MX2011012423A - Herramienta de registro de resistividad compensada de agujero de pozo, que tiene un espaciamiento de antenas asimetrico. - Google Patents

Abstract

Una herramienta de registro mientras se perfora, de resistividad compensada (100,12), que tiene axialmente transmisores asimétricamente espaciados (T1,T2,T3), está configurada para proveer mediciones de resistividad compensada. En una modalidad ilustrativa, la herramienta (100,120) incluye primer y segundo transmisores de compensación (CT1,CT2), preferiblemente desplegados axialmente en forma simétrica entre primer y segundo receptores espaciados (R1,R2). La herramienta (100,120) además incluye una pluralidad de transmisores (T1,T2,T3) desplegados axialmente en forma asimétrica con respecto a los receptores (R1,R2), v.gr., en un lado axial de los receptores (R1,R2). Los transmisores de compensación (CT1,CT2) están configurados para adquirir una compensación de agujero de pozo que pueda ser sustraída de mediciones de fase y atenuación convencionales.

Description

HERRAMIENTA DE REGISTRO DE RESISTIVIDAD COMPENSADA DE AGUJERO DE POZO, QUE TIENE UN ESPACIAMIENTO DE ANTENAS ASIMÉTRICO CAMPO DE LA INVENCIÓN La presente invención se refiere en general a herramientas de medición de pozo utilizadas para medir propiedades electromagnéticas de un agujero de pozo subterráneo. De manera más particular, la invención se refiere a herramientas de registro de resistividad compensada de pozo, que tienen espaciamiento de transmisores asimétrico a lo largo del eje longitudinal de la herramienta.

ANTECEDENTES DE LA INVENCIÓN El uso de mediciones eléctricas en aplicaciones de pozo de la técnica anterior, tales como registro mientras se perfora (LWD, por sus siglas en inglés) , medición mientras se perfora (MWD, por sus siglas en inglés) , y aplicaciones de registro de linea de cable es bien conocido. Esas técnicas se pueden utilizar para determinar la resistividad de una formación subterránea que, junto con mediciones de porosidad de la formación, a menudo se usa para indicar la presencia de hidrocarburos en la formación. Por ejemplo, en la técnica se sabe que las formaciones porosas que tienen una resistividad eléctrica alta con frecuencia contienen hidrocarburos, tales como petróleo crudo, mientras que las formaciones porosas que tienen una resistividad eléctrica baja con frecuencia están saturadas con agua. Cabe apreciar que los términos resistividad y conductividad con frecuencia se usan indistintamente en la técnica. Los expertos en la técnica reconocerán fácilmente que estas cantidades son reciprocas y que una puede ser convertida a la otra mediante cálculos matemáticos simples. La mención de una u otra aquí es para conveniencia de descripción, y no se pretende que tenga un sentido de limitación.

La resistividad (o conductividad) de la formación comúnmente se mide transmitiendo una onda electromagnética a través de una formación usando una longitud de alambre de antena enrollado alrededor de una herramienta de pozo. Como lo saben bien los expertos en la técnica, una corriente eléctrica variable con el tiempo (una corriente alterna) en una antena transmisora produce un campo magnético variable con el tiempo correspondiente en la formación.' El campo magnético a su vez induce corrientes eléctricas (corrientes parásitas) en una formación conductora. Estas corrientes parásitas además producen campos magnéticos secundarios que pueden producir una respuesta de voltaje en una antena receptora. El voltaje medido en las antenas receptoras puede ser procesado, como lo conocen los expertos en la técnica, para obtener una o más mediciones del campo magnético secundario, que a su vez puede ser procesado adicionalmente para estimar la resistividad (conductividad) y/o constante dieléctrica de la formación. Estas propiedades de formación eléctricas pueden estar relacionadas además con el potencial de contención de hidrocarburo de la formación mediante técnicas conocidas por los expertos en la técnica.

