MX2014014562A - Generador de imagenes del pozo de perforacion de induccion axial multiple. - Google Patents

Abstract

Se describen varios sistemas y métodos para implementar y usar una herramienta de formación de imágenes del pozo de perforación de inducción axial múltiple que incluye emisores que inducen, en posiciones azimutalmente espaciadas en una pared del pozo de perforación, una pluralidad de campos que tiene componentes en tres direcciones no coplanares dentro de una formación. La herramienta también incluye sensores inductivos direccionalmente sensibles que perciben los componentes provocados por cada uno de los uno o más emisores inductivos, y un controlador dentro del pozo que procesa señales recibidas de los sensores inductivos direccionalmente sensibles para proporcionar un conjunto de mediciones representativas de un tensor de impedancia en cada posición.

Description

GENERADOR DE IMAGENES DEL POZO DE PERFORACION DE INDUCCION AXIAL MULTIPLE Campo de la Invención Se describen varios sistemas y métodos para implementar y usar una herramienta de formación de imágenes del pozo de perforación de inducción axial múltiple que incluye emisores que inducen, en posiciones azimutalmente espaciadas en una pared del pozo de perforación, una pluralidad de campos que tiene componentes en tres direcciones no coplanares dentro de una formación.

Antecedentes de la Invención Los operadores del campo de petróleo requieren el acceso a una gran cantidad de información con respecto a los parámetros y condiciones encontradas dentro del pozo. Una amplia variedad de herramientas de registro han sido y se están desarrollando para recolectar información con relación a tales parámetros como posición y orientación del ensamble del pozo inferior, condiciones ambientales en el pozo de perforación, y características del pozo de perforación por sí mismo así como las formaciones que están penetradas por el pozo de perforación. Entre tales herramientas están las herramientas de registro de resistividad, que miden la resistividad eléctrica dentro de una formación dentro de un pozo de perforación. Estas herramientas provocan corrientes Ref.252541 eléctricas para fluir dentro de las formaciones para determinar la resistividad de la formación. Una medición de resistividad alta dentro de una formación porosa puede indicar que los hidrocarburos están presentes en la formación.

La resistividad eléctrica dentro de una formación es generalmente anisotrópica, esto es, la resistividad de la formación variará dependiendo de la orientación de una corriente eléctrica que fluye a través de la formación. Las mediciones obtenidas por una herramienta de registro de resistividad puede de esta manera variar dependiendo de la orientación de la corriente inducida en la formación y usada por la herramienta para medir la resistividad de la formación. Además, tanto la macro-anisotropía (esto es, anisotropía provocada por diferentes capas de formación) como la micro-anisotropía (esto es, anisotropía provocada por los granos que forman el material de cada capa) pueden ambas presentarse. La micro-anisotropía de una capa de formación dada, sin embargo, no puede ser detectable por herramientas de registro de resistividad con resoluciones de medición medidas en pies o metros, en vez de pulgadas o centímetros. Tales herramientas de resolución baja pueden de esta manera no caracterizar completamente la anisotropía de la formación en tanto un nivel micro como uno macro, produciendo una caracterización posiblemente engañosa e incompleta de la formación.

Breve Descripción de las Figuras En consecuencia, se describen en las figuras y la siguiente descripción detallada de modalidades específicas de métodos y herramientas que forman imágenes del pozo de perforación de inducción axial múltiple. En las figuras: La FIG.1 muestra un ambiente de registro perforación ilustrativo.

La FIG.2 muestra un ambiente de registro con cable ilustrativo.

La FIG. 3 muestra un ambiente de registro de tubo transportado ilustrativo.

Las FIGS. 4A y 4B muestran herramientas de registro durante la perforación y de registro con cable.

La FIG.5 muestra una base transductora ilustrativa.

Las FIGS 6A, 6B y 6C muestran una formación de secuencias ilustrativa de los transductores.

La FIG. 7 gráfica una formación de secuencias ilustrativa de los transductores.

La FIG. 8 muestra una base transductora inductiva ilustrativa.

La FIG. 9 muestra una base transductora galvánica ilustrativa.

La FIG.10 muestra un sistema de adquisición de datos y computadora ilustrativo.

La FIG.11 muestra un flujo de datos ilustrativo para derivar los datos de anisotropía.

La FIG.12 muestra un conjunto ilustrativo de registros del pozo de perforación gráficos.

La FIG.13 muestra un método ilustrativo para operar un sistema que forma imágenes del pozo de perforación de anisotropía eléctrica.

Deberá entenderse, sin embargo, que las modalidades especificadas dadas en las figuras y descripción detallada no limitan la descripción. Por el contrario, que proporciona la base para alguien de experiencia ordinaria para discernir las formas, equivalentes, y modificaciones alternativas que se abarcan junto con una o más de las modalidades dadas en el alcance de las reivindicaciones anexas.

Descripción Detallada de la Invención Los párrafos que siguen describen sistemas y herramientas que forman imágenes del pozo de perforación de inducción axial múltiple ilustrativos, así como métodos para usar tales herramientas y sistemas. Varios ambientes adecuados para el uso de estas herramientas, sistemas y métodos primero se describen, seguido por dos herramientas ejemplares. Las bases del emisor/sensor de estas herramientas luego se describen funcionalmente, y las modalidades de la base del transductor galvánico e inductivo específico se describen posteriormente. Las configuraciones del electrodo galvánico ilustrativas también se muestran y describen. Un sistema ilustrativo, incluyendo tanto la superficie como los componentes dentro del pozo, luego se describe junto con el flujo de datos a través del sistema que produce los datos formados en imágenes. Los ejemplos ilustran cómo los datos formados en imágenes pueden presentarse como uno o más registros gráficos. Finalmente, se describe un método ilustrativo para usar los sistemas y herramientas descritas.

