MX2010001603A

MX2010001603A - Inspección pozo abajo utilizando mediciones múltiples.

Info

Publication number: MX2010001603A
Application number: MX2010001603A
Authority: MX
Inventors: Roger Ekseth; John Lionel Weston
Original assignee: Gyrodata Inc
Priority date: 2009-10-28
Filing date: 2010-02-09
Publication date: 2011-04-27
Also published as: US20120247833A1; US8185312B2; WO2011053364A1; US8428879B2; US20100096186A1; US20130292176A1

Abstract

Se proveen métodos y sistemas para controlar una columna de sondeo. El método comprende recibir una o más señales de un primer empaque de detector montado en una primera porción de la columna de sondeo en una primera posición dentro de un barreno. Las primeras señales pueden ser indicadoras de la orientación de la primera porción de la columna de sondeo. El método también incluye recibir una o más segundas señales de un segundo empaque de detector montado en una segunda porción de la columna de sondeo en una segunda posición dentro del barreno. En ciertas modalidades, las segundas señales son indicadoras de la orientación de la segunda porción de la columna de sondeo. La columna de sondeo puede ser apta para doblarse entre la primera porción y la segunda- porción y ciertas modalidades incluyen calcular una primera cantidad de doblez entre la primera porción y la segunda porción en respuesta a las primeras señales y las segundas señales.

Description

INSPECCIÓN POZO ABAJO UTILIZANDO MEDICIONES MÚLTIPLES REFERENCIA A APLICACIONES ASOCIADAS

[0001] Esta solicitud es una continuación en parte de la solicitud de patente estadounidense con N° de serie 12/256,410, presentada el 22 de octubre de 2008, titulada "Inspección pozo abajo utilizando mediciones múltiples", cuyo contenido completo se incorpora aquí por referencia.

ANTECEDENTES Campo de la invención i '·

[0002] Esta invención se relaciona generalmente con sistemas y métodos para utilizar mediciones de detectores múltiples en una herramienta de perforación dentro del agujero de un pozo para corregir los errores de medición, determinar la curvatura del i agujero de un pozo y/o determinar la posición del agujero del pozo en relación con otro agujero de pozo.

Descripción de la tecnología asociada

[0003] Las herramientas de perforación giratorias dirigibles pueden equiparse con instrumentación de inspección, tal como la instrumentación de medición durante la perforación (MWD por sus siglas en inglés), la cual proporciona información respecto a la orientación de la herramienta de inspección y, por lo tanto, la orientación del pozo en la ubicación de la herramienta. La instrumentación de inspección puede hacer uso de varias cantidades medidas, tal como una o más de aceleración, campo magnético y velocidad angular para determinar la orientación de la herramienta y el agujero del pozo asociado con respecto a un vector de referencia, tal como el campo gravitacional, campo magnético o i i vector de rotación Terrestre. La determinación de dicha información direccional a intervalos generalmente regulares a lo largo de la trayectoria del pozo se puede combinar con mediciones de profundidad del pozo para permitir que se determine la trayectoria del pozo.

Sin embargo, las mediciones utilizadas en este proceso pueden estar sujetas a errores. Por ejemplo, los errores pueden ser el resultado de imperfecciones internas a la instrumentación misma o perturbaciones externas que pueden afectar la salida de la instrumentación y sus detectores asociados. Por lo general, los errores internos se pueden explicar mediante : .1 técnicas de calibración y otros métodos. Sin embargo, los errores externos, tal como; errores ! i resultantes de la desalineación de los detectores, dentro del agujero del pozo, o ' errores causados por disturbios que afectan al vector de referencia relevante (por ejemplo, e| campo magnético Terrestre) pueden ser más difíciles de corregir.

[0004] Además, cuando se perfora el agujero de un pozo en un área en lá cual hay* uno o más agujeros de pozos presentes, es útil determinar la posición relativa del agujero del pozo y la sección pozo abajo de la herramienta de perforación en relación con el agujero del pozo existente. Por ejemplo, esta información puede ser útil para evitar choques con agujeros de pozos existentes o para perforar un pozo de alivio para interceptar un pozo existente. Además, hay situaciones en las cuales es útil perforar un pozo junto a un pozo existente para implementar un proceso conocido como drenaje por gravedad asistido por vapor (SAGD por sus siglas en inglés) para facilitar la recuperación de depósitos de petróleo pesado en ciertas partes del mundo. En este caso, los métodos existentes involucran la inserción de equipo, tal' como un . solenoide, en los agujeros d¿ pozos existentes. Este equipo da lugar a perturbaciones del campo magnético, las cuales pueden detectarse mediante detectores en el pozo nuevo y utilizarse para determinar la posición de la herramienta de perforación y del agujero del pozo en relación con el agujero del pozo existente. Dichas técnicas pueden ser costosas, en parte debido al equipo adicional involucrado y ya que dichas operaciones son demorosas. '¦ t .

COMPENDIO

[0005] Según ciertas modalidades, se proporciona un método para generar información indicativa de una orientación de una sarta de perforación relativa a la Tierra mientras está dentro del agujero de un pozo. El método incluye recibir una o más primeras señales de un primer paquete detector montado sobre una primera sección de la sarta de perforación en una primera posición dentro del agujero de un pozo, en que las primeras señales son indicativas de una orientación de la primera sección de la sarta de perforación relativa a la Tierra. El método incluye además recibir una o más segundas señales de un . · · ¦ ' I - segundo paquete detector montado en una segunda sección de la sarta de perforación en una segunda posición dentro del agujero del pozo, en que las segundas señales son indicativas de una orientación de la segunda sección de la sarta de perforación relativa a la Tierra. El método según ciertas modalidades también incluye calcular la diferencia entre la orientación de la primera sección y la segunda sección en respuesta a las primeras señales y las segundas señales. !

[0006] En ciertas modalidades se proporciona una sarta de perforación que incluye una sección pozo abajo adaptada para moverse dentro del agujero de un pozo. La sección pozo abajo tiene una primera sección en una primera posición dentro del jagujero /del pozo y una segunda sección en una segunda posición dentro del agujero del pozo. La sarta de perforación incluye además un primer paquete detector montado dentro de la primera sección, en que el detector del primer paquete detector está adaptado para generar una primera medición indicativa de una orientación de la primera sección. En ' ciertas modalidades, la sarta de perforación también incluye un segundo paquete detector montado dentro de la segunda sección, en que el segundo paquete detector está adaptado para generar una segunda medición indicativa de una orientación de la segunda sección. La sarta de perforación incluye además un controlador configurado para calcular una diferencia entre las orientaciones de la primera sección y la segunda sección eh respuesta a la primera medición y la segunda medición. I ,

[0007] En ciertas modalidades, se proporciona un método para controlar una sarta de perforación. El método comprende recibir una o más primeras señales de un primer paquete detector montado en una primera sección de la sarta de perforación en una primera posición dentro del agujero de un pozo. Las primeras señales pueden ser indicativas de una orientación de la primera sección de la sarta de perforación relativa a la Tierra. El método incluye recibir una o más segundas señales de un segundo paquete detector montado en una I ; segunda sección de la sarta de perforación en una segunda posición dentro del agujero del pozo. En ciertas modalidades, las segundas señales son indicativas de una orientación de la segunda sección de la sarta de perforación relativa a la Tierra. La sarta de perforación puede adaptarse para doblar entre la primera sección y la segunda sección. El método de ciertas modalidades incluye calcular una primera cantidad de flexión entre la primera sección y la i ¡ segunda sección en respuesta a las primeras señales y las segundas señales. >¦

[0008] En ciertas modalidades se proporciona una sarta de perforación que incluye una sección pozo abajo adaptada para moverse dentro del agujero de un pozo. La sección pozo abajo puede tener una primera sección en una primera posición dentro del agujero del pozo y una segunda sección en una segunda posición dentro del agujero del pozo. En ciertas modalidades, la sección pozo abajo se adapta para doblar entre la primera sección y la segunda sección. La sarta de perforación puede incluir un primer paquete detector montado dentro de la primera sécción que puede adaptarse para generar una primera medición indicativa de una orientación de la primera sección relativa a la Tierra. La sarta de perforación puede incluir además un segundo paquete detector montado dentro de la segunda sección que puede adaptarse para generar una segunda medición indicativa de i una orientación de la segunda sección relativa a la Tierra. La sarta de perforación de ciertas modalidades incluye un controlador configurado para calcular una cantidad de flexión entre la primera sección y la segunda sección en respuesta a la primera medición y la segunda medición. [0009) En ciertas modalidades, se proporciona una sarta de perforación que incluye una sección pozo abajo adaptada para moverse dentro del agujero de un pozo, en que la sección pozo abajo tiene una primera sección en una primera posición dentro del agujero del pozo y orientada en un primer ángulo relativo al agujero del pozo en la primera posición y una segunda sección en una segunda posición dentro del agujero del pozo y orientada en un segundo ángulo relativo al agujero del pozo en la segunda posición; en que al menos uno del primer y del segundo ángulo no es ceró. La sarta de perforación d¿ ciertas modalidades incluye un primer detector de aceleración montado dentro de la primera sección, en que el primer detector de aceleración está adaptado para generar una primera señal indicativa de una aceleración del primer detector de aceleración. La sarta de perforación de ciertas modalidades incluye también un segundo detector de aceleración montado dentro de la segunda sección, en que el segundo detector de aceleración está adaptado para generar una segunda señal indicativa de una aceleración del segundo detector , I de aceleración.

[0010] En ciertas modalidades, se proporciona un método para generar información indicativa de desalineación entre el primero y el segundo detector de aceleración montados dentro de la sección pozo abajo de la sarta de perforación. El método de ciertas modalidades incluye proporcionar una. sarta de perforación. La sarta de perforación de ciertas modalidades incluye una sección pozo abajo adaptada para moverse dentro del agujero de un pozo, en que la sección pozo abajo tiene una primera sección en una primera posición dentro del agujero del pozo y orientada en un primer ángulo relativo al agujero del pozo en la primera posición y una segunda sección en una segunda posición dentro del agujero del pozo y orientada en un segundo ángulo relativo al agujero del pozo en la segunda posición, en que al menos uno del primer y del segundo ángulo no es cero. La sarta de perforación también puede incluir un primer detector de aceleración montado dentro de la primera sección, en que el primer detector de aceleración está adaptado para generar una primera señal indicativa de una aceleración del primer detector de aceleración y un segundo detector de aceleración montado dentro de la segunda sección, en que el segundo detector de aceleración está adaptado para generar una segunda señal indicativa de una aceleración del segundo detector de aceleración. El método de ciertas modalidades incluye además generar la primera señal y la segunda señal mientras la sección pozo abajo de la sarta de perforación está dentro del agujero del pozo.

[0011] En ciertas modalidades se proporciona un método para determinar la desalineación entre el primero y el segundo detector de aceleración montados dentro de una sarta de perforación. El método de ciertas modalidades incluye recibir una o más mediciones de aceleración de un primer detector de aceleración en una primera sección de la sarta de perforación en una primera posición dentro del agujero de un pozo, en' que la primera sección está orientada en un primer ángulo relativo al agujero del pozó en la primera posición. El método incluye además recibir una o más mediciones de aceleración de un segundo detector de aceleración eri una segunda sección de la sarta de perforación en una segunda posición dentro del agujero del pozo, en que la segunda sección está orientada en un segundo ángulo relativo al agujero del pozo en la segunda posición, en la cual al menos uno del primero y segundo ángulo no es cero. El método, incluye además calcular la diferencia entre el primer ángulo y el segundo ángulo en respuesta a la una o más mediciones de aceleración del primer detector de aceleración y la una o más mediciones del segundo detector de aceleración.

I

[0012] En ciertas modalidades, se proporciona un sistema de perforación que incluye una sección pozo abajo adaptada para moverse a lo largo del primer agujero de un pozo, en que la sección pozo abajo comprende una o más regiones magnéticas y una o más i regiones no magnéticas. El sistema de perforación de ciertas modalidades incluye al menos dos detectores magnéticos dentro de al menos una región no magnética de la sección pozo abajo, en que los al menos dos detectores magnéticos comprenden un primer detector magnético y un segundo detector magnético espaciados uno de'otro una distancia que no es cero, el primer detector magnético está adaptado para generar una primera señal en respuesta a los campos magnéticos Terrestres y a la una o más regiones magnéticas, el segundo detector magnético está adaptado para generar una segunda señal en respuesta a los campos magnéticos Terrestres y a la una o más regiones magnéticas. El sistema de perforación puede incluir un controlador configurado para recibir la primera señal y la segunda señal y para calcular el campo magnético de la una o más regiones magnéticas. •i

[0013] En ciertas modalidades se proporciona un método para generar I información indicativa del campo magnético en el primer agujero de un pozo. El método incluye proporcionar un sistema de perforación que comprende una sección pozó abajo adaptada para moverse a lo largo del primer agujero de un pozo, en que la sección pozo abajo comprende una o más regiones magnéticas y una o más regiones no magnéticas. El sistema de perforación de ciertas modalidades incluye además al menos dos detectores magnéticos dentro de al menos una región no magnética de la sección pozo abajo,, en que los al menos dos detectores magnéticos comprenden un primer detector magnético y un segundo detector magnético espaciados uno de otro una distancia que no es cero, el primer detector magnético está adaptado para generar una primera señal en respuesta a los campos magnéticos Terrestres y a la una o más regiones magnéticas, el segundo detector magnético está adaptado para genérar una segunda señal en respuesta a los campos magnéticos Terrestres y a la una o más regiones magnéticas. El método incluye además generar la primera señal y la segunda señal mientras la sección pozo abajo del sistema de perforación .1 está en una primera ubicación dentro der primer agujero del pozo y calcular el campo magnético en el primer agujero del pozo en respuesta a la primera y segunda señales.

[0014] En ciertas modalidades se proporciona un método para determinar el campo magnético en el agujero de un pozo. El método incluye recibir una o más ' mediciones magnéticas de al menos dos detectores magnéticos dentro de al menos una . región no magnética de una sección pozo abajo de un sistema de perforación, en quje los al menos dos detectores magnéticos comprenden un primer detector magnético y un segundo detector magnético espaciados uno de otro una distancia que no es cero, en que el primer detector magnético genera una primera señal en respuesta a campos magnéticos Terrestres y a una o más regiones magnéticas de la sección pozo abajo, y en que el segundo detector magnético genera una segunda señal en respuesta a campos magnéticos Terrestres y a la una o más regiones magnéticas. El método de ciertas modalidades incluye además calcular el ¡ campo magnético en respuesta a la una o más medidas magnéticas de los al menos dos detectores magnéticos.

BREVE DESCRIPCIÓN DE LAS FIGURAS ¡

[0015] La Figura 1 ilustra esquemáticamente una sarta de perforación de ejemplo para usar en el agujero de un pozo y teniendo un primer y un segundo detector de aceleración que están desalineados de acuerdo con ciertas modalidades aquí descritas.

[0016] La Figura 2 ilustra esquemáticamente una sarta de perforación de ejemplo para usar en el agujero de un pozo y teniendo un primer y un segundo detector de aceleración que están desalineados y donde la sarta de perforación está en una sección del agujero del pozo que tiene una curvatura de acuerdo con ciertas modalidades aquí descritas.

