MX2014011732A - Metodo electromagnetico para obtener angulo de azimut de buzamiento. - Google Patents
Metodo electromagnetico para obtener angulo de azimut de buzamiento.Info
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Abstract
Un método electromagnético para obtener un ángulo de azimut de buzamiento a partir de mediciones electromagnéticas de fondo de pozo incluye adquirir datos de medición electromagnética en un pozo subterráneo desde por lo menos una disposición de mediciones. Los datos de medición electromagnética son procesados por un método de mínimos cuadrados para obtener el ángulo de azimut de buzamiento. En la presente también se describen sistemas y aparatos relacionados.
Description
MÉTODO ELECTROMAGNÉTICO PARA OBTENER ÁNGULO DE AZIMUT DE
BUZAMIENTO
Campo de la invención
Las modalidades descritas se refieren generalmente a métodos de registro electromagnético de fondo de pozo y muy particularmente a un método para obtener un ángulo de azimut de buzamiento.
Antecedentes de la invención
Es bien conocido el uso de mediciones electromagnéticas en aplicaciones de fondo de pozo de la técnica anterior, tales como registro mientras se perfora (LWD) y aplicaciones dé registro de linea alámbrica. Dichas técnicas se pueden utilizar para determinar una resistividad de formación subterránea que, junto con mediciones de porosidad de formación, a menudo se usa para indicar la presencia de hidrocarburos en la formación. Más aún, las mediciones de resistividad direccional azimutalmente sensibles se utilizan comúnmente, v.gr., en aplicaciones de dirección de la zona productiva, para proveer información sobre la cual se pueden hacer decisiones de dirección, por ejemplo, incluyendo la distancia y dirección a un lecho remoto. Las herramientas de resistividad direccional a menudo usan antenas inclinadas o transversales (antenas que tienen un dipolo magnético que está inclinado o es transversal con respecto al eje de la herramienta) .
Un aspecto desafiante al utilizar mediciones de resistividad electromagnética direccionales, tales como un modelo adquirido de PeriScope®, una herramienta de fondo de pozo LWD disponible de Schlumberger Technology Corporation, Sugar Land, Texas, es obtener una medición confiable del ángulo de azimut de buzamiento entre el pozo y un limite de lecho remoto. Los métodos de la técnica anterior (que se describen con más detalle más adelante) para obtener el ángulo de azimut de buzamiento pueden ser ruidosos y susceptibles a problemas de envolvimiento de fase. Por lo tanto, existe la necesidad en la técnica de un método más robusto para obtener el ángulo de azimut de buzamiento a partir de mediciones electromagnéticas
Sumario de la invención
Un método para calcular un ángulo de azimut de buzamiento a partir de mediciones electromagnéticas de fondo de pozo se describe. El método incluye adquirir datos de medición electromagnética en un pozo subterráneo a partir de por lo menos una disposición de mediciones. Los datos de medición electromagnética se procesan para obtener coeficientes de mínimos cuadrados que posiblemente son procesados para obtener el ángulo de azimut de buzamiento.
Las modalidades descritas pueden proveer varias ventajas técnicas. Por ejemplo, la técnica de estimación de mínimos cuadrados descrita (que calcula el ángulo de azimut de buzamiento a partir del criterio de mínimos cuadrados aplicado a los voltajes adquiridos) provee una estimación más exacta, menos ruidosa del ángulo de azimut de buzamiento. Más aún, se evitan los problemas de envolvimiento de fase inherentes en la metodología de la técnica anterior.
Este sumario se provee para introducir una selección de conceptos que se describen más adelante en la descripción detallada. Este sumario no pretende identificar características claves o esenciales de la materia reivindicada, ni pretende ser usado como un auxiliar para limitar el alcance de la materia reivindicada.
Breve¦ descripción de los dibujos
Para un entendimiento más completo de la materia descrita, y 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 un ejemplo de una torre de perforación en la cual se pueden utilizar herramientas de registro electromagnético.
La figura 2 ilustra un ejemplo de la herramienta de registro electromagnético de la figura 1.
La figura 3A ilustra esquemáticamente una herramienta de registro electromagnético desplegada en un pozo subterráneo.
La figura 3B ilustra esquemáticamente un plano de lecho elevado para definir el ángulo de azimut de buzamiento.
La figura 4 ilustra un diagrama de flujo de una modalidad del método descrito.
¦ Las figuras 5A, 5B, 5C, 5D y 5E ilustran registros electromagnéticos para una prueba experimental en la cual las modalidades de método descritas se utilizan para obtener ángulos de azimut de buzamiento mientras se perfora.