La FIG.1 muestra un ambiente de registro durante la perforación (LWD, por sus siglas en inglés). Una plataforma de perforación 2 soporta una torre de perforación 4 que tiene un bloque de viaje 6 para elevar y disminuir una sarta de perforación 8. Un vástago 10 soporta la sarta de perforación 8 ya que se disminuye a través de una mesa giratoria 12. Una broca 14 es impulsada por un motor dentro del pozo y/o rotación de la sarta de perforación 8. Ya que la broca 14 gira, crea un pozo de perforación 16 que pasa a través de varias formaciones 18. Una bomba 20 circula el fluido de perforación a través de una tubería de alimentación 22 para el vástago 10, dentro del pozo a través del interior de la sarta de perforación 8, a través de orificios en la broca 14, de nuevo a la superficie por medio del anillo alrededor de la sarta de perforación 8, y dentro de una fosa de retención 24. El fluido de perforación transporta recortes del pozo de perforación dentro de la fosa 24 y ayuda a mantener la integridad del pozo de perforación.

Una herramienta LWD 26 se integra dentro del ensamble del pozo inferior cerca de la broca 14. Ya que la broca extiende el pozo de perforación a través de las formaciones, la herramienta de registro 26 recolecta mediciones con relación a varias propiedades de formación así como la orientación de la herramienta y varias otras condiciones de perforación. La herramienta de registro 26 puede tomar la forma de un collar de perforación, esto es, un tubular de paredes gruesas que proporcionan el peso y rigidez para ayudar al proceso de perforación. Una sub telemetría 28 puede incluirse para transferir los datos de medición a un receptor dentro del módulo de la superficie 30, que reenvía los datos al sistema de computadora 31 para procesamiento adicional. La sub telemetría 28 también puede recibir comandos del módulo de superficie 30 originado del sistema de computadora 31. Los datos y/o comandos pueden transferirse entre el módulo de superficie 30 y el sistema de computadora 31 inalámbricamente (como se muestra), o medio de conductores eléctricos y/o cables ópticos (no se muestra).

En varios tiempos durante el proceso de perforación, la sarta de perforación 8 puede removerse del pozo de perforación como se muestra en la FIG. 2. Una vez que la sarta de perforación se ha removido, las operaciones de registro pueden conducirse usando una herramienta de registro con cable 34, esto es, una sonda de instrumento de detección suspendida por un cable 42 desplegada del carrete 43 y que tiene conductores para transportar energía a la herramienta y la telemetría de la herramienta a la superficie (como se muestra). Una herramienta de registro con cable 34 puede tener plataformas y/o resortes centralizados (no se muestran) para mantener la herramienta cerca del eje del pozo de perforación ya que la herramienta se jala fuera del pozo. Las plataformas también pueden alojar transductores usados para determinar al menos algunas características de la formación circundante, como se describe en más detalle a continuación. Una instalación de registro de superficie 44 recolecta las mediciones de la herramienta de registro 34, e incluye un módulo de superficie 30 acoplado al carrete 43 y un sistema de computadora 45 para procesar y almacenar las mediciones reunidas por la herramienta de registro. En al menos algunas modalidades alternativas, la telemetría puede comunicarse entre la herramienta y el sistema de computadora 45 inalámbricamente (no se muestra).

Una téenica de registro alternativa se registra con la tubería continua. La FIG.3 muestra un sistema de registro de tubería continua transportada ilustrativa en el cual la tubería continua 54 se jala de un carrete 52 por un inyector de tubería 56 y se inyecta en un pozo a través de un obturador 58 y un preventor de reventones 60 en el pozo 62.

B (También es posible realizar perforación de esta manera para conducir la broca con un motor dentro del pozo). En el pozo, una sub supervisión 64 y una o más herramientas de registro 65 se acoplan a la tubería continua 54 y opcionalmente se configuran para comunicar a un sistema de computadora de superficie 66 por medio de conductos de información u otros canales de telemetría (por ejemplo por medio de conductores eléctricos, fibras ópticas, o inalámbricamente). Una interfaz fuera del pozo 67 puede proporcionarse para intercambiar las comunicaciones con la sub supervisión y recibir datos para ser transportados al sistema de computadora de superficie 66.

El sistema de computadora de superficie 66 de la FIG.3 se configura para comunicarse con la sub supervisión 64 durante el proceso de registro o alternativamente configurado para descargar datos de la sub supervisión después de que el ensamble de herramienta se recupera. El sistema de computadora de superficie 66 se configura preferiblemente por software (mostrado en la Fig.3 en la forma de medios de almacenamiento removibles 72) para procesar las mediciones de la herramienta de registro. El sistema 66 incluye un dispositivo de visualización 68 y un dispositivo de entrada del usuario 70 para permitir a un operador humano interactuar con el software del sistema 72.

En cada uno de los ambientes de registro anteriores, los ensambles de herramienta de registro preferiblemente incluyen un paquete de sensores de navegación que incluye sensores direccionales para determinar el ángulo de inclinación, el ángulo horizontal, y el ángulo rotacional (también conocido como "ángulo de cara de la herramienta") de ensamble del pozo inferior. Como se define comúnmente en la téenica, el ángulo de inclinación es la desviación de la cuesta abajo verticalmente, el ángulo horizontal es el ángulo en un plano horizontal del Norte verdadero, y el ángulo de cara a la herramienta es el ángulo de orientación (rotacional sobre el eje de la herramienta) del lado alto del pozo de perforación. De acuerdo con técnicas conocidas, las mediciones direccionales pueden hacerse como sigue: un acelerómetro de tres ejes mide el vector del campo gravitacional de la tierra con relación al eje de la herramienta y un punto en la circunferencia de la herramienta llamado la "escala milimétrica de cara a la herramienta". (La escala milimétrica de cara a la herramienta típicamente se saca en la superficie de la herramienta como una escala paralela para el eje de la herramienta). A partir de esta medición, la inclinación y ángulo de cara a la herramienta del ensamble del registro puede determinarse. Adicionalmente, un magnetómetro de tres ejes mide el vector del campo magnético de la tierra en una manera similar. A partir de los datos del acelerómetro y el magnetómetro combinados, el ángulo horizontal del ensamble de registro puede determinarse. Estas mediciones de orientación, cuando se combinan con las mediciones de los sensores de movimiento, permiten la posición de la herramienta para rastrearse dentro del pozo.