[0017] La Figura 3 es un diagrama de flujo de un método de ejemplo para generar información indicativa de desalineación entre el primero y el segundó detector de aceleración montados en la sección pozo abajo de una sarta de perforación de acuerdo con ciertas modalidades aquí descritas.

[0018] La Figura 4 es un diagrama de flujo de un método de ejemplo para determinar la desalineación entre el primero y el segundo detector de aceleración montados en la sección pozo abajo de una sarta de perforación de acuerdo con ciertas modalidades aquí descritas. . i

[0019] La Figura 5 ilustra esquemáticamente un sistema de perforación de í ejemplo que incluye una sección pozo abajo moviéndose a lo largo del primer agujero de un pozo e incluyendo al menos dos detectores magnéticos de acuerdo con ciertas modalidades aquí descritas.

[0020] La Figura 6 ilustra esquemáticamente el sistema de perforación de ejemplo de la Figura 5 en que la sección pozo abajo se está moviendo a lo largo del primer agujero de un pozo y está situada en relación al segundo agujero de un pozo espaciado del primero de acuerdo con ciertas modalidades aquí descritas.

[0021] La Figura 7 es un diagrama de flujo de un método de ejemplo para generar información indicativa del campo magnético en el agujero de un pozo de acuerdo con ciertas modalidades aquí descritas.

[0022] La Figura 8 es un diagrama de flujo de un método de ejemplo para determinar el campo magnético en el agujero de un pozo de acuerdo con¡ ciertas modalidades aquí descritas.

[0023] La. Figura 9 ilustra esquemáticamente una sarta de perforación de ejemplo para usar en el agujero de un pozo y teniendo un primer y un segundo paquete detector en una sección del agujero del pozo teniendo una curvatura de acuerdo con ciertas modalidades aquí descritas.

[0024] La Figura 10 ilustra esquemáticamente un bucle de control de ejemplo para calcular y ajustar la curvatura entre la primera y la segunda sección de una sarta de perforación de ejemplo teniendo un primer y un segundo paquete detector en una sección del agujero del pozo con una curvatura de acuerdo con ciertas modalidades aquí descritas.

[0025] La Figura 1 1 es un diagrama direccional que ilustra la orientáción relativa entre una primera posición en el agujero del pozo y una segunda posición en el agujero del pozo en una sección del agujero del pozo con una curvatura de acuerdo con modalidades aquí descritas.

[0026] La Figura 12 es un diagrama de flujo de un método de ejemplo para controlar una sarta de perforación de acuerdo con una cantidad calculada de flexión de acuerdo con ciertas modalidades aquí descritas.

DESCRIPCIÓN DETALLADA « . \

[0027] Ciertas modalidades aquí descritas proporcionan un sistema basado pozo abajo para utilizar mediciones de detectores múltiples sobre una herramienta de perforación dentro del agujero de un pozo para corregir los errores de medición y así permitir determinar la trayectoria del pozo con mayor precisión que la que podría lograrse usándo un solo conjunto de detectores. La aplicación de detectores múltiples también facilita la determinación de la posición del agujero del pozo en relación con otro agujero de pozo. En ciertas modalidades, el sistema generalmente se utiliza en aplicaciones de perfilaje y perforación. Además, modalidades aquí descritas utilizan mediciones de detectores múltiples para detectar una cantidad de curvatura del pozo, y ajustar la herramienta de perforación para lograr la curvatura deseada.

[0028] En ciertas modalidades aquí descritas, las mediciones de detectores múltiples sobre una sarta de perforación brindan una precisión mejorada de lá médición. Por ejemplo, ciertas modalidades aquí descritas corrigen errores de detectores externos utilizando detectores múltiples. Se pueden incluir detectores en, por ejemplo, un paquete de instrumentación de medición durante la perforación (MWD). Detectores adicionales se pueden situar sobre una herramienta giratoria dirigible de acuerdo con ciertas modalidades aquí descritas y pueden mejorar la exactitud, por ejemplo, de la medición de la dirección en la cual el pozo está progresando y puede proporcionar información más inmediata sobre cambios en dirección del pozo. Ciertas modalidades aquí descritas divulgan una sarta de perforación incluyendo un instrumento de inspección MWD y una herramienta giratoria dirigible, en que tanto el instrumento de inspección MWD como la herramienta giratoria dirigible incluyen detectores de aceleración, detectores de campo magnético o ambos.

[0029] Una medición de cantidad (?µ) se puede expresar como la suma del valor verdadero de esa cantidad (x) sumado a un término de error de perturbación (e), donde el error puede ser una función de la trayectoria del pozo, su actitud o su rumbo en la ubicación de la medición, y la posición del medio de detección con respecto a una fu nte de perturbación (dD). Por ejemplo, dD puede estar en la posición de un detector de campo magnético con respecto a un campo de perturbación magnética local que puede deformar

[0032] Por lo tanto, cuando los parámetros que afectan a los términos de error se conocen, generalmente se pueden utilizar para estimar y corregir el error. Ciertas modalidades aquí descritas utilizan mediciones de múltiples detectores de aceleración, múltiples detectores de campo magnético o ambos para corregir los errores de medición. Por ejemplo, se pueden usar detectores de aceleración montados sobre una sección pozo abajo de una sarta de perforación para determinar la inclinación de la sarta de perforación. De acuerdo con ciertas modalidades aquí descritas, se pueden usar mediciones de múltiples detectores de aceleración para determinar errores de inclinación debido a la desalineación i 1 de las secciones correspondientes de la sarta de perforación en las cuales van montados los detectores. i

[0033] En ciertas modalidades, detectores magnéticos incluidos en una sarta de perforación pueden proporcionar mediciones de la orientación de una sección pozo abajo de la sarta de perforación con respecto al campo magnético Terrestre. Sin embargo, secciones magnetizadas de la sarta de perforación pueden interferir con las mediciones de orientación y causar errores de medición. En ciertas modalidades aquí divulgadas, se pueden ¡utilizar datos de detectores magnéticos múltiples para determinar la cantidad de interferencia magnética causada por las secciones magnetizadas de la sarta de perforación. En ciertas modalidades, también se pueden usar los detectores magnéticos para determinar la proximidad de la sarta de perforación ó una sección de la sarta de perforación a un pozo existente.

[0034] Esta invención se relaciona generalmente con sistemas y métodos para utilizar mediciones de detectores múltiples en una herramienta de perforación dentro del agujero de un pozo para corregir los errores de medición y/o determinar la posición del agujero del pozo en relación con otro agujero de pozo.

[0035] Además, ciertas modalidades aquí descritas proporcionan dos o más mediciones de inspección direccional de detectores múltiples a una distancia de separación conocida a lo largo de la sarta de la herramienta. Además, ciertas modalidades aquí descritas generan una medida de la curvatura del pozo entre dos o más ubicaciones del sistema de inspección diferenciando los estimados de orientación del sistema de inspección (es decir, inclinación y ángulo acimut) establecidos en cada ubicación.

A. Comparación de múltiples mediciones de aceleración para determinar la desalineación de los detectores

[0036] La Figura 1 y la Figura 2 ilustran esquemáticamente una sección del agujero del pozo 102 de ejemplo de una sarta de perforación 100 dentnvdel agujero de un pozo 104 que tiene ün primer detector de aceleración 106 y un segundo detector de aceleración 108 que están desalineados en relación de uno con otro. En la Figura 1 , la sección del agujero del pozo 102 en general es una sección recta del agujero del pozo, 104, y en la Figura 2, la sección pozo abajo 102 es en una sección curva o sección angular del i ' ¦ agujero del pozo 104. En ciertas modalidades, la sarta de perforación 100 puede incluir una sección alargada 1 10, comprendiendo secciones de tubería de perforación y lastrabarrenas, y una herramienta giratoria dirigible 1 12. En ciertas modalidades, la sarta de perforación comprende una sección pozo abajo 102 adaptada para moverse dentro del agujero del pozo 104. En ciertas modalidades, la sección pozo abajo 102 incluye una primera sección 1 14 en una primera posición 1 16 dentro del agujero del pozo 104. En ciertas modalidades, la primera sección 114 de la sección pozo abajo 102 está orientada en un primer ángulo 121 en relación al agujero del pozo 104 en la primera posición 116. La sección pozo abajo 102 puede además comprender una segunda sección 118 en una segunda posición 120 dentro del agujero del pozo 104 y orientada en un segundo ángulo 122 en relación a la segunda posición 120. Al menos uno del primer ángulo 121 y el segundo ángulo 122 no es cero.

[0037] La sarta de perforación 100, en ciertas modalidades, puede ser una sarta de medición durante la perforación. En ciertas modalidades, la sarta de perforación 100, puede incluir un paquete de instrumentación MWD. En ciertas modalidades, el ¡primer I detector de aceleración 106 va montado dentro de la primera sección 114 (por ejemplo, sobre la herramienta giratoria dirigible 112) y está adaptada para generar una primera señal indicativa de la aceleración de fuerza específica a la cual está sujeto el primer detector de aceleración 106. En ciertas modalidades, el segundo detector de aceleración 198 va montado dentro de la segunda sección 1 18 (por ejemplo, sobre la sección alargada 1 10 de la sarta de perforación 100) y se adapta para generar una segunda señal indicativa de la aceleración de fuerza específica detectada por el segundo detector de aceleración 108. En ciertas otras modalidades, el primero y el segundo detector de aceleración 106, 108 pueden montarse en la sección pozo abajo 102 en otras configuraciones compatibles con modalidades aquí descritas. Por ejemplo, en algunas modalidades, tanto el primero como el segundo detector de aceleración 106, 108 van montados sobre la sección alargadá 1 10 (por ' ejemplo en dos paquetes de instrumentación MWD espaciados uno del otro o uno al lado del otro). En otras modalidades, tanto el primero como el segundo detector de aceleración 106, 108 están montados sobre la herramienta giratoria dirigible 112. En ciertas . i modalidades, uno o más detectores adicionales (no se muestran) están situados cerca del primer detector 106, el segundo detector . 108 o ambos. Por ejemplo, en algunas modalidades, un tercer detector está situado cerca del primer detector 106 y un cuarto detector está situado cerca del segundo detector 108. En dicho ejemplo, el cuarto detector puede estar montado en un paquete MWD separado situado al lado del paquete MWD sobre el cual va montado el segundo detector 108.

[0038] En ciertas modalidades, la segunda posición 120 puede estar espaciada de la primera posición 1 16 una distancia B que no es cero a lo largo del eje 130. Eri ciertas modalidades, la distancia B es de aproximadamente 40 pies. La distancia B en ciertas otras modalidades es de aproximadamente 70 pies. En ciertas modalidades, la segunda posición i 120 y la primera posición 116 están espaciadas una de otra una distancia B en un rango entre 40 pies y 70 pies. Otros valores de B también son compatibles con ciertas modalidades aquí descritas. En ciertas modalidades, la sárta de perforación 100 o la sarta de perfilaje incluye un número suficiente de detectores y espaciamientos adecuados entre el primer detector de aceleración 106 y el segundo detector de aceleración 108 para 'realizar los métodos aquí descritos.

[0039] En ciertas modalidades, la herramienta giratoria dirigible 1 12 comprende una caja 126 conteniendo al menos uno de los detectores de aceleración' 106, 108. Tál como se ilustra esquemáticamente en la Figura 1, la caja 126 de ciertas modalidades contiene el primer detector de aceleración 106, mientras que el segundo detector de aceleración 108 i está instalado sobre o dentro de la sección alargada 110. La herramienta giratoria dirigible 1 12 de ciertas modalidades comprende además una barrena de perforación 1 13 que proporciona una función de perforación. En ciertas modalidades, la sección pozo abajo 102 comprende además secciones tales como collares o extensiones 128, las cuales contactan una superficie interior del agujero del pozo 104 para posicionar la caja 126 en forma sustancialmente colineal con el agujero del pozo 104. En ciertas modalidades, la barrena de perforación 1 13 de la herramienta giratoria dirigible 1 12 se adapta para cambiar dirección, por ende creando una curvatura en el agujero del pozo 104 (Figura 2) cuando la herramienta giratoria dirigible 1 12 avanza. Ejemplos de dichas herramientas giratorias dirigibles 1 12 se describen en la solicitud de patente del Reino Unido N9 GB2172324 titulada "Drilling i Apparatus" (Aparato de perforación) y la solicitud de patente del Reino Unido N° GB2177738 titulada "Control of Drilling Courses in the Drilling of Bore Holes" (Control de los rumbos de perforación en la perforáción de agujeros de pozos), cada una de las cuales se incorpora en su totalidad por referencia a este documento.

[0040] En ciertas modalidades, el primer detector de aceleración 1^6 y el segundo detector de aceleración 108 comprenden acelerómetros actualmente utilizados en herramientas de inspección del agujero del pozo tradicionales. Por ejemplo, en i ciertas modalidades, uno o ambos del primero y el segundo detector de aceleración 106; 108 comprenden uno o más acelerómetros axiales transversales que pueden usarse para proporcionar mediciones para la determinación de la inclinación el ángulo del lado lalto de la cara de la herramienta, o ambos, de la instrumentación pozo abajo a intervalos a lo largo de la trayectoria de la ruta del pozo. En ciertas modalidades, uno o ambos del ¡primer detector de aceleración 106 y el segundo detector de aceleración 108 comprenden múltiples (es decir, 2 ó 3) acelerómetros de eje único, cada uno de los cuales es sensible a las aceleraciones a lo largo de una dirección de detección individual. En cierta¿ otras modalidades, un acelerómetro de eje único de" los múltiples acelerómetros de eje único está montado ventajosamente de modo que su dirección de detección es sustancialmente paralela al eje 130 de la sección pozo abajo 102. En ciertas modalidades, uno o ambos del primer detector de aceleración 106 y el segundo detector de aceleración 108 comprenden un acelerómetro sensible a aceleraciones en direcciones múltiples (por ejemplo, un acelerómetro de ejes múltiples). Por ejemplo, se puede usar un detector de acelerómetro de tres ejes que sea capaz de medir aceleraciones a lo largo del eje 130 de la sección pozo . ' i • abajo 102 y en dos direcciones generalmente ortogonales en un plano (por ejemplo, un i - ·' . 1 plano axial transversal) que generalmente es perpendicular al eje de la sección pozó abajo 102. En ciertas modalidades, los ejes x e y del detector de acelerómetro de tres eje se definen situados en el plano axial transversal, mientras que el eje z del detector de acelerómetro de tres ejes es coincidente con el eje del agujero del pozo 104 o la sección pozo abajo 102. En ciertas dichas modalidades, el acelerómetro de ejes múltiples está montado ventajosamente de modo que sea sensible a aceleraciones a lo largo de al menos una dirección paralela el eje 130 de la sección pozo abajo 102.

