MX2012008978A

MX2012008978A - Herramienta de perfilaje sonico de fondo de pozo que incluye receptores espaciados de forma irregular.

Info

Publication number: MX2012008978A
Application number: MX2012008978A
Authority: MX
Inventors: Tsili Wang
Original assignee: Smith International
Priority date: 2010-02-04
Filing date: 2011-02-04
Publication date: 2012-10-15
Also published as: US20110188345A1; WO2011097432A3; WO2011097432A2; US8542553B2

Abstract

Una herramienta acústica para mediciones en el fondo del pozo incluye al menos un transmisor separado longitudinalmente de un arreglo longitudinal de receptores acústicos separados de forma no uniforme. El arreglo tiene una separación no uniforme, de modo tal que la primera separación entre un primer par de receptores acústicos consecutivos en el arreglo no es igual a la segunda separación entre un segundo par de receptores acústicos consecutivos en el arreglo. La separación no uniforme de los receptores en el arreglo reduce el solapamiento cuando se procesan las formas de inda recibidas, por ejemplo, para obtener datos de la apariencia.

Description

HERRAMIENTA DE PERFILAJE SÓNICO DE FONDO DE POZO QUE INCLUYE RECEPTORES ESPACIADOS DE FORMA IRREGULAR SOLICITUDES RELACIONADAS La presente solicitud reivindica prioridad a la fecha de presentación de la Solicitud de Patente estadounidense N° de serie 12/649,982 presentada el 30 de diciembre de 2009.

CAMPO DE LA INVENCIÓN La presente invención se refiere en general al perfilaje acústico de formaciones subterráneas. Más específicamente, la presente invención se refiere a una herramienta de medición acústica configurada para reducir los efectos de solapamiento {aliasing) .

ANTECEDENTES DE LA INVENCIÓN Se conoce el uso de sistemas de medición acústica (por ej . , audible y/o ultrasónica) en aplicaciones de fondo de pozo en la técnica previa, tales como aplicaciones de perfilaje durante la perforación (LWD) , de medición durante la perforación (M D) y de perfilaje cableado. Dichos sistemas de medición acústica se utilizan en una variedad de aplicaciones de fondo de pozo incluso, por ejemplo, las mediciones del calibre del pozo de sondeo, la medición de las propiedades del fluido de perforación y la determinación de diversas propiedades físicas de una formación. En una aplicación, las formas de ondas acústicas se pueden generar en uno o más transmisores desplegados en el pozo de sondeo. Las respuestas acústicas se pueden entonces recibir en una serie de receptores espaciados longitudinalmente y desplegados en el pozo de sondeo. De esta manera, el perfilaje acústico proporciona un importante conjunto de datos sobre el pozo de sondeo y comúnmente se utiliza tanto en las aplicaciones de LWD como en las de cableado para determinar las velocidades de onda de compresión y de cizalladura (también referidas como lentitudes) de una formación .

Se entenderá que los términos lentitud y velocidad se usan por lo general de forma indistinta en la técnica. Asimismo se utilizarán de forma indistinta en la presente entendiéndose que están inversamente relacionadas entre sí y que la medición de cualquiera de ellas se puede convertir a la otra mediante cálculos matemáticos simples y conocidos. De manera adicional, tal como se emplea en la técnica, no siempre hay una diferenciación clara entre los términos LWD y MWD. A grandes líneas, MWD generalmente se refiere a mediciones tomadas a los efectos de perforar el pozo (por ej . , navegación) mientras que LWD generalmente se refiere a mediciones tomadas a los efectos de analizar las condiciones de formación y del entorno del pozo de sondeo. Sin embargo, estos términos se emplean en la presente como sinónimos e indistintamente .

En el análisis de las mediciones de perfilaje acústico, las formas de ondas acústicas recibidas son en general procesadas con coherencia para obtener datos representativos que puedan exponerse en una gráfica tiempo-lentitud. En una gráfica tiempo-lentitud, también referida como una gráfica lentitud-tiempo-coherencia (STC) o una gráfica representativa, se procesa un conjunto de diversas señales a partir de la serie de receptores acústicos con la incorporación de cambios temporales separados para cada señal recibida. Los cambios temporales separados se basan en un valor de lentitud adquirido a los efectos de procesar las formas de onda. El procesamiento proporciona un resultado, conocido como coherencia, que puede significar la presencia de una señal discernible recibida por los receptores separados. De esta manera, la llegada de las ondas de compresión y cizalladura se puede discernir en las formas de ondas recibidas. Un problema ya conocido relacionado con esta técnica es que el solapamiento de la llegada de la onda de compresión usualmente interfiere con la llegada de una onda de cizalladura. Este efecto de solapamiento puede ocultar o imitar la presencia de una señal de onda de cizalladura y tiende a ser particularmente dañino cuando el alias se aproxima a una hora de llegada esperada para la onda de cizalladura .

Una forma de tratar el problema del solapamiento es juntando los receptores acústicos en la herramienta de medición de fondo de pozo. El cambio del espaciado en la serie de receptores altera el efecto de solapamiento. En general, cuanto menor es el espaciado del receptor, más lejos tiende a trasladarse el solapamiento de la llegada potencial de una onda de cizalladura. Sin embargo, la reducción del espaciado del receptor también reduce la cobertura de la serie salvo que se agreguen más receptores. Además, una reducción en la cobertura de la serie de receptores, aumenta la incertidumbre en el análisis de la lentitud de la coherencia. Los receptores adicionales que atenúan la reducción de la cobertura de la serie son conocidos por aumentar el costo y la complejidad de la herramienta de fondo de pozo.

Por lo tanto, existe la necesidad de una herramienta de medición de fondo de pozo mejorada que pueda utilizarse para determinar la velocidad de onda de cizalladura de una formación subterránea, y que responda a una o más de las dificultades descritas anteriormente. En particular, se entenderá que una herramienta de medición de fondo de pozo que reduce el efecto de solapamiento sin reducir en exceso la cobertura total de la serie de receptores ni aumentar el costo de la herramienta, seria altamente ventajoso, ya que muchas de las desventajas establecidas anteriormente serian por lo tanto obviadas.