En estos y otros ambientes de registro, los parámetros medidos se registran usualmente y visualizan en la forma de un registro, esto es, una gráfica bidimensional que muestra el parámetro medido como una función de la profundidad o posición de la herramienta. Además de hacer las mediciones del parámetro como una función de profundidad, algunas herramientas de registro también proporcionan mediciones del parámetro como una función del ángulo rotacional. Tales mediciones de registro pueden visualizarse como imágenes bidiensionales de la pared del pozo de perforación, con una dimensión que representa profundidad o posición de la herramienta, la otra dimensión representa orientación acimutal, y el color, patrón o intensidad del pixel representan el valor del parámetro.

Entre los parámetros medidos que pueden presentarse como parte de un registro son mediciones de resistividad, que pueden incluir mediciones que reflejan la anisotropxa de la formación del pozo de perforación. Tales mediciones incluyen, pero no se limitan a, resistividad vertical, resistividades horizontales en una o más direcciones, caída de la formación y paro de la formación. Las FIGS. 4A y 4B muestran herramientas dentro del pozo ilustrativas adecuadas para tomar tales mediciones. La herramienta LWD ilustrativa 400A (FIG. 4A) incluye una disposición 402 de transductores 404. Cada transductor 404 puede incluir un emisor, un sensor o ambos, así como electrónicos y estructuras adicionales como se describe en más detalle a continuación. Los transductores 404 se posicionan ya sea dentro de las cavidades dentro del collar de perforación 406 o incrustadas en secciones no conductivas del collar. Las téenicas para colocar los transductores en y dentro de los collares y tuberías de perforación son bien conocidas en el arte y además no se discuten. Alternativamente, una disposición 402 con menos transductores 404 (por ejemplo, una línea vertical sencilla de los transductores) puede usarse, con el tiempo de ejecución de las mediciones que están dispuestas a explotar la rotación de la sarta de perforación para producir mediciones en múltiples ubicaciones acimutales alrededor del pozo de perforación a medida que avanza la perforación.

La FIG.4B muestra herramienta de registro con cable ilustrativa 400B, que incluye ocho plataformas del transductor 408. Cada plataforma del transductor incluye transductores 404 similares a aquellos usados con la herramienta LWD 400A. Las plataformas del transductor 408 se extienden del cuerpo principal 410 de la herramienta de registro con cable 400B por separadores que posicionan las plataformas del transductor 408 cerca o contra la pared del pozo de perforación. Esto reduce el efecto del fluido de perforación en las mediciones y también proporciona mejor acoplamiento entre los transductores 404 y la formación. Tal acoplamiento mejorado, junto con un espaciamiento reducido de los transductores relativos a otras herramientas de registro, ayuda a mejorar la sensibilidad de la herramienta y la resolución de la imagen de registro producida.

La FIG. 5 muestra una plataforma del transductor ilustrativa 500 con su cubierta trasera 502 separada de su cara frontal 504. Los componentes interiores de la plataforma del transductor 500 se muestran en una forma simplificada para los propósitos de la discusión que sigue. Los componentes ilustrativos incluyen una disposición del transductor emisor 520 que incluye emisores 522-526, y una disposición del transductor del sensor 510 que incluye sensores 512-516. Cada transductor del emisor se configura y orienta para operar junto con un eje específico. De esta manera, por ejemplo, si el emisor 526 es un emisor inductivo, el emisor 526 producirá un campo B o magnético dentro de la formación en la parte frontal de la plataforma del transductor 500 con una orientación sustancialmente a lo largo del eje Z (vertical). Similarmente, cada transductor del sensor también se configura y orienta para operar junto con un eje específico. De esta manera, por ejemplo, si el sensor 514 es un sensor inductivo, el sensor 514 será más sensible a los campos B dentro de la formación con una orientación a lo largo del eje X (esto es, perpendicular a la cara frontal 504). Estas orientaciones de emisores y sensores también aplican a las orientaciones del campo eléctrico inducidas y percibidas dentro de la formación por sensores y emisores capacitivos, y a la orientación de corrientes eléctricas inyectadas en y percibidas dentro de la formación por sensores y emisores galvánicos. Aunque se muestran como elementos separados para propósitos de la presente discusión, en al menos algunas modalidades un emisor axial múltiple sencillo y un sensor axial múltiple sencillo pueden implementarse para emitir y percibir campos eléctricos separables, campos magnéticos o corrientes eléctricas en más de una dirección.

Continuando con referencia a la FIG.5, al configurar los emisores y sensores como se muestra es posible generar múltiples conjuntos de mediciones independientes, cada conjunto incluye mediciones concurrentes múltiples. Más específicamente, la configuración ortogonal de los emisores y sensores mostrados permite tres conjuntos de tres mediciones cada uno para adquirirse para un ángulo azimut y profundidad del pozo de perforación dado, generando nueve muestras organizadas como un tensor de medición 3 x 3. Deberá señalarse que el mismo concepto también puede aplicar para sensores no ortogonales, siempre y cuando las excitaciones generadas sean linealmente independientes (esto es, no coplanares). Puede incorporarse sin ortogonalidad al incluir esto en un modelo delantero y un proceso de inversión (ambos descritos en más detalle a continuación), o al sintetizar las señales ortogonales por rotación y usando los algoritmos de procesamiento ortogonales. Cada conjunto puede generarse al energizar y desenergizar separadamente cada emisor a su vez mientras que adquiere muestras concurrentes de cada uno de los tres sensores para el periodo de tiempo durante el cual cada emisor se energiza. Un ejemplo de tal secuencia se muestra en las FIGS.6A hasta la 6C, y se gráfica en la FIG. 7.