[0041] En ciertas modalidades, el primer detector de aceleración 106 y el segundo detector de aceleración 108 son sustancialmente idénticos. Los acelerómetros de ejemplo incluyen, entre otros, acelerómetros de suspensión de flexión de cuarzo disponibles de una variedad de proveedores. Otros tipos de detectores de aceleración también son compatibles con ciertas modalidades aquí descritas. En ciertas modalidades, se pueden incluir más de dos detectores de aceleración en la sarta de perforación 100. El primer detector de aceleración 106 también se denomina "detector de aceleración inferior" y el segundo detector de aceleración 108 también se denomina "detector de aceleración superior" en este documento. Los términos "superior" e "inferior" se utilizan aquí simplemente para distinguir los dos detectores de aceleración de acuerdo con sus posiciones relativas a lo largo del agujero del pozo 104 y no deben interpretarse como restrictivos.

[0042] La sarta de perforación 100 en algunas modalidades , incluye un controlador 124 que puede configurarse para calcular la diferencia entre el primeri ángulo 121 y el segundo ángulo 122. En la modalidad ilustrada esquemáticamente en la Figura 1 , el controlador 124 está en la superficie y está acoplado a la sección pozo abajo 102 mediante la sección alárgada 1 10. En ciertas modalidades, el controlador 124 comprende un microprocesador adaptado para realizar el método aquí descrito para determinar la desalineación de hundimiento de la herramienta. En ciertas modalidades, el controlador 124 se adapta además para determinar la inclinación y ángulo del lado alto de la cara de la herramienta o la trayectoria de la sección pozo abajo 102 dentro del agujero del pozo 104. En ciertas modalidades, el controlador 124 también comprende un subsistema de memoria adaptado para almacenar al menos una parte de los datos obtenidos de los varios detectores. El controlador 124 puede comprender hardware, software o una combinación de hardware y software. En ciertas modalidades, el controlador 124 comprende una computadora personal estándar.

[0043] En ciertas modalidades, alómenos una sección del controlador 124 está situada dentro de la sección pozo abajo 102. En ciertas otras modalidades, al menos una sección del controlador 124 está situada en la superficie y está acoplada en forma comunicativa a la sección pozo abajo 102 dentro del agujero del pozo 104. En iciertas modalidades en las cuales la sección pozo abajo 102 es parte del sistema de perforación del agujero del pozo capaz de realizar mediciones durante la perforación (MWD) o de perfílaje durante la perforación (LWD), las señales de la sección pozo abajo 102 sé transmiten '¦ : ' I I mediante telemetría de impulsos de lodo o telemetría electromagnética (EM). En ¡ciertas modalidades donde al menos una sección del controlador 124 está situada en la superficie, el controlador 124 está acoplado a la sección pozo abajo 102 dentro del agujero1 dél pozo 104 mediante un alambre o cable extendiéndose a lo largo de la sección alargada ljlO. En ' . ¦ i -ciertas dichas modalidades, la sección alargada 110 puede comprender conductos de señales I a través de los cuales se transmiten señales de los varios dete dentro de la s jección pozo abajo 102 al controlador 124. En ciertas modalidades en las cuales el controlador 124 i ' . , i se adapta para generar señales de control para los varios componentes de la secció pozo abajo 102, la sección alargada 1 10 se adapta para transmitir las señales de control desde el i ·. controlador 124 a la sección pozo abajo 102. i

[0044] En ciertas modalidades, el controlador 124 se adapta para, realizar un análisis posterior al procesamiento de los datos obtenidos de los varios detectores de la sección pozo abajo 102. En ciertas dichas modalidades de procesamiento posterior, se I, :¦ obtienen y se preservan datos de los varios detectores de la sarta de perforación1 100 a medida que la sección pozo abajo 102 viaja dentro del agujero del pozo 104, y los datos preservados se analizan posteriormente para determinar información sobre la sección pozo ' i : abajo 102. Los datos preservados obtenidos de los varios detectores ventajosamente pueden incluir información de referenciá de tiempo (por ejemplo, etiquetado de tiempo).

[0045] En ciertas otras modalidades, el controlador 124 proporciona, un ¡análisis de procesamiento en tiempo real de las señales o datos obtenidos de los varios detectores de la sección pozo abajo 102. En ciertas dichas modalidades de procesamiento en tiempo real, los datos obtenidos de los varios detectores de la sección pozo abajo 102 se analizan mientras la sección pozo abajo 102 viaja dentro del agujero del pozo 104. Enj ciertas modalidades, al menos una parte de los datos obtenidos de los varios detectores se preserva i en la memoria para ser analizados por el controlador 124. El controlador 124 de! ciertas dichas modalidades comprende suficiente capacidad de procesamiento y almacenaje de datos para realizar el análisis en tiempo real. ¦ ' '¦ ? ·

[0046] Uno o más del primer ángulo 121 y el segundo ángulo 122 pueden ser de cero grados en ciertas modalidades. Por ejemplo, tal como se ilustra con respecto' a la Figura 1 y la Figura 2, la primera sección 1 14 puede estar orientada en un ángulo de cero grados con respecto al agujero del pozo 104 en la primera posición 106. En ¡ ciertas modalidades, al menos uno del primer ángulo 121 y el segundo ángulo 122 no es cero*. Por i ejemplo, tal como se ilustra esquemáticamente en las Figuras 1 y 2, la segunda sección 1 18 puede estar orientada en un ángulo que no es cero con respecto al agujero del pozo 104 en i la segunda posición 108. En varias modalidades, uno o ambos del primer ángulo 121 y el segundo ángulo 122 pueden cambiar durante las operaciones de la sarta de perforación 100, I En ciertas modalidades, el primer ángulo 121 puede ser mucho más pequeño que eüángulo 122 o el segundo ángulo 122 puede ser mucho más pequeño que el primer ángulo 121. La diferencia entre el primer ángulo 121 y el segundo ángulo 122 también puede denominarse desalineación o desalineación vertical. En ciertas modalidades, la diferencia entre el primer i ángulo 121 y el segundo ángulo 122 es dé menos de aproximadamente un grado. Eri ciertas modalidades, la diferencia entre el primer ángulo 121 y el segundo ángulo 122 es de menos de aproximadamente 0.6 grados. Otros valores de la diferencia entre, el primer ángulo 121 y el segundo ángulo 122 son compatibles con ciertas modalidades aquí descritas. En ciertas modalidades, la diferencia entre el primer ángulo 121 y el segundo ángulo 122 puede deberse á la desalineación inducida por gravedad, comúnmente denominada hundimiento, de una parte de la sarta de perforación 100 en relación a otra parte de la sarta de perforación 100. En algunas modalidades, la desalineación es causada por fuerzas internas al agujero del pozo 104 tal como la compresión de la sarta de perforación 100 dentro del agujero del pozo 104, o por la desalineación del montaje físico de uno u otro del primer y segundo detector 106, 108 sobre la sarta de perforación .100. Otras causas de la diferencia entre el primer ángulo 121 y el segundo ángulo 122 también son compatibles con ciertas modalidades aquí descritas. i ¡

[0047] El tamaño de la desalineación inducida por gravedad, el hundimiento, generalmente es proporcional al componente de gravedad perpendicular a la trayectoria del pozo en el plano vertical. En general, el error de inclinación (??) atribuible al hundimiento / por lo tanto se supone que es proporcional al seno de la inclinación (I). Por lo tanto, él error de inclinación de un segmento de la sarta de perforación 100 puede expresarse como: - S sm l; _ > (Ec. 4) ' . : donde S es el error de hundimiento/inclinación presente en el segmento de la sarta de perforación 100 cuando el agujero del pozo es horizontal. <

[0048] Cuando hay un (primer) detector inferior 106 y un (segundo) detector superior 108 montados en la sección pozo abajo 102 de la sarta de perforación 100 tal como aquí se describe con respecto a ciertas modalidades, y cuando se supone que la herramienta giratoria dirigible 1 12 está apoyada dentro del agujero del pozo 104 de modo que el detector inferior 106 alineado con el agujero del pozo 104 (por ejemplo, el primer ángulo 121 es cero), se puede determinar el hundimiento del primer detector 108 usando las siguientes ecuaciones: lm = ; + 5 · 5?? /? ; (Ec. 5) 1 donde Iu e II son las inclinaciones verdaderas del detector superior 108 y el detector inferior 106, respectivamente. IUM e ILM son mediciones de estas cantidades obtenidas usando las mediciones de los ejes x, y y z (por ejemplo,*a lo largo del agujero del pozo 104) Gx, Gy, Gz proporcionadas por una tríada ortogonal de acelerómetros montados en la ubicación de cada i detector. Por ejemplo, la inclinación medida se puede calcular usando la siguiente ecuación: x2 + G IM = arctan (Ec 7)

[0049] Para una. sección tangente del pozo, donde los detectores superior inferior 108, 106 están en alineación: IU = IL = I. (Ec. 8) Por lo tanto; · ' I MM = IUM - lm = S - sin /; ¦ (Ec. 9) y se puede obtener un estimado del hundimiento horizontal usando: S = ^- . (Ec. 10) sin / ^

[0050] . En la situación más general en la cual existe hundimiento ¡en las ubicaciones del detector superior 108 y del detector inferior 106, el proceso indicado arriba puede proporcionar un estimado de la diferencia en hundimiento entre la primera y la segunda sección 1 14, 1 15 de la sección pozo abajo 102. !

[0051] La Figura 2 ilustra esquemáticamente una sarta de perforación 100 de ejemplo con un primer detector de aceleración 106 y un segundo detector de aceleración 108 que están desalineados y en que la sarta de perforación está en una sección del agujero ! del pozo 104 teniendo una curvatura (por ejemplo, una flexión o pata de perro). La curvatura mostrada en la Figura 2 es tal que la dirección del agujero del pozo 104 cambia en un ángulo T que no es cero. Cuando la sarta de perforación 100 está en una sección del agujero del pozo 104 teniendo una curvatura, la diferencia medida en inclinación entre los detectores superior e inferior 108, 106 comprende una diferencia de inclinación indicativa de la cantidad de curvatura además de cualquier diferencia de inclinación debido a hundimiento. En ciertas modalidades, la información indicativa de curvatura del pozó^ entre el detector superior 108 y el detector inferior 106 puede utilizarse para determinar un cálculo mejorado del hundimiento. Para brindar información relacionada con la cantidad de curvatura o flexión, en ciertas modalidades la sarta de perforación 100 puede incluir un detector de, flexión adaptado para generar una tercera señal indicativa de una cantidad de flexión entre el agujero del pozo 104 en la primera posición 1 16 y el agujero del pozo 104 I en la segunda posición 120. En ciertas modalidades, el controlador 124 se configura además para calcular la diferencia entre el primer ángulo 121 y el segundo ángulo !122 en respuesta a la primera, segunda y tercera señales. Varios tipos de detectores de flexión son compatibles con ciertas modalidades aquí descritas. Por ejemplo, el detector de flexión puede ser similar a los detectores de flexión descritos en la solicitud de patente i · estadounidense N° 1 1/866,213, titulada "System and Method For Measuring Depth and Velocity of Instrumentation Within a Wellbore Using a Bendable Tool" (Sistema y método para medir la profundidad y velocidad de instrumentación dentro del agujero de un pozo utilizando una herramienta doblable) que se incorpora en su totalidad por referencia a. este documento. Por ejemplo, el detector de flexión de ciertas modalidades comprende un sistema óptico que incluye una fuente luminosa y un detector de luz separado de la fuente luminosa una distancia que no es cero a lo largo del agujero del pozo 104. La fuente luminosa puede configurarse para dirigir la luz hacia el detector de luz, de modo que la luz choque contra la primera sección del detector de luz cuando la sección pozo abajo 102 está eh un estado sin flexión y contra una segunda sección del detector de luz cuando la sección pozo abajo 102 está en un estado doblado.

[0052] En ciertas modalidades, la sarta de perforación 100 puede configurarse para calcular la cantidad de flexión entre el agujero del pozo 104 en la primera posición 1 16 y el agujero del pozo 104 en la segunda posición 120. Por ejemplo, dicho cálculo puede realizarse usando uno o más de los detectores montados en la sarta de perforación 100. En ciertas modalidades, el controlador 124 puede configurarse para calcular la cantidad de flexión entre el agujero del pozo 104 en la primera posición 1 16 y el agujero del pozó 104 en la segunda posición 120 en respuesta a la primera y segunda señales utilizando una técnica de filtrado predictivo. La técnica de filtrado predictivo, por ejemplo, puede ser una técnica de filtrado de Kalman, ejemplos de la cual se describen en este documentó. En varias modalidades, la técnica de filtrado puede usarse en vez o además de usar un detector de flexión para calcular la cantidad de flexión. Modalidades adicionales de una sarta de perforación 100 configurada para calcular la cantidad de flexión entre el agujero del pozo 104 en la primera posición 1 16' y el agujero del pozo 104 en la segunda posición | l2Ó se describen en este documento (por ejemplo con respecto a las Figuras 9- 1 1). 1

[0053] Un cálculo del hundimiento que toma en cuenta la flexión, la cual puede medirse mediante un detector de flexión, puede realizarse de la siguiente forma: Tal como se describió arriba: Para una sección curva del agujero del pozo, ? = ? - ?? = 5 - L ; (Ec. 13) ' ! donde d es la curvatura de pata de perro (flexión) del agujero del pozo entre el detector superior 108 y el detector inferior 106, y donde L es la separación entre el detector superior 108 y el detector inferior 106. Por lo tanto, M = IUM - IUM = S - sm I - S - L (Ec. 14) y ahora se puede obtener un estimado del hundimiento horizontal usando:

[0054] La Figura 3 es un diagrama de flujo de un método 300 de ejemplo para generar información indicativa de desalineación entre el primero y el segundo detector de aceleración 106, 108 montados dentro de la sección pozo abajo 102 de una sárta de perforación 100 de acuerdo con ciertas modalidades aquí descritas. Si bien el método 300 se describe en este documento por referencia a la sarta de perforación . 100 ilustrada esquemáticamente en la Figura 1 y en la Figura 2, otras sartas de perforación también son compatibles con ciertas modalidades aquí descritas. ,

[0055] En ciertas modalidades, el método 300 comprende proporcionar una sarta de perforación 100 que comprende una sección pozo abajo 102 adaptada para moverse dentro del agujero de un pozo 104 en un bloque operativo 302. La sección pozo abajo 102 comprende una primera sección 114 en una primera posición 116 dentro del agujero del ' i pozo 104 y orientada en un primer ángulo 121 en relación al agujero del pozo 104 en la primera posición 1 16. La sección pozo abajo 102 también comprende una segunda sección 1 18 en una segunda posición 120 dentro del agujero del pozo 104 y orientada; en un segundo ángulo 122 en relación al agujero del pozo 104 en la segunda posición l20,len que al menos uno del primero y el segundo ángulo 121, 122 no es cero. La sarta de perforación 100 comprende además un primer detector de aceleración 106 montado dentro de Ja primera sección 114. El primer detector de aceleración 106 está adaptado para generar una primera señal indicativa de una aceleración del primer detector de aceleración 106. La sarta de perforación 100 comprende además un segundo detector de aceleración 108 montado dentro de la segunda sección 118, en. que el segundo detector de aceleración 108 está adaptado para generar una segunda señal indicativa de una aceleración del segundo detector de I aceleración 108.

[0056] En ciertas modalidades, el método 300 comprende además generar la primera señal y la segunda señal mientras la sección pozo abajo 102 de la sarta de perforación 100 está dentro del agujero del pozo 104 en un bloque operativo 304. En ciertas modalidades, la primera y segunda señales se generan mientras la sección pozo abajo 102 se está moviendo dentro del agujero del pozo 104.