Descripción detallada de la invención
La figura 1 ilustra una torre de perforación 10 ilustrativa adecuada para utilizar varias modalidades de método descritas en el presente documento. Una plataforma de perforación semi-sumergible 12 está situada sobre una formación de petróleo o gas (no mostrada) dispuesta por debajo del piso marino 16. Un conducto submarino 18 se extiende desde la cubierta 20 de la plataforma 12 hasta una instalación de cabezal de pozo 22. La plataforma puede incluir una grúa y un aparato de elevación para levantar y bajar una sarta de perforación 30, que, como se muestra, se extiende en el pozo 40 e incluye una barrena 32 desplegada en el extremo inferior de un ensamble de agujero inferior (BHA) que además incluye una herramienta de medición electromagnética 50 (tal como PeriScope®) adecuada para hacer mediciones de registro electromagnético de fondo de pozo.
Se entenderá que el despliegue ilustrado en la figura 1 es simplemente un ejemplo. La sarta de perforación 30 puede incluir sustancialmente cualesquiera componentes de herramienta de fondo de pozo adecuados, por ejemplo, incluyendo una herramienta de dirección tal como una herramienta de dirección giratoria, un sistema de telemetría de fondo de pozo y una o más herramientas de M D o L D incluyendo varios sensores para detectar características de fondo de pozo del pozo y de la formación que lo rodea. Las modalidades descritas están de ninguna manera limitadas a alguna configuración de cadena de perforación particular.
Se entenderá además que las modalidades descritas no están limitadas a usarse con una plataforma semi-sumergible 12 como se ilustra en la figura 1. Las modalidades descritas son igualmente adecuadas para usarse ya sea en operaciones subterráneas en la costa o mar adentro. Además, se apreciará que los términos pozo y agujero de pozo se usan intercambiablemente aquí.
La figura 2 ilustra un ejemplo de herramienta de medición electromagnética 50. En la modalidad ilustrada, la herramienta de medición de 50 incluye una herramienta de perforación de registro mientras se perfora con lectura de profundidad direccional que incluyendo múltiples transmisores TI, T2, T3, T4, T5 y T6 representados en 52, 54, 56, 58, 60, y 62 y múltiples receptores Rl, R2, R3, y R4 representados en 64, 66, 68 y 69 axialmente separados a lo largo del cuerpo de la herramienta 51. En el ejemplo ilustrado, la herramienta de medición 50 incluye antenas axiales, transversales e inclinadas. Una antena axial es una cuyo momento dipolo es sustancialmente paralelo con el eje longitudinal de la herramienta, por ejemplo, como se muestra en 54. Las antenas axiales son comúnmente enrolladas alrededor ' de la circunferencia de la herramienta de registro de tal manera que el plano de la antena es ortogonal al eje de la herramienta. Las antenas axiales producen un patrón de radiación que es equivalente a un dipolo a lo largo del eje de la herramienta (por convención la dirección z) . Una antena transversal es una cuyo momento dipolo es sustancialmente perpendicular al eje longitudinal de la herramienta, por ejemplo, como se muestra en 62. Una antena transversal puede incluir una bobina en forma de silla de montar (v.gr., como se describe en las Publicaciones de Patente de E.U.A. 2011/0074427 y 2011/0238312) y generar un patrón de radiación que es equivalente a un dipolo que es perpendicular al eje de la herramienta (por convención la dirección x o y) . Una antena inclinada es una cuyo momento dipolo no es paralelo ni perpendicular al eje longitudinal de la herramienta, por ejemplo, como se muestra en 68. Las antenas inclinadas son bien conocidas en la técnica y comúnmente generan un patrón de radiación de modo mixto (es decir, un patrón de radiación en el cual el momento dipolo no es paralelo ni perpendicular con el eje de la herramienta) .
En la modalidad particular ilustrada en la figura 2, cinco de las antenas transmisoras (TI, T2, T3, T4 y T5) son antenas axiales espaciadas a lo largo del eje de la herramienta. Una sexta antena transmisora (T6) es una antena transversal. Un primer y segundo receptores (Rl y R2) situados axialmente entre los transmisores son antenas axiales y se pueden usar para obtener mediciones de resistividad de propagación de tipo convencional. El tercero y cuarto receptores (R3 y R4) son antenas inclinadas situadas axialmente alrededor de los transmisores. Dicha disposición direccional (incluyendo antenas inclinadas y/o transversales) produce una sensibilidad preferencial sobre un lado azimutal de la herramienta 50 que permite que los límites de lecho y otras características de las formaciones subterráneas sean identificadas y ubicadas.