También es bien sabido que una onda electromagnética transmitida es típicamente atenuada y desplazada en fase por una cantidad relacionada con la resistividad y/o constante dieléctrica de la formación. La onda transmitida es comúnmente recibida en una primera- y segunda antenas receptoras espaciadas. La atenuación y desplazamiento de fase entre el primer y segundo receptores se adquieren comúnmente al tomar una relación de las ondas recibidas. La atenuación y/o desplazamiento de fase entonces se pueden utilizar para estimar la resistividad de la formación. Para adquirir más datos, v.gr., a profundidades múltiples de investigación en la formación, es bien sabido que las mediciones anteriores se hacen usando múltiples transmisores espaciados, ya que la profundidad de penetración de una onda electromagnética en la formación tiende a incrementar al aumentar el espaciamiento entre el transmisor y el receptor. El uso de frecuencias de perturbación múltiples es también un medio de investigación conocido de profundidades de investigación múltiples ya que la profundidad de penetración tiende a estar inversamente relacionada con la frecuencia de las ondas electromagnéticas propagadas.

A fin de acomodar errores introducidos por la electrónica del receptor (v.gr., debido a pozo de deriva térmica) , las mediciones de resistividad convencionales comúnmente utilizan un esquema de compensación. Una técnica de compensación de este tipo es configurar una herramienta de resistividad con transmisores simétricos (es decir, con los transmisores desplegados axialmente en forma simétrica alrededor de los receptores) . La figura 1 ilustra una herramienta de resistividad 50 de la técnica anterior bien conocida y comercialmente disponible que utiliza dicha compensación. La modalidad de herramienta ilustrada incluye primer y segundo receptores Rl y R2 desplegados en forma simétrica entre el primer y segundo conjuntos de transmisores TI, T2, T3 y ??' ?2' , . ?3' . Los transmisores son activados secuencialmente y los resultados de cada uno de los pares de transmisores (TI y ??', T2 y ?2' , T3 y T3') se pueden promediar para cancelar esencialmente el término de error. Aunque este enfoque es comercialmente viable, un inconveniente es que da por resultado una longitud de herramienta significativamente incrementada. La longitud de herramienta incrementada da por resultado que otros sensores sean localizados más allá de la barrena. La longitud de herramienta incrementada también puede ser problemática en pozos de severidad de recodo alta.

La patente de E.U.A. 6,218,842 describe un esquema de compensación alternativo en el cual un solo transmisor de compensación es desplegado axialmente entre los receptores. Durante las operaciones de barrenado, el transmisor de calibración genera una onda electromagnética que es detectada por cada uno de los receptores. La diferencia en atenuación y desplazamiento de fase entre las señales detectadas se usa para calibrar los receptores para deriva térmica. Aunque este enfoque puede superar los problemas anteriormente descritos, requiere que el transmisor de calibración esté ubicado con precisión entre los receptores. Cualesquiera errores' en la colocación (o deformación del cuerpo de la herramienta debido a la temperatura y presión extremas del pozo) pueden dar por resultado errores de calibración significativos.

Por lo tanto, en la técnica persiste la necesidad de herramientas de registro de resistividad mejoradas adicionales, y en particular esquemas de compensación mejorados para dichas herramientas de registro de resistividad.

SUMARIO DE LA INVENCIÓN De conformidad con la presente invención por lo tanto se provee una herramienta de resistividad registro mientras se perfora, como se describe en las reivindicaciones anexas. También se provee un método para compensar medición de resistividad como se describe en las reivindicaciones anexas.

Aspectos de la presente invención están diseñados para hacer frente a la necesidad descrita anteriormente para una herramienta de registro de resistividad mejorada. En un aspecto, la presente invención incluye una herramienta de resistividad de registro mientras se perfora, que tiene una pluralidad de transmisores espaciados desplegados en un lado axial del primer y segundo receptores . · La herramienta además incluye primer y segundo transmisores de compensación, preferiblemente desplegados en forma simétrica entre los receptores. Los transmisores de compensación se pueden usar para adquirir una compensación de agujero de pozo (errores de fase y atenuación) que pueden ser sustraídos de las mediciones de fase y atenuación convencionales.

Modalidades ilustrativas de la presente invención ventajosamente proveen varias ventajas técnicas. Por ejemplo, las modalidades ilustrativas de la invención venta osamente proveen compensación de agujero de pozo exacta mientras también proveen una reducción significativa en la longitud general de la herramienta. Las herramientas de conformidad con la invención por lo tanto tienden a ser mejor adaptadas para pozos de severidad de recodo alta y también proveen una BHA más compacta.