[0057] En ciertas modalidades, el método 300 comprende además calcular la diferencia entre el primer ángulo 121 y el segundo ángulo 122 en un bloque operativo 306.

En ciertas modalidades, el método 300 comprende almacenar la diferencia entre el primer ángulo 121 y el segundo ángulo 122 en un bloque operativo 308. En ciertas modalidades, el método 300 comprende además desplegar la diferencia entre el primer ángulo 121 y el segundo ángulo 122 en un bloque operativo 310. Por ejemplo, el primer y segundo ángulos 121, 122 pueden desplegarse en un monitor de una computadora personal fuera del. agujero del pozo 104 en la superficie en ciertas modalidades. En ciertas modalidades, el método 300 comprende además modificar una dirección de perforación de la sarta de perforación 100 con respecto al agujero del pozo 104 en base a la diferencia entre el primer ángulo 121 y el segundo ángulo 122 en un bloque operativo 312. En ciertas modalidades, la dirección puede cambiarse automáticamente (por ejemplo, mediante el controlador en respuesta a la diferencia calculada entre el primer ángulo 121 y el segundo ángulo 122). En ciertas otras modalidades, la dirección es cambiada por un usuario que responde a la diferencia desplegada. !

[0058] La Figura 4 es un diagrama de flujo de un método 400 de ejemplo para determinar la desalineación entre el primero y el segundo detector de aceleración 106, 108 montados dentro de una sarta de perforación 100 de acuerdo con ciertas modalidades aquí descritas. Si bien el método 400 se describe en este documento por referencia a la sarta de perforación 100 ilustrada esquemáticamente en la Figuras 1 y 2, otras sartas de perforación también son compatibles con ciertas modalidades aquí descritas.

[0059] En ciertas modalidades, el método 400 comprende recibir una, o más mediciones de aceleración de un primer detector de aceleración 106 en una primera sección 1 14 de la sarta de perforación 100 en una primera posición 116 dentro del agujero de un pozo 104 en un bloque operativo 402. La primera sección 114 está orientada < primer ángulo 121 relativo al agujero del pozo 104 en la primera posición 1 16. ciertas modalidades, el método 400 comprende además recibir una o más mediciones de aceleración de un segundo detector de aceleración 108 en una segunda sección 1 18 de la sarta de perforación 100 en una segunda posición 120 dentro del agujero del pozo 104 en un bloque operativo 404. La segunda sección 1 18 está orientada en un segundo ángulo 122 relativo al agujero del pozo 104 en la segunda posición 120, en que al menos uno del primero y el segundo ángulo 121, 122 no es cero.

[0060] En ciertas modalidades, el método 400 incluye además calcular la diferencia entre el primer ángulo 121 y el segundo ángulo 122 en respuesta a la una o más mediciones de aceleración del primer detector de aceleración 106 y la una o más mediciones del segundo detector de aceleración 108 en él bloque operativo 406. En;ciertas modalidades, el método 400 comprende además almacenar la diferencia entre el primer . ángulo 121 y el segundo ángulo 122. El método 400 de ciertas modalidades comprende además desplegar la diferencia entre el primer ángulo 121 y el segundo ángulo 122. Por ejemplo, el primer y segundo ángulos 121, 122 pueden desplegarse en un monitor de una computadora personal fuera del agujero del pozó 104 en la superficie en ciertas modalidades. En ciertas modalidades, el método 400 comprend además modificar una dirección de perforación de la sarta de perforación 100 con respecto al agujero del pozo 104 en base a la diferencia entre el primer ángulo 121 y el segundo ángulo 122.

I

[0061] Aquí se describe un método de cálculo de ejemplo para determinar la desalineación entre el primero y el segundo detector de aceleración 106, 108 montados I dentro de una sección pozo abajo 102 de una sarta de perforación 100 utilizando unjprimer detector de aceleración 106 y un segundo detector de aceleración 108. Si bien el método de ejemplo descrito abajo utiliza un número mínimo de variables, otras modalidades no están limitadas sólo a estas variables.

[0062] En el método de ejemplo descrito abajo, la periodicidad de las mediciones de los dos detectores de acelerómetro definen períodos de tiempo o "épocas" donde un conjunto de mediciones de acelerómetro se obtiene en cada época k. En ciertas modalidades, los detectores superior e inferior 106, 108 pueden situarse en paquetes detectores que pueden montarse sobre la sección pozo abajo 102 del agujero del pozo 104.

Otras modalidades distinguen entre los dos detectores de aceleración utilizando otros términos. ! ¦ En ciertas modalidades, h y <¾ son estados que dependen del tiempo, mientras que S¿ y Su son independientes del tiempo. Las predicciones de inclinación de una época a la siguiente pueden expresarse mediante la ecuación: *-, + AJ < , ; (Ec. 17) donde ??¾ es la diferencia de profundidad a lo largo del pozo entre las épocas k-ly k. Se supone que la curvatura de pata de perro es nominalmente constante, lo cual es verdadero en ciertas modalidades aquí descritas. La matriz de covarianza de estado en la época k puede expresarse de la siguiente manera: L ,k ¦ 2 °!>l,k aasu ,k (Ec. 18) ,k donde c^, ¿ es la varianza del parámetro / en el vector de estado ¾, y es la covarianza entre los parámetros /' y j en el vector de estado ¾. "

[0065] Se asignan valores iniciales a los estados de inclinación y pata de perro de conformidad con las mediciones de inclinación inicial obtenidas en las ubicaciones del detector superior 108 y el detector inferior 106, Iuo y IL0 respectivamente. Por lo tanto, el estado inicial en la época 0 puede expresarse de la siguiente manera: (7¿o - 7co )/ ¿ 0 Of ; (Ec. 19) donde L es la distancia fija entre los.dos detectores 106, 108. I

[0066] La matriz de covarianza P0 para el estado inicial en la época 0< puede expresarse de la siguiente manera: i ' donde s, es la íncertidumbre en la inclinación inicial a medio camino entre lós dos paquetes de acelerómetros, y ¾ y as¡j son las incertidumbres en los estimádos iniciales de hundimiento en las ubicaciones de los detectores.

[0067] El vector de estado xk_ en la época k - \ puede usarse para> predecir el vector de estado xk en la época k usando la siguiente ecuación: (Ec. 21) donde

[0068] La matriz de covarianza Q para el vector de estado previsto; puede expresarse mediante la siguiente matriz diagonal: ! donde p¡ es el cambio máximo en inclinación en el intervalo de actualización de medición y ps es él cambio máximo en pata de perro aparente en el mismo período de tiempo. Los elementos de la matriz asociada con el hundimiento pueden ajustarse a cero debido al hecho que el hundimiento horizontal para una sarta de herramienta dada será constante. El i parámetro es un factor de multiplicación entre la desviación estándar de un elemento del vector de estado ( s ) y . el cambio máximo del elemento del vector de estado, de modo tal que el cambio máximo en el elemento del vector de estado puede expresarse como ? - a s . En ciertas modalidades, este factor puede variar de aproximadamente 2 a aproximadamente 5. En otras modalidades, este factor puede variar dentro de otro rango compatible con ciertas modalidades aquí descritas. ; Ecuaciones de mediciones !

[0069] Las mediciones de la inclinación de la trayectoria del pozo j en las ubicaciones de los detectores superior e inferior 1 16, 120 en la sarta de perforación 100 pueden extraerse en intervalos de tiempo regulares de las mediciones de acelerómetro respectivas del detector superior 108 y del detector, inferior 106, tal como se describió arriba. Las mediciones dé inclinación obtenidas en la época £ pueden expresarse como: Lk zt = (Ec. 24) , Uk donde ILk - una medición de inclinación derivada del detector de aceleración inferior 106 en la época k ; y (Ec. 25) ??? - una medición de inclinación derivada del paquete del detector de aceleración superior 108 en la época k ; (Ec. 26)

[0070] Los estimados de la inclinación en las ubicaciones de los detectores de aceleración superior e inferior 108, 106 en las ubicaciones de los detectores superior e inferior 120, 116 pueden expresarse en términos de los estados del modelo en la siguiente I forma: Ik +SK-L/2 + SL s'm(lk +d? -Lll) (Ec.27) Ik -d? -L/2 + Sy sm(lk-SK-LI2) Las diferencias entre las mediciones de inclinación y los estimados de estas cantidádes, identificadas como Azk , pueden formar las entradas a un filtró de Kalman, donde: Ju -{lt +d? ¦ L/2 + SL sm(lt +5K-LI l)} Iuk-{lk-6K -L/2 + Su-s {li-SK-L/2)y (Ec.28) Las diferencias de mediciones pueden expresarse en función de los estados de errores del sistema, Axk = [AIk Aók ASL ASy J , mediante la siguiente ecuación de matriz lineal: zk =Hk-Áxk+vk; (Ec.29) ¡ . donde Hk es una matriz de 2 x 4 en la cual los elementos corresponden a las derivadas parciales de las ecuaciones de mediciones teóricas: | Hnk =\ + SL cos(Ik+Sk-L/2); (Ec.30) : -{l + SL-cos(Ik+Sk-L/2)}, (Ec.31) Hm =sm{Ik+5k -LI2); (Ec.32) (Ec.33) Hm =\ + Su-cos(Ik-Sk-L/2); (Ec.34) H22k =-^{\ + Su -éos(Ik-Sk-L/2)}; ' (Ec.35) ; H,n = ; (Ec.36) HM=sm(Ik-Sk-L/2); (Ec.37) y donde representa el ruido en las mediciones de inclinación. La covarianza del proceso i ¦ de ruido de la medición en la época k puede expresarse mediante la siguiente matriz diagonal: ; donde al k y a¡¡k son las incertidumbres en las mediciones de inclinación superior e inferior, respectivamente.

Paso de predicción del filtro . <

[0071] La matriz de covarianza correspondiente a la incertidumbre en el; vector de estado previsto puede expresarse de la siguiente manera: donde es la matriz de covarianza en la época k prevista en la época k-\,ó la matriz de covarianza antes de la actualización que se puede determinar usando las mediciones de inclinación en la época k. Ya que los estados del sistema se pueden corregir después de cada actualización de medición, un buen estimado del error de estado después de cada i actualización de medición puede ser cero. El estado de error previsto también puede sér ' ' i cero en ciertas modalidades. • i ¦ residual aún después de intentar desmagnetizar estos componentes del sistema de I perforación 200. La Figura 5 ilustra esquemáticamente un sistema de perforación 200 de ejemplo, incluyendo una sección pozo abajo 202 que comprende una o más regiones magnéticas 210 y una o más regiones no magnéticas 212. La sección pozo abajo 202 se mueve a lo largo de un primer agujero de pozo 204. El sistema de perforación 200 de ciertas modalidades comprende además al menos dos detectores magnéticos 206, 208 dentro de al menos una región no magnética 212 de la sección pozo abajo 202.· Los al menos dos detectores magnéticos 206, 208 comprenden un primer detector magnético 206 y un segundo detector magnético 208 espaciados uno de otro una distancia L que no es cero. En ciertas modalidades, el primer detector magnético 206 se adapta para generar una primera señal en respuesta a campos magnéticos Terrestres y de una o más regiones magnéticas 210 de la sarta de la herramienta. El segundo detector magnético 208 se adapta para generar una segunda señal en respuesta a campos magnéticos Terrestres y de una o más regiones magnéticas 210 de la sarta de la herramienta. |¦ .

[0075] La sección pozo abajo 202 de ciertas modalidades comprendé una sarta de perforación. La sección pozo abajo 202 puede incluir una sarta de medición durante la perforación, por ejemplo. En ciertas modalidades, la sarta de perforación 200 puede incluir un paquete de instrumentación de medición durante la perforación (MWD). En ciertas modalidades, uno o más del primero y segundo detector magnético 206, 208 está situado dentro o montado sobre el paquete de instrumentación MWD que puede montarse sobre una sección alargada 217 de la sarta de perforación. En ciertas modalidades, uno o más del primero y segundo detector magnético 206, 208 está montado sobre una herrámienta giratoria dirigible 218. Por ejemplo, en la modalidad ilustrada, el primer detector magnético 206 está montado sobre una herramienta giratoria dirigible 218 y el segundo detector magnético 208 está montado sobre la sección alargada 217 de la sarta de perforación. En ciertas otras modalidades, el primero y el segundo detector magnético 206, 208 Ipueden montarse sobre la sección pozo abajo 202 en varias configuraciones compatibles pon las modalidades, el primero y el segundo detector magnético 206, 208 están espaciados uno de otro una distancia L. En ciertas modalidades, la distancia L es de aproximadamente 40 pies. La distancia L en ciertas otras modalidades es de aproximadamente 70 pies. En ciertas modalidades, el segundo detector magnético 208 y el primer detector magnético 206 están espaciados uno de otro una distancia L en un rango entre aproximadamente ' 40 pies y aproximadamente 70 pies. En otras modalidades la distancia L es otro valor compatible con ciertas modalidades descritas. En ciertas modalidades, se pueden incluir más de dos detectores magnéticos en la sarta de perforación 100. El primer detector magnético 206 también se denomina "detector magnético inferior" y el segundo detector magnético 208 también se denomina "detector magnético superior" en este documento. Los términos "superior" e "inferior" se utilizan aquí simplemente para distinguir los dos detectores magnéticos 206, 208 de acuerdo con sus posiciones relativas a lo largo del agujero del pozo 204 y no deben interpretarse como restrictivos.

[0078] El sistema de perforación 200 de ciertas modalidades comprende además un controlador 214 configurado para recibir la primera señal y la segunda señal y para calcular el campo magnético de la una o más regiones magnéticas 210. En la modalidad ilustrada esquemáticamente en la Figura 5, el controlador 214 está en la superficie y está acoplado a la sección pozo abajo 202 mediante la sección alargada 217. En ciertas modalidades, el controlador 214 comprende un microprocesador adaptado para determinar i un estimado de la interferencia magnética de la sarta de perforación y las mediciónes de interferencia magnética corregidas, las cuales pueden usarse para determinar el acimut de la herramienta con respecto al norte magnético. En ciertas modalidades, el controlador 214 . también comprende un subsistema de memoria adaptado para almacenar al menos una parte de los datos obtenidos de los varios detectores. El controlador 214 puede comprender hardware, software o una combinación de hardware y software. En ciertas modalidades, el controlador 214 comprende una computadora personal estándar.

[0079] En ciertas modalidades, al menos una sección del controlador 214 está situada dentro de la sección pozo abajo 202. En ciertas otras modalidades, al menos una sección del controlador 214 está situada fuera del agujero del pozo 104 en la superficie y • está acoplada en forma comunicativa a la sección pozo abajo 202 dentro del agujero del i pozo 204. En ciertas modalidades en las cuales la sección pozo abajo 202 es parte del r sistema de perforación del agujero del pozo capaz de realizar mediciones durante la perforación (MWD) o de perfilaje durante la perforación (LWD), las señales de la sección pozo abajo 202 se transmiten mediante telemetría de impulsos de lodo o telemetría electromagnética (EM). En modalidades donde al menos una sección del controlador 214 está situada fuera del agujero del pozo 104 en la superficie, el controlador 214 está acoplado en forma comunicativa a la sección pozo abajo 202 dentro del agujero del pozo 204 mediante un alambre o cable de la sección alargada 217. En ciertas dichas modalidades, la sección alargada 217 comprende conductos de señales a través de los cuales se transmiten señales de los varios detectores dentro de la sección pozo abajo ¡ 202 al controlador 214. En ciertas modalidades en las cuales el controlador 214 se adapta para generar señales de control para los varios componentes de la sección pozo abajo 202, la sección alargáda 217 se adapta para transmitir las señales de control desde el controlador 214 a la sección pozo abajo 202.