Cabe entender que las modalidades del método descritas aquí no se limitan a ninguna configuración de herramienta de registro electromagnética particular. La representación en la figura 2 es sólo un ejemplo de una herramienta de registro electromagnética adecuada. También se pueden usar otras configuraciones. Por ejemplo, la publicación de patente de E.U.A. 2011/0133740 (que es completamente incorporada aquí por referencia), describe una configuración de herramienta electromagnética modular que se puede usar para obtener datos de resistividad direccional de lectura de profundidad. Esos diseños modulares permiten colocar las antenas transmisoras y receptoras en varios lugares dentro de una BHA, o en lugares en la cadena de perforación por arriba de la BHA. El número y configuración de los transmisores y receptores desplegados en la BHA, y el espacio axial entre los diversos módulos pueden seleccionarse con base en propiedades de formación subterráneas.
La figura 3A es un dibujo esquemático que ilustra una BHA que incluye una herramienta de medición electromagnética 50 desplegada en un pozo subterráneo 40' . En la modalidad ilustrada, el pozo 40' interseca un número de estratos (v.gr., estratos 72 y 74) en un ángulo de buzamiento aparente (el complemento del ángulo de buzamiento aparente 90-d se muestra en la figura 3A) . El ángulo de buzamiento aparente se puede entender como el ángulo entre dos direcciones: (i) la dirección normal al límite (o al lecho) como se indica en 92 y la parte superior de la dirección del agujero (TOH) (la dirección opuesta a la del vector de gravedad que es proyectado sobre el plano de sección transversal de la herramienta de medición electromagnética) como se indica en 94 y por lo tanto define la relación angular entre el eje de la herramienta (o eje del pozo) y el plano del limite del lecho (v.gr., la interfaz entre los estratos 72 y 74 ) .
El ángulo de azimut de buzamiento (que también se puede referir como el ángulo de azimut de buzamiento aparente) es el ángulo de movimiento de la formación y define el ángulo de azimut del buzamiento aparente (es decir, la dirección de la inclinación o buzamiento con respecto a la dirección de referencia tal como norte magnético) . También se puede entender que el ángulo de azimut de buzamiento es el ángulo a través del cual la herramienta de perforación debe girar de tal manera que el eje x (una dirección predefinida transversal al eje de la herramienta) indica en la dirección del vector de buzamiento (la dirección de inclinación máxima). Un ángulo de azimut de buzamiento f? se ilustra en la figura 3B como el ángulo entre el norte y la proyección del vector de buzamiento 96 en el plano horizontal 98. El ángulo de buzamiento d también se indica en la figura 3B.
La aplicación de una corriente eléctrica variable en el tiempo (una corriente alterna) en una de las antenas transmisoras (v.gr., TI, T2, T3, T4, T5 o T6) produce un campo magnético variable en el tiempo correspondiente en la formación. El campo magnético a su vez induce corrientes eléctricas (corrientes parásitas) en la formación conductora.
Estas corrientes parásitas además producen campos magnéticos secundarios que pueden producir una respuesta de voltaje en una o más antenas receptoras (v.gr., en antenas receptoras Rl, R2, R3 y R4 ) . El voltaje medido en una o más de las antenas receptoras puede ser procesado, como lo conoce un experto en la técnica, para obtener una o más mediciones del campo magnético secundario, gue a su vez pueden ser procesadas posteriormente para estimar varias propiedades de formación (v.gr., resistividad (conductividad), anisotropia de resistividad, distancia a un lecho remoto, el ángulo de buzamiento aparente, y/o el ángulo de azimut de buzamiento.
Varios métodos de la técnica anterior están disponibles para calcular el ángulo de azimut de buzamiento. Por ejemplo, el ángulo de azimut de buzamiento se puede estimar como sigue. El voltaje de medición en un receptor inclinado varia como una función del azimut de sensor (es decir, el ángulo de la cara de la herramienta), por ejemplo, como se describe en la Ecuación 1.
V(/>t, r) = a0 + ax eosf+ b sin f+ a2 eos 2f +b2 sin 2f Ecuación 1 en donde V{f, t, r) representa un voltaje en el receptor inclinado para una combinación particular de frecuencia, transmisor, receptor (f", t, r) , f representa el ángulo de la cara de la herramienta y ao, <3i, a2, bi, y ¿2 representan coeficientes de ajuste complejos (por complejo se entiende que cada uno de los coeficientes de ajuste incluye
un componente real y uno imaginario) . Aunque no se indica de manera explícita en la Ecuación 1, cabe entender que los coeficientes de ajuste complejos ao, ai, ß2, b , y i¾ también son funciones de la combinación de frecuencia, transmisor y receptor (f, t, r) . Al ajustar la señal dependiente de azimut
(ángulo de la cara de la herramienta) a un fondo de pozo de la serie Fourier, los coeficientes complejos de los voltajes para cada par de transmisor-receptor (disposición de medición) se pueden resolver mientras gira la herramienta. Estos coeficientes de ajuste complejo entonces pueden usarse para calcular los valores de desplazamiento de fase y atenuación así como el ángulo de azimut de buzamiento
(también referido en la técnica como ángulo de orientación del lecho) .
El ángulo de azimut de buzamiento se puede estimar a partir de los componentes reales e imaginarios del voltaje V dado en la Ecuación 1. Esto se puede representar matemáticamente, por ejemplo, como sigue:
imag<y{f,t, r)) + imag( \ cos(«»- /M (/,í, r))
re l{bx )
F? (/,f, r) = arctan¡
real(a., )
imag{b
F?'? (f,t, r) = atetad Ecuación 2
en donde real( ) e imag{*) representan los componentes real e imaginario de los argumentos indicados y ? representa el ángulo de azimut de buzamiento (con <f>BRE representando un componente real del ángulo de azimut de buzamiento y f??? representando un componente imaginario del ángulo de azimut de buzamiento) .
Puesto que los componentes real e imaginario del ángulo del azimut de buzamiento no son necesariamente iguales (y a menudo no son iguales) , un promedio ponderado de estos estimados de ángulo se pueden usar para obtener el ángulo de azimut de buzamiento usando los métodos de la técnica anterior. El ángulo de azimut de buzamiento se puede calcular usando el promedio ponderado de ángulos individuales para cada uno de los pares de transmisor-receptor utilizados en cada frecuencia de medición que puede ser representada matemáticamente, por ejemplo, como sigue:
Ecuación 3
en donde ^¿(f, t,r) representa el ángulo de azimut de buzamiento calculado para cada par de transmisor-receptor a cada frecuencia de interés y RE y IM indican los componentes real e imaginario de los diversos coeficientes complejos dados en la Ecuación 1. El ángulo de la herramienta con respecto a la estratificación se puede calcular promediando ángulos individuales para cada par de transmisor-receptor con el mismo espaciamiento del par de medición direccional simetrizado.
Cabe apreciar que a menudo se requiere cuidado especial para evitar efectos de envolvimiento de fase mientras se promedia (debido a los múltiples cálculos de arcotangente) . También se puede requerir cuidado especial para resolver las funciones tangentes inversas. Debido a que la función de arcotangente no es lineal, este método de promediar puede introducir una desviación estadística. Como se describe con más detalle más adelante con respecto a las figuras 5A a 5E, los ángulos de azimut de buzamiento calculados usando el método de la técnica anterior también tienden a ser ruidosos. Por lo tanto, existe la necesidad de un método mejorado para obtener el ángulo de azimut de buzamiento .
La figura 4 ilustra un diagrama de flujo de una modalidad de método descrita 100. Una sarta de perforación que incluye una herramienta de medición electromagnética
(v.gr., como se representa en las figuras 1, 2 y 3) se despliega en un pozo subterráneo. Los datos de resistividad direccional se adquieren en 102 en una región de interés
(v.gr., en una región preseleccionada del pozo en la cual una estimación del ángulo de azimut de buzamiento se desea) . Los datos adquiridos pueden incluir datos de sensor de por lo menos una disposición de mediciones (es decir, un transmisor que tiene por lo menos una antena transmisora separada de un receptor que tiene por lo menos una antena receptora) . La disposición de medición puede incluir sustancialmente cualesquiera antenas transmisoras y receptoras que generen un componente de acoplamiento cruzado.
Los datos adquiridos pueden incluir por lo menos uno de los componentes de acoplamiento cruzados (v.gr., VKZ y Vzx) en el tensor de voltaje. Por ejemplo, cuando se usan disposiciones direccionales de transmisor y receptor, los datos adquiridos pueden incluir componentes acoplamiento cruzados seleccionados del siguiente tensor de voltaje:
en donde el primer índice (x, y o z) se refiere al dipolo del transmisor y el segundo índice se refiere al dipolo del receptor. Por convención, los índices x e y se refieren a momentos transversales mientras que el índice z se refiere a un momento axial. Las modalidades descritas desde luego no están limitadas a ninguna convención particular. Tampoco están limitadas al uso de antenas transmisoras y/o receptoras puramente axiales o puramente transversales. De hecho, las modalidades seleccionadas descritas con mayor detalle más adelante hacen uso de una o más antenas transmisoras o receptoras inclinadas. En dichas modalidades, el voltaje medido en la antena receptora incluye tanto componentes de acoplamiento directo como cruzado.
