno o más de una utilidad, un modulo u objeto de código, un programa del conjunto de programas, un programa interactivo, una "conexión", un "subprograma" , una "secuencia de comandos" , una "scriplet o subsecuencia de comandos" , un sistema operativo, un explorador, un controlador de objetos, un programa independiente, un lenguaje, un programa que no es un programa independiente, un programa que hace funcionar una computadora, un programa que realiza mantenimiento o tareas de propósito general, un programa que se envía para habilitar una maquina o usuario humano a interactuar con datos, un programa que crea o se utiliza para crear otro programa y un programa que asiste un usuario en la realización de una tarea tal como la interacción con bases de datos, procesamiento de palabras, contabilidad o administración de archivos. Con referencia ahora a la figura 2 , esta figura ilustra un diagrama de bloques funcional de un sistema 200 de instrumentación para explorar la tubería 125 que se esta insertando dentro o que se extrae de un pozo 175 de petróleo de acuerdo a una modalidad ejemplar de la presente invención. Alguien experto en la tecnología de la comunicación, la computación, procesamiento de señales, detector, o artes electrónicas reconocerá que los componentes y funciones que se ilustran como bloques individuales en la figura 2 y tal como se les hace referencia aquí no necesariamente son estrictamente módulos separados. Además, los contenidos de cada bloque no necesariamente se posicionan en una ubicación física. En una modalidad de la presente invención, ciertos bloques representan módulos virtuales y los componentes, datos, y funciones pueden ser físicamente dispersados. Además, en algunas modalidades ejemplares, un solo dispositivo físico puede realizar dos o más funciones que la figura 2 ilustra en dos o más bloques distintos. Por ejemplo, la función de la computadora 130 puede integrarse en el explorador 150 de la tubería para proporcionar un equipo físico unitario o comúnmente alojado y el elemento del programa que adquiere y procesa los datos y despliega datos procesados en forma gráfica para inspeccionarse por un operador, técnico o ingeniero. El explorador 150 de la tubería puede incluir un detector 205 de desgaste de varillas y un detector 255 de picaduras o corrosión para determinar parámetros relevantes para continuar el uso de la tubería 125. El detector 205 de desgaste de varillas evalúa defectos o características de la tubería relativamente grandes tales como el adelgazamiento de la pared. El adelgazamiento de la pared puede deberse al desgaste físico o la abrasión entre la tubería 125 y la varilla de bombeo que es reciproca en éste, por ejemplo. Entretanto, el detector 255 de picaduras detecta o identifica defectos o características más pequeñas, tales como picaduras que provienen de la corrosión o alguna otra forma de ataque químico dentro del pozo 175. Estas grietas pequeñas pueden ser visibles al ojo desnudo o pueden tener características microscópicas, por ejemplo. Las picaduras pueden ocurrir sobre la superficie interior de la tubería 125, el también llamado "diámetro interno" o sobre el exterior de la tubería 125.

La inclusión del detector 205 de desgaste de varillas y el detector 255 de picaduras en el explorador 150 de la tubería pretende ser ilustrativa en lugar de limitante. El explorador 150 de tubos puede incluir detectores adicionales o aparatos de medición que pueden ser convenientes para una aplicación particular. Por ejemplo, el sistema 200 de instrumentación puede incluir un localizador 275 de collar, un dispositivo que detecta grietas o divisiones de la tubería, un calibrador de temperatura, una cámara, un probador hidrostático, etc. En una modalidad ejemplar de la presente invención, el explorador 150 de tubos incluye o se acopla a un contador de inventario, tal como uno de los dispositivos de conteo de inventario divulgados en la Publicación de la Solicitud de Patente Norteamericana Número 2004/196032. El explorador 150 de tubos también incluye un controlador 250 que puede procesar señales desde el detector 205 de desgaste de varillas y el detector 255 de picaduras. En una modalidad ejemplar, el controlador 250 procesa señales de acuerdo a una medición 120 de velocidad desde el codificador 115. El controlador 250 puede incluir una computadora, un microprocesador 290, un dispositivo de computación o alguna otra implementación de lógica digital programable o de cableado. En una modalidad ejemplar, el controlador 250 incluye uno o más circuitos integrados de aplicación específica ("ASICS") o microcircuitos de procesamiento de señal digital ("DSP"). El modulo 255 