En un .aspecto, una modalidad de la presente invención incluye una herramienta de resistividad de registro mientras se perfora- La herramienta incluye un cuerpo de herramienta de registro mientras se perfora, que tiene primer y segundo receptores longitudinalmente espaciados desplegados en el mismo. Un primer y segundo transmisores de compensación longitudinalmente espaciados son preferiblemente desplegados en el cuerpo de herramienta, y preferiblemente desplegados axialmente entre el primer y segundo receptores. Los transmisores de compensación son axialmente simétricos alrededor de un -punto medio entre el primer y segundo receptores. Una pluralidad de transmisores longitudinalmente espaciados también se despliega en el cuerpo de herramienta, la pluralidad de transmisores siendo asimétricos con respecto al punto medio. En una modalidad preferida, la herramienta de resistividad además incluye un controlador configurado para (i) utilizar el primer y segundo transmisores de compensación para obtener por lo menos uno de un error de atenuación' y un error de fase en los receptores y (ii) sustraer el error de atenuación y/o error de fase de mediciones subsecuentes de atenuación y fase hechas con por lo menos uno de la pluralidad de transmisores y el primer y segundo receptores.

En otro aspecto, la presente invención incluye un método para compensar mediciones de resistividad hechas en un agujero de pozo subterráneo. El método incluye desplegar una herramienta de resistividad en el agujero de pozo. La herramienta incluye primer y segundo receptores longitudinalmente espaciados, primer y segundo transmisores de compensación longitudinalmente espaciados (los transmisores de compensación siendo axialmente simétricos alrededor de un punto medio entre el primer y segundo receptores) , y una pluralidad de transmisores longitudinalmente espaciados. El método además incluye hacer que el primer y segundo transmisores de compensación transmitan primera y segunda ondas electromagnéticas de compensación correspondientes, medir un desplazamiento de fase y una atenuación entre el primer y segundo receptores para cada una de la primera y segunda ondas electromagnéticas de compensación, y calcular un error de desplazamiento de fase y un error de atenuación de las de desplazamiento de fase y atenuaciones medidas. El método además incluye hacer que por lo menos uno de los transmisores transmita una onda electromagnética, medir un desplazamiento de fase y una atenuación entre el primer y segundo receptores, y sustraer el error de desplazamiento de fase y error de atenuación calculados del desplazamiento de fase y atenuación medidos para obtener un desplazamiento de fase y atenuación compensados .

Lo anterior ha resumido ampliamente las características y ventajas técnicas de la presente invención para se pueda entender mejor la descripción detallada de la invención que sigue. Características y ventajas adicionales de la invención se describirán de aquí en adelante, las cuales forman el tema de las reivindicaciones de la invención. Los expertos en la técnica apreciarán que el concepto y la modalidad específica descrita pueden se fácilmente utilizados como una base para modificar o diseñar otras estructuras para llevar- a cabo los mismos propósitos de la presente invención. Los expertos en la técnica también se deberán percatar de que esas construcciones equivalentes no se apartan de la esencia y alcance de la invención como se expone en las reivindicaciones anexas.

BREVE DESCRIPCIÓN DE LOS DIBUJOS Para un entendimiento más completo de la presente invención, y las ventajas de la misma, ahora se hace referencia a las siguientes descripciones tomadas junto con los dibujos anexos, en los cuales: La figura 1 ilustra una herramienta de resistividad de L D compensada de la técnica anterior que utiliza conjuntos de transmisores simétricos.

La figura 2 muestra una modalidad ilustrativa de una herramienta de resistividad de LWD asimétrica de conformidad con la presente invención.

La figura 3 muestra otra modalidad ilustrativa de una herramienta de resistividad de LWD asimétrica de conformidad con la presente invención.

La figura 4 muestra una modalidad de método ilustrativa de conformidad con la presente invención en forma de diagrama de flujo.