Los datos adquiridos también pueden incluir varias mediciones que se derivan de los acopladores de antena. Las mediciones pueden incluir, por ejemplo, amplitud y fase direccional simetrizada (USDA y USDP) , amplitud y fase direccional anti-simetrizada (UADA y UADP) , amplitud y fase de resistividad armónica (UHRA y UHRP) y amplitud y fase de anisotropia armónica (UHAA y UHAP) . Estos parámetros son conocidos po los expertos en la técnica y se pueden derivar de los acoplamientos de antena, por ejemplo, como sigue:
va -va va
UADP = -ángulo
UHAP = -ángulo
La lista anterior de ninguna manera es exhaustiva. Otros parámetros derivados desde luego se pueden adquirir en 102.
Con referencia continua a la figura 4, las mediciones de voltaje pueden ser procesadas (v.gr., mediante un procesador de fondo de pozo) para obtener mínimos cuadrados en 104 que es a su vez son procesados en combinación con varios coeficientes de ajuste complejos en 106 para obtener el ángulo de azimut de buzamiento. Dicho procesamiento puede proceder, por ejemplo, de acuerdo con las siguientes ecuaciones matemáticas. El voltaje recibido varía periódicamente con el ángulo de la cara de la herramienta ya que la herramienta de medición electromagnética gira en el pozo, como sigue:
Vn - bn eos + c„ sin Ecuación 4
En donde Vn representa el voltaje en un receptor inclinado en un par transmisor-receptor particular y frecuencia n (es decir, una medición particular), f representa el ángulo de la cara de la herramienta, y r½ y cn se definen como sigue usando los coeficientes de ajuste complejos de la Ecuación 1:
" ?
<¾(/·'¦?
Cabe entender que la Ecuación 4 representa una ecuación periódica de primer orden que describe la oscilación periódica del voltaje del receptor con rotación de la herramienta. Una ecuación que incluye términos de orden superior (v.gr. , que incluye términos de segundo orden como se dio anteriormente en la Ecuación 1) también se pueden utilizar. Las modalidades descritas no están limitadas a este respecto .
El procesamiento en 104 puede incluir calcular una suma ponderada de cuadros de L residuales para una o más mediciones de voltaje n, por ejemplo, como sigue:
-T wK bn eos + cn sin \? Ecuación 5
en donde wn representa los pesos estadísticos asignados a cada medición de voltaje (es decir, a cada n para la combinación de frecuencia particular, transmisor, receptor) . La dependencia angular de L puede ser simplificada mediante expansión como sigue:
-i- b^^) ??&f sin tp + \cn sin1 f\ Ecuación 6
que posiblemente puede ser reducida a:
L = P + Qeos 2f + Rsin 2f Ecuación7 en donde
Los números reales Q y R pueden ser expresados, por ejemplo, como sigue:
Q = S eos 2a
R = S sin 2a
en donde
Por lo tanto, L puede ser expresado en términos de P, S y a como sigue:
L = ?+ 58&2(f-a) Ecuación 8
Se apreciará fácilmente que el valor de L alcanza un valor máximo P + S cuando 0 = a mod p y que el valor de L alcanza un valor mínimo P - S cuando f = (a + 7r/2)mod p. Una comparación de la Ecuación 8 con la Ecuación 2 anterior indica además que a en la Ecuación 8 representa el estimado en mínimos cuadrados del ángulo de azimut de buzamiento f?. Por lo tanto, el procesamiento en 104 además incluye calcular los coeficientes P, Q, R y S y calcular el ángulo de azimut de buzamiento a, por ejemplo, usando la ecuación 8.
Como se describe con más detalle más adelante, dicha estimación de mínimos cuadrados (cálculo del ángulo de azimut de buzamiento al reducir al mínimo la suma ponderada de los cuadrados de los residuos de los voltajes a adquiridos) provee una estimación más exacta, menos ruidosa del ángulo de azimut de buzamiento.
Más aún, la función de arcotangente se calcula una vez al final del proceso evitando asi envolvimiento de fase.
Se puede implementar control de calidad logarítmico, por ejemplo, al calcular el intervalo de confianza (v.gr., barras de error) para el ángulo de azimut de buzamiento obtenido, en la Ecuación 7, Q y R se pueden tratar como un promedio ponderado de |¿»n|2-|Cnl2 y rea1 (bn* cn) permitiendo que las desviaciones estándares en Q y R se calculen. Se puede pensar que dichas desviaciones estándares representan un intervalo de confianza en Q y R (indicado como AQ y AR) y se puede usar para calcular un intervalo de confianza 2?a para el ángulo de azimut de buzamiento, por ejemplo, como sigue:
2? = - (Q ÁR-R AQ) Ecuación 9
R- +Q
Los límites superior e inferior del intervalo de confianza del ángulo de azimut de buzamiento entonces se pueden calcular, por ejemplo, como sigue:
errhi - + ahs(Aa)
errlo ~ a - abs(Aa) Ecuación 10
Los valores de errl o y errhi representan los límites superior e inferior del intervalo de confianza. Como lo entenderán los expertos en la técnica, mientras más pequeño es el rango (más cercanos los valores de errlo y errhi unos a otros) mejor será la certidumbre en el ángulo de azimut de buzamiento calculado.
Cabe entender que la metodología de estimación por mínimos cuadrados, descrita anteriormente, se puede aplicar sustancialmente a cualesquiera mediciones de registro electromagnéticas para obtener el ángulo de azimut de buzamiento. Por ejemplo, las mediciones electromagnéticas se pueden hacer sustancialmente a cualquier frecuencia de radiación electromagnética adecuada (v.gr., 100, 400 y/o 2000 kHz). Además, las mediciones electromagnéticas pueden utilizar sustancialmente cualesquiera componentes de acoplamiento cruzado de transmisor-receptor adecuados generados mediante el uso de sustancialmente cualquier disposición de medición adecuada. Por ejemplo, el ángulo de azimut de buzamiento se puede calcular usando mediciones hechas con un transmisor axial y un receptor inclinado y/o transversal, un transmisor transversal y un receptor axial y/o inclinado, y/o un transmisor inclinado y un receptor axial. El transmisor y el receptor en la disposición de mediciones además pueden ser sustancialmente cualquier separación axial adecuada en el cuerpo de la herramienta de medición electromagnética o ensamble de agujero inferior. Las modalidades descritas no son expresamente limitadas a este respecto .
Cabe entender que la metodología descrita se aplica igualmente bien a antenas de dipolo eléctrico, por ejemplo, un transmisor de dipolo eléctrico acoplado con el receptor de electrodo de botón.
Las modalidades descritas ahora se " describen con más detalle con respecto al siguiente ejemplo no limitante en las figuras 5, 5B, 5C, 5D y 5E. La figura 5A ilustra una atenuación de trazo logarítmico electromagnético (ATT) versus profundidad de pozo. Las dos curvas en la trayectoria trazan valores de atenuación simetrizada 202 y anti-simetrizada 204 como una función de profundidad.
La figura 5B traza el ángulo de azimut de buzamiento (DANG) 212 versus la profundidad del pozo. El ángulo de azimut de buzamiento se obtuvo a partir de las mediciones electromagnéticas usando la metodología de la técnica anterior descrita antes con respecto a las Ecuaciones 1 a 3. Cabe notar que el valor de azimut de buzamiento calculado usando la metodología de la técnica anterior es ruidoso, particularmente a profundidades que varían de aproximadamente 2135 a aproximadamente 2592.5 m. El ángulo de buzamiento varía de aproximadamente -40 a aproximadamente 40 grados en. la región del pozo.
La figura 5 también traza el ángulo de azimut de buzamiento (DANG) 222 versus la profundidad del pozo. El ángulo de azimut de buzamiento trazado en la figura 5 se obtuvo a partir de las mediciones electromagnéticas usando la metodología descrita anteriormente . con respecto a la figura 4 y las Ecuaciones 4 a 8. Como es fácilmente evidente al comparar las figuras 5B y 5C, el ángulo de azimut de buzamiento obtenido usando la metodología de mínimos cuadrados descrita es considerablemente más estable con el ruido a ciertas profundidades siendo menor que más o menos 2 grados .
La figura 5D traza el ángulo de azimut de buzamiento 222 versus la profundidad del pozo con barras de error superior 224 e inferior 226. Más profundo en el pozo (a profundidades mayores que aproximadamente 2287.5 metros) las tres curvas 222, 224 y 226 sustancialmente traslapan unas a otras indicando un alto grado de exactitud en el ángulo de azimut de buzamiento obtenido (un intervalo de confianza apretado). A profundidades más someras (v.gr., a profundidades menores de aproximadamente 2135 metros) el rango incrementa a aproximadamente 30 grados indicando una incertidumbre más grande en esa región, aunque aún considerablemente menor que el ruido en el control de la técnica anterior ilustrado en la figura 5B.