[0080] En ciertas modalidades, el controlador 214 se adapta para realizar un análisis posterior al procesamiento de los datos obtenidos de los varios detectores de la sección pozo abajo 202. En ciertas dichas modalidades de procesamiento posterior, se obtienen y se preservan datos de los varios detectores del sistema de perforación 200 a medida que la sección pozo abajo 202 viaja dentro del agujero del pozo 204, y los datos preservados se analizan posteriormente para determinar información sobre la sección pozo abajo 202. Los datos preservados obtenidos de los varios detectores ventajosamente pueden incluir información de referencia de tiempo (por ejemplo, etiquetado de tiempo). ! j

[0081] En ciertas otras modalidades, el controlador 214 proporciona un análisis · de procesamiento en tiempo real de las señales o datos obtenidos de los varios detectores de la sección pozo abajo 202. En ciertas dichas modalidades de procesamiento en tiempo real, los datos obtenidos de los varios detectores de la sección pozo abajo 202 se analizan mientras la sección pozo abajo 202 viaja dentro del agujero del pozo 204. En; ciertas modalidades, al menos una parte de los datos obtenidos de los varios detectores se preserva en la memoria para ser analizados por el controlador 214. El controlador 214 de¡ ciertas dichas modalidades comprende suficiente capacidad de procesamiento y almacenaje de 1 datos para realizar el análisis en tiempo real.

[0082] En ciertas modalidades, el controlador 214 se configura para calcular una interferencia axial y por lo tanto calcular un estimado mejorado de una orientación acimutal de la sección pozo abajo 202 con respecto al campo magnético Terrestre. Además, tal como se describe en este documento con respecto a la Figura 6, el controlador 214 de ciertas i ¦ modalidades se configura además para calcular un estimado de una ubicación relativa de un segundo agujero de pozo 230 espaciado del primer agujero del pozo 204.

[0083] En ciertas modalidades, la una o más regiones no magnéticas 212 no son • ¦ i · completamente no magnéticas. Por ejemplo, el algunas modalidades, las regiones no magnéticas 212 son menos magnéticas en relación a las regiones magnéticas 210, pero pueden tener cierto campo magnético asociado con las mismas. Las regiones no magnéticas 212 de ciertas modalidades comprenden lastrabarrenas no magnéticos (" MDCs" por sus siglas en inglés). <

[0084] En ciertas modalidades, la sección pozo abajo 202 de la sárta de perforación incluye uno o más lastrabarrenas 215 y las regiones magnéticas 210 de la sección pozo abajo 202 comprenden dos polos magnéticos generalmente iguales con signos opuestos , situados cerca de los extremos 216 de los lastrabarrenas 215. Las regiones magnéticas 210 de ciertas modalidades generalmente comprenden componentes axiales, lo cual se debe a los polos magnéticos, y están sustancialmente alineadas con el agujero del pozo 204 en la dirección de perforación. Ya que los polos de ciertas modalidades pueden no estar precisamente alineados con respecto al eje de la sarta de perforación, también puede haber componentes axiales transversales presentes. Sin embargo, debido a :que la desalineación de los polos generalmente puede ser relativamente pequeña en comparación i ' con la distancia entre los polos y el primer y el segundo detector magnético 206, 208, los componentes axiales transversales generalmente son pequeños en comparación con los componentes axiales. Los componentes axiales y/o axiales transversales de ciertas modalidades pueden interferir con las mediciones de la orientación acimutal de la sección pozo abajo con respecto al campo magnético Terrestre. j i

[0085] En general, las regiones magnéticas (por ejemplo, tubería de perforación o lastrabarrenas) más cercanas a los detectores 206, 208 pueden exhibir un efecto significativo en las mediciones magnéticas. La intensidad del campo axial en los detectores magnéticos ( dBa ) causado por el lastrabarrenas magnético 215 más cercano, puede calcularse mediante: · donde PD es la intensidad del polo magnético de la tubería de perforación, Lp es la distancia entre polos complementarios (habitualmente el largo de una sola tubería de perforación o lastrabarrenas) y LN es el largo del NMDC entre los detectores magnéticos y el polo magnético más cercano.

[0086] Una intensidad de campo axial en los detectores magnéticos resultante de los efectos de las tuberías de perforación y lastrabarrenas 215 magnéticos más arriba en la sarta de perforación puede calcularse mediante la siguiente ecuación aproximada: dB^—^-T l ' (Ec. 44)

[0087] El campo magnético detectado por un detector magnético puede ser el efecto combinado del campo magnético Terrestre y la magnetización de la sarta de perforación axial ( dBa ). El campo combinado generalmente sólo puede diferir del campo Terrestre en la dirección axial (eje z) y, por lo tanto, puede tener el mismo efecto que la polarización del magnetómetro z. Por lo tanto, el error de acimut puede estar dado por: sin / · sin A dA = - dB. (Ec. 45) ! ; B cosO donde B es la intensidad del campo magnético Terrestre, T es el ángulo magnético de buzamiento y A es el ángulo de acimut magnético. .. ' i '

[0088] En una sección recta del agujero de un pozo, un acimut magnético medido en las ubicaciones de medición superior e inferior ( AUM y A ) (es decir, las : i ubicaciones de los detectores magnéticos superior e inferior 208, 206) puede expresarse en función del acimut verdadero (A) y la interferencia magnética axial en las dos ubicaciones (dBaU y dBaL ), de la siguiente manera: - i sin / · sin A = A - dB aU ' (Ec. 46) B eos T sin / - sin A dB a. L (Ec. 47) B os6 donde L es la ión no magnét a, entre las dos sin / · sin A AdB (Ec. 50) B cos0 donde P AdB = dB aU (Ec. 51) L 4p 4 (L +LN)2 Por lo tanto, la intensidad del polo de perturbación puede determinarse usando: B COS0 AA, 1 1 sin / - sin A 4 {L + L . (Ec. 52) . . " ' :. .1 '

[0089] Dado el conocimiento de la interferencia axial a través- de las ecuaciones ¦¦ ¦. ¦ ¦ . , 1 : . de ejemplo descritas arriba, es posible compensar por la interferencia utilizando modalidades de la divulgación proporcionadas en este documento. j : 104 en la divulgación. Los términos nuevo agujero de pozo 104 y agujero de pozo existente 104 no pretenden ser restrictivos. *

[0091] Además, detectar la ubicación del segundo agujero de pozo 230 también puede ser beneficiosa cuando se desea interceptar un segundo agujero de pozo 230, por ejemplo, para perforar un pozo de alivio que intercepte el segundo agujero de pozo 230, En general, a medida que la sección pozo abajo 202 se aproxima al segundo agujero de pozo 230, la presencia del segundo agujero de pozo 230 se puede detectar utilizando mediciones ¦ 1 del primero y del segundo detector magnético 206, 208 del sistema de perforación. Por ejemplo, el primero y el segundo detector 206, 208 pueden usarse para detectar la orientación acimutal del . sistema de perforación 200 con respecto al campo magnético Terrestre. Entonces se puede usar la orientación acimutal estimada para dirigir el sistema de perforación 200. De acuerdo con ciertas modalidades aquí descritas, el campo magnético derivado del material magnetizado en el segundo agujero de pozo 230 (por ejemplo, en la sarta de tubería de revestimiento del agujero de un pozo existente) puede ser detectado por el primero y el segundo detector 206, 208 y extraído de las mediciones que indicán el campo magnético Terrestre. Entonces estos valores extraídos pueden usarse para detérminar la ubicación del segundo agujero de pozo 230 en ciertas modalidades.

[0092] En referencia a la Figura 6, la separación angular entre las dos trayectorias de pozos puede indicarse por ? . Una incertidumbre de la intensidad de un campo axial en el detector magnético inferior 206 puede ser causada por material ¦ . ¦ i magnetizado en el segundo agujero de pozo 230 (por ejemplo, la sarta de tubería de revestimiento) y se puedé definir mediante la siguiente ecuación aproximada: La interferencia axial transversal detectada en el detector mágnético inferior 206 puede estar dada por: donde Pc representa la intensidad del polo magnético de la tubería de revestimiento, Lc representa el largo promedio de las secciones de tubería de revestimiento y x representa la separación entre la sarta de tubería de revestimiento y el detector magnético inferior 206 en el nuevo agujero de pozo 204. i

[0093] El detector magnético superior 208 en el nuevo agujero de pozo 204 también puede estar sujeto a interferencia de las secciones magnéticas 210 de la tubería de . I revestimiento en el segundo agujero de pozo 230. En ciertas modalidades, la interferencia magnética será más baja para la situación mostrada en la Figura 6 donde el nuevo agujero de pozo 230 se aproxima al agujero de pozo existente 204 ya que el detector mágnético superior está más alejado de la fuente de interferencia magnética (por ejemplo, la tubería de revestimiento del agujero de pozo existente). La incertidumbre de intensidad del campo axial en el detector magnético superior 208 causada por la interferencia de la tubería de ¡ revestimiento puede calcularse mediante la siguiente ecuación aproximada: mientras que la interferencia axial transversal en esta ubicación puede definirse mediante: (4(X + L . s^) + ZC ) . 0.9(?: + Z sin i^) [4(x + L¦ sin ?) LC ) donde I es la separación de los dos instrumentos magnéticos a lo largo de la sarta de la herramienta. En base a estos dos conjuntos de lecturas magnéticas, se pueden generar cuatro ecuaciones con tres incógnitas (P, x y ? ). Por lo tanto, es posible en ciertas modalidades determinar los parámetros desconocidos resolviendo las ecuaciones. Por ejemplo, en una modalidad, se puede utilizar un procedimiento de ajuste de mínimos cuadrados para calcular estos valores. ¡.

[0094] Utilizando ciertas modalidades aquí descritas, la diferencia entre dos mediciones superior e inferior generalmente aumenta a medida que el nuevo agujero de ¦ i pozo 204 se aproxima al agujero de pozo existente- 230. En general, cuando un nuevo agujéro de pozo 204 se aproxima al agujero de pozo existente 230 a lo largo ¡ de una trayectoria perpendicular, la diferencia en las mediciones de campo entre los detectores magnéticos superior e inferior 208, 206 será la mayor. Tal como lo apreciarán aquellos especialistas en la tecnología de la divulgación aquí presentada, ciertas modalidades aquí descritas pueden utilizar la diferencia calculada en los campos magnéticos detectados por los detectores superior e inferior 208, 206 para determinar la distancia de separación cambiante entre el nuevo pozo 204 y un pozo existente 230, y usar esta información ya sea para evitar un choque entre el nuevo pozo 204 y un pozo existente 230 o para hacer que el nuevo pozo 204 intercepte un agujero de pozo existente 230. Por ejemplo, Cuándo un nuevo agujero de pozo 204 se aproxima a un agujero de pozo existente 230 a lo largo de una trayectoria perpendicular al agujero de pozo existente 230, la magnetización resultante del segundo agujero de pozo 230 y detectada por el primero y el segundó detector magnético 206, 208 en el nuevo agujero de pozo 204, generalmente está influenciada por los mismos conjuntos de polos en el agujero de pozo existente 230. Sin embargo, cuando el nuevo agujero de pozo 204 se aproxima al agujero de pozo existente 230 a lo largo de un ángulo no perpendicular, tal como se muestra en la Figura 4, el grupo de polos magnéticos 1 del segundo agujero de pozo 230 que influencian el campo magnético medido por el primer i detector magnético 206 puede ser diferente del grupo de polos magnéticos que influencian el campo magnético medido por el segundo detector magnético 208. Que se detecten conjuntos de polos magnéticos diferentes por el primero y el segundo detector 206, 208 puede depender, por ejemplo, de la separación relativa y también puede variar con el tiempo a medida que el sistema de perforación 200 se mueve con respecto al segundo agujero de pozo 230.

[0095] En ciertas modalidades, el primero y el segundo detector magnético 206, 208 también pueden usarse durante la construcción de un nuevo agujero de pozo ¡204 en cercana proximidad a un agujero de pozo existente 230. Por ejemplo, cuando un sistema de perforación 200 en un nuevo agujero de pozo 204 se nueve paralelo a un agujero de pozo existente, las mediciones de campo magnético del primero y el segundo detector magnético 206, 208 generalmente pueden estar representadas por señales de magnitud similar pero de ! fase variable. La fase relativa de las dos señales puede depender, por ejemplo, del espaciamiento entre los dos detectores magnéticos 206, 208 y del largo de la tubería de •revestimiento en el pozo existente. En ciertas modalidades, el sistema de perforación 200 puede detectar una diferencia entre las mediciones del primero y del segundo detector Í magnético 206, 208 lo cual indica que el nuevo agujero de pozo 204 se está aproximando o se está alejando del pozo existente 230. En ciertas modalidades, esta indicación puede usarse para dirigir el sistema de perforación 200 para perforar un nuevo agujero de pozo 104 en una dirección sustancialmente paralela al agujero de pozo existente. j I I

[0096] La Figura 7 es un diagrama de flujo de un método de ejemplo 700 para generar información indicativa del campo magnético en un primer agujero de pozo ;204 de acuerdo con ciertas modalidades aquí descritas. En ciertas modalidades, el método 700 comprende proporcionar un sistema de perforación 200 en un bloque operativo 702. El sistema de perforación 200 de algunas modalidades comprende una sección pozo abajo 202 adaptada para moverse a lo largo de un primer agujero de pozo 204. La sección pozo abajo 202 puede incluir una o más regiones magnéticas 210 y una o más regiones no magnéticas 212. El sistema de perforación 200 comprende además al menos dos detectores magnéticos 206, 208 dentro de al menos una región no magnética 212 de la sección pozó abajo 202.

Los al menos dos detectores magnéticos 206, 208 comprenden un primer detector magnético 206 y un segundo detector magnético 208 espaciados uno de otro una distancia L que no es cero en ciertas modalidades. El primer detector magnético 206 en j ciertas modalidades se adapta para generar una primera señal en respuesta a campos magnéticos Terrestres y de la una o más regiones magnéticas 210 de la sarta de perforación. En algunas modalidades, el segundo detector magnético 208 se adapta para generar una segunda señal en respuesta a los campos magnéticos Terrestres y de una o más regiones magnéticas 210 de la sarta de perforación. '

[0097] En un bloque operativo 704, el método 700 de algunas modalidades comprende además generar la primera señal la segunda señal mientras la sección pozo abajo 202 del sistema de perforación 200 está en una primera ubicación dentro del primer agujero de pozo 204. En ciertas modalidades, el método 700 incluye además calcular el campo magnético del primer agujero de pozo 204 en respuesta a la primera y la segunda señal en un bloque operativo 706. En ciertas modalidades, el método 700 . comprende además usar el campo magnético calculado para calcular una interferencia axial y por lo tanto calcular un estimado mejorado de una orientación acimutal de la sección pozo abajo 202 con respecto al campo magnético Terrestre en un bloque operativo 708. El método 7.00 de algunas modalidades comprende usar el campo magnético calculado para calcular un estimado de la ubicación relativa de un segundo agujero de pozo 230 espaciado del primer ! agujero de pozo 204.