DESCRIPCIÓN DETALLADA DE LA INVENCIÓN La figura 2 muestra una modalidad ilustrativa de una herramienta de resistividad de L D 100 de conformidad con la presente invención. La herramienta de resistividad 100 incluye una pluralidad de transmisores espaciados Ti, T2 y T3 y un par de receptores espaciados Ri y R2 desplegados alrededor de un cuerpo de herramienta 110. Se puede pensar que los transmisores Ti, T2 y T3 son asimétricos ya que son desplegados en un lado axial del par de receptores Ri y R2 y porque no hay transmisores simétricos correspondientes desplegados en el lado axial opuesto de los receptores. A diferencia de la herramienta de resistividad 50 de la técnica anterior mostrada en la figura 1, la presente invención no incluye un segundo conjunto de transmisores simétricos. La herramienta de resistividad 100 además incluye un par de transmisores simétricos de compensación CTi y CT2. En la modalidad ilustrativa mostrada en la figura 2, estos transmisores de compensación CTi y CT2 son desplegados axialmente entre el par de receptores Ri y R2. Aunque la invención no está limitada con respecto a esto (los transmisores de compensación también pueden ser desplegados axialmente alrededor de los receptores) , el despliegue de los transmisores de compensación CTi y CT2 entre el par de receptores Ri y R2 es preferido ya que ventajosamente reduce al mínimo la longitud de la herramienta.

Continuando la referencia a la figura 2, los transmisores de compensación CTi y CT2 están configurados para sintetizar una compensación de agujero de pozo adecuada. Esta compensación entonces puede ser removida de las mediciones no compensadas adquiridas usando los transmisores i, T2 y T3 y receptores Ri y R2 espaciados. Durante la perforación, los transmisores de compensación CTi y CT2 pueden ser activados secuencialmente en cualquier intervalo de tiempo adecuado para generar ondas electromagnéticas correspondientes en la formación. Estas ondas son recibidas por cada uno de los receptores Ri y R2 y utilizadas para calcular la compensación de agujero de pozo. Los transmisores de compensación CTi y CT2 pueden ser energizados con una corriente eléctrica alterna que tiene el mismo signo o signos opuestos. La invención no está limitada con respecto a esto.

La figura 3 muestra una modalidad de herramienta de resistividad alternativa 150 de conformidad con la presente invención, en la cual los transmisores de compensación C i y CT2 se despliegan en las mismas ranuras que los receptores correspondientes Ri y R2. Dicha modalidad .ventajosamente reduce el número de ranuras en el cuerpo de herramienta y por lo tanto tiende a reducir costos de fabricación y conservar la resistencia de la herramienta. Se apreciará que la invención no está limitada a la modalidad de herramientas ilustrativa mostrada en las figuras 2 y 3. Por ejemplo, en otra modalidad de herramientas alternativa, los transmisores de compensación CTi y CT2 también se pueden desplegar axialmente alrededor de los receptores (a diferencia de axialmente entre) . La invención no está limitada con respecto a esto.

Los expertos en la técnica apreciarán fácilmente que el campo magnético obtenido de una onda electromagnética recibida difiere del campo magnético verdadero en la formación debido a varios factores ambientales (v.gr., incluyendo deriva de temperatura, deformación de antena y otros errores electrónicos en el receptor) . Esta distorsión puede estar representada matemáticamente, por ejemplo, como sigue : ? ?) = ?(?)ß????(?) Ecuación 1 en donde H* (?) representa el campo magnético medido, ?(?) representa el campo magnético verdadero en la formación, ?(?) y ?f representa la amplitud y distorsión de fase de la formación campo magnético verdadero, y ? representa la frecuencia angular de la onda electromagnética en unidades de radianes. Cuando los transmisores de compensación CTX y CT2 se activan secuencialmente como se describió anteriormente, los campos magnéticos medidos en cada uno de los receptores Ri y R2 pueden estar representados matemáticamente en forma similar, por ejemplo, como sigue: Hc'nR ) = CT^)A {a)e'^'HCTm(a) ?s* ??2(?) = C a)AR 2 { )e^HCT 2{ ) ?2?(?) = ??2(?)??](?)ß^?(:t2?,(?) HC*T2R2(>) =€?2?)??2?)ß?"1HCT2R2co) Ecuación 2 en donde H* CTIRI ( C ) y H* CTIR2 (CJ) representan los campos magnéticos medidos en el primer y segundo receptores Ri y R2 inducidos al activar el primer transmisor de compensación CTi, H* CT2RI ( ) Y H* CT2R2((¿) representan los campos magnéticos medidos en el primer y segundo receptores Ri y R2 inducidos al activar el segundo transmisor de compensación CT2, Hcriiu (?) , ½?2(«) , ¾?«2(?), ?*0t2?a(?) y #*?"G22¾(?) representan los campos magnéticos verdaderos correspondientes en la formación, RI ( CÚ ) , ??2(?) y ?f?,?, ?^?2 representan la amplitud y distorsión de fase del campo magnético de formación verdadero en cada uno de los receptores, y < ??(?) y CT2(CJ) explican cualesquiera variaciones de momento del transmisor .