BREVE DESCRIPCIÓN DE LA INVENCIÓN Lá presente invención responde a uno o más de los inconvenientes descritos anteriormente para realizar mediciones de perfilaje acústico de formaciones. En una modalidad ejemplar, la invención incluye una herramienta de medición acústica de fondo de pozo que tiene al menos un transmisor espaciado longitudinalmente de una serie longitudinal de receptores acústicos espaciados de forma no uniforme. En determinadas modalidades preferidas, la serie incluye una primera y segunda subserie de receptores acústicos en las que el espaciado entre los receptores consecutivos en la primera subserie no es igual al espaciado entre los receptores consecutivos en la segunda subserie. Los receptores acústicos están configurados para recibir energía acústica emitida por el transmisor. Se pueden procesar formas de onda recibidas, por ejemplo, en un análisis de coherencia/representativo para obtener datos representativos y adicionalmente para obtener velocidades de onda de compresión y de cizalladura (o lentitudes) .

Los ejemplos de modalidades de la presente invención proporcionan diversas ventajas técnicas. Por ejemplo, el espaciado no uniforme de la serie de receptores reduce de manera ventajosa (o incluso elimina sustancialmente ) el solapamiento cuando las formas de onda recibidas se procesan, por ejemplo, para obtener datos representativos. La reducción del efecto de solapamiento reduce de manera ventajosa la interferencia con las llegadas de onda de cizalladura. Esto es particularmente ventajoso en aplicaciones en que las formas de onda recibidas se procesan en el fondo del pozo para obtener los datos representativos y en las que el procesador del fondo de pozo se utiliza adicionalmente para obtener (o recoger) las lentitudes de la onda de cizalladura a partir de los datos representativos.

Además, el uso de receptores espaciados de forma no uniforme en la presente invención tiende a permitir la reducción del solapamiento, la cual se consigue con poca o ninguna pérdida de la cobertura de la serie y poco o ningún aumento de la incertidumbre en el análisis de lentitud-coherencia. Estas ventajas se pueden lograr además sin incurrir en costos adicionales de fabricación (ya que la herramienta de medición acústica no requiere receptores adicionales) .

En un aspecto, la presente invención incluye una herramienta de medición acústica en el fondo de pozo. La herramienta incluye al menos un transmisor acústico instalado en el cuerpo de una herramienta de fondo de pozo, el transmisor se configura para transmitir una forma de onda acústica al pozo de sondeo subterráneo. Una serie de receptores se despliega en una superficie externa del cuerpo de la herramienta. La serie incluye una pluralidad de receptores acústicos espaciados longitudinalmente, los receptores acústicos se encuentran espaciados longitudinalmente del transmisor y se configuran para recibir una onda de forma acústica transmitida. La serie presenta un espaciado no uniforme de modo que un primer espaciado entre un primer par de receptores acústicos consecutivos en la serie no es igual a un segundo espaciado entre un segundo par de receptores acústicos consecutivos en la serie.

En otro aspecto, la presente invención incluye una herramienta de medición acústica en el fondo de pozo. La herramienta incluye al menos un transmisor acústico instalado en el cuerpo de una herramienta de fondo de pozo, el transmisor se configura para transmitir una forma de onda acústica al pozo de sondeo subterráneo. Una serie de receptores se despliega en una superficie externa del cuerpo de la herramienta. La serie incluye una primera y segunda subserie, cada una de las cuales incluye una pluralidad de receptores acústicos espaciados longitudinalmente, los receptores acústicos se encuentran espaciados longitudinalmente del transmisor y se configuran para recibir una onda de forma acústica transmitida. La primera subserie presenta un primer espaciado entre los receptores consecutivos y la segunda subserie presenta un segundo espaciado entre los receptores consecutivos de modo gue el primer espaciado no es igual al segundo espaciado.

En aun otro aspecto, la presente invención incluye una herramienta de medición acústica en el fondo de pozo. La herramienta incluye al menos un transmisor acústico instalado en el cuerpo de una herramienta de fondo de pozo, el transmisor se configura para transmitir una forma de onda acústica al pozo de sondeo subterráneo. Una serie de receptores se despliega en una superficie externa del cuerpo de la herramienta. La serie incluye una primera y segunda subserie, cada una de las cuales incluye una pluralidad de receptores acústicos espaciados longitudinalmente, los receptores acústicos se encuentran espaciados longitudinalmente del transmisor y se configuran para recibir una onda de forma acústica transmitida. La primera subserie presenta un primer espaciado entre los receptores consecutivos y la segunda subserie presenta un segundo espaciado entre los receptores consecutivos. La segunda subserie se encuentra espaciada longitudinalmente de la primera serie por un tercer espaciado que difiere de al menos uno del primer espaciado y del segundo espaciado.

En aun otro aspecto, la presente invención incluye una herramienta de medición acústica en el fondo de pozo. La herramienta incluye al menos un transmisor instalado en el cuerpo de una herramienta de fondo de pozo, el transmisor se configura para transmitir una forma de onda acústica al pozo de sondeo subterráneo. Una serie de receptores se despliega en una superficie externa del cuerpo de la herramienta. La serie que incluye una primera y segunda subserie, cada una de las cuales incluye una pluralidad de receptores acústicos espaciados longitudinalmente, los receptores acústicos se encuentran espaciados longitudinalmente del transmisor y se configuran para recibir una onda de forma acústica transmitida. La primera y la segunda subserie presentan espaciados idénticos entre los receptores consecutivos. Al menos una porción de la segunda subserie se intercala con al menos una porción de la primera subserie de modo que define una distancia entre series que es menor a la mitad del espaciado entre los receptores consecutivos en la primera serie .

Lo precedente ha delimitado de manera bastante amplia las características y ventajas técnicas de la presente invención de modo que la descripción detallada de la invención que sigue a continuación se pueda entender mejor. A continuación se describirán características y ventajas adicionales de la invención que forman el contenido de las reivindicaciones de la invención. Los expertos en la técnica entenderán que la creación y la modalidad específica descritas se pueden utilizar fácilmente como base para modificar o diseñar otras estructuras para llevar a cabo los mismos fines de la presente invención. Los expertos en la técnica también se darán cuenta de que dichas construcciones equivalentes no se apartan del espíritu y el alcance de la invención tal como se establece en las reivindicaciones adjuntas .

BREVE DESCRIPCIÓN DE LAS FIGURAS A los efectos de un mejor entendimiento de la presente invención y de las ventajas de esta, se hace referencia a las siguientes descripciones tomadas junto con los dibujos adjuntos, en los cuales: La FIGURA 1 ilustra esquemáticamente una modalidad de ejemplo de una herramienta de perfilaje acústico de acuerdo con la presente invención en uso en un ensamblaje de perforación de petróleo o gas offshore.