[0098] La Figura 8 es un diagrama de flujo de un método de ejemplo 8Q0 para determinar el campo magnético en el agujero de un pozo 204 de acuerdo con' ciertas modalidades aquí descritas. En ciertas modalidades, el método 800 comprende recibir una o más mediciones magnéticas de al menos dos detectores magnéticos 206, 208 dentro de al menos una región no magnética 212 de la sección pozo abajo 202 de un sistema de perforación 200 en un bloque operativo 802. En ciertas modalidades, los al menos dos detectores magnéticos 206, 208 comprenden un primer detector magnético 206 y un segundo detector magnético 208 espaciados uno de otro una distancia L que no es cero. En ciertas modalidades, el primer detector magnético 206 genera una primera señal en respuesta a campos magnéticos Terrestres y de una o más regiones magnéticas 210 de la sección pozo abajo 202. En ciertas modalidades, el segundo detector magnético 208 genera una segunda señal en respuesta a campos magnéticos Terrestres y de la una o más regiones magnéticas 210.

[0099] En un bloque operativo 804, el método 800 de algunas modalidades comprende además calcular el campo magnético en respuesta a la una o más mediciones magnéticas de los al menos dos detectores magnéticos 206, 208. En ciertas modalidades, en un bloque operativo 806, el método 800 comprende además usar el campo magnético calculado para calcular una interferencia axial y por lo tanto calcular un estimado mejorado i de una orientación acimutal de la sección pozo abajo 202 con respecto al campo magnético Terrestre. En algunas modalidades, el método 800 comprende además usar el campo magnético calculado para calcular un estimado de la ubicación relativa de un segundo agujero de pozo 230 espaciado del primer agujero de pozo 204.

[0100] A continuación se presenta un método de cálculo de ejemplo para determinar y corregir la magnetización axial compatible con modalidades de la divulgación.

Si bien el método de ejemplo tiene un número mínimo de variables, otras modalidades no están limitadas sólo a estas variables. También se pueden usar variables adicionales, incluso, entre otras, las velocidades y/o profundidades de la sección pozo abajo del agujero del pozo 204. En ciertas modalidades, las unidades de los parámetros y variábles a continuación son en unidades de metros-kilogramos-segundos (MKS).

[0101] En el método de ejemplo descrito abajo, la periodicidad de las mediciones de los dos detectores magnéticos 206, 208 definen períodos de tiempo o "épocas" donde un conjunto de mediciones magnéticas se obtiene en cada época k. En ciertas modalidades, los detectores magnéticos superior e inferior 208, 206 pueden situarse en paquetes detectores que pueden montarse sobre la sección pozo abajo 202 del agujero del pozo 204. Otras modalidades distinguen entre los dos detectores magnéticos utilizando otros términos. i 1. Método de ejemplo que ütiliza mediciones múltiples para corregir la i magnetización axial , I

[0102] En el método de ejemplo descrito a continuación, la medición de acimut ¦ . ' i magnético en base a mediciones de los detectores magnéticos superior e inferior 208, 206 en un sistema de perforación 200 se compara con estimados de aquellas cantidades derivadas de un modelo matemático del sistema para proporcionar una determinación y corrección de la interferencia magnética axial. En ciertas modalidades, estas cantidades se combinan en un proceso de filtrado recursivo que minimiza la varianza de errores en el modelo de error del sistema y proporciona estimados mejorados de varias carácter ísticás del sistema incluyendo el acimut magnético (Á) y la intensidad del . polo de la sarta de perforación (PD).

Modelo del sistema i

[0103] Un vector de estado xk en la época k puede expresarse de la siguiente manera: . , i I xk = [Ak PD J ; (Ec. 57) donde Ak - acimut magnético a medio camino entre los dos detectores mágnéticos (por ejemplo, dos paquetes de magnetómetros); y (Ec. 58) PD - intensidad del polo de la sarta de perforación. (Ec. 59) ; Ak depende del tiempo, mientras que PD es independiente del tiempo. Se supone que las patas de perro de acimut son pequeñas en el método de ejemplo y, por lo tanto, se ignoran.

[0104] El valor inicial asignado al estado de acimut puede ser la media de las i lecturas de acimut obtenidas para las ubicaciones de los magnetómetros superior e inferior, Au0 y AL0 , respectivamente, suponiendo que cualquier curvatura de pata de perro pequeña que exista sea fija entre estas dos ubicaciones de tubería de perforación. Por lo tanto, el estado inicial en la época 0 puede expresarse mediante la siguiente ecuación: ¾ = [( , + 4/0 )/ 2 0f ; (Ec. 60) r La matriz de covarianza P0 para el estado inicial en la época 0 puede expresarse de la , 1 ! ¡ siguiente manera: ; donde s? es la incertidumbre en el acimut inicial aproximadamente* a medio camino entre los dos detectores magnéticos 206, 208 y s?? es la incertidumbre en el estimado inicial de i la intensidad del polo. !

[0105] El vector de estado en la época k - 1 puede usarse para predecir el vector de estado xk en la época k usando la siguiente ecuación: xk = xk_ ; (Ec. 62) La matriz de covarianza Q para el vector de estado pronosticado puede expresarse mediante la siguiente matriz diagonal: donde pA es el cambio máximo en acimut en el intervalo de actualización de medición. Se puede suponer que la intensidad del polo de la sarta de perforación es constante y, por lo tanto, el elemento de la matriz asociado con este estado se puede ajustar a cero. El parámetro a es un factor de multiplicación entre la desviación estándar de un elemento del vector de estado ( s) y el cambio máximo del elemento del vector de estado, de modo tal que el cambio máximo en el. elemento del vector de estado puede expresarse como ? = a s . En ciertas modalidades, este factor puede variar de aproximadamente 2 a aproximadamente 5 en una modalidad. En otras modalidades, este factor puede variar dentro de otro rango compatible con ciertas modalidades aquí descritas. ¡ Ecuaciones de mediciones 1

[0106] Las mediciones del acimut de la trayectoria del pozo basadas en las mediciones de los detectores magnéticos respectivos en las ubicaciones superior e: inferior de los detectores magnéticos 206, 208 en la sarta de perforación pueden extraerse a intervalos de tiempo generalmente regulares. Las mediciones de inclinación obtenidas en la época k pueden expresarse como: donde ALk - la medición de acimut derivada del paquete de magnetómetro inferior en la época k ; · (Ec. 65) ¦Auk = la medición de acimut derivada del paquete de magnetómetro superior en la época k ; (Ec. 66)

[0107] Los estimados del acimut en las ubicaciones del paquete inferior de magnetómetro/acelerómetro en base al módelo se pueden expresar en función de losjestados idades, AZk = Zk - 2 = 4* " k' + sin /u · sin Ak¦ PD /(?¦ p BH · (Z + LN ) Las diferencias de mediciones pueden expresarse en función de los estados de errores del sistema, mediante la siguiente ecuación de matriz lineal: ¡ Azk = Hk - Axk + v, ; (Ec. 68) ' , donde H* comprende una matriz de 2 x 2 en la cual los elementos corresponden a las derivadas parciales de las ecuaciones de mediciones teóricas: Huk =\ + smILk cosAk PD/{4 -BH -{L + LN)2}, (EQ.69) HM = sin ILK ¦ eos 4 l^ -BH -{L + LN )- (Ec.70) .Hm =\ + s\nIuk-cosAk-PD/(4- -BH-LN2);y (Ec.71) H22i = sin Iuk¦ eos Ak /{ -n¦ Bh · LN2 ); (Ec.72) y donde vk representa ruido en las mediciones de acimut. La covarianza del proceso de ruido de medición en la época & puede expresarse mediante la siguiente matriz diagonal: donde y s?^ comprenden las incertidumbres en las mediciones superiores e inferiores de acimut, respectivamente.. I

[0108] En ciertas modalidades, el sistema y las ecuaciones de mediciones anteriores pueden usarse para implementár el procesó de filtrado de la siguiente manera. Paso de predicción del filtro

[0109] La matriz de covarianza correspondiente a la ¡ncertidumbre en el vector de estado pronosticado puede expresarse de la siguiente manera: ?/*-? = . +&-P . (Ec.74) · · ' Actualización de medición del filtro [0 10] La matriz de covarianza y el vector de estado se actualizan después de una medición en la época k usando las siguientes ecuaciones: Pk lk = Pklk- - Gk - Hk - Pklk_, ; (Ec. 75) xkik = **/*-! + Gk - A¾ ; and (Ec. 76) , Gk = Pklk_x - H¡ [Hk - Pklk,x - HkT + Rk ]X . (Ec. 77) C. Uso de múltiples mediciones de inspección direccional para determinar una medida ¦ de la curvatura del agujero del pozo

[0111] Tal como se mencionó, ciertas modalidades aquí descritas proporcionan dos o más mediciones de inspección direccional de los detectores múltiples a una distancia de separación conocida a lo largo de la sarta de la herramienta. Además, ciertas modalidades aquí descritas generan una medida de la curvatura del agujero del pozo entre dos o más ubicaciones del sistema de inspección comparando (por ejemplo, diferenciando) los estimados de orientación del sistema de inspección (por ejemplo, inclinación y ángulo acimut) establecidos en cada ubicación. Los términos flexión, curvatura y pata de perro generalmente se utilizan en forma intercambiable en este documento.

[0112] Por ejemplo, cuando se utiliza una herramienta giratoria dirigible para I perforar un pozo, se pueden generar dos conjuntos de mediciones de inspección - uno mediante detectores de inspección montados dentro de la herramienta giratoria dirigible y un segundo conjunto de mediciones utilizando un paquete de instrumentación de medición durante la perforación (MWD) o una herramienta de inspección giroscópica montada sobre la herramienta de perforación. La herramienta giratoria dirigible puede intentar crear curvatura del pozo que se está perforando (una sección de pata de perro) doblando él eje de perforación que pasa por el mismo en la dirección deseada, por ejemplo. Al comparar (por ejemplo, diferenciar) los dos conjuntos de datos direccionales proporcionados por los dos conjuntos de detectores de inspección (por ejemplo, de la herramienta giratoria dirigible y el paquete de instrumentación MWD) se puede obtener una medida independiente de la cantidad de curvatura de pata de perro creada por la herramienta giratoria dirigible en la distancia de separación entre los dos conjuntos de detectores de acuerdo con i ciertas modalidades aquí descritas. Las diferencias entre el objetivo o curvatura deseada del pozo y la curvatura medida del pozo entonces pueden usarse para ajustar la flexión del eje y corregir la curvatura de acuerdo con la trayectoria deseada.

[0113] La Figura 9 ilustra esquemáticamente una sarta de perforación de ejemplo 900 pará usar en el agujero de un pozo 904 y teniendo un primero y un segundo paquete de detectores 906, 908 en una sección del agujero del pozo 904 teniendo una curvatura ß de acuerdo con ciertas modalidades aquí descritas. La sarta de perforación 900 comprende una sección pozo abajo 902 adaptada para moverse dentro del agujero del pozo i , 904. La sección pozo abajo 902 incluye una primera sección 914 en una primera posición 916 dentro del agujero del pozo 904 y una segunda sección 918 en una segunda posición 920 dentro del agujero del pozo , 904. La sección pozo abajo 902 se adapta para doblar entre la primera sección 914 y la segunda sección 918.

[0114] El primer paquete detector 906 de ciertas modalidades se monta dentro de la primera sección 914 y se adapta para generar una primera medición indicativa de una orientación de la primera sección 914 relativa a la Tierra. Además, el segundo paquete detector 908 de ciertas modalidades se monta dentro de la segunda sección 918 y se adapta para generar una segunda medición indicativa de una orientación de la segunda sección 918 1 . relativa a la Tierra. La sarta de perforación 900 puede comprender además un controlador (no se muestra) configurado para calcular una primera cantidad de flexión ß entre la primera sección 914 y la segunda sección 918 en respuesta a la primera medición y la segunda medición.

[0115] La sarta de perforación 900, en ciertas modalidades, puede ser una sarta de medición durante la perforación (MWD). En ciertas modalidades, lá sarta de perforación 900 incluye un paquete de instrumentación MWD. En ciertas modalidades, la primera sección 914 comprende una sección giratoria dirigible 912 y el primer paquete detector 906 se monta sobre la sección giratoria dirigible 912. El segundo paquete detector 908 de algunas modalidades es parte de un paquete de instrumentación MWD montado sobre la ¡ segunda sección 918 (por ejemplo, en la sección alargada 910 de la sarta de perforación 900). En algunas modalidades, el segundo paquete detector 908 comprende una herramienta de inspección giroscópica. En otras modalidades, el primero y el segundo paquete detector 906, 908 can montados sobre la sección pozo abajo 902 en otras configuraciones compatibles con ciertas modalidades aquí descritas. Por ejemplo, en algunas modalidades, tanto el primero como el segundo paquete detector 906, 908 van montados sobre la sección alargada 910 (por ejemplo en dos paquetes de instrumentación MWD espaciados uno del otro o uno al lado del otro). En otras modalidades, tanto el primero como el segundo '¦ paquete detector 906, 908 están montados sobre la herramienta giratoria dirigible 912. En ciertas modalidades, uno o más paquetes detectores adicionales (no se muestran) están situados sobre la sarta de perforación 900; por ejemplo, cerca del primer paquete detector 906, el segundo paquete detector 908 o ambos. Por ejemplo, en algunas modalidades, un . ' ? tercer paquete detector está situado cerca del primer paquete detector 906 y un' cuarto paquete detector está situado cerca del segundo paquete detector 908. En dicho ejemplo, el cuarto paquete detector puede estar montado en un paquete MWD separado situado al lado del paquete MWD sobre el cual va montado el segundo paquete detector 108.

[0116] El primero y el segundo paquete detector de ciertas modalidades 906, 908 incluyen detectores capaces de generar medidas de inspección direccional, tal como inclinación, ángulo de acimut y ángulo de la cara de la herramienta. Por ejemplo, En ciertas modalidades, el primer paquete detector 906 y el segundo paquete detector 908 comprenden acelerómetros actualmente utilizados en las herramientas de inspección del agujero del pozo tradicionales. El primer paquete detector 906 y el segundo paquete detector 908 pueden comprender cualquiera de los acelerómetros aquí descritos (por ejemplo, con giroscópicos. Uno o más del primero y del segundo paquete detector 906, 908 pueden ser parte de un sistema de inspección giroscópica, por ejemplo. Dichos detectores giroscópicos pueden ser capaces de medir el ángulo de acimut de la instrumentación pozo abajo a intervalos a lo largo de la trayectoria de la. ruta del pozo. Otros tipos de detectores pueden incluirse en el primero y en el segundo paquete detector 906, 908. Por ejemplo,! puede incluirse uno o más detectores magnéticos, tal como cualquiera de los detectores magnéticos aquí descritos (por ejemplo, con respecto a las Figuras 5-8). Generalmente, el i ' I primero y el segundo paquete detector 906, 908 pueden comprender cualquier paquete detector capaz de proporcionar mediciones direccionales tal como inclinación, acimut, ángulo de la cara de la herramienta u otros parámetros para determinar la orientación de ja sarta de perforación 900, componentes de la misma y/o del agujero del pozo 904. ¡

[0117] En ciertas modalidades, la sarta de perforación 900 puede incluir además uno o más detectores de flexión, tal como cualquiera de los detectores de flexión aquí descritos (por ejemplo, los detectores de flexión ópticos y mecánicos descritos con respecto a la Figura 2). Dichos detectores de flexión se pueden usar en conjunto con el cálculo de i flexión realizado utilizando las mediciones del primero y del segundo paquete 'detector, por ejemplo. En algunas modalidades, el cálculo de un detector de flexión separado j puede combinarse o compararse con el cálculo de flexión realizado utilizando las mediciones del primero y del segundo paquetes detectores para proporcionar una determinación más ¡exacta de la flexión. Como tales, los datos adicionales proporcionados por el cálculo de flexión pueden proporcionar redundancia de medición que puede usarse para mejorar y/o i proporcionar una verificación de calidad del estimado de la flexión.

[0118] En ciertas modalidades, el primero y el segundo paquete detector 906, 908 están espaciados uno de otro una distancia ? que no es cero a lo largo de un eje 930. La distancia ? es de aproximadamente 40 pies en ciertas modalidades. La distancia ? en otras ? modalidades es de aproximadamente 70 pies. En ciertas modalidades, el segundó paquete , ' ' j ' detector 908 y el primer paquete detector 906 están espaciados uno de otro una distancia ? en un rango entre aproximadamente 40 pies y aproximadamente 70 pies. Otros valores de ? i ' también son compatibles con modalidades aquí descritas. En ciertas modalidades, la sarta de perforación 900 o la sarta de perfilaje incluye un número suficiente de detectores y espaciamientos adecuados entre el primer detector de aceleración 906 y el segundo detector de aceleración 908 para realizar los métodos aquí descritos. .

[0119] En ciertas modalidades, la herramienta giratoria dirigible 912 comprende una caja 926 que contiene al menos uno del primero y del segundo paquete detector 906, 908 o sobre la cual va montado al menos uno del primero y del segundo paquete detector . ·¦ i 906, 908. Tal como se ilustra esquemáticamente en la Figura 9, la caja 926 de ciertas modalidades contiene el primer paquete detector 906, mientras que el segundo paquete detector 908 está instalado sobre o dentro de la sección alargada 910. La herramienta giratoria dirigible 912 de ciertas modalidades comprende además una barrena de perforación 913 que proporciona una función de perforación. En ciertas modalidades, la sección pozo abajo 902 comprende además secciones tales como collares o extensiones 928, las cuales contactan una superficie interior del agujero del pozo 904 para posicionar la caja 926 en forma sustancialmente colineal con el agujero del pozo 904.

[0120] El controlador (no se muestra) de ciertas modalidades se configura para calcular una cantidad de flexión ß. entre la primera sección 914 y la segunda sección 918 en respuesta a la primera medición del primer paquete detector 906 y la segunda medición del ! segundo paquete detector 908. Si bien no se muestra con respecto a la Figura 9, lá sección pozo abajo 902 puede comprender además un actuador configurado para generar una cantidad de flexión de la sección pozo abajo 902 al menos entre la primera sección 914 y la segunda sección 918. En ciertas modalidades, por ejemplo, el actuador se configura para doblar un eje que pasa a través de la sección giratoria dirigible 912 para cambiar la dirección de la barrena de perforación 913 de la herramienta giratoria dirigible 912, creando así una curvatura en el agujero del pozo 904 cuando la herramienta giratoria dirigible 912 avanza. El controlador se puede configurar además para comparar la cantidad calculada de, flexión ß con una cantidad de flexión objetivo y para calcular una cantidad de ajuste de flexión. Por ejemplo, las líneas punteadas 905 en la Figura 9 muestran una trayectoria deseada de ejemplo para el agujero del pozo 904 que tiene una curvatura deseada ü objetivo del pozo o flexión t. En dichas modalidades, el actuador puede configurarse para ajustar la í ' ' ' · cantidad generada de flexión entre la primera sección 914 y la segunda sección Í918 la cantidad de ajuste de flexión. Además, de acuerdo con ciertas modalidades, la cantidad generada de flexión entre la primera sección 914 y la segunda sección 918 después del ajuste realizado por el actuador es sustancialmente igual a la cantidad objetivo de flexión pt. Como resultado, las sartas de perforación aquí descritas generalmente pueden detectar una cantidad de flexión y ajustar el rumbo para generar una cantidad deseada de flexión.

[0121] La Figura 10 ilustra esquemáticamente un bucle de control de ejemplo 931 para implementar el cálculo y ajuste de la curvatura ß entre la primera y la segunda sección 914, 918 de una sarta de perforación 900. El bucle de control 931 de ciertas modalidades comprende uno o más módulos que proporcionan varias funciones para el bucle de control 931. Estos módulos pueden construirse usando hardware, software o ambos. Por ejemplo, uno o más de los módulos pueden ser módulos de software implementados en el controlador en ciertas modalidades. En algunas modalidades,' uno o más de los módulos puede implementarse físicamente en la sección pozo abajo 902. En I otras modalidades, uno o más de los módulos pueden estar situados sobre el suelo y estar en j ¦ I comunicación con la sección pozo abajo. La Figura 10 ilustra esquemáticamente además una sarta de perforación de ejemplo 900 de acuerdo con ciertas modalidades aquí descritas.

Tal como se muestra, el módulo 932 también recibe, del primer paquete detector 906, ! señales 936 indicativas de una primera medición de una orientación de la primera sección 914 de la sarta de perforación 900 relativa a la Tierra. El módulo.932 también recibe, del segundo paquete detector 908, señales 934 indicativas de una segunda medición de una orientación de la segunda sección 918 de la sarta de perforación 900 relativa a la Tierra.

[0122] El módulo 932 puede configurarse además para calcular una cantidad de flexión 938 entre la primera sección 914 y la segunda sección 918 en respuesta a la primera medición y la segunda medición. La cantidad calculada de flexión 938 puede compararse mediante el módulo 942 con una cantidad objetivo de flexión 940. En una modalidad, los módulos del bucle de control 931 se implementan en la sección pozo abajo 902 y, la I ; cantidad objetivo de flexión 940 se recibe de la superficie. Por ejemplo, en ; ciertas modalidades, la cantidad calculada de flexión 938 puede ser restada de la cantidad objetivo ' i de flexión 940 mediante el módulo 942. El módulo 942 puede generar una cantidad de ajuste de flexión 944 (por ejemplo, la diferencia entre la cantidad objetivo de flexión 940 y la cantidad calculada de flexión 938) en respuesta a la comparación.

[0123] La cantidad de ajuste de flexión 944 puede ser recibida por el módulo 946, y el módulo 946 puede generar una orden de actuador 948. El actuador 950 recibe la orden de actuador 948 y se configura para hacer que el actuador 950 ajuste la cantidad generada de flexión entre la primera sección 914 y la segunda sección 918 la cantjdad de ajuste de flexión 944. Por ejemplo, el actuador 950 puede doblar el eje de la sección giratoria dirigible 912 para dirigir la barrena de perforación 913 y ajustar la cántidad ! generada dé curvatura del agujero del pozo 904 de modo que la sarta de perforación 900 avance durante la perforación. En una modalidad, el actuador 950 comprende una actuador hidráulico y la orden de actuador 948 comprende una señal eléctrica que activa el mecanismo de actuación hidráulica en el actuador 950. De acuerdo con ciertas modalidades, la cantidad generada de flexión entre la primera sección 914 y la segunda sección, 918 después del ajuste realizado por el actuador 950 es sustancialmente igual a la cantidad 1 '. objetivo de flexión 940. Como resultado, en ciertas modalidades, la sarta de perforación 910 aquí descrita generalmente puede detectar una cantidád de flexión y ajustar el rumbo para generar una cantidad deseada de flexión 940. En ciertas modalidades, uno o más de los módulos (por ejemplo, los módulos 932, 942, 946) del bucle de control 931 , ya sea individualmente o en combinación, incluyen componentes tales como una red de filtrado, componentes configurados amplifican y/o atenúan las señales (por ejemplo, las señales 934, i 936, 938, 940, 944) en el bucle de control 931 , etc. Además, uno o más de los módulos, ya sea individualmente o en combinación, pueden incluir un mecanismo de control, tal como alguna forma de mecanismo de control adaptativo configurado para controlar el proceso de perforación y ayudar a mantener un bucle de control 931 generalmente estable. j . . . ' ¦ i ,

[0124] En general, el controlador puede configurarse a programado o de otro modo capaz de realizar las funciones de uno o más de los módulos (por ejemplo, los módulos 932, 942, 946). Además, en ciertas modalidades, una o más de las cantidades calculadas de flexión 938, la cantidad objetivo de flexión 940, la cantidad de ajuste de flexión 944 y la orden de actuador 948 comprenden señales eléctricas representativas de los valores u órdenes respectivas.

[0125] El controlador (no se muestra) puede estar en la superficie y acoplado a la sección pozo abajo 902 mediante la sección alargada 910. En ciertas otras modalidades, el controlador comprende un microprocesador adaptado para aplicar el método aquí descrito para determinar la flexión. En ciertas modalidades, el controlador se adapta además para determinar la inclinación, el acimut y el ángulo del lado alto de la cara de la herramienta o la trayectoria de la sección pozo abajo .102 dentro del agujero del pozo 904. En ciertas ' . I · modalidades, el controlador comprende además un subsistema de memoria adaptado para almacenar al menos una parte de los datos obtenidos de los varios detectores. El coritrolador puede comprender hardware, software o una combinación de hardware , y software. En ciertas modalidades, el controlador comprende una computadora personal estándar. ! ;

[0126] . En ciertas modalidades, al menos una sección del controlador . está situada dentro de la sección pozo abajo 902. En ciertas otras modalidades, al menos una sección del controlador está situada en la superficie y está acoplada en forma comunicativa a la sección pozo abajo 102 dentro del agujero del pozo 904. En ciertas modalidades en las cuales la sección pozo abajo 902 es parte del sistema de perforación del agujero del pozo capaz de realizar mediciones durante la perforación (MWD) o de perfilaje durante la perforación (LWD), las señales de la sección pozo abajo 902 se transmiten mediante telemetría de impulsos de lodo o telemetría electromagnética (EM). En ciertas modalidades donde al menos una sección del controlador está situada en la superficie, el controlador está acoplado a la sección pozo abajo 902 dentro del agujero del pozo 904 mediante un álambre o cable extendiéndose a lo largo de la sección alargada 910. En ciertas dichas modalidades, la sección alargada 910 puede comprender conductos de señales a través de los cuales se I transmiten señales de los varios detectores dentro de la sección pozo abajo 902 al controlador. En ciertas modalidades en las cuales el controlador se adapta para generar señales de control para los varios componentes de la sección pozo abajo 902, la sección alargada 910 se adapta para transmitir las señales de control desde el controlador a la sección pozo abajo 902. Por ejemplo, el controlador puéde generar señales de control' para el actuador para generar una cantidad de flexión de la sección pozo abajo 902 al menos entre la primera sección 914 y la segynda sección 918, tal como se describe en este documento.

[0127] En ciertas modalidades, el controlador se adapta para realizar un análisis posterior al procesamiento de los datos obtenidos de los varios detectores de la sección pozo abajo 902. En ciertas dichas modalidades de procesamiento posterior, se obtienen y se preservan datos de los varios detectores de la sarta de perforación 900 a medida que la sección pozo abajo 902 viaja dentro del agujero del pozo 904, y los datos preservados se analizan posteriormente para determinar información sobre la sección pozo abajo 902. Los datos preservados obtenidos de los varios detectores ventajosamente pueden ; incluir información de referencia de tiempo (por ejemplo, etiquetado de tiempo). j

[0128] En ciertas otras modalidades, el controlador proporciona un análisis de procesamiento en tiempo real de las señales o datos obtenidos de los varios detectores de la sección pozo abajo 902. En ciertas dichas modalidades de procesamiento en tiempo real, los datos obtenidos de los varios detectores de la sección pozo abajo 902 se analizan mientras la sección pozo abajo 902 viaja dentro del agujero del pozo 904. En ciertas modalidades, al menos una parte de los datos obtenidos de los varios detectores se preserva en la memoria para ser analizados por el controlador. El controlador de ciertas dichas modalidades comprende suficiente capacidad de procesamiento y almacenaje de datos para realizar el análisis en tiempo real. 1. Método de ejemplo que utiliza mediciones múltiples para calcular la flexión

[0129] La Figura 1 1 es un diagrama direccional que ilustra la orientación relativa entre una primera posición 916 en el agujero del pozo 904 y una segunda posición 920 en el agujero del pozo 904 en una sección del agujero del pozo con una curvatura de acuerdo con ciertas modalidades aquí descritas. Para claridad de ilustración no se muestra una sarta de perforación con respecto a la Figura 1 1. Sin embargo, el agujero del pozo 904 mostrado en la Figura 1 1 y la curvatura asociada pueden haber sido generados por una de las sartas de perforación aquí descritas. Por ejemplo, la sección giratoria dirigible 912 de la sarta de perforación 900 puede usarse para crear una curvatura del pozo (o sección pata de perro) generalmente en cualquier dirección (por ejemplo, una combinación de cambio de acimut e inclinación). Una posición (también denominada aquí una "estación") en la sarta de perforación 900 y una siguiente posición en la sarta de perforación 900 (por ejemplo, la primera posición 916 y la segunda posición 920) se identifican en la Figura 1 1 como la Estación & y la Estación k + 1 , respectivamente. La orientación relativa de la Estación k y la Estación k + 1 puede definirse mediante dos vectores de dirección, identificados como í k y _ tk+ La Figura 1 1 muestra la inclinación y el ángulo de acimut A^Ik en la Estación k y . .

Ak+i k+i, en la Estación k + 1 , respectivamente. Los vectores pueden definirse mediante las siguientes ecuaciones: sin Ik eos Ak sm lk sm Ak (Ec. 78) , c s donde iones £ y £+l respectivamente. · ' ¦

[0130] Una medida de la flexión en la trayectoria del pozo entré estas dos ubicaciones puede determinarse calculando el producto de punto de los dos vectores _ tk y í_k+l produciendo la siguiente ecuación para la curvatura del pozo ß entre estas dos ubicaciones: : eos ß - eos Ik eos Ik+l + sin Ik sin Ik+l cos(Ak+l - Ak ) (Ec. 80) 1

[0131] Para ángulos . relativamente pequeños, como los que se encuentran típicamente durante el proceso de perforación, se puede obtener un estimado de la flexión en la trayectoria del pozo ( ? ) entre ubicaciones sucesivas k y k+l mediante la siguiente ecuación: ß = 2??-] (Ec. 81) La ecuación 81, la cual se puede derivar directamente de la ecuación 80, se divulga en la publicación de S. J. Sawaryn and J. L. Thorogood, "A compendium of directional calculations based on the mínimum curvature method" (Un compendio de cálculos direccionales basados en el método de mínima curvatura), SPE Drilling & Completion, marzo de 2005. !