Al seguir el procedimiento estándar de tomar la relación de la medición del receptor lejano a la medición del receptor cercano, la respuesta para cada transmisor, #*?t?(?) y #*CT2(W) puede estar representada matemáticamente, por ejemplo, como sigue: HC'T1{C0)= ?^?) = ^e^-^)HcT mÍ>) Ecuaci-n 3 HCT2R2(<») 2(?) HCT2R2((0) El ruido (error) del sistema tanto en amplitud como en fase, como se mide por los transmisores de compensación, entonces puede estar representado como la raíz cuadrada de la relación de H*CTI(V) a H*CT¿( ) . Esto puede estar representado matemáticamente, por ejemplo, como sigue: ??2(?) CTH(íy) = ?'(??_-*??) Ecuación 4 en donde el error de atenuación es AE=AR2 ( ?) /ñR1 ( ?) y el error de fase es ? ? = ?^?2-?^?· Con base en las ecuaciones 3 y 4, la amplitud y error de fase se puede obtener fácilmente de las activaciones del transmisor de compensación CTi y CT2. Por ejemplo, con referencia adicional ahora a la figura 4, los transmisores de compensación CTi y CT2 pueden ser activados secuencialmente en 202 y la atenuación y desplazamiento de fase correspondientes entre los receptores Ri y R2 medidos para cada activación de transmisor de compensación en 204. Estos pueden ser representados matemáticamente, por ejemplo, como sigue: A<fiCT] = ?f? + ?f? y ?fet 2 - ?f - ?f? Ecuación 5 ACT, (dB) = AF (dB) + AE(dB) y ACT 2 {dB) - AF (dB) - AE (dB) Ecuación 6 en donde ?fat? y ?fat? representan el desplazamiento de fase medido para cada activación de transmisor de compensación, ACTi ( dB) y Acr2(cíB) representan la atenuación medida en unidades de decibeles para cada activación de transmisor de compensación, ?^· y AF { dB) representan el desplazamiento de fase y atenuación (en decibeles) en ausencia de error, y ?f? y AE ( dB ) ) representan los errores de desplazamiento de fase y atenuación (en decibeles) . Los errores de desplazamiento de fase y atenuación pueden ser calculados a partir del desplazamiento de fase y atenuación medidos en 206, por ejemplo, como sigue ?f? = ?f ~2 ? at Ecuación ? AEm^AdB) - ACT1id Ecuac. , n 8 Aunque los transmisores de compensación C i y CT2 tienen un espaciamiento mucho más corto que los transmisores Ti, T2 y T3, los errores de atenuación y fase tienden a ser esencialmente los mismos ya que estos errores son causados principalmente por las antenas receptoras y su electrónica correspondiente. Por lo tanto, los errores de fase y atenuación obtenidos en las ecuaciones 7 y 8 mediante la activación de los transmisores de compensación CT1 y CT2 pueden ser eliminados (sustraídos) de mediciones no compensadas para obtener mediciones compensadas. Por ejemplo, las mediciones no compensadas se pueden obtener al activar secuencialmente los transmisores ??, T2 y T3 de herramienta de resistividad 100 a 208 y recibiendo las ondas electromagnéticas correspondientes en los receptores Ri y R2. Estas ondas recibidas pueden ser procesadas en 210 para obtener desplazamiento de fase y atenuación medido entre los receptores Ri y R2 para cada activación de transmisor. Los errores de fase y atenuación obtenidos en 206 (v.gr., mediante las ecuaciones 7 y 8) entonces se pueden sustraer de las mediciones no compensadas obtenidas en 210 para obtener-mediciones compensadas- en 212, por ejemplo, como sigue ?f€ = ft - f? y Acl (dB) = ATl ( B) - AB(dB) ?f 1 = ?ft1 + ?f? y AC2 (dB) = ?,.2 (dB) - AE (dB) ?fa = ?f?? + ?f? y Ac (dB) = A¡^(dB) - AE (dB) Ecuación 9 en donde ?fa, fs?, ?f03, ACi(dB) , Ac¿{dB) y Ac3(dB) representan las mediciones de fase y atenuación compensadas obtenidas de conformidad con modalidades ilustrativas de la presente invención y f?, fp, fp, ATi{dB) , Arz{dB) y An(dB) representan las mediciones de fase y atenuación no compensadas obtenidas de la activación de los transmisores asimétricos TI, T2 y T3.