La FIGURA 2 representa una vista de corte transversal de una parte de una herramienta de perfilaje acústico durante la perforación instalada en un pozo de sondeo de la técnica previa ; La FIGURA 3 muestra un ejemplo de forma de onda acústica que se procesa para la herramienta de la técnica previa representada en la FIGURA 2; La FIGURA 4 representa una modalidad de ejemplo de una herramienta de perfilaje acústico de acuerdo con la presente invención; La FIGURA 5 representa una modalidad alternativa de una herramienta de perfilaje acústico de acuerdo con la presente invención; La FIGURA 6 representa otra modalidad alternativa de una herramienta de perfilaje acústico de acuerdo con la presente invención; La FIGURA 7 representa un ejemplo de procesamiento de forma de onda acústica de acuerdo con una modalidad de la presente invención; La FIGURA 8 representa un ejemplo de procesamiento de forma de onda acústica de acuerdo con una modalidad alternativa de la presente invención; y La FIGURA 9 representa un diagrama de flujo de un método para procesar las formas de onda recibidas de acuerdo con la presente invención para reducir sustancialmente el solapamiento de las formas de onda recibidas.

DESCRIPCION DETALLADA Con respecto a las FIGURAS 1 a 9 se entenderá que las características o aspectos de las modalidades ilustradas se pueden mostrar desde varias perspectivas. Cuando dichas características o aspectos son comunes en perspectivas especificas, se rotulan usando el mismo número de referencia. Por lo tanto, una característica o aspecto rotulado con un número de referencia específico en una perspectiva en las FIGURAS 1 a 9 se puede describir en la presente con respecto a ese número de referencia que se muestra en otras perspectivas .

La FIGURA 1 ilustra esquemáticamente una modalidad de ejemplo de una herramienta de perfilaje acústico 100 de acuerdo con la presente invención en uso en un ensamblaje de perforación de petróleo o gas offshore, generalmente denominado 10. En la presente descripción, y en las reivindicaciones adjuntas, también se puede hacer referencia a una herramienta de perfilaje acústico como una herramienta de medición acústica del fondo de pozo o como una herramienta de medición del fondo de pozo. En la FIGURA 1, una plataforma de perforación semisumergible 12 se posiciona en una formación de petróleo o gas (no se muestra) colocada debajo del fondo del mar 16. Un conducto submarino 18 se extiende desde la cubierta 20 de la plataforma 12 a una instalación de boca de pozo 22. La plataforma puede incluir una grúa Derrick y un aparato de elevación para levantar y bajar la sarta de perforación 30 que, tal como se muestra, se extiende en el pozo de sondeo 40 e incluye una broca de perforación 32 y una herramienta de perfilaje acústico 100. En la modalidad que se muestra y que se describe en más detalle a continuación, por ejemplo, con respecto a la FIGURA 4, la herramienta de perfilaje acústico 100 incluye al menos un transmisor 120 desplegado con una serie longitudinal de receptores 140 espaciados de forma no uniforme. La sarta de perforación 30 en la FIGURA 1 puede incluir además un motor de perforación de fondo de pozo, un sistema de telemetría de pulso de lodo y uno o más sensores distintos, tal como un instrumento de perfilaje nuclear y/o una herramienta de calibración de la acústica, para detectar las características del pozo de sondeo y de la formación circundante. La invención no se limita en este respecto.

Los expertos en la técnica entenderán que la herramienta de perfilaje acústico 100 de la presente invención no está limitada al uso en una plataforma semisumergible 12, tal como se ilustra en la FIGURA 1. La herramienta de perfilaje acústico 100 es igualmente adecuada para su uso en cualquier tipo de operación de perforación subterránea, ya sea offshore u onshore. En tanto que la herramienta de perfilaje 100 es particularmente adecuada para las aplicaciones LWD, se entenderá que las herramientas de perfilaje de acuerdo con la invención también se pueden utilizar en aplicaciones cableadas, y no sólo en combinación con una sarta de perforación 30. Antes de describir la herramienta de perfilaje acústico 100 en más detalle con relación a la FIGURA 4, se tratan las características de una técnica previa.

La FIGURA 2 representa una perspectiva de corte transversal de una parte de una herramienta de perfilaje acústico durante la perforación 42 instalada en un pozo de sondeo 40 de la técnica previa. La herramienta de perfilaje 42 es similar a la que se describe en la patente estadounidense 7,039,524 cedida en conjunto a Haugland e incluye un transmisor 44 desviado longitudinalmente de una serie de receptores que presenta una pluralidad de receptores acústicos longitudinalmente espaciados 46. Tal como se muestra, los receptores 46 se encuentran espaciados equitativamente (o uniformemente), por ej . , con un espaciado de entre alrededor de 6 y 12 pulgadas. Durante las operaciones de perfilaje acústico, el transmisor 44 transmite energía acústica al pozo de sondeo tal como se representa en 48. Una porción de la energía transmitida ingresa en la formación e induce ondas de compresión y/o de cizalladura en esta .

Se entenderá que la energía acústica también se puede transmitir del transmisor a los receptores a través de la corona circular del pozo de sondeo y a través del cuerpo de la herramienta. Dichas "ondas guiadas por el pozo de sondeo" y los modos de las herramientas son conocidos en la técnica y se pueden ajustar fácilmente. Por tanto, en la presente no se discute adicionalmente sobre ondas guiadas por el pozo de sondeo y los modos de la herramienta.

Las ondas de compresión y de cizalladura inducidas por la energía acústica transmitida propagada por la formación, se reciben en los receptores 46 tal como se representa en 50. Tal como lo saben los expertos en la técnica, las ondas de compresión y de cizalladura recibidas se pueden utilizar para determinar las velocidades de las ondas de compresión y de cizalladura o las lentitudes de la formación (por ej . , incluyendo cálculos convencionales de tiempo de vuelo) . Las velocidades de las ondas de compresión y de cizalladura están relacionadas con las fuerzas de compresión y de cizalladura de la formación circundante, y por lo tanto proporcionan información útil sobre la formación.