de calibración puede incluir código ejecutable almacenado en ROM, ROM programable ("PROM"), RAM, un disco óptico, una unidad de disco duro, medio magnético, cinta, papel, o algún otro medio legible de la máquina. Alternativamente, el modulo 255 de calibración puede implementarse en electrónicos programables o de cableado o alguna combinación de código de programas ejecutables y equipo físico. La medición 120 de velocidad desde el codificador 115 puede utilizarse en un aspecto de la calibración del explorador 150 de tubos que se refiere a la dependencia de los resultados de una exploración de tubos en base a la velocidad 120 a la cual los tubos se mueven a través del explorador 150 de tubos. El modulo 255 de calibración puede establecer limite de rapidez y limite de lentitud métricos, típicos de la velocidad a la cual un tubo 125 debe moverse a través de un explorador 150 de tubos. La velocidad típica será una donde el explorador 150 de tubos calibrado reproduce valores de exploración esperados de manera más estrecha y el límite de rapidez y el límite de lentitud serán las velocidades de exploración donde el explorador 150 de tubos opere aún dentro de las tolerancias pero sin que el movimiento de la tubería 125 a través del explorador 150 de tubos que es más rápido que el límite de rapidez o más lento que el límite de lentitud pueda introducir error excesivo en la exploración. Estos valores límite pueden utilizarse por la cuadrilla para guiar su operación de la sondeadora 140 mientas que se extrae o se inserta la tubería 125 a través del explorador 150 de tubos. El detector 205 de desgaste de varillas puede incluir un transductor 210 que produce una señal eléctrica que contiene información acerca de la sección de la tubería 125 que esta en la zona 155 de medición. La electrónica 220 del detector puede amplificar, condicionar y digitalizar la salida del transductor 210 y entonces proporcionar al controlador 250 con muestras o exposiciones instantáneas del adelgazamiento de la pared de la porción de la tubería 125 que se sitúa en la zona 155 de medición. Similar al detector 205 de desgaste de varillas, el detector 255 de picaduras incluye un transductor 260 de picaduras. La electrónica 270 del detector puede amplificar, condicionar o digitalizar la salida del transductor 260 y entonces proporcionar al controlador 250 con muestras o exposiciones instantáneas de la cantidad y naturaleza de las picaduras en las paredes de la porción de la tubería 125 que se sitúa en la zona 155 de medición. Los transductores, tales como el 210 y el 260 pueden responder a estímulos dentro de la zona 155 de medición tales como electromagnéticos, mecánicos, de presión diferencial de fluido, sónicos, ultrasónicos, u ópticos/visuales. Un localizador 275 de collarín incluye un detector 277 de collarín y electrónica 280 del detector. El detector 277 puede incluir un interruptor mecánico, un transductor electromagnético, un detector óptico u otro detector para identificar cuando el collarín de la junta de acoplamiento se encuentra dentro de la zona 155 de medición. La electrónica 280 del detector puede amplificar, condicionar y digitalizar la salida del detector 277 y entonces proporcionar al controlador 250 con información al respecto de la presencia de un collarín de la junta de acoplamiento dentro de la zona 155 de medición. La inclusión de un localizador 275 de collarín en el explorador 150 de tubos o aún fuera del explorador 150 de tubos pero como parte del sistema 100 de la sondeadota o tren de sondeo de servicio puede proporcionar al controlador 250 y/o a la computadora 130 con información al respecto de los acoplamientos o collarines en los puntos donde las secciones de los tubos 125 o las juntas conectan a otras dentro de la sarta de la tubería. El modulo 255 de calibración puede usar señales de los detectores, tales como el 205 y 255, y las indicaciones de la cuadrilla de operación como entradas a uno o más procesos de calibración. Estos procesos de calibración pueden determinar funciones de calibración correctivas que pueden transformar las señales producidas por los detectores tales como el 205 y 255, para representar de manera más precisa las señales que son descriptivas de los tubos 125 actuales que se están explorando. Estas funciones de calibración pueden requerirse debido a fluctuación, desplazamiento, ruido u otros errores o artefactos , introducidos en las señales de los detectores tales como el 205 y 255. Una vez que se determinan estas funciones de calibración, el modulo 255 de calibración del controlador 250 puede aplicar las funciones de calibración a las señales recibidas desde los detectores, tales como