El aparato y método anteriormente descritos ventajosamente tienden a proveer compensación de error exacta. En particular, la metodología tiende a ser relativamente insensible a la ubicación de los transmisores de compensación CTi y CT .. Aunque una configuración simétrica es preferida, errores en la colocación o deformación del cuerpo de herramienta debidos a la temperatura y presión extremas del pozo encontradas en la parte inferior del agujero de pozo ventajosamente tienden a no afectar significativamente los errores de fase y atenuación medidos. Esto se debe a que los errores que resultan de dicha incertidumbre de posición tienden a cancelarse. Los expertos en . la técnica apreciarán que los errores de fase se obtienen por sustracción en las ecuaciones 7 y 8. Por lo tanto, errores adicionales causados por un cambio de posición en el primer transmisor de compensación tienden a cancelar aquellos causados por un cambio de posición en el segundo transmisor de compensación. Esto representa una mejora significativa sobre la patente '842 descrita anteriormente.

Con referencia nuevamente a las figuras 2 y 3, las herramientas de medición 100 y 120 además pueden incluir un controlador (no mostrado) que tiene, por ejemplo, un procesador programable (no mostrado) , tal como un microprocesador o un microcontrolador , y también pueden incluir lógica que contiene códigos de programa legibles por procesador o legibles por computadora, que incluyen instrucciones para controlar la función de la herramienta de medición 100, 120. Un controlador adecuado se puede utilizar, por ejemplo, para ejecutar el método 200 (figura 4) . Como tal, el controlador puede ser configurado para hacer que (i) los transmisores de compensación se activen y (ii) los receptores midan la atenuación y desplazamiento de fase correspondientes para cada activación de transmisor. El controlador también puede incluir instrucciones para calcular un error de atenuación y fase a partir de estas mediciones. Un controlador adecuado también puede ser configurado para hacer que (iii) los transmisores asimétricos se activen y (iv) los receptores medan la atenuación y desplazamiento de fase correspondientes para cada activación. El controlador además puede incluir instrucciones para eliminar el error de atenuación y de fase a partir de la atenuación y desplazamiento de fase medidas.

Un controlador adecuado también puede incluir opcionalmente otros componentes controlables, tales como sensores, dispositivos de almacenamiento de datos, fuentes de potencia, reguladores de tiempo, y similares. El controlador también puede estar dispuesto para estar en comunicación electrónica con algunos otros sensores y/o sondas para monitorear parámetros físicos del agujero de pozo, tales como un sensor de rayos gamma, un sensor, de detección de profundidad, o un acelerómetro, giroscopio o magnetómetro para detectar azimut e inclinación. Un controlador también puede comunicar opcionalmente con otros instrumentos en la sarta de barrenas, tales como sistemas de telemetría que comunican con la superficie. Un controlador además puede incluir opcionalmente memoria volátil o no volátil o un dispositivo de almacenamiento de datos.

Un controlador adecuado típicamente también incluye componentes electrónicos convencionales utilizados en transmisión y/o recepción de una forma de onda electromagnética. Por ejemplo, el controlador puede incluir componentes electrónicos convencionales tales como un amplificador de ganancia variable para amplificar una señal de retorno relativamente débil (en comparación con la señal transmitida) y/o varios filtros (v.gr. , filtros de paso bajo, alto y/o de banda) , rectificadores, multiplexores y otros componentes de circuito para procesar la señal de retorno. Un controlador adecuado típicamente incluye también componentes electrónicos convencionales para determinar la amplitud y fase de una onda electromagnética recibida así como la atenuación y cambio de fase entre el primer y segundo receptores. Dichos sistemas electrónicos son bien conocidos y convencionales en la técnica.