La figura 5E nuevamente traza el ángulo de azimut de buzamiento 232 versus la profundidad del pozo. En la figura 5C, el ángulo de azimut de buzamiento calculado usando las modalidades del método descritas incluyen algunas espigas grandes (v.gr. , 234) gue tienen valores insignificantes
(debido a la alta incertidumbre en esa profundidad particular) . Esas espigas han sido removidas en la figura 5E. Cabe notar gue el registro restante provee valores de azimut de buzamiento exactos y estables con ruido generalmente menor gue más o menos 5 grados.
Cabe entender que los métodos electromagnéticos para obtener un ángulo de azimut de buzamiento son generalmente implementados en un procesador electrónico
(v.gr., por medio de un procesador de computadora o microcontrolador , ASIC, FPGA, SoC, etc.). De manera especifica, al describir las funciones, métodos y/o pasos gue se pueden realizar de conformidad con las modalidades descritas, cualquiera y/o todas esas funciones se pueden realizar usando un proceso automatizado o computarizado . Como lo apreciarán los expertos en la técnica, los sistemas, métodos y procedimientos descritos aquí pueden ser representados en una computadora programable, software ejecutable por computadora o circuito digital. El software puede ser almacenado en un medio legible por computadora, tal como un medio legible por computadora no transitorio. Por ejemplo, un medio legible por computadora puede incluir un disco flexible, RAM, ROM, disco duro, medio removible, memoria instantánea, barra de memoria, medios ópticos, medios magnetoópticos, CD-ROM, etc. Los circuitos digitales pueden incluir circuitos integrados, disposiciones de pasarela, lógica de bloque de construcción, disposiciones de pasarela programables de campo (FPGA) . Las modalidades descritas de ninguna manera están limitadas con respecto a alguna disposición de hardware y/o software de computadora particular .
En ciertas modalidades, puede ser ventajoso implementar la metodología descrita al calcular un ángulo de azimut de buzamiento en un procesador de fondo de pozo. Por procesador de fondo de pozo se entiende un procesador electrónico (v.gr., un microprocesador o controlador digital) desplegado en la sarta de perforación (v.gr., en la herramienta de registro electromagnético en otra parte en la BHA) . En dichas modalidades, los ángulos de azimut de buzamiento calculados se pueden almacenar en la memoria de fondo de pozo y/o transmitir a la superficie mientras se perfora por medio de técnicas de telemetría conocidas (v.gr., telemetría de pulso de lodo o tubería de perforación cableada) . Cuando se transmiten a la superficie, los ángulos de azimut de buzamiento pueden ser procesados posteriormente para obtener una dirección de perforación posterior o un establecimiento de herramienta de dirección posterior para guiar la perforación en una aplicación de geo-dirección . En modalidades alternativas, los ángulos de azimut de buzamiento pueden ser calculados en la superficie usando un procesador de superficie (una computadora de superficie) y datos de medición electromagnéticos almacenados en la memoria de la herramienta o mediante el procesamiento de voltajes en bruto y/o coeficientes de ajuste transmitidos a la superficie durante la operación de perforación. La materia descrita no está limitada a este respecto.
Aunque un método electromagnético para obtener el ángulo de azimut de buzamiento y ciertas ventajas del mismo se han descrito con detalle, cabe entender que se pueden hacer varios cambios, sustituciones y alteraciones sin apartarse de la esencia y alcance de la descripción como se define en las reivindicaciones anexas.
Claims (20)
1. Un método para calcular un ángulo de azimut de buzamiento a partir de mediciones electromagnéticas de fondo de pozo, el método comprendiendo: (a) adquirir datos de medición electromagnética en un pozo subterráneo a partir de por lo menos una disposición de medición; (b) hacer que un procesador procese los datos de medición electromagnética adquiridos en (a) para obtener coeficientes de mínimos cuadrados; y (c) hacer que el procesador procese los coeficientes de mínimos cuadrados para obtener el ángulo de azimut de buzamiento.
2. El método de conformidad con la reivindicación 1, en donde los datos de medición electromagnética se adquieren en (a) usado una disposición de mediciones que tiene una antena receptora inclinada.
3. El método de conformidad con la reivindicación 1, en donde los datos de medición electromagnética se adquieren en (a) usando una disposición de mediciones que tiene una antena transmisora axial o una transversal.
4. El método de conformidad con la reivindicación 1, en donde los datos de medición electromagnética adquiridos en (a) comprenden una pluralidad de mediciones de voltaje adquiridas en una pluralidad correspondiente de disposiciones de medición.
5. El método de conformidad con la reivindicación 4, en donde el ángulo de azimut de buzamiento se obtiene reduciendo al mínimo un promedio ponderado de cuadrados de la pluralidad de mediciones de voltaje.