En la FIG. 6A, el emisor energizado 524 (se muestra resaltado) induce un campo B 602 variante en tiempo dentro de la formación rodeada principalmente a lo largo del eje X. Ya que el campo B 602 se extiende en la formación anisotrópica, comienza a hacerse curva en las otras dos direcciones, que produce algunos componentes en las direcciones Y, y Z. Como un resultado, cada uno de los tres sensores permitidos 512, 514 y 516 (también resaltados) detecta un campo B variante en tiempo respectivo a lo largo de los ejes X, Y, y Z, cada uno con magnitudes diferentes. Esto se refleja en la gráfica de la FIG.7 durante el periodo de muestra TI, en donde el campo B inducido por el emisor X (Emis X) se detecta principalmente por el sensor X (Sens X), con contribuciones detectables medidas por los detectores Y, y Z (Sens Y, y Sens Z). Una vez que las muestras se han adquirido durante el periodo de muestra TI, el emisor X se desenergiza y el emisor Y se energiza, como se muestra en la FIG.6B. En este tiempo se induce un campo B 604 que se orienta principalmente a lo largo del eje Y. Las señales detectadas resultantes por los sensores X, Y, y Z se muestran en la FIG. 7 durante el periodo de muestra T2. La secuencia se repite de nuevo a lo largo del eje Z para producir el campo B 606 como se muestra en la FIG. 6C, con las señales detectadas resultantes mostradas en la FIG.7 durante el periodo de muestreo T3.

La téenica de medición anterior emplea un principio de multiplexación de tiempo para separar los efectos de los varios emisores. Otro principio de multiplexación también deberá ser adecuado, incluyendo modulación de división de código y multiplexación de frecuencia.

La FIG. 8 muestra una plataforma transductora micro-inductiva axial múltiple de tres elementos ilustrativa (esto es, tri[[-]]axial) 800 que opera como se describe arriba. Dentro del emisor 820, el módulo electrónico emisor 822 acopla a y conduce cada una de las bobinas emisoras 824 con una corriente alterna, bajo el control de otros electrónicos y/o software dentro del cuerpo de herramienta (no se muestra) al cual el módulo electrónico emisor 822 también se acopla. Las bobinas emisoras ilustradas se acoplan a un nodo común y se posicionan de manera que el campo B variante de tiempo producido por una bobina emisora es ortogonal a los campos B variantes de tiempo de las otras dos bobinas emisoras. En al menos algunas modalidades, dos de las bobinas emisoras se orientan de manera que sus campos B son paralelos a la superficie de plataforma enfrente de la pared del pozo de perforación (o con sus campos B tangenciales para al menos un punto común en la superficie de la plataforma para plataformas curvas). El módulo electrónico del sensor 812 dentro del sensor 810 se acopla similarmente a cada una de las bobinas del sensor 814, y recibe señales eléctricas de las bobinas del sensor que se inducen por los campos B producidos por las bobinas emisoras 824 dentro de la formación. Cada una de las bobinas del sensor 814 también se acopla a un nodo común y también se orientan ortogonalmente con respecto uno del otro con el fin de emparejar las orientaciones de las bobinas emisoras junto con cada uno de los ejes X, Y, Z. El módulo electrónico del sensor 812 también acopla a otros electrónicos dentro del cuerpo de herramienta y reenvía las señales detectadas generadas por las bobinas del sensor 814 a los electrónicos del cuerpo de herramienta para el procesamiento adicional.

Deberá señalarse que aunque el emisor 820 y el sensor 810 se impleentan usando bobinas individuales, aquellos de experiencia ordinaria reconocerán que otras estructuras y configuraciones tales como, por ejemplo, arreglos en fase y dipolos pueden ser adecuados para uso dentro de los emisores y sensores descritos en la presente, y todas las estructuras y configuraciones están dentro del alcance de la presente descripción.

Continuando con referencia a la FIG. 8, dentro del sensor 810, el módulo electrónico del sensor 812 también se acopla a las bobinas de trepidación 816, que también se orientan y acoplan una con la otra en una manera similar a las bobinas dentro del sensor 814. Cada una de las bobinas del sensor 816, sin embargo, deberá estar en la dirección opuesta con relación a la bobina de sensor correspondiente 814, aunque sus orientaciones se emparejan a lo largo de cada uno de los ejes X, Y, y Z. Las bobinas de trepidación 816 también se posicionan próximas a las bobinas del sensor 814 y entre las bobinas del sensor 814 y las bobinas emisoras 824. Las bobinas de trepidación 816 de esta manera generan una señal para cada orientación que está opuesta en polaridad de la señal correspondiente de las bobinas del sensor 81. En al menos algunas modalidades, el número de vueltas en cada bobina de trepidación se ajusta para contar la diferencia en las distancias entre las bobinas de trepidación 816 y las bobinas emisoras 824 y las distancias entre las bobinas del sensor 814 y las bobinas emisoras 824. Como un resultado, las señales producidas por bobinas de trepidación 816 que son atribuibles al acoplamiento directo con las bobinas emisoras 824 cancelarán las señales producidas por las bobinas del sensor 814 que también son atribuibles al acoplamiento directo con el emisor 824. Las señales producidas debido al acoplamiento a través de la formación entre las bobinas emisoras 824 y tanto las bobinas del sensor 814 y bobinas de trepidación 816, sin embargo, no se cancelarán y una señal de diferencia que representa el campo B inducido en la formación se producirá de la combinación de la bobina de sensor correspondiente y señales bobina de trepidación para cada orientación (X, Y, y Z). Aquellos de experiencia ordinaria en la téenica reconocerán que muchas otras técnicas pueden ser adecuadas para cancelar y/o bloquear el efecto de acoplamiento directo entre las bobinas del sensor y emisoras (por ejemplo, protección electromagnética entre las bobinas del sensor y emisoras), y todas las tecnologías están dentro del alcance de la presente descripción.