Aunque la presente invención y sus ventajas se han descrito con detalle, cabe entender que varios cambios, sustituciones y alternaciones se pueden hacer aqui sin apartarse de la esencia y alcance de la invención como se define en las reivindicaciones anexas.

Claims (15)

REIVINDICACIONES

1. Una herramienta de resistividad de registro mientras se perfora (100, 120), que comprende: un cuerpo de herramienta de registro mientras se perfora (110') ; primer y segundo receptores longitudinalmente espaciados (Rl, R2) desplegados en el cuerpo de herramienta (110) ; primer y segundo transmisores . de compensación longitudinalmente espaciados (CT1,CT2) desplegados axialmente simétricos alrededor de un punto ' medio entre el primer y segundo receptores (Rl, R2); y una pluralidad de transmisores longitudinalmente espaciados (T1,T2,T3) desplegados en el cuerpo de herramienta (110), la pluralidad de transmisores (T1,T2,T3) siendo asimétrica con respecto al punto medio.

2. La herramienta (100,120) de conformidad con la reivindicación 1, en donde el primer y segundo transmisores de compensación (CT1,CT2) son desplegados axialmente entre el primer y segundo receptores (R1,R2).

3. La herramienta (100, 120) de conformidad con la reivindicación 1 ó 2, en donde cada una de la pluralidad de transmisores (T1,T2,T3) es desplegada en un primer lado axial del primer y segundo receptores (Rl, R2) .

4. La herramienta (100, 120) de conformidad con la reivindicación 3, en donde no hay transmisores (T1,T2,T3) desplegados en un segundo lado axial opuesto del primer y segundo receptores (R1,R2).

5. La herramienta (100,120) de conformidad con cualquiera de las reivindicaciones anteriores, en donde el primer y segundo transmisores de compensación longitudinalmente espaciados (CT1,CT2) son desplegados en el cuerpo de herramienta (110).

6. La herramienta (120) de conformidad con cualquiera de las reivindicaciones anteriores, en donde: el primer receptor (Rl) y el primer transmisor de compensación (CT1) son desplegados en una primera ranura circunferencial en el cuerpo de herramienta (110); y el segundo receptor (R2) y el segundo transmisor de compensación (CT2) son desplegados en una segunda ranura circunferencial en el cuerpo de herramienta (110) .

7. La herramienta (100,120) de conformidad con cualquiera de las reivindica'ciones anteriores, en donde cada uno de los receptores (R1,R2)), cada uno de los transmisores de compensación (CT1, CT2), y cada uno de la pluralidad de transmisores (T1,T2,T3) comprende una antena de bucle y circuiteria electrónica configurada para transmitir y/o recibir una onda electromagnética.

8. La herramienta (100,120) de conformidad con cualquiera de las reivindicaciones anteriores, que comprende además un cpntrolador configurado para: utilizar los transmisores de compensación (CT1,CT2) para determinar por lo menos uno de un error de atenuación y un error de fase; y eliminar el error de atenuación y/o error de fase de las mediciones de atenuación y fase subsecuentes hechas con, por lo menos uno de la pluralidad de transmisores (T1,T2,T3) y el primer y segundo receptores (Rl,R2).

9. La herramienta (100, 120) de conformidad con la reivindicación 8, en donde el error de atenuación y/o error de fase es eliminado al sustraer el error de atenuación y/o error de fase de mediciones de atenuación y fase subsecuentes hechas con por lo menos uno de la pluralidad de transmisores (T1,T2,T3) y el primer y segundo receptores (Rl, R2).

10. La herramienta (100,120) de conformidad con cualquiera de las reivindicaciones anteriores, en donde el controlador es configurado para: (i) hacer que el primer y segundo transmisores de compensación (CT1,CT2) transmita primera y segunda ondas electromagnéticas de compensación correspondientes; (ii) medir una atenuación y un desplazamiento de fase entre el primer y segundo receptores (Rl, R2 ) para cada una de la primera y segunda ondas electromagnéticas dé compensación; (iii) calcular un error de atenuación y un error de fase de las atenuaciones y desplazamientos de fase medidos en (ü); (iv) hacer ' que por lo menos uno de la pluralidad de transmisores (T1,T2,T3) transmita una onda electromagnética; (v) medir una atenuación y un desplazamiento de fase entre el primer y segundo receptores para la onda electromagnética transmitida en (iv) ; y (vi) sustraer el error de atenuación y el error de fase calculados en (iii) de la medición de atenuación y desplazamiento de fase en (v) .