Tal como se menciona anteriormente, las herramientas de perfilaje acústico de la técnica previa recogen formas de onda mediante la serie de receptores 46 espaciados equitativamente. Estas formas de onda recibidas son normalmente procesadas con coherencia para obtener las velocidades (lentitudes) de las ondas de compresión y de cizalladura de la formación. Tal como lo saben los expertos en la técnica, un problema con el uso de una herramienta sónica de fondo de pozo convencional, tal como la herramienta de perfilaje acústico 42, es que el solapamiento de la llegada de la onda de compresión con frecuencia interfiere con la llegada de la onda de cizalladura. Dependiendo del espaciado del receptor y de la velocidad de cizalladura de la formación, la "llegada" que se solapa puede interferir con y/o confundirse con la llegada de una onda de cizalladura.

Antes de describir las modalidades de ejemplo de la presente invención y de exponer cómo la invención reduce el solapamiento, se revisa el análisis representativo de coherencia convencional. La patente estadounidense 4,594,691, "Sonic Well Logging", emitida a favor de Kimball et ál, 10 de junio de 1986 (la patente Kimball), trata sobre un proceso para realizar este análisis, al que también se hace referencia como Análisis lentitud-tiempo-coherencia (STC) . Tal como se describe en la patente Kimball, un transmisor en una herramienta de perfilaje acústico transmite un pulso sónico p(t) . Los receptores acústicos en la serie reciben formas de onda sk (t) , donde los receptores consecutivos en la serie se rotulan con el índice k = 0,1,..., K -1, con k que aumenta con el aumento de la distancia desde el transmisor, y K como la cantidad de receptores en la serie. Se indica la distancia entre el transmisor y el receptor en posición k mediante zk, entonces en una formación homogénea ideal, el pulso p{t) se traslada sin distorsión entre el transmisor y el receptor en posición k a una lentitud de D y la forma de onda en el receptor en posición k puede tener la forma : sk(t) = p(t - Dzk) Ecuación 1 El sobretxempo por distancia del pulso a lo largo de la serie de receptores en la herramienta de perfilaje acústico tiende a ser lineal en la distancia que separa al transmisor y cada receptor. En esta situación idealizada, por ejemplo, el pulso llega al receptor más cercano al transmisor en un tiempo : T = Dz0 Ecuación 2 En un entorno de perfilaje subterráneo real, pueden haber (y normalmente hay) imperfecciones en la herramienta de perfilaje acústico, por ejemplo, pequeñas diferencias en la fabricación del receptor. Además, las propiedades de la formación subterránea pueden estar lejos de ser ideales, incluyendo, por ejemplo, heterogeneidades que afectan la propagación acústica. Por estas y otras razones, las formas de onda acústicas recibidas normalmente incluyen distorsión, asi como también ruido. Aunque las llegadas del pulso normalmente pueden desplazarse linealmente a través de la serie de receptores, el tiempo de llegada de los pulsos en los distintos receptores sólo puede depender débilmente en la lentitud D .

El análisis representativo convencional pretende superar estas dificultades al aprovecharse de las propiedades de coherencia de la energía que llevan las formas de onda recibidas. Tal como se mencionó anteriormente, las formas de onda acústica recibidas incluyen tanto la distorsión del pulso original como el ruido. Las distorsiones y el ruido tienden a ser independientes de receptor a receptor. Por lo tanto, al agregar formas de onda de distintos receptores, las distorsiones y el ruido se tienden a agregar incoherentemente, mientras que la señal subyacente debido al pulso original se puede considerar como agregada coherentemente a través de los receptores (cuando las formas de onda recibidas cambian mediante un cambio temporal adecuado antes de haberse agregado juntas) .

La densidad de la energía en una forma de onda acústica es generalmente proporcional al cuadrado de la amplitud de la forma de onda acústica. Integrar esta densidad sobre la duración del pulso proporciona una medida de energía llevada por la forma de onda. Por lo tanto, una medida de la energía acústica total recibida por la serie de receptores se puede expresar matemáticamente tal como se muestra a continuación: E(T, (t + (T + D(zt - z0 )) dt Ecuación 3 donde Tw es una ventana de tiempo sobre la cual se toma el entero, siendo la ventana de tiempo lo suficientemente grande como para incluir la duración del pulso. La energía coherente entre el conjunto de formas de onda acústicas recibidas por la serie de receptores se puede expresar matemáticamente tal como se muestra a continuación: Ecuación 4 En estas unificaciones de energía, las formas de onda sk{*) han cambiado de argumentos, donde los cambios se basan en el espaciado longitudinal del receptor. Debe considerarse que estas expresiones dependen de los valores para T y D (el tiempo de llegada del pulso y la lentitud adecuada) . Por último, la medida de coherencia representativa se puede definir mediante la siguiente relación: _Ecuaci.ó.n 5_ que es simplemente la relación entre la energía coherente y el total de energía normalizada con la cantidad de receptores acústicos, K, en la serie. Esta relación puede variar en valores entre 0 y 1.

La eficacia de este enfoque se puede observar fácilmente utilizando la llamada gráfica STC, con, por ejemplo, la lentitud D en el eje horizontal y el tiempo de llegada G en el eje vertical, o viceversa.

La FIGURA 3 muestra un ejemplo del proceso STC para la herramienta de la técnica previa representada en la FIGURA 2. Las gráficas superiores 52 en la FIGURA 3 representan formas de onda acústica recibidas en seis receptores consecutivos Ro,Ri...,Rs, los cuales se encuentran espaciados por 12 pulgadas. Gráficas de la linea 54 T + Dzk para un valor de la lentitud D, por ej . , Dcomp (lentitud de la onda de compresión) y conecta los cruces por cero que representan las llegadas de las formas de onda acústicas en los receptores consecutivos. En el análisis STC, los primeros picos después de la linea 54, por ejemplo, los picos 58, 60, y en adelante, contribuyen a mejorar Ec. En otras palabras, después de cambiar las formas de onda recibidas por T + Dcompzk, las formas de onda cambiadas interfieren constructivamente en el análisis STC, dando como resultado un valor significativo para Ec, y por lo tanto un valor significativo para la medida de coherencia R2. El pico de interferencia constructiva de la onda de compresión se representa en 66 en una gráfica representativa de escala de grises 70.

En referencia continua a la FIGURA 3, dado el cambio temporal suficiente entre las formas de onda recibidas para Ro y Ri, el pico 62 también puede contribuir con el pico 58 para mejorar Ec.