Al montar tanto las bobinas del sensor 814 como las bobinas emisoras 824 dentro de la plataforma transductora 800, y al cancelar y/o bloquear el acoplamiento directo entre las bobinas emisoras y de sensor (por ejemplo, al incorporar las bobinas de trepidación 816 dentro de la plataforma), es posible mantener una espaciamiento vertical relativamente pequeño entre las bobinas emisoras y de sensor y para incrementar la sensibilidad de la herramienta de registro.

Los espacia ientos verticales de las bobinas de sensor/emisoras de una pulgada o menos son posibles con las herramientas, sistemas y métodos descritos en la presente. Las reducciones en el espaciamiento vertical entre las bobinas emisoras y de sensor producen una resolución vertical superior del registro de pozo de perforación resultante. Esto es debido al hecho de que como la distancia del emisor disminuye, la capacidad de dirección del parámetro relevante (campo B, corriente eléctrica, etc.) es más pronunciada, esto es, la diferencia en magnitud del componente del parámetro primario con relación a los otros dos componentes ortogonales incrementa, como se muestra en la FIG. 7. Esto también incrementa la sensibilidad general de la herramienta. Incrementar las diferencias en tal medición de esta manera ayuda a identificar únicamente las propiedades tal como permisividad eléctrica y conductividad o resistividad eléctrica (esto es, la impedancia de formación general) en tanto un macro y micro nivel en direcciones específicas con mayor precisión, y de esta manera producir un tensor de medición completa tal como el tensor de medición 3 x 3 previamente descrito. Tal tensor de medición permite la anisotropía eléctrica de la formación que lo rodea para caracterizarse y cuantificarse (por ejemplo, al determinar la micro-impedancia de la formación que lo rodea en cada una de las tres direcciones ortogonales para cada muestra de medición). En al menos algunas modalidades ilustrativas, los componentes del tensor se expresan como valores complejos, en donde cada componente real del valor complejo indica la resistividad de la formación o conductividad y cada componente imaginario del valor complejo indica la permisividad eléctrica de la formación.

Las téenicas descritas arriba para producir un tensor de medición 3 x 3 no se limitan a plataformas transductoras que incorporan sensores y emisores inductivos. Las plataformas transductoras que incorporan los sensores y emisores capacitivos (no se muestran) pueden configurarse y operarse en una manera similar a los sensores y emisores inductivos, en donde los campos eléctricos variantes de tiempo (campos E) se inducen en la formación que los rodea en cada una de las tres direcciones ortogonales y se producen muestras de medición de micro-impedancia similares.

Los sensores y emisores galvánicos también pueden incorporarse en una plataforma transductora, como se muestra en la plataforma transductora ilustrativa 900 de la FIG.9. La plataforma transductora 900 (mostrada con la plataforma con orientación hacia adelante) incluye electrodos dinámicamente configurables organizados en una disposición. Como se muestra, cada conjunto de electrodo 1002 incluye un electrodo central 1004 rodeado por uno o más electrodos de enfoque 1006, y cada conjunto puede operarse como ya sea un emisor o un sensor. Alternativamente, los electrodos seleccionados pueden cablearse a electrónicos adecuados como un emisor o sensor en vez de intercambiarse entre las configuraciones del sensor y emisor. La configuración dinámica permite una mayor flexibilidad, por ejemplo, en el número de direcciones en las cuales la corriente puede detectarse, por ello incrementa los datos adecuados para uso en una inversión para derivar el tensor de formación ubicado. Los electrodos emisores seleccionados proporcionan un campo E de frecuencia baja o estática (por ejemplo, < 100 Hz) para generar un flujo de corriente localizado en la formación que los rodea. La corriente puede fluir a un electrodo de retorno distante o entre dos electrodos emisores seleccionados, y el intercambio apropiado permite suficientes mediciones para obtenerse para la inversión del tensor. Los electrodos de enfoque pueden permitirse o inhabilitarse para variar la profundidad de penetración de la corriente en la formación, por ello proporciona mediciones adicionales. Las mediciones obtenidas por los electrodos del sensor seleccionados pueden diferenciales en voltaje o voltajes absolutos con relación al suelo de herramienta.

Deberá señalarse que aunque las modalidades de arriba se describen dentro del contexto de las plataformas transductoras de la herramienta de registro con cable que están en contacto con la pared del pozo de perforación, las configuraciones del sensor y emisoras descritas también pueden usarse con herramientas LWD tales como aquellas mostradas en las FIG. 4A. En tales modalidades de la herramienta LWD, la resistividad del fluido de perforación y la distancia segura entre los transductores y la pared del pozo de perforación puede afectar las mediciones colocadas en muestra, pero ambos de estos parámetros también pueden contarse por el proceso de inversión descrito en más detalle a continuación.

Como se señala previamente, los módulos electrónicos del sensor y emisores dentro de la plataforma transductora acoplan a los electrónicos dentro del cuerpo de la herramienta. La modalidad ilustrativa de la FIG.10 ilustra un ejemplo de un sistema que forma imágenes de anisotropía 1100, y muestra tanto los electrónicos del sistema dentro del pozo (incluyendo los electrónicos del cuerpo de la herramienta) y electrónicos del sistema de superficie. El sistema dentro del pozo 1120 incluye cuatro plataformas transductoras 1140 (similar a aquellos ya descritos) que cada incluye emisores 1146 acoplados al módulo electrónico emisor 1142, y sensores 1148 acoplados al módulo de electrónicos del sensor 1144. Los módulos de electrónicos del sensor y emisores acoplados a y comunicados con el módulo de interfaz de hardware dentro del pozo 1138 dentro del cuerpo de la herramienta 1130, que proporciona una interfaz entre las plataformas transductoras 1140 y el procesador dentro del pozo 1134.