[0132] Esta información proporciona una respuesta entre la curvatura del pozo lograda y la deseada, y puede usarse para corregir la trayectoria a la ruta deseada cuándo se está creando el pozo. Los estimados de la cara de la herramienta, inclinación y acimut obtenidos usando el primero y el segundo paquete detector 906, 908 (por ejemplo, del primer paquete detector 906 ubicado sobre o dentro de un sistema giratorio dirigible 912 y un segundo paquete detector 908 ubicado sobre o dentro de un paquete de instrumentación MWD situado sobre la sección alargada 910 de la sarta de perforación 900) son recibidos por un controlador o procesador en el cual la curvatura lograda del pozo ß (el ángulo de pata de perro) se calcula usando las ecuaciones descritas arriba. Se puede calcular una comparación (por ejemplo, la diferencia) entre el objetivo (el cual también puede denominarse "valor exigido") y la trayectoria pata de perro lograda. Se puede generar una señal de control como función de la diferencia de pata de perro y transmitida al actuador de la sarta de perforación 900 (por ejemplo, un actuador 950 del sistema giratorio, dirigible 912) para generar la flexión objetivo en el eje que pasa a través del sistema giratorio dirigible 912. Ejemplos de dicho proceso se describen en más detalle en este documento con respecto a la sarta de perforación 900 de la Figura 9, el bucle de control 931 de la Figura 10 y el método 1200 de la Figura 12, por ejemplo.

[0133] La Figura 12 es-uh diagrama de flujo de un método de ejemplo 1200 para controlar una sarta de perforación 900 de acuerdo con una cantidad calculada de flexión de acuerdo con ciertas modalidades aquí descritas. Si bien el método 1200 se describe ;eni este documento por referencia a la sarta de perforación 900 ilustrada esquemáticamente en la Figura 9 y en la Figura 10, otras sartas de perforación también son compatibles con modalidades aquí descritas.

[0134] En ciertas modalidades, el método 1200 en el bloque operativo 1202 comprende recibir una o más primeras señales de un primer paquete detector 906 montado en una primera sección 914 de la sarta de perforación 900 en una primera posición 916 dentro del agujero de un pozo 914. Las primeras señales de ciertas modalidades pueden ser indicativas de una orientación de la primera sección 914 de la sarta de perforación' 900 relativa a la Tierra. El método 1200 en el bloque operativo 1204 comprende además recibir una o más segundas señales de un segundo paquete detector 908 montado en una segunda sección 918 de la sarta de perforación 900 en una segunda posición 920 dentro del águjero del pozo 914. Las segundas señales de ciertas modalidades son indicativas de una orientación de la segunda sección 918 de la sarta de perforación 900 relativa a la Tierra- y la sarta de perforación 900 puede ser adaptada para doblar entre la primera- sección 914 y la segunda sección 18.

[0135] En el bloque operativo 1206, el método 1200 comprende además calcular una primera cantidad de flexión entre la primera sección 914 y la segunda sección 918 en respuesta a las primeras señales y las segundas señales. En ciertas modalidades, el método 1200 comprende además comparar la primera cantidad de flexión con una cantidad objetivo de flexión. La comparación comprende calcular la diferencia entre la primera cantidad de flexión y la cantidad objetivo de flexión en algunas modalidades. El método 1200 puede incluir además calcular una cantidad de ajuste de flexión en respuesta a la comparación.

[0136] En' ciertas modalidades, el método 1200 puede comprender además ajustar la primera cantidad de flexión entre la primera sección 914 y la segunda sección 918 la cantidad de ajuste de la flexión, resultando en una segunda cantidad de flexión entre la primera sección 914 y la segunda sección 918. La segunda cantidad de flexión entre la primera sección y la segunda sección puede ser sustancialmente igual a la cantidad objetivo de flexión, por ejemplo.

[0137] En ciertas modalidades, las primeras señales son indicativas de uno o i . , más de la inclinación, acimut y ángulo del lado alto de la cara de la herramienta de la primera sección 914 de la sección pozo abajo 902 y las segundas señales son indicativas de la inclinación, acimut y ángulo del lado alto de la cara de la herramienta de la segunda sección 918 de la sección pozo abajo 902. i

[0138] El primer paquete detector 906 de ciertas modalidades comprende al menos un detector de acelerómetro y al menos un detector magnético. El primer paquete detector 908 de ciertas modalidades comprende al menos un detector de acelerómetro y al menos un detector magnético. En algunas modalidades, el primer paquete detector 906 comprende al menos un detector de acelerómetro y al menos un detector giroscópico y el segundo paquete detector 908 comprende al menos un detector de acelerómetro y ai menos un detector giroscópico. En algunas modalidades, el primero y el segundo paquete detector están espaciados uno de otro una distancia que no es cero. La distancia que no es cero de ciertas modalidades está en el rango entre aproximadamente 40 pies y aproximadamente 70 pies.

[0139] Ciertas modalidades descritas aquí proporcionan una medida de la desalineación de múltiples detectores de aceleración montados en la sección pozo abajo de una sarta de perforación. En ciertas modalidades, la medida de la desalineación corresponde a una medida de hundimiento que puede usarse para proporcionar un estimado mejorado de la inclinación de la sección pozo abajo de la sarta de perforación y/o el agujero del pozo. En. i .' ciertas modalidades, las mediciones se basan totalmente en el uso de detectores pozo abajo, < y son independientes de todos los dispositivos de medición en la superficie que están sujetos a error en la detección de la verdadera ubicación y movimiento pozo abajo. Para proporcionar una determinación mejorada de la trayectoria y posición de la sección pozo abajo de la sarta de perforación, ciertas modalidades aquí descritas pueden usarse en combinación con un sistema capaz de determinar la profundidad, velocidad, o ambas, de la sección pozo abajo. Ejemplos de dichos sistemas se describen en la patente estadounidense .

N° 7,350,410, titulada "System and Method for Measurements of Depth and Velocity of Instrumentation Within a Wellbore" (Sistema y método para las mediciones de profundidad y velocidad de instrumentos dentro del agujero de un pozo) y la solicitud de patente estadounidense N° .1 1/866,213, titulada "System and Method For Measuring Depth and Velocity of Instrumentation Within a Wellbore Using a Bendable Tool" (Sistema y método para medir la profundidad y velocidad de los instrumentos dentro del agujero de un pozo usando una herramienta flexible), cada una de las cuales se incorpora en su totalidad por referencia en este documento.

[0140] En ciertas modalidades, se utiliza un algoritmo de procesamiento 'basado en un modelo matemático de la curvatura (pata de perro) del agujero del pozo, incliriación y desalineación de los detectores montados en el agujero del pozo para proporcionar un j ¦ estimado mejorado de la inclinación de la sección pozo abajo de una sarta de perforación ' " ' · i : y/o agujero del pozo. Las mediciones generadas por los acelerómetros múltiples en ciertas modalidades pueden compararse con estimados de las mismas cantidades derivadas de los estados del modelo. Estas diferencias de medición pueden formar las entradas para el algoritmo de procesamiento que efectivamente hace coincidir las salidas del modelo! con las medidas, corrigiendo así las salidas del modelo. En ciertas modalidades, los estimados del error de desalineación se basan en las mediciones de cada ubicación a medida que , la sarta de perforación viaja en la trayectoria del agujero del pozo. La exactitud de las medidas en ciertas dichas modalidades se mejora con el uso de las mediciones independientes de la curvatura o inclinación del pozo, obtenidas en las inmediaciones de las ubicaciones de los detectores, aumentando así la exactitud y fiabilidad del algoritmo de estimación. ¦ ¦ i '·

[0141] Ciertas modalidades aquí descritas proporcionan un estimado, de la interferencia magnética incidente en los múltiples detectores magnéticos montados ¡dentro de una región no magnética de la sección pozo abajo de un sistema de perforación. En ciertas dichas modalidades, los componentes de interferencia son el resultado de campos magnéticos incidentes en los detectores que no provienen del campo magnético Terrestre.

' I , Ciertas modalidades utilizan las mediciones magnéticas para determinar una interferencia axial derivada de una o más secciones magnéticas de la sección pozo abajo y proporcionar un estimado mejorado de la orientación acimutal de la sección pozo abajo con respecto al . campo magnético Terrestre. Ciertas modalidades utilizan un algoritmo de procesamiento . > : ' . .' ¦ - : ... I ' : ' basado en un modelo matemático del acimut magnético a medio camino entre , dos detectores magnéticos y la intensidad del polo de la sarta de perforación. Las, mediciones generadas por los detectores magnéticos en ciertas modalidades pueden compararse! con estimados de las mismas cantidades derivadas de los estados del modelo. Estas diferencias • ' ' ' i ¦ de medición pueden formar las entradas para el algoritmo de procesamiento ¡ que efectivamente hace coincidir las salidás del modelo con las medidas, corrigiendo 'así las salidas del modelo. |

[0142] En ciertas modalidades, se utilizan las mediciones magnéticas para detectar campos magnéticos de fuentes distintas de las regiones magnéticas eri la sección I ¡ pozo abajo de la sarta de perforación, tal como, por ejemplo, de regiones magnéticas en un segundo agujero de pozo. En ciertas dichas modalidades, se utilizan las , mediciones ¦' ¦ : i ; · magnéticas para detectar la ubicación del segundo agujero de pozo en relación con eljprimer agujero de pozo. ' ! ,

[0143] Se describieron varias modalidades arriba. Si bien se describieron con I referencia a estas modalidades específicas, las descripciones tienen un objetivo ilustrativo, no restrictivo. Aquellos especializados en la tecnología pueden idear varias modificaciones y aplicaciones sin desviarse del verdadero espíritu y alcance de la invención, tal cómo se define en las reivindicaciones adjuntas.

Claims

REIVINDICACIONES ¡ '

1. Un método para controlar una sarta de perforación, comprendiendo: recibir una o más primeras señales de un primer paquete detector montado en una primera sección de la sarta de perforación en una primera posición dentro del agujero de un pozo, en que las primeras señales son indicativas de una orientación de la primera sección de la sarta de perforación relativa a la Tierra; recibir una o más segundas señales de un segundo paquete detector montado en una segunda sección de la sarta de perforación en una segunda posición dentro del agujero del pozo, en que las segundas señales son indicativas de una orientación de la segunda sección de la sarta de perforación relativa a la Tierra, y la sarta de perforación está adaptáda para doblar entre la primera sección y la segunda sección; y calcular una primera cantidad de flexión entre la primera sección y la segunda sección en respuesta a las primeras señales y las segundas señales.

2. . El método de la Reivindicación 1, el cual comprende además comparar la í primera cantidad de flexión con una cantidad objetivo de flexión.

3. El método de la Reivindicación 2, en que la comparación comprende I calcular una diferencia entre la primera cantidad de flexión y la cantidad objetivo de flexión.

4. El método de la Reivindicación 2, el cual comprende además calcular una cantidad de ajuste de flexión en respuesta a la comparación.

5. E método de la Reivindicación 4, el cual comprende además ajustar la primera cantidad de flexión entre la primera sección y la segunda sección la cantidad de ajuste de la flexión, resultando en una segunda cantidad de flexión entre la primera sección y la segunda sección.

6. · El método de la Reivindicación 5, en que la segunda cantidad de flexión entre la primera sección y la segunda sección es sustancialmente igual a la cantidad objetivo de flexión. :

7. El método de la Reivindicación 1, en que las primeras señales son i indicativas de uno o más de la inclinación, acimut y ángulo del lado alto de la cara de la herramienta de la primera sección y las segundas señales son indicativas de la inclinación, acimut y ángulo del lado alto de la cara de la herramienta de la segunda sección.

8. El método de la Reivindicación 7, en que el primer paquete detector comprende al menos un detector de acelerómetro y al menos un detector giroscópico, y el segundo paquete detector comprende al menos un detector de acelerómetro y al menos un detector magnético.

9. El método de la Reivindicación 7, en que el primer paquete detector comprende al menos un detector de acelerómetro y al menos un detector giroscópico, y el segundo paquete detector comprende al menos un detector de acelerómetro y al menos un detector giroscópico.

10. El método de la Reivindicación 1, en que el primero y el segundo paquete I detector están espaciados uno de otro una distancia que no es cero. ¡ ¡ i

11. El método de la Reivindicación 10, en que la distancia que no es cero 'está en un rango entre aproximadamente 40 pies y aproximadamente 70 pies.

12. Una sarta de perforación que comprende: una sección pozo abajo adaptada para moverse dentro del agujero de un pozo, en que la sección pozo abajo tiene una primera sección de una primera posición dentro del agujero del pozo y una segunda sección |en una segunda posición dentro del agujero del pozo, en que la sección pozo abajo está adaptada para doblar entre la primera sección y la segunda sección; un primer paquete detector montado dentro de la primera sección, en que el detector del primer paquete detector está adaptado para generar una primera medición indicativa de una orientación de la primera sección relativa a la Tierra; y . ' ! . ' un segundo paquete detector montado" dentro de la segunda sección, en que el segundo paquete detector está adaptado para generar una segunda . medición indicativa de una orientación de la segunda sección relativa a la Tierra; y un controlador configurado para calcular una cantidad de flexión entre la primera sección y la segunda sección en respuesta a la primera ) i medición y la segunda medición. 1

13. La sarta de perforación de la Reivindicación 12, en que la sección pozo abajo comprende además un actuador configurado para generar una cantidad de flexión de la sección pozo abajo al menos entre la primera sección y la segunda sección. . ·¦ - . . . _ : ' , I ; ·¦ . 83 : ' : . '

14. La sarta de perforación de la Reivindicación 13, en que el controlador se configura además para comparar la cantidad calculada de flexión con una cantidad de flexión objetivo y para calcular una cantidad de ajuste de flexión. J

15. La sarta de perforación de la Reivindicación 14, en que el actuador está configurado para ajustar la cantidad de flexión generada entre la primera sección y la segunda sección la cantidad de ajuste dé flexión..

16. La sarta de perforación de la Reivindicación 15, en que la cantidad generada de flexión entre la primerá sección y la segunda sección después del ajuste realizado por el actuador es sustancialmente igual a la cantidad objetivo de flexión. í ¦

17. La sarta de perforación de la Reivindicación 12, en que la primera sección í comprende una sección giratoria dirigible y el primer paquete detector está montado sobre la sección giratoria dirigible.

, 18. La sarta de perforación de la Reivindicación 17, en que el segundo paquete detector es. parte de un paquete de instrumentación de medición durante la perforación montado sobre la segunda sección.

19. La sarta de perforación de la Reivindicación 17, en que el segundo paquete detector es parte de un sistema de inspección giroscópica montado sobre la segunda sección.

20. La sarta de perforación de la Reivindicación 19, en que el primero y el segundo paquete detector están espaciados uno de otro una distancia que no es cero. ) í i ·¦ ,

21. La sarta de perforación de la Reivindicación 20, en que la distancia que río es cero está en un rango entre aproximadamente 40 pies y aproximadamente 70 pies.