De manera similar, el pico 64 de R2 puede asimismo contribuir para mejorar Ec. Esto se representa en la linea 56. que gráfica T + Dzk para otro valor de D, por ej . , Dal ías , y conecta los cruces por cero un ciclo después para Ro, dos ciclos después para Rlr tres ciclos después para i¾, y asi sucesivamente. En resumen, después de cambiar mediante T + DaüasZk, las formas de onda cambiadas interfieren constructivamente en el análisis STC, de modo que un valor significativo para la medida de coherencia R2 puede darse como resultado. El pico de interferencia constructiva del efecto de solapamiento se representa en 68 en una gráfica representativa 70.

Se entenderá que el efecto de solapamiento ocurre cuando un ciclo adicional se saltea en cada receptor consecutivo. Tal como se observa en la gráfica 52, el sobretiempo de solapamiento por desplazamiento comienza 2 ciclos después de la llegada de la compresión al receptor Ri, 3 ciclos después de la llegada de la compresión al receptor R2 y asi sucesivamente.

Un aspecto de la presente invención es la comprensión de que la lentitud del efecto de solapamiento de la compresión Dalias se puede predecir usando la siguiente ecuación: j ~ \ AR- compD +?? alias Ecuación 6 donde AR es el espaciado del receptor, Dcomp es la lentitud de la compresión y ?? es el periodo de cada ciclo de forma de onda. Obsérvese que Daiias depende de la lentitud de la compresión en la formación, del espaciado del receptor y de la frecuencia. Para una herramienta de perfilaje acústico que transmite formas de onda con una frecuencia de 12.5 kHz, con AR= 1 pie y Dcomp = 98 ps/pie, se predice que la lentitud del efecto de solapamiento de la compresión es Dalias- 178 s/pie, lo cual coincide con la ubicación del efecto de solapamiento 68 en la gráfica 70.

La Ecuación 6 también se puede utilizar para predecir la llegada de llegadas de alias de compresión de un orden superior. Por ejemplo, un alias del segundo orden se puede predecir mediante el reemplazo de ?? en la Ecuación 6 con 2??. Se entenderá que un alias de segundo orden corresponde a saltearse 2 ciclos en Ri, 4 ciclos en R2, etc. Un alias débil de segundo orden se observa con una lentitud de aproximadamente 260 s/pie en la FIGURA 3.

Un aspecto relacionado de la invención descrita es la comprensión de que el espaciado normal de los receptores acústicos en las herramientas convencionales de perfilaje acústico es responsable del efecto de solapamiento. La presente invención parte de la percepción de que, con el espaciado no uniforme entre los receptores consecutivos en la serie, la fuerte interferencia constructiva que lleva al solapamiento ya no es más posible. En particular, en el diseño de la herramienta de perfilaje acústico 100, se puede seleccionar el espaciado no uniforme, para una frecuencia de forma de onda dada, de modo que es imposible saltearse un número entero de ciclos entre todos los pares de receptores consecutivos en la serie. Esto puede verse mediante el reordenamiento de la Ecuación 6 tal como se muestra a continuación: Valias · AR = AR · Dcomp + ?? Ecuación 7 Cuando el espaciado no es uniforme, no existe un valor único de Daiias para el cual la Ecuación 7 se puede mantener para todos los pares de receptores consecutivos en la serie. En otras palabras, ya que el espaciado del receptor no es constante a través de la serie, no existe un valor único para Vanas en la Ecuación 6. Como resultado, la interferencia constructiva que ocurre en el análisis STC se reduce en fuerza, reduciendo de manera significativa o incluso eliminando el efecto de solapamiento.

La FIGURA 4 representa una modalidad de ejemplo de una herramienta de perfilaje acústico 100 de acuerdo con la presente invención en una vista en perspectiva. En la FIGURA 4 la herramienta de perfilaje 100 es normalmente una herramienta básicamente cilindrica, siendo en gran medida simétrica sobre el eje cilindrico 72 (al que también se hace referencia en la presente como un eje longitudinal) . La herramienta de perfilaje 100 incluye un cuerpo de la herramienta de fondo de pozo 110 básicamente cilindrico configurado para conectarse a una sarta de perforación y por lo tanto, normalmente, pero no de modo necesario, incluye porciones del extremo enroscadas 74 y 76. A través de la tubería 105 se proporciona un conducto para el flujo del fluido de perforación del fondo de pozo, por ejemplo, a un ensamblaje de broca de perforación. La herramienta de perfilaje 100 incluye al menos un transmisor acústico 120 instalado en el cuerpo de la herramienta 110 y configura para transmitir una forma de onda acústica al pozo de sondeo subterráneo. La herramienta de perfilaje 100 también incluye una serie 140 espaciada de forma no uniforme de receptores acústicos instalados en una superficie exterior del cuerpo de la herramienta 110. Se entenderá que muchos de los elementos de la modalidad de la FIGURA 4 también son comunes a las modalidades alternativas que se tratan más adelante con relación a las FIGURAS 5 y 6.

En la modalidad de ejemplo representada en la FIGURA 4, la serie 140 incluye una pluralidad de receptores espaciados longitudinalmente que se encuentran espaciados longitudinalmente del transmisor 120 y se configuran para recibir una forma de onda transmitida para producir un conjunto de formas de onda recibidas. La serie 140 presenta un espaciado longitudinal no uniforme de modo que al menos un espaciado entre un primer par de receptores consecutivos de la serie difiere de al menos un espaciado distinto entre un segundo par de receptores consecutivos, por ejemplo, el espaciado 141 entre los receptores 142a y 142b no es igual al espaciado 143 entre los receptores 142a y 144d. Se entenderá que mientras que la modalidad que se muestra incluye un transmisor 120 y una serie de receptores que presenta dos subseries 142, 144 uniformemente espaciadas, cada una con cuatro receptores, la presente invención no se limita a una cantidad especifica de transmisores y receptores ni a ninguna cantidad especifica de subseries de receptores uniformemente espaciados. La invención ni siquiera se limita a modalidades que presentan subseries. Por ejemplo, en determinadas modalidades, la serie 140 puede incluir al menos cinco receptores acústicos. En otras modalidades, la primera y la segunda subserie 142 y 144 pueden incluir cada una tres o más receptores. En otras modalidades, al menos uno de la primera y la segunda subserie puede incluir al menos cuatro receptores. La invención no se limita en ninguno de estos aspectos.

Aunque no se represente en las FIGURAS 4-6, se entenderá que las modalidades de la herramienta de perfilaje de acuerdo con la invención pueden incluir un primer y segundo transmisor (por ej . , configurado para transmitir energía acústica en frecuencias diferenciadas) . En una modalidad de ejemplo, la serie 140 se puede desplegar, por ejemplo, de manera axial entre los transmisores. También se entenderá que la presente invención no se limita a ninguna disposición en particular (posicionamiento) del o los transmisores y receptores en la herramienta 100. Por ejemplo, la herramienta 100 puede incluir de manera alternativa series de transmisores y receptores radialmente opuestos. Aunque la invención no se limita en este respecto, las modalidades preferidas de la invención (por ej . , tal como se representa en las FIGURAS 4-6) emplean series lineales de receptores acústicos. En dicha serie lineal, los receptores dispuestos en serie se ordenan en una línea recta (es decir, en una posición circunferencial común en el cuerpo de la herramienta 110) . Aun en modalidades adicionales preferidas el transmisor 120 y la serie lineal de receptores se despliega en una posición circunferencial común.

En la modalidad de ejemplo representada en la FIGURA 4, la serie 140 incluye la primera y segunda subserie 142 y 144. En esta modalidad, los receptores consecutivos en la primera subserie 142 presentan un espaciado uniforme de 141 y los receptores consecutivos en la segunda subserie 144 presentan un espaciado uniforme de 145. En la primera subserie 142 presenta un espaciado adicional a partir de la segunda subserie 144 por una distancia 143. En una modalidad de ejemplo de la invención, la segunda subserie 144 se puede espaciar de la primera serie 142 por una distancia 143 que difiere de al menos uno del primer y el segundo espaciado 141 y 145. En determinadas modalidades los espaciados 141 y 145 entre los receptores consecutivos en las subseries 142 y 144 pueden ser iguales (por ej . , tal como se representan en la FIGURA 4). En otras modalidades, la herramienta de perfilaje acústico puede incluir un tercio o incluso un cuarto de los receptores acústicos. La invención no se limita en estos aspectos .

Se entenderá que la reducción del efecto de solapamiento de la presente invención se puede alcanzar con otros tipos de series de receptores no uniformes. Las FIGURAS 5 y 6 representan otras modalidades que presentan series de receptores no uniformes. La modalidad de la herramienta 100' representada en la FIGURA 5 presenta un cuerpo de la herramienta de perfilaje durante la perforación 110 en el que un transmisor 120 se encuentra longitudinalmente espaciado de una serie 150 espaciada de forma no uniforme de los receptores acústicos. La serie 150 se ordena de forma tal que una primera subserie 152 de receptores 152a-152d se intercala con una segunda subserie 154 de receptores 154a-154d. En estas modalidades una distancia entre series 153 se puede definir como el espaciado mínimo entre un receptor acústico de la primera subserie y un receptor acústico de la segunda subserie, por ejemplo, la distancia entre el receptor 152b de la primera subserie y el receptor 154a de la segunda subserie. La invención no se limita a las modalidades en las que las subseries 152 y 154 se intercalan por completo. En otras modalidades las subseries 152 y 154 pueden intercalarse parcialmente. En estas modalidades, el espaciado 153 es preferentemente menor a la mitad del espaciado 151.

La modalidad de la herramienta 100'' representada en la FIGURA 6 presenta un cuerpo de la herramienta de perfilaje durante la perforación 110 en el que un transmisor 120 se encuentra longitudinalmente espaciado de una serie 160 espaciada de forma no uniforme de los receptores acústicos. La serie 160 incluye una primera subserie 162 que presenta un primer espaciado 161 entre los receptores consecutivos y una segunda subserie 164 que presenta un segundo espaciado 165 entre los receptores consecutivos. El segundo espaciado 165 no es igual (por ej . , es menor a) al primer espaciado 161.

Las FIGURAS 7 y 8 representan ejemplos adicionales de la invención los cuales se pretende que sean meramente a modo de ejemplo y por lo tanto de ningún modo deben interpretarse como limitantes del alcance de la invención. Estos ejemplos hacen uso de las series teóricas 180 y 190, las cuales son similares al ejemplo comparativo (técnica previa) representado en la FIGURA 2 en tanto incluyen seis receptores. Se puede considerar que las series 180 y 190 incluyen la primera y la segunda subserie, cada una de las cuales presenta tres receptores espaciados uniformemente (Ri, R2, R3 y R4, 5, Re) · En la FIGURA 7, el espaciado 173 entre las subseries es 50% mayor que el espaciado uniforme 171 dentro de las subseries (es decir, el espaciado 173 es tres medios del espaciado 171) . En la FIGURA 8, el espaciado 175 entre las subseries es 50% menor que el espaciado uniforme 171 dentro de las subseries (es decir, el espaciado 175 es la mitad del espaciado 171) .

La gráfica 182 en la FIGURA 7 representa las formas de onda acústicas recibidas en la serie 180 de receptores consecutivos. Las formas de onda se encuentran espaciadas verticalmente en la gráfica 182 para que se correspondan con los espaciados del receptor que se muestran en la serie 180. Las formas de onda son sometidas al análisis representativo estándar de tiempo-lentitud para proporcionar la llegada de la onda de compresión incluyendo su solapamiento . Los espaciados verticales en el gráfico 182 corresponden a los cambios temporales que se aplican a las formas de onda recibidas en el curso del análisis coherencia/representativo. Debido a que los espaciados no son uniformes, las diferencias entre los cambios temporales tampoco son uniformes. Por lo tanto, los efectos de saltearse uno, dos, tres ciclos, y asi sucesivamente, no pueden estar presentes cuando los cambios se aplican a las formas de onda recibidas. De esta manera, la fuerte interferencia constructiva responsable del efecto de solapamiento en las herramientas de la técnica previa se reduce significativamente. Esto se puede observar en 188 en la gráfica inferior 184, que es una gráfica de contorno en escala de grises de una medida de coherencia como una función de lentitud y tiempo, que muestra una reducción considerable del valor de coherencia asociado con el efecto de solapamiento (según se compara con la herramienta de la técnica previa representada en la FIGURA 3) . Tal como se representa en 186, en esencia no hay cambio alguno en la llegada de compresión.