6. El método de conformidad con la reivindicación 5, en donde una suma de los cuadrados de los residuos ponderada por mínimos cuadrados se calcula de acuerdo con la siguiente ecuación: en donde L representa la suma ponderada de los cuadrados de los residuos, Vn representa la pluralidad de mediciones de voltaje n y wn representa ponderaciones estadísticas asignadas a cada una de una pluralidad de mediciones de voltaje n.
1. El método de conformidad con la reivindicación 6, en donde el procesador procesa la suma de los cuadrados de los residuos ponderada por mínimos cuadrados y una pluralidad de coeficientes de ajuste complejos de una señal de voltaje adquirida en (a) para obtener el ángulo de azimut de buzamiento en (c) .
8. El método de conformidad con la reivindicación 7, en donde el ángulo de azimut de buzamiento se calcula en (c) de acuerdo con la siguiente ecuación: L = P + S cos2 (f - a) en donde L representa la suma ponderada de los cuadrados de los residuos, a representa el ángulo de azimut de buzamiento, f representa un ángulo de cara de herramienta, y P y 5 representan promedios ponderados de los coeficientes de ajuste complejos.
9. El método de conformidad con la reivindicación 8, en donde los promedios ponderados de los coeficientes de ajuste complejos P y S se calculan de acuerdo con las siguientes ecuaciones: en donde: n y en donde wn representa ponderaciones estadísticas asignadas a cada una de una pluralidad de mediciones de voltaje n adquiridas en (a) y bn y cn representan los coeficientes de ajuste complejos para cada una de la pluralidad de mediciones de voltaje.
10. El método de conformidad con la reivindicación 1, en donde el ángulo de azimut de buzamiento se calcula de acuerdo con la siguiente ecuación: en donde a representa el ángulo de azimut de buzamiento, y Q y R representan los coeficientes de minimos cuadrados de una pluralidad de mediciones de voltaje obtenidas en (a) .
11. El método de conformidad con la reivindicación I, que además comprende: (d) hacer que el procesador calcule un intervalo de confianza para el ángulo de azimut de buzamiento obtenido en (c).
12. El método de conformidad con la reivindicación II, en donde el intervalo de confianza se calcula de acuerdo con la siguiente ecuación: en donde 2Aa representa el intervalo de confianza, R y Q representan coeficientes de minimos cuadrados de una pluralidad de mediciones de voltaje obtenidas en (a), AR y AQ representan desviaciones estándares de R y Q.
13. El método de conformidad con la reivindicación 12, en donde limites superior e inferior del intervalo de confianza se calculan de acuerdo con las siguientes ecuaciones : errhi - a + abs(Aa) errio - a - abs(Aa) en donde errhi y errlo representan los limites superior e inferior del intervalo de confianza y a representa el ángulo de azimut de buzamiento obtenido en (c) .
14. El método de conformidad con la reivindicación 1, en donde dicho procesamiento en (b) y (c) se realiza usando un procesador de fondo de pozo.
15. El método de conformidad con la reivindicación 14, que además comprende: (d) transmitir el ángulo de azimut de buzamiento obtenido a un lugar en la superficie.
16. El método de conformidad con la reivindicación 15, que además comprende: (e) procesar posteriormente el ángulo de azimut de buzamiento en la ubicación en la superficie para obtener una dirección de perforación subsiguiente para el pozo subterráneo .
17. Una herramienta de registro que comprende: por lo menos una disposición de medición para adquirir datos de medición electromagnética en un pozo subterráneo; y un procesador para procesar los datos de medición electromagnética para obtener coeficientes de mínimos cuadrados para determinar un ángulo de azimut de buzamiento.
18. La herramienta de registro de conformidad con la reivindicación 17, en donde los datos de medición electromagnética comprenden una pluralidad de mediciones de voltaje adquiridas por lo menos por una disposición de medición, y el ángulo de azimut de buzamiento se determina reduciendo al mínimo un promedio ponderado de cuadrados de la pluralidad de mediciones de voltaje.
19. La herramienta de registro de conformidad con la reivindicación 18, en donde una suma ponderada de mínimos cuadrados de residuos cuadrados se calcula de acuerdo con la siguiente ecuación: en donde L representa la suma ponderada de los cuadrados de los residuos, Vn representan la pluralidad de mediciones de voltaje n, y wn representan ponderaciones estadísticas asignadas a cada una de la pluralidad de mediciones de voltaje n.
20. La herramienta de registro de conformidad con la reivindicación 19, en donde el procesador procesa la suma de los cuadrados de los residuos ponderada por mínimos cuadrados y una pluralidad de coeficientes de ajuste complejos de las mediciones de voltaje para determinar el ángulo de azimut de buzamiento.
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