11. Un método (200) para compensar mediciones de resistividad hechas en un agujero de pozo subterráneo, el método comprende: (a) desplegar una herramienta de resistividad (100,120) en el agujero de pozo; la herramienta (100,12) incluyendo primer y segundo receptores longitudinalmente espaciados (Rl, R2), primer y segundo transmisores de compensación longitudinalmente espaciados (CT1,CT2), los transmisores de compensación (CT1,CT2) siendo axialmente simétricos alrededor de un punto medio entre el primer y segundo receptores (Rl, R2), y una pluralidad de transmisores longitudinalmente espaciados (Tl,T2,T3); (b) hacer (202) que el primer y segundo transmisores de compensación (CT1/CT2) transmitan primera y segunda onda electromagnéticas de compensación correspondientes ; (c) medir (204) un desplazamiento de fase y una atenuación entre el primer y segundo receptores (Rl, R2) para cada una de la primera y segunda ondas electromagnéticas de compensación; (d) calcular (206) un error de desplazamiento de fase y un error de atenuación de los desplazamientos de fase y atenuaciones medidas en (c) ; (e) hacer que (208) por lo menos uno de la pluralidad de transmisores (Tl,T2,T3) transmita una onda electromagnética; (f) medir (210) un desplazamiento de fase y una atenuación entre el primer y segundo receptores (Rl, R2) para la onda electromagnética transmitida en (e) ; y (g) sustraer (212) el error de desplazamiento de. fase y · el error de atenuación calculados en (d) del desplazamiento de fase y atenuación medidos en (f) para obtener un desplazamiento de fase y atenuación compensados.

12. El- método (200) de conformidad con la reivindicación 11, en donde el error de desplazamiento de fase y el error de atenuación se calculan en (d) de conformidad con las siguientes ecuaciones: ?e 2 en donde f? y AF{dB) representan el error de desplazamiento de fase y el error de atenuación; fat? y &<f>cn representan el desplazamiento de fases medidas en (c) para la primera y segunda ondas electromagnéticas correspondientes, y AcTi( B) y ACT2 (dB) representan las atenuaciones medidas en (c) para la primera y segunda ondas electromagnéticas correspondientes.

13. El método (200) de conformidad con la reivindicación 11 ó 12, en donde el error de desplazamiento de fase y el error de atenuación son sustraídos en (g) de conformidad con las siguientes ecuaciones: ?f^ = ?f?? - ?f? A (dB) = An(dB)-AE(dB) en donde ? a y ACi{dB) representan el desplazamiento de fase y atenuación compensados; y ArzidB) representan el desplazamiento de fase y atenuación medidos en (f), y ?f? y AE(dB) representan el error de desplazamiento de fase y el error de atenuación calculados en (d) .

14. El método (200) de conformidad con cualquiera de las reivindicaciones 11' a 13, usando la herramienta de resistividad (100,120) de cualquiera de las reivindicaciones 1 a 10.

15. La herramienta (100,120) de conformidad con cualquiera de las reivindicaciones 1 a 10, configurada para el método de cualquiera de las reivindicaciones 11 a 13. RESUMEN Una herramienta de registro mientras se perfora, de resistividad compensada (100,12), que tiene axialmente transmisores asimétricamente espaciados (T1,T2,T3), está configurada para proveer mediciones de resistividad compensada. En una modalidad ilustrativa, la herramienta (100,120) incluye primer y segundo transmisores de compensación (CT1,CT2), preferiblemente desplegados axialmente en forma simétrica entre primer y segundo receptores espaciados (R1,R2). La herramienta (100,120) además incluye una pluralidad de transmisores (T1,T2,T3) desplegados axialmente en forma asimétrica con respecto a los receptores (R1,R2), v.gr., en un lado axial de los receptores (R1,R2). Los transmisores de compensación (CT1,CT2) están configurados para adquirir una compensación de agujero de pozo que pueda ser sustraída de mediciones de fase y atenuación convencionales.