La gráfica 192 en la FIGURA 8 representa las formas de onda acústicas recibidas en la serie 190 de receptores consecutivos. Las formas de onda se encuentran espaciadas verticalmente en la gráfica 192 para que se correspondan con los espaciados del receptor que se muestran en la serie 190. Las formas de onda son sometidas al análisis representativo estándar de tiempo-lentitud para proporcionar la llegada de la onda de compresión incluyendo su solapamiento. Nuevamente, los espaciados verticales en la gráfica 192 corresponden a los cambios temporales que se aplican a las formas de onda recibidas en el curso del análisis coherencia/representativo. Debido a que los espaciados no son uniformes, las diferencias entre los cambios temporales consecutivos tampoco son uniformes. Por lo tanto, los efectos de saltearse uno, dos, tres ciclos, y asi sucesivamente, no pueden estar presentes cuando los cambios se aplican a las formas de onda recibidas. De esta manera, la fuerte interferencia constructiva responsable del efecto de solapamiento se reduce, cuando no se elimina por completo. Esto se puede observar en 198 en la gráfica inferior 194, que muestra una reducción considerable del valor de coherencia asociado con el efecto de solapamiento (según se compara con la herramienta de la técnica previa en la FIGURA 3 e incluso según se compara con el ejemplo representado en la FIGURA 7) . Tal como también se representa en 196, en esencia no hay cambio alguno en la llegada de compresión.

La FIGURA 9 representa un diagrama de flujo 200 de un método para procesar las formas de onda recibidas de acuerdo con la presente invención para reducir sustancialmente el solapamiento de las formas de onda recibidas. En resumen, en 210 un transmisor acústico, tal como el transmisor 120 en la FIGURA 4 transmite una forma de onda acústica al pozo de sondeo 40. Tal como se trata anteriormente, la forma de onda transmitida puede inducir formas de onda a la formación subterránea. Las formas de onda acústicas inducidas en la formación son recibidas en 220 por receptores espaciados longitudinalmente, tal como los receptores representados en la serie 140 espaciada de forma no uniforme en la FIGURA 4. Tal como se trata anteriormente con relación a las FIGURAS 7 y 8, los cambios temporales se aplican a las formas de onda recibidas en 230, los cambios se basan en el espaciado no uniforme de la serie 140 y las formas de onda procesadas adicionalmente en 240 para obtener los datos representativos (por e , tal como se dispone en una gráfica STC) . Los datos representativos se pueden procesar adicionalmente en 250, por ejemplo, para obtener las lentitudes de las ondas de compresión y cizalladura de la formación. En una modalidad de ejemplo, un procesador de fondo de pozo incluye instrucciones para ubicar los picos de coherencia en los datos representativos y para asignar un valor de lentitud de uno de los picos como una lentitud de compresión y el valor de lentitud de otro de los picos como lentitud de cizalladura.

Aunque no se muestre en las FIGURAS 4-6, se entenderá que las herramientas de fondo de pozo de acuerdo con la presente invención normalmente incluyen un controlador electrónico. Dicho controlador normalmente incluye un dispositivo electrónico de manejo de voltaje eléctrico convencional (por ej . , fuente de alimentación de alta tensión) para aplicar las formas de onda al menos un transmisor para provocar que el transmisor transmita una forma de onda acústica. El controlador normalmente incluye también receptores electrónicos, tales como un amplificador de ganancia variable para amplificar la señal de retorno relativamente débil (según se compara con la señal transmitida) . Es decir, el controlador está configurado para provocar que la serie de receptores acústicos reciba las correspondientes formas de onda acústicas inducidas en la formación por la forma de onda acústica transmitida. Los receptores electrónicos también pueden incluir varios filtros (por ej . , filtros paso banda), rectificadores, multiplexores y otros componentes del circuito para procesar la señal de retorno. Se entenderá que el controlador se puede disponer en el cuerpo de la herramienta 110 o se puede ubicar remotamente del cuerpo de la herramienta (por ej . , en otro lugar de la sarta de perforación) . La invención no se limita en este respecto .

Un controlador adecuado normalmente incluye además un procesador digital programable tal como un microprocesador o un microcontrolador y un código de programación que incorpora una lógica legible por un procesador o por una computadora, incluyendo las instrucciones para controlar el funcionamiento de la herramienta. Básicamente, se puede utilizar cualquier procesador (o procesadores) digital adecuado, por ejemplo, incluso un microprocesador ADSP-2191M, disponible en Analog Devices, Inc.

El controlador se puede disponer, por ejemplo, para ejecutar las etapas del método tal como se describe anteriormente con respecto a la FIGURA 9. Por ejemplo, el controlador se puede configurar para provocar que el transmisor transmita una forma de onda acústica y para provocar que los receptores en la serie no uniforme reciban las correspondientes formas de onda transmitidas. El controlador puede configurarse adicionalmente para aplicar los cambios de tiempo a las formas de onda recibidas, con los cambios basados en el espaciado no uniforme de los receptores, para producir un conjunto de formas de onda cambiadas. El controlador también se puede configurar para procesar el conjunto de formas de onda cambiadas para obtener los datos representativos que presentan un efecto de solapamiento reducido y para procesar los datos representativos para obtener las lentitudes de la onda de compresión y/o de cizalladura.

Un controlador adecuado también puede incluir opcionalmente otros componentes controlables, tales como otros sensores, dispositivos de almacenamiento de datos, fuentes de alimentación, temporizadores y similares. Tal como se describe anteriormente, el controlador puede colocarse para estar en comunicación electrónica con los diversos sensores instalados en el sistema de perforación. El controlador también se puede colocar opcionalmente para comunicarse con otros instrumentos en la sarta de perforación, tales como sistemas de telemetría que se comunican adicionalmente con la superficie o una herramienta de dirección. Dicha comunicación puede potenciar significativamente el control direccional durante la perforación. Un controlador puede además incluir opcionalmente una memoria o un dispositivo de almacenamiento de datos volátil o no volátil para el almacenamiento en el fondo del pozo, por ejemplo, de las formas de onda recibidas y los datos representativos computados. La invención no se limita en este respecto.

Aunque la presente invención y sus ventajas se han descrito detalladamente, debe entenderse que se pueden realizar varios cambios, sustituciones y alternancias sin apartarse del espíritu y del alcance de la invención según se definen mediante las reivindicaciones adjuntas.

Claims

REIVINDICACIONES Se reivindica lo siguiente:

1. Una herramienta de medición acústica de fondo de pozo, que comprende: un cuerpo de una herramienta de fondo de pozo; al menos un transmisor acústico instalado en el cuerpo la herramienta, el transmisor se configura para transmitir forma de onda acústica a un pozo de sondeo subterráneo; y una serie de receptores desplegados en una superficie externa del cuerpo de la herramienta, la serie incluye una pluralidad de receptores acústicos espaciados longitudinalmente, encontrándose los receptores acústicos espaciados longitudinalmente del transmisor y configurados para recibir dicha forma de onda transmitida, la serie presenta un espaciado no uniforme de modo que un primer espaciado entre un primer par de receptores acústicos consecutivos en la serie no es igual a un segundo espaciado entre un segundo par de receptores acústicos consecutivos en la serie.

2. La herramienta de fondo de pozo de la reivindicación 1, donde la serie comprende una serie lineal de receptores acústicos.

3. La herramienta de fondo de pozo de la reivindicación 1, donde la serie comprende una pluralidad de subseries, cada una de las subseries incluyen una pluralidad de dichos receptores acústicos, los receptores acústicos en cada subserie se encuentran espaciados uniformemente.

4. La herramienta de fondo de pozo de la reivindicación 3, donde la pluralidad de subseries comprende la primera y la segunda subserie espaciadas longitudinalmente .

5. La herramienta de fondo de pozo de la reivindicación 4, donde la primera y la segunda subserie se encuentran espaciadas entre si por una distancia que es mayor a la distancia entre los receptores acústicos consecutivos ya sea en la primera o segunda subseries.

6. La herramienta de fondo de pozo de la reivindicación 4, donde la primera y la segunda subserie se encuentran espaciadas entre si por una distancia que es menor a la distancia entre los receptores acústicos consecutivos ya sea en la primera o segunda subseries.

7. La herramienta de fondo de pozo de la reivindicación 3, donde la pluralidad de subseries comprende la primera y la segunda subserie, encontrándose la primera y la segunda subserie al menos parcialmente intercaladas una con otra.

8. La herramienta de fondo de pozo de la reivindicación 1, donde la serie espaciada no uniformemente incluye al menos cinco receptores acústicos.

9. La herramienta de fondo de pozo de la reivindicación 1, comprende además un controlador, el controlador está configurado para (i) provocar que el transmisor transmita una forma de onda acústica, (ii) provocar que la serie de receptores acústicos espaciados de manera no uniforme reciba las correspondientes formas de onda acústicas y (iii) procesar dichas formas de onda recibidas para obtener los datos representativos.

10. La herramienta de fondo de pozo de reivindicación 9, donde el controlador adicionalmente configura para (iv) procesar los datos representativos para obtener una lentitud de onda de cizalladura.

11. La herramienta de medición de fondo de pozo comprende : un cuerpo de una herramienta de fondo de pozo; al menos un transmisor acústico instalado en el cuerpo de la herramienta, el transmisor se configura para transmitir una forma de onda acústica a un pozo de sondeo subterráneo; y una serie de receptores desplegados sobre una superficie externa del cuerpo de la herramienta, la serie incluye la primera y la segunda subserie; cada una de la primera y segunda subserie comprende una pluralidad de receptores acústicos espaciados longitudinalmente, los receptores acústicos se encuentran espaciados longitudinalmente del transmisor y se configuran para recibir dicha onda de forma acústica transmitida, la primera subserie presenta un primer espaciado entre los receptores consecutivos, la segunda subserie presenta un segundo espaciado entre los receptores consecutivos, donde el primer espaciado no es igual al segundo espaciado.

12. La herramienta de fondo de pozo de la reivindicación 11, donde la serie comprende una serie lineal de receptores acústicos.

13. La herramienta de fondo de pozo de la reivindicación 11, donde cada una de la primera y segunda subserie comprende al menos tres receptores acústicos.

14. La herramienta de fondo de pozo de la reivindicación 11, donde la primera y la segunda subserie se encuentran espaciadas longitudinalmente entre si por un tercer espaciado, siendo el tercer espaciado igual a uno del primer y del segundo espaciado.

15. La herramienta de medición acústica de fondo de pozo, que comprende: un cuerpo de una herramienta de fondo de pozo; al menos un transmisor acústico instalado en el cuerpo de la herramienta, el transmisor se configura para transmitir una forma de onda acústica a un pozo de sondeo subterráneo; una serie de receptores desplegados sobre una superficie externa del cuerpo de la herramienta, la serie incluye la primera y la segunda subserie; cada una de la primera y segunda subserie incluye una pluralidad de receptores acústicos espaciados longitudinalmente, encontrándose los receptores acústicos espaciados longitudinalmente del transmisor y configurados para recibir dicha onda de forma acústica transmitida; y la primera subserie que presenta un primer espaciado entre los receptores consecutivos, la segunda serie que presenta un segundo espaciado entre los receptores consecutivos, encontrándose la segunda subserie espaciada longitudinalmente de la primera serie por un tercer espaciado que difiere del al menos uno del primer espaciado y del segundo espaciado.

16. La herramienta de fondo de pozo de reivindicación 15, donde el primer espaciado es igual segundo espaciado.

17. La herramienta de fondo de pozo de reivindicación 16, donde el tercer espaciado es menor que primer espaciado.

18. La herramienta de fondo de pozo de la reivindicación 16, donde el tercer espaciado es mayor que el primer espaciado.

19. La herramienta de medición acústica de fondo pozo, comprende: un cuerpo de una herramienta de fondo de pozo; al menos un transmisor instalado en el cuerpo de la herramienta, el transmisor se configura para transmitir una forma de onda acústica a un pozo de sondeo subterráneo; una serie de receptores desplegados sobre una superficie externa del cuerpo de la herramienta, la serie incluye la primera y la segunda subserie; cada una de la primera y segunda subserie incluye una pluralidad de receptores acústicos espaciados longitudinalmente, encontrándose los receptores acústicos espaciados longitudinalmente del transmisor y configurados para recibir dicha onda de forma acústica transmitida, la primera y la segunda subserie que presenta un espaciado idéntico entre los receptores consecutivos; al menos una porción de la segunda subserie intercalándose con al menos una porción de la primera subserie de modo que define una distancia entre series que es menor a la mitad del espaciado entre los receptores consecutivos en la primera serie.

20. La herramienta de fondo de pozo de la reivindicación 19, donde la primera y la segunda subserie se encuentran completamente intercaladas una con otra.