el 205 y 255 para lograr datos que son más representativos de los tubos 125 actuales que están analizando. Alguien con habilidad en el arte apreciará que la funcionalidad de la calibración descrita para una modalidad ejemplar como un modulo 225 de calibración del controlador 250, puede, sin apartarse del alcance o espíritu de la presente invención localizarse y/o dividirse de otro modo, por ejemplo, como una funcionalidad de la computadora 130, el controlador 250, o la electrónica en los detectores, tales como el 205 o el 255. De aquí en adelante se describe un estándar de tubería ejemplar para usarse en la calibración además de algunos diagramas de flujo del proceso de calibración ejemplar. La figura 3A ilustra una sección transversal vertical de un estándar 300 de tubería ejemplar usado para calibrar el explorador 150 de tubos de las figuras 1 y 2. Con referencia ahora a las figuras 2 y 3A, el estándar 300 ejemplar puede fabricarse con un conjunto conocido de características físicas. Así, puede esperarse que el estándar 300 estimule los detectores 205, 255 dentro del explorador 150 de tubos para producir señales de respuesta conocidas de acuerdo a las propiedades físicas conocidas del estándar 300 de tubería. Esto puede considerarse la "exploración esperada" del estándar 300. Cuando el explorador 150 de tubos se utiliza para explorar el estándar 300, las señales resultantes de los detectores 205, 255 pueden considerarse la "exploración actual" del estándar 300 por aquellos detectores 205, 255 en ese momento. La desviación entre la "exploración esperada" y la "exploración actual" representa la fluctuación, el desplazamiento, el error, ruido, artefactos u otra aberración presentada por los detectores 205, 255 dentro del explorador 150 de tubos. Esta desviación es lo que se busca quitar o minimizar de manera sustancial mediante la aplicación de una función de calibración por el modulo 225 de calibración. Una región 330 del estándar 300 que tiene varios espesores de pared puede utilizarse para ejercer y calibrar el detector 205 de desgaste de varillas. Una región 360 del estándar 300 que tiene varias profundidades, amplitudes, y estructuras de características de picaduras de pared o ranuras pueden utilizarse para ejercer y calibrar el detector 255 de picaduras. Mientras que las regiones 330 y 360 del estándar 300 de tubería pueden ser simétricamente circulares sustancialmente, la región 370 del estándar 300 de tubería puede contener características verticales o ranuras que introducen un aspecto rotacional al estándar 300 de tubería. De esta manera, la exploración esperada de estándar 300 de tubería diferirá como una función del ángulo en el que el estándar 300 de tubería se arrastra a través del explorador 150 de tubos. Esta región 370 de tubos variante de manera rotacional se discute con más detalle más adelante y se ilustra en la figura 3B. Cuando se inserta en el explorador 150 de tubos para propósitos de calibración, el estándar 300 puede alinearse usando un marcador 310 de índice. El marcador 310 de índice permite al estándar 300 ser explorado en una manera consistente que es benéfica para el proceso de calibración ya que la exploración actual puede sincronizarse con, o corresponder, con la exploración esperada más fácilmente. El marcador 310 de índice, puede ser pintado, moldeado o maquinado o fijado de manera externa al estándar 300. Alguien experto en las artes de la mecánica y la fabricación apreciará algunas otras modalidades del marcador 310 de índice, el uso de las cuales no se aparta del alcance y espíritu de la invención. Adicionalmente, el estándar 300 puede operarse son alineamiento vía el marcador 310 de índice y la sincronización puede lograrse por el controlador 250 o la computadora 130 usando la correlación para igualar las características esperadas del estándar 300 como se identifican dentro de los datos de exploración. La figura 3B ilustra una sección cruzada horizontal de la región 370 variante de manera rotacional de un estándar 300 de tubería ejemplar dispuesto con un arreglo circular de elementos 380A-H del transductor. Con referencia ahora a las figuras 2, 3A y 3B la región 370 de aspecto rotacional del estándar 300 ejemplar pueden fabricarse con características verticales o ranuras 390. Las ranuras 390 verticales introducen una exploración variante de manera rotacional del estándar 300 en la región 370 de la variación rotacional. Esto es, en contraste a las regiones 330 y 360 del estándar 300 de tubería las cuales pueden sustancialmente desplegar simetría circular. Los transductores del detector, tales como el 210 y 260 mostrados en la figura 2 pueden arreglarse físicamente