El procesador dentro del pozo 1134, que puede incluir cualquiera de una amplia variedad de procesadores y/o sistemas de procesamiento, ejecuta software que realiza al menos algunas de las tareas de adquisición de datos y control asociadas con datos adquiridos y controlados de la plataforma transductora 1140. El software que se ejecuta en el procesador dentro del pozo 1134, así como los datos adquiridos, se almacena en el módulo de memoria/almacenamiento dentro del pozo 1136, que se acopla al procesador dentro del pozo 1134 y puede incluir cualquier teenología de almacenamiento de datos conocida adecuada para uso en un ambiente de herramienta dentro del pozo. El procesador dentro del pozo 1134 también se acopla al módulo dentro del pozo/de interfaz de superficie 1132, que a su vez acopla a el módulo de interfaz de superficie/dentro del pozo 1114 dentro del sistema de superficie 1110 para proporcionar un enlace de comunicación entre el sistema de superficie 1110 y el sistema dentro del pozo 1120.

El sistema de superficie 1110 incluye el procesador de superficie 1116, que acopla a la interfaz del usuario 1112, módulo de interfaz de superficie/dentro del pozo 1114 y módulo de memoria/almacenamiento de superficie 1118. El procesador de superficie 1116 ejecuta el software almacenado dentro del módulo de almacenamiento/memoria de superficie 1118 que realiza el procesamiento en los datos proporcionados por el sistema dentro del pozo 1120 por medio del módulo de interfaz de superficie/dentro del pozo 1114. El módulo de memoria/almacenamiento de superficie 1118 puede ser cualquiera de una amplia variedad de dispositivo de memoria y/o almacenamiento, o combinaciones de los mismos, y proporciona tanto programa a corto plazo (por ejemplo, mientras el sistema está encendido) como de larga duración (por ejemplo, durante periodos cuando el sistema está apagado) y almacenamiento de datos. Los datos proporcionados por el sistema dentro del pozo 1120, así como datos procesados por el procesador de superficie 1116, pueden almacenarse en el módulo de memoria/almacenamiento de superficie 1118. La interfaz del usuario 1112 permite a un usuario interactuar con el sistema de superficie 1110 (y en general con el sistema formación de imágenes de anisotropía 1100), proporcionando tanto dispositivos de entrada adecuados para ingresar comandos (por ejemplo, un ratón y teclado) y dispositivos de salida para ventanas de exhibición, menús y datos para un usuario (por ejemplo, pantallas e impresoras).

Los datos adquiridos por el sistema dentro del pozo 1120 se procesan para derivar los datos de anisotropía que pueden presentarse a un usuario del sistema 1100. El procesamiento está distribuido entre el sistema de superficie 1110 y el sistema dentro del pozo 1120, y la presente descripción no limita la forma en que la distribución pueda implementarse. Sin embargo, para propósitos de describir la funcionalidad del procesamiento, la modalidad ilustrativa presentada realiza la adquisición de datos y operaciones de inversión descritos a continuación dentro del sistema dentro del pozo 1120, y registro de datos, presentación y almacenamiento de larga duración dentro del sistema de superficie 1110.

Como se señala previamente, cada una de las muestras de medición procesadas por el sistema de formación de imágenes de anisotropía 1100 puede representarse por un tensor de medición M(z,<¾) con componentes tensores de medición Míj (z, <Pt) . Para cada componente tensor de medición, i={x,y, zj y representa la orientación del emisor activo cuando la medición se tomó, j={x,y, z) y representa la orientación del sensor que realiza la medición, z es la profundidad del pozo de perforación, y ót es el ángulo azimutal con relación al eje de herramienta. El flujo de los datos tensores de medición ya que se procesa por el sistema de formación de imágenes de anisotropía 1100 se muestra en la FIG.11. Un tensor de medición se recibe (bloque 1202) y los valores del componente tensores de medición se ajustan para tener en cuenta la calibración y correcciones de temperatura (bloque 1204). En algunos casos donde la conductividad de la formación se comporta de forma lineal, tambien puede ser posible ajustar los valores medidos (bloque 1204) para controlar la resolución vertical y radial de las mediciones usando filtros de enfoque de software. Este filtrado también puede reducir el efecto de la pared del pozo de perforación y el alejamiento de la herramienta de la pared del pozo de perforación (por ejemplo, cuando se incorpora e una herramienta LWD). El enfoque del software es bien conocido en la téenica y además no se discute.

Una vez que los valores del componente tensores de medición se han ajustado (bloque 1204) se realiza un proceso de inversión (bloque 1208) por ello los valores del componente tensores de medición ajustados se comparan iterativamente contra los valores del componente tensores de referencia de una colección (bloque 1206) o contra valores del componente tensores de referencia producidos por un modelo delantero (bloque 1210). Los parámetros de formación para la colección y/o valores del componente tensores de referencia modelo asociados con la diferencia tensora más pequeña (descritos en más detalle a continuación) se proporcionan al sistema de superficie 1110 como los valores del parámetro de formación asociados con la profundidad y ángulo azimut del tensor de medición ajustado. El sistema de superficie 1110 luego presenta los datos al usuario (bloque 1212) como, por ejemplo, los registros gráficos de la FIG. 12. Los datos y los registros pueden ambos guardarse en el módulo de memoria/almacenamiento de superficie 1118 para procesamiento adicional y/o recuperación posterior. En al menos algunas modalidades ilustrativas, puede usarse una combinación de una búsqueda de colección y un cálculo de modelo delantero. Por ejemplo, las comparaciones con una colección pueden usarse para identificar uno o más intervalos de valor del parámetro (resistividad vertical y horizontal, pendiente relativa, paro relativo, etc.), después de lo cual el modelo se aplica iterativamente sobre aquel intervalo para identificar valores del componente tensores de referencia modelados que emparejan más cercanamente los valores del componente tensores de medición ajustados.