como un arreglo de elementos 380A-H del transductor dispuesto alrededor de la zona 155 de medición. Las ranuras 390 verticales en el estándar 300 de tubería pueden utilizarse para aislar la respuesta de cada uno de los elementos 380A-H del transductor. Por ejemplo, en la orientación ilustrada en la figura 3B, la ranura 390 se detectará como una pared más delgada medida en el elemento 380E del transductor en comparación a los otros siete elementos 380A-D, 380F-H del transductor. Sin embargo, sí el estándar 300 de tubería se insertará o extrajera en una orientación de giro de noventa grados en el sentido de las manecillas del reloj (como se observa en la figura 3B) entonces la ranura 390 se detectará por el transductor 380G. Esta variación rotacional en la exploración de la región 370 del estándar 300 de tubería puede utilizarse para calibrar de manera individual los elementos 380A-H del detector dispuestos de manera circular alrededor de la zona 155 de medición. La variación rotacional en la exploración de la región 370 del estándar 300 de tubería puede también utilizarse para identificar de manera individual el mal funcionamiento o falla de los elementos 380A-H del detector. Aprovechamiento adicional de estas variaciones rotacionales en la calibración de la exploración se elaboran en el diagrama de flujo de proceso ilustrado en la figura 5 más adelante . El diseño físico del estándar 300 de tubería pretende de manera específica representar características que abarcan el rango total de las picaduras, ranuras y espesor de pared que se puede medir por los detectores 205, 255 dentro del explorador 150 de tubos. Cuando se utilizan como un estándar de calibración, estas cualidades variadas pueden permitir el explorador 150 de tubos calibrarse durante su dominio total de operación. Los dos detectores 205, 255 del explorador 150 de tubos pretenden ser ej emplificaciones y no limitantes. El explorador 150 de tubos puede incluir otros detectores de exploración de tubos en varias combinaciones sin apartarse del espíritu o alcance de la presente invención. De manera similar, la disposición circular de los elementos 380A-H del detector pretende ser ejemplar y no limitante. Pueden emplearse arreglos del detector de más o menos de ocho elementos o arreglos diferentes del ejemplo circular en el explorador 150 de tubos sin apartarse del espíritu o alcance de la presente invención. Procesos para una modalidad ejemplar de la presente invención se discutirán más adelante con referencia a las figuras 4, 5 y 6. Una modalidad ejemplar de la presente invención puede incluir uno o más programas de la computadora o métodos implementados de la computadora que implementen funciones o pasos descritos aqui e ilustrados en los diagramas de flujo ejemplares de las figuras 4, 5 y 6. Sin embargo, debe ser aparente que puede haber muchas formas diferentes de implementar la invención en programación de computadora y la invención no debe ser limitada a ningún conjunto de instrucciones de programas de computadora. Además, un programador experto será capaz de escribir un programa de computadora tal para implementar la invención divulgada sin dificultad en base a las arquitecturas del sistema ejemplar y los diagramas de flujo y la descripción asociada en el texto de la aplicación, por ejemplo. Por lo tanto, la divulgación de un conjunto particular de instrucciones de código de programa no se considera necesaria para un entendimiento adecuado de cómo hacer y usar la invención. La funcionalidad inventiva de cualquier proceso reivindicado, método, o programa de computadora se explicará en más detalle en la siguiente descripción en conjunción con las figuras restantes que ilustran funciones representativas y flujo del programa. Ciertos pasos en los procesos descritos a continuación deberán preceder naturalmente o otros para la presente invención para la función que se describe. Sin embargo, la presente invención no se limita al orden de los pasos descritos si tal orden o secuencia no altera la funcionalidad de la presente invención en una manera indeseable. Esto es, se reconoce que algunos pasos pueden realizarse antes o después de otros pasos o en paralelo con otros pasos sin apartarse del alcance y espíritu de la presente invención. Volviendo ahora a la figura 4, esta figura ilustra un diagrama de flujo de un proceso 400 ejemplar para explorar la tubería que se esta insertando o extrayendo de un pozo 175 de petróleo y para calibrar el explorador 150 de tubos usando un estándar 300 de tubos dentro del ambiente de operación de la sondeadora 140 de re-acondicionamiento ejemplar y el explorador 150 de tubos de las figuras 1 y 2. Ahora, con referencia a las figuras 1, 2 y 4, el método 400 ejemplar comienza en el paso INICIO y procede al paso 420A donde una cuadrilla de servicio del campo de petróleo calibra el explorador 150 de tubos usando el estándar 300 de tubos. Esta calibración se elabora abajo en el subproceso 420 de la figura 5. En el paso 440, la cuadrilla opera el explorador 150 de tubos. La operación del explorador 150 de tubos puede incluir la exploración de segmentos 125 de tubos que se extraen de, o se insertan en el pozo 175. La exploración de los segmentos 125 de tubos típicamente incluye recolectar en el controlador 250, la computadora 130, o ambos, las señales digitalizadas desde la electrónica del detector, tal como el 220 o el 270. La rapidez mecánica, la velocidad o la ¿ información de la posición pueden también recolectarse desde el codificador 115. Esta información mecánica puede ayudar a relacionar los datos del detector recolectados con el área física de la tubería 125 que se muestrea y con cada exposición instantánea. El modulo 225 de calibración puede, en tiempo real, aplicar la función de calibración obtenida durante la calibración 420? inicial a los datos de exploración recolectados durante la operación de exploración en el paso 440. En el paso 440B, la cuadrilla calibra el explorador 150 de tubos usando el estándar 300 de tubería. Esta calibración se elabora abajo en el subproceso 420 de la figura 5. En el paso 480, el modulo 225 de calibración puede usar esta calibración después de la operación para validar que el explorador 150 de tubos esta aún en la calibración y entonces tuvo que permanecer de manera idónea en la calibración durante toda la operación de exploración de tubos del paso 440. Si la calibración 420B post-operacional indica que el explorador 150 de tubos ha salido de la calibración, el modulo 225 de calibración puede ajustar los datos recolectados durante la operación de la exploración de tubos en el paso 440 de acuerdo a la nueva calibración o el modulo 225 de calibración puede simplemente indicar los datos recolectados durante la operación de exploración de tubos en el paso 440 a examinarse de manera más cercana a la luz de la calibración 420B de post-operación. El proceso 400 puede proporcionar recolección de datos mejorada durante la operación 400 de exploración de tubos ya que el explorador 150 de tubos se calibra en el paso 420A justo antes de que se opere y entonces se calibra nuevamente en el paso 420B justo después de la operación. Después de la calibración post-operacional, el modulo 225 de calibración puede verificar que el explorador 150 de tubos se encuentre aún en la calibración y puede reaccionar de conformidad sí el explorador 150 de tubos sale de la calibración. Debe apreciarse que además de esta modalidad ejemplar donde sucede la calibración antes de la operación y después de la operación, las etapas de calibración pueden tener lugar una o más veces durante la operación del explorador 150 de tubos en el mismo pozo sin apartarse del espíritu y alcance de la presente invención. Tal calibración del explorador entremezclada puede emplearse en el campo cuando, por ejemplo, la cuadrilla de servicio tiene una necesidad grande de precisión en la exploración o cuando hay preocupación de que el explorador 150 de tubos no esta manteniendo la calibración por periodos prologados de operación debido a, por ejemplo, vibraciones o fluctuaciones térmicas. Con referencia ahora a la figura 5, esta figura ilustra un diagrama de flujo de un subproceso 420 ejemplar para calibrar un explorador 150 de tubos usando un estándar 300 de tubos e información almacenada acerca del estándar. Este subproceso ejemplar elabora los pasos descritos en los pasos 420A y 420B de calibración de la figura 4. En el paso 510, la cuadrilla de servicio del campo de petróleo inserta el estándar 300 de calibración de tubería en el explorador 150 de tubos. En el paso 520 el estándar 300 de tubería se alinea con el explorador 150 de tubos usando el marcador 310 de índice del estándar 300 de tubería. Una vez que el estándar 300 se alinea en el explorador 150 de tubos el proceso procede al paso 540 donde la cuadrilla delinea la calibración del estándar 300 de tubería a través del explorador 150 de tubos mientras que el explorador 150 de tubos muestra los datos explorados que describen el estándar 300 de tubería. Estos datos de exploración pueden considerarse la "exploración real" en contraste a la información almacenada que describe las características físicas conocidas del estándar 300. Esta información almacenada puede considerarse la "exploración esperada" puesto que representa una idealización de lo que habría del explorador 150 de tubos cuando se calibra de manera perfecta de la exploración de la tubería 300 del estándar. En el paso 543 de decisión se determina sí se requieren rotaciones parciales adicionales del estándar 300 de tubería. Como se discutió anteriormente y se ilustró en la figura 323, la rotación parcial del estándar 300 de tubería se refiere a la característica 390 vertical y al aislamiento de los elementos 380A-H del transductor individuales dentro de un transductor (tal como el 210 o 260) del detector ordenados como un arreglo circular. Sí el arreglo circular de los elementos 380A-H del transductor incluye ocho elementos, como se ilustra en la figura 3B y es deseable aislar cada elemento entonces cada rotación parcial puede ser de 45 grados y puede haber siete rotaciones parciales tales intercaladas entre un total de ocho exploraciones del estándar 300 de tubería a través del explorador 150 de tubos. Para números variantes de elementos 380 del transductor dispuestos de manera circular, el número de rotaciones parciales y exploraciones pueden ser las mismas que el número de elementos 380 (sólo como en el ejemplo dado) del transductor. Alternativamente, el número de rotaciones parciales pueden ser más o menos que el número de elementos 380 del transductor. Cualquier número total de rotaciones parciales pretende emplear totalmente el explorador 150 de tubos, el paso 543 de decisión evalúa sí el número total de rotaciones parciales se ha completado o si se requieren rotaciones adicionales a explorarse. Si el paso 543 de decisión determina que no se requieren rotaciones parciales adicionales, entonces la bifurcación "NO" se sigue al paso 550, de otro modo, la bifurcación "SI" se sigue al paso 546, donde se lleva a cabo la rotación parcial por la cuadrilla antes de que se inicie la siguiente exploración de tubos regresando al paso 510. La cantidad de cada rotación parcial es, en la implementación preferida más simple trescientos sesenta grados divididos entre el número total de rotaciones parciales. Este acercamiento espaciara uniformemente la exploración de rotación parcial alrededor del círculo que describe la sección cruzada horizontal de la zona 155 de medición. Tal espaciamiento uniforme de las exploraciones alrededor de la tubería 300 estándar es ejemplar y no limitante. Otras medidas de rotación parcial pueden ser aceptables o aun deseables. En el paso 546 la cuadrilla puede calibrar el ángulo de la rotación parcial usando un extremo interno o mediante el uso de marcas del ángulo sobre o dentro del explorador 150 de tubos, el estándar 300 de tubería o el marcador 310 de índice . El ángulo de rotación parcial que separa cada exploración de un conjunto rotacional puede ingresarse o verificarse por la cuadrilla usando la computadora 130. Esta información del desplazamiento angular puede utilizarse por el modulo 225 de calibración haciendo los cálculos de calibración. Después de la primera transición a través del paso 543 la segunda y las posteriores que pasan a través del paso 540 dentro del mismo conjunto rotacional de exploraciones pueden simplificarse para únicamente incluir explorar la región 370 de característica vertical del estándar 300 de tubería a través del explorador 150 de tubos. Esta simplificación puede ser posible porque únicamente la región 370 de característica vertical del estándar 300 de tubería varía con el ángulo rotacional . Exploraciones subsecuentes de confinación a esta región 370 pueden reducir la cantidad total de tiempo requerido para calibrar el explorador 150 de tubos. En el paso 550, el modulo 225 de calibración computa una transformación que puede actuar sobre la exploración actual para producir, o aproximar la exploración esperada. Esta transformación puede considerar una función de calibración para el explorador 150 de tubos. Por ejemplo, sí los valores en la exploración actual son cinco menos que la exploración esperada, entonces una función de calibración puede agregar cinco a todos los valores medidos. Como un segundo ejemplo, sí los valores en la exploración actual son un tercio de aquellos en la exploración esperada, una función de calibración puede multiplicar todos los valores medidos por tres. Estos ejemplos lineales de funciones de calibración pretenden ser ejemplares y no limitantes. Alguien experto en las artes de los sistemas de control o procesamiento de señales apreciara que la función puede ser lineal o no lineal, puede operar en tiempo, frecuencia, fase u otro dominio; puede ser estática; o puede ser adaptable de acuerdo a la minimización de uno o más de varias métricas de adaptación sin apartarse del alcance o espíritu de la presente invención.

En el paso 570, la transformación o función de calibración, calculada en el paso 550 puede ser almacenarse para utilizarse por el modulo 225 de calibración y puede aplicarse a datos explorados durante la operación del explorador 150 de tubos. La aplicación de la función de calibración a datos explorados por el explorador 150 de tubos puede quitar o reducir desviación de la operación ideal del explorador 150 de tubos. De esta manera, se puede considerar calibrar el explorador 150 de tubos. Como tal, la operación del explorador 150 de tubos sobre el estándar 300 de tubería resultará en datos explorados que se aproximan de manera sustancial a los datos explorados esperados . En este estado calibrado, el explorador 150 de tubos puede generar datos explorados durante una exploración de un segmento 125 de tubería que son sustancialmente indicativos de las propiedades físicas actuales del segmento 125 de tubería y sin incluir fluctuaciones, ruido, compensación u otros componentes de artefactos a tal grado que los datos explorados serán menos útiles para la decisión que se hace con respecto al segmento 125 de tubería. Con referencia a la figura 6, esta figura ilustra un diagrama de flujo de un proceso 600 ejemplar para calibrar un explorador 150 de tubos usando juntas de acoplamiento en una sarta de tubería 125. En lugar de depender de la tubería 300 estándar de calibración, el proceso 600 puede usar los datos explorados de la tubería 125 actual que se opera por el explorador 150 de tubos para calibrar el explorador 150 de tubos. Debe apreciarse que la calibración del estándar de tubería tal como se ilustra en los procesos 400 y 420 y la calibración con las juntas de acoplamiento tal como se ilustra en el proceso 600 no son técnicas de calibración mutuamente exclusivas y ellas pueden utilizarse en combinación o alternativamente en fases diferentes de la operación del explorador. Ahora con referencia a las figuras 1, 2 y 6, el proceso 600 comienza en el paso 610, donde los segmentos de tubos que se exploran se trazan por la cuadrilla, a través del explorador 150 de tubos mientras que el explorador 150 de tubos recolecta dentro del controlador 250, la computadora 130, o ambos, las señales digitalizadas desde la electrónica del detector tal como el 220 o 270. También pueden recolectarse la rapidez mecánica, velocidad o información de posición desde el codificador 115. Esta información mecánica puede ayudar a relacionar los datos del detector recolectados con el área física de la tubería que se muestra y con cada exposición instantánea.

En el paso 620 de decisión, el módulo 225 de calibración determina si o no se encuentra en uso un localizador de collarín. Un localizador 275 de collarín es un instrumento que indica cuando está siendo explorado un collarín de una junta de acoplamiento. Sí un localizador 275 de collarín se encuentra en uso, la bifurcación "SI" se sigue al paso 630, donde el modulo 225 de calibración usa las indicaciones del localizador 275 de collarín para identificar las juntas de acoplamiento dentro de los datos explorados en el paso 610. Sí un localizador 275 de collarín no esta en uso, la bifurcación "NO" se sigue al paso 640 donde el modulo 225 de calibración identifica las juntas de acoplamiento en los datos de exploración usando los picos en los datos que suceden en aproximadamente intervalos de nueve metros (aproximadamente treinta pies) . Cada segmento de tubería es de aproximadamente nueve metros (treinta pies) de largo y los datos de exploración alcanzarán, o saturarán a los tiempos en la exploración cuando un collar o junta de acoplamiento se pasa dentro de la zona 155 de medición. Una vez que se identifiquen las juntas de acoplamiento dentro de los datos de exploración en, ya sea, el paso 630 o el 640, el proceso 600 continua al paso 660 donde los datos de exploración se escalan hacia arriba o hacia abajo para igualar las amplitudes de exploración de todas las juntas de acoplamiento exploradas. Ya que el explorador 150 de tubos puede saturar y proporcionar una medición máxima en una junta de acoplamiento, escalar los datos para igualar todas las regiones de la junta de acoplamiento puede quitar cualquier error por fluctuación introducido en los datos durante la operación de exploración. Usando ya sea el proceso 400 (junto con el estándar 300 de tubería) del estándar de tubería o el proceso 600 de igualación de la junta de acoplamiento, la presente invención puede calibrar un explorador 150 de tubos. El uso de un explorador de tubos calibrado tal puede incrementar la exactitud y la consistencia en la exploración de la tubería 125 durante el uso de un explorador de tubos no calibrado. La exactitud y consistencia puede beneficiar al arte cuando los resultados de las exploraciones de tubos se usan en la realización de decisiones importantes que conciernen sí si o no un segmento de tubería necesita ser descartada debido al desgaste excesivo o en la realización de decisiones que conciernen al tipo y cantidades de químicos usados en un pozo .

Claims (19)

1. REIVINDICACIONES 1. Un método para calibrar un explorador de tubos, caracterizado porque comprende: insertar una tubería estándar explorar el estándar de tubería para producir una exploración de calibración; analizar la exploración de calibración; calcular una transformación en base a la exploración de calibración, y almacenar la transformación para la aplicación a los datos obtenidos durante la exploración de la tubería.
2. 2. El método de la reivindicación 1, caracterizado porque comprende además opcionalmente girar y volver a explorar el estándar de tubería una pluralidad de veces; y promediar la pluralidad de las exploraciones del estándar de tubería para producir la exploración de calibración.
3. 3. El método de la reivindicación 1, caracterizado porque el estándar de tubería tiene una primera zona para la calibración de un detector de varillas.
4. 4. El método de la reivindicación 1, caracterizado porque el estándar de tubería tiene una segunda zona para la calibración de un detector de picaduras.
5. 5. El método de la reivindicación 1, caracterizado porque comprende además comparar la exploración de calibración a una exploración almacenada y calcular la transformación en base a las diferencias entre la exploración de calibración y la exploración almacenada.
6. 6. El método de la reivindicación 1, caracterizado porque comprende además analizar la exploración de calibración y determinar una velocidad de exploración en base a una altura de pico máxima y a una línea base .
7. 7. Un método para explorar la tubería, caracterizado porque comprende los pasos de : explorar un estándar de tubería una primera vez con un explorador de tubos para producir una primera exploración de calibración; almacenar la primera exploración de calibración; analizar la primera exploración de calibración y calcular una transformación en base a la primera exploración de calibración; almacenar la transformación; explorar la tubería con el explorador de la tubería; almacenar los datos de la exploración de la tubería; aplicar la transformación a los datos de la exploración de la tubería para producir datos de exploración de tubería transformados ; almacenar los datos de exploración de tubería transformados; y analizar los datos de exploración de tubería transformados .
8. 8. El método de la reivindicación 7, caracterizado porgue comprende además : explorar el estándar de tubería una segunda vez con un explorador de la tubería después que se completa la exploración de la tubería; comparar la primera exploración del estándar de tubería con la segunda exploración de la tubería; y opcionalmente corregir los datos de la exploración de tubería para considerar las diferencias entre la primera y la segunda exploración de calibración.
9. 9. El método de la reivindicación 8, caracterizado porque comprende además explorar el estándar de tubería una pluralidad de veces durante la exploración de la tubería y calcular la transformada en base a todas las exploraciones del estándar de tubería.
10. 10. El método de la reivindicación 7, caracterizado porgue comprende además indicar si los datos de la exploración de la tubería entre la primera y la segunda exploración del estándar de tubería indican gue el explorador de la tubería ha desviado la calibración.
11. 11. El método .de la reivindicación 7, caracterizado porgue comprende además desplegar los datos de exploración de tubería transformados .
12. 12. El método de la reivindicación 7, caracterizado porgue comprende además determinar la velocidad de exploración comparando los primeros datos de exploración de calibración a una exploración de calibración almacenada.
13. 13. El método de la reivindicación 7, caracterizado porgue comprende además; determinar la ubicación de los collarines en la tubería; registrar la posición de los collarines; correlacionar los datos de exploración de la tubería a una ubicación en la tubería.
14. 14. El método de la reivindicación 7, caracterizado porgue la exploración de la tubería produce una señal análoga .
15. 15. El método de la reivindicación 14, caracterizado porque comprende además convertir la señal análoga a una señal digital .
16. 16. Un aparato para explorar la tubería, caracterizado porque comprende una sondeadora o tren de sondeo de petróleo; un explorador de tubería que comprende una pluralidad de detectores, un modulo de calibración y un dispositivo de memoria . un estándar de tubería; y medios para desplegar los datos explorados .
17. 17. El aparato de la reivindicación 16, caracterizado porque los detectores se seleccionan de un detector de desgaste de varillas o un detector de picaduras.
18. 18. El aparato de la reivindicación 16, caracterizado porque comprende además un codificador acoplado al explorador de tubería para determinar la rapidez, velocidad o información de la posición acerca de la tubería.
19. 19. El aparato de la reivindicación 16, caracterizado porque comprende además medios para transmitir la información a una ubicación remota.