Los valores del componente tensores de referencia proporcionados por ya sea una colección o un modelo delantero se comparan contra los valores del componente tensores de medición ajustados al calcular una diferencia tensora normalizada entre un tensor de medición ajustado y un tensor de referencia generado por modelo o suministrado por colección. Esta magnitud diferente se calcula iterativamente para cada tensor de referencia de la colección o el modelo hasta que una magnitud de diferencia mínima se identifica. Los valores del parámetro correspondientes al tensor de referencia de colección/modelo que produce la magnitud de diferencia mínima se proporcionan como los parámetros de la formación correspondiente al azimut y profundidad del pozo de perforación del tensor medido ajustado. En al menos algunas modalidades ilustrativas esta relación se expresa como sigue: donde, Rh es la resistividad horizontal; Rv es la resistividad vertical; Q es la pendiente relativa (a la herramienta); F es el paro relativo (a la herramienta); <Pt es el azimut de medición de la herramienta; es la profundidad del pozo de perforación; M ref v es el componente tensor de referencia ij (colección o modelo); Madi '/ es el componente tensor de medición ajustado ij; i es el índice de orientación del componente tensor {x,y,z} del emisor; y j es el índice de orientación del componente tensor {x,y,z} del sensor.

Como se señala previamente los índices indican las orientaciones del emisor activo cuando la medición se tomó y el sensor proporciona la medición. De esta manera, por Mrsf z representa una medición de referencia para un emisor activo y un sensor tanto orientado en la dirección z (aquí usado para normalización). Similarmente, mxy es una medición ajustada tomada por un sensor orientado a lo largo del eje y mientras que un emisor orientado a lo largo del eje x se activó. Las mediciones pueden incluir, pero no se limitan a, voltaje, corriente, potencia del campo magnético y potencia del campo eléctrico. Por ejemplo, en la modalidad de la FIG.8, las mediciones de voltaje pueden proporcionarse por cada una de las bobinas del sensor 814 y compararse contra mediciones del voltaje de referencia similares.

Deberá señalarse que para caracterizar completamente la anisotropía de las mediciones del pozo de perforación, tanto el azimut de medición de herramienta í>t así como el paro de formación 3?>£ con respecto a la tierra son necesarias. En al menos algunas modalidades ilustrativas el paro de formación <t bs se deriva del azimut de medición de herramienta t y el paro de formación relativa F usando la siguiente ecuación de conversión: <Pbs { z, F?) = F(z,F?) - Fe (2) También, los parámetros adicionales pueden incluirse en y proporcionarse por la colección y/o el modelo. Tales parámetros pueden incluir, por ejemplo, la distancia de seguridad entre la plataforma transductora y la pared del pozo de perforación y la resistividad de barro para modalidades donde los emisores y sensores no contactan la pared.

La constante dieléctrica de la formación también puede incluirse en y proporcionarse por la colección y/o modelo a través del uso de múltiples mediciones tomadas en diferentes frecuencias. En frecuencias inferiores la respuesta es principalmente debido a la resistividad de la formación, mientras que en frecuencias superiores la respuesta es principalmente debido a la reactancia de la formación. En al menos algunas modalidades, las mediciones adicionales se hacen en varias direcciones como antes pero en múltiples frecuencias, permitiendo la anisotropía de la constante dieléctrica también para caracterizarse. Esta caracterización puede derivarse de ya sea un segundo tensor de medición separado que incluye las mediciones adicionales para cada muestra en una profundidad y azimut dado, o de un tensor de medición de orden superior sencillo que incluye componentes suficientes para derivar tanto la resistividad eléctrica como la anisotropía de permisividad de la formación. La resistividad anisotrópica y valores dieléctricos también pueden convertirse en propiedades de capas individuales que hacen laminaciones presentes en la formación. Por ejemplo, resistividades horizontales, resistividades verticales, constantes dieléctricas y sus relaciones volumétricas pueden usarse para identificar las capas de esquisto y arena. Debido a que los sistemas y métodos descritos permiten las mediciones para resolverse en al menos tres direcciones ortogonales (por ejemplo, dos horizontales y una verticales), las formaciones y laminaciones más complejas pueden identificarse y caracterizarse.

La FIG.13 muestra un método ilustrativo para usar las herramientas y sistemas descritos arriba. Una herramienta de formación de imágenes del pozo de perforación ilustrativa se disminuye en el pozo de perforación (bloque 1402), y ya que se tira hacia atrás el pozo de perforación, la herramienta periódicamente induce campos en tres diferentes direcciones dentro de la formación para un ángulo azimut y profundidad dada, cada campo inducido durante tres periodos de tiempo separados (bloque 1404). Durante cada periodo de tiempo, las muestras de medición del campo se toman en las tres direcciones (bloque 1406). Las mediciones pueden ser mediciones de campo magnético o mediciones de campo eléctrico (o ambos), y pueden expresarse ya sea directamente como mediciones de fuerza de campo o indirectamente como mediciones potenciales eléctricas o de corriente eléctrica correspondientes. Un tensor de medición se produce (por ejemplo, un tensor de medición de voltaje 3x3) que se asocia con una profundidad del pozo de perforación dada y ángulo de azimut de herramienta (bloque 1408). Las características del pozo de perforación en el ángulo azimut y profundidad dada se derivan del tensor de medición (bloque 1410) al usar, por ejemplo, el proceso de inversión descrito arriba. Los datos derivados luego se presentan a un usuario de la herramienta (bloque 1412), finalizando el método (bloque 1414). La FIG. 12 (previamente descrito) muestra un ejemplo ilustrativo de los tipos de formatos de registro bidimensionales que pueden usarse para presentar los datos a un usuario.

Numerosas otras modificaciones, equivalentes, y alternativas se volverán aparentes para aquellos experimentados en la téenica una vez que la descripción de arriba se aprecie completamente. Por ejemplo, aunque se usan tres sensores y emisores ortogonales en una configuración tri[[-]]axial en las modalidades descritas, diferentes números de emisores y/o sensores también pueden usarse, y tales emisores y/o sensores pueden configurarse en una orientación no ortogonal. También, los anillos de guardia y enfoque adicional pueden agregarse a las plataformas transductoras galvánicas descritas para proporcionar control adicional sobre la dirección de la corriente que fluye a través de la formación a/de tales plataformas transductoras. Además, aunque cada tipo de emisor y sensor (galvánico, capacitivo e inductivo) se discutió individualmente, al menos algunas modalidades combinan varios de estos en un instrumento sencillo e incluyen mediciones concurrentes combinadas dentro de los tensores de medición. El procesador dentro del pozo programable es solo un ejemplo de un controlador dentro del pozo adecuado, y podría reemplazarse o aumentarse con un controlador cableado o integrado. Se pretende que las siguientes reivindicaciones se interpreten para abarcar todas las modificaciones, equivalentes, y alternativas donde sea aplicable.

Se hace constar que con relación a esta fecha, el mejor método conocido por la solicitante para llevar a la práctica la citada invención, es el que resulta claro de la presente descripción de la invención.

Claims (20)

REIVINDICACIONES Habiéndose descrito la invención como antecede, se reclama como propiedad lo contenido en las siguientes reivindicaciones:

1. Una herramienta de formación de imágenes del pozo de perforación de inducción axial múltiple, caracterizada porque comprende: uno o más emisores inductivos que inducen, en posiciones espaciadas azimutalmente en una pared del pozo de perforación, una pluralidad de campos que tiene componentes en tres direcciones no coplanares dentro de una formación; uno o más sensores inductivos direccionalmente sensibles que perciben los componentes provocados por cada uno de los uno o más emisores inductivos; y un controlador dentro del pozo que procesa señales recibidas de los uno o más sensores inductivos direccionalmente sensibles para proporcionar una pluralidad de conjuntos de mediciones, en donde cada conjunto de medición es representa ivo de un tensor de impedancia en cada una de las posiciones azimutalmente espaciadas en la pared del pozo de perforación.

2. La herramienta de conformidad con la reivindicación 1, caracterizada porque comprende además: una o más bobinas de trepidación cada una posicionada entre un sensor inductivo de los uno o más sensores inductivos y un emisor inductivo de los uno o más emisores inductivos; en donde los componentes cada uno comprende un componente acoplado directamente y un componente acoplado a la formación; y en donde cada bobina de trepidación genera una segunda señal que cancela sustancialmente una porción de señales recibida del sensor inductivo y representativo del componente directamente acoplado.

3. La herramienta de conformidad con la reivindicación 1, caracterizada porque al menos uno de los uno o más sensores inductivos está espaciado verticalmente lejos de al menos uno de los uno o más emisores inductivos por menos de o igual a 2.54 cm (una pulgada).

4. La herramienta de conformidad con la reivindicación 1, caracterizada porque el uno o más emisores inductivos comprenden tres bobinas ortogonales.

5. La herramienta de conformidad con la reivindicación 1, caracterizada porque el uno o más sensores inductivos comprenden tres bobinas ortogonales.

6. La herramienta de conformidad con la reivindicación 1, caracterizada porque el tensor de impedancia indica una o más características de anisotropía eléctricas de la formación.

7. La herramienta de conformidad con la reivindicación 1, caracterizada porque el tensor de impedancia comprende un tensor 3x3.

8. La herramienta de conformidad con la reivindicación 1, caracterizada porque la pluralidad de campos son campos eléctricos.

9. La herramienta de conformidad con la reivindicación 1, caracterizada porque la pluralidad de campos son campos magnéticos.

10. Un sistema de formación de imágenes del pozo de perforación de inducción axial múltiple, caracterizado porque comprende: un cuerpo de herramienta que se mueve a lo largo de un pozo de perforación a través de una formación con una o más plataformas transductoras para medir un tensor de impedancia de formación como una función la profundidad del pozo de perforación y el ángulo de azimut en la pared del pozo de perforación, en donde cada plataforma transductora comprende un conjunto de uno o más sensores o emisores inductivos que inducen y perciben respectivamente uno o más campos dentro de la formación, en donde los sensores inductivos proporcionan señales representativas de tres componentes direccionales linealmente independiente de los uno o más campos; un controlador dentro del pozo que procesa las señales para proporcionar una pluralidad de conjuntos de mediciones, en donde cada conjunto de medición es representativo de un tensor de impedancia en la profundidad del pozo de perforación y ángulo azimut en el cual cada conjunto de medición se adquiere; y un sistema de computadora que recibe y deriva de los conjuntos de medición una o más características de formación asociadas con cada profundidad del pozo de perforación y ángulo de azimut y además presenta a un usuario datos representativos de al menos una de las una o más características de formación.

11. El sistema de conformidad con la reivindicación 10, caracterizado porque las plataformas transductoras se incrustan en el cuerpo de la herramienta.

12. El sistema de conformidad con la reivindicación 10, caracterizado porque las plataformas transductoras se acoplan a y extienden lejos de una porción central del cuerpo de la herramienta hacia la pared del pozo de perforación.

13. El sistema de conformidad con la reivindicación 10, caracterizado porque el controlador deriva además una resistividad de lodo y una distancia segura entre cada uno de las una o más plataformas transductoras y la pared del pozo de perforación para cada profundidad del pozo de perforación y ángulo azimut.

14. El sistema de conformidad con la reivindicación 10, caracterizado porque la operación de un primer agrupamiento de los uno o más emisores inductivos y los uno o más sensores inductivos se multiplexa con operación de un segundo agrupamiento de los uno o más emisores inductivos y los uno o más sensores inductivos.

15. El sistema de conformidad con la reivindicación 14, caracterizado porque las operaciones del primero y segundo agrupamientos se ultiplexan usando una téenica de multiplexación seleccionada del grupo que consiste de multiplexación de división de tiempo, multiplexación de división de frecuencia y multiplexación de división del código.

16. El sistema de conformidad con la reivindicación 14, caracterizado porque el primero y segundo agrupamientos comparten al menos un sensor inductivo común.

17. Un método de formación de imágenes del pozo de perforación de inducción axial múltiple caracterizado porque comprende: disminuir una herramienta de formación de imágenes del pozo de perforación de inducción axial múltiple en un pozo de perforación a través de una formación; en cada uno de los ángulos azimutales múltiples en la pared del pozo de perforación, campos inductivamente inducidos que tienen tres componentes direccionales linealmente independientes dentro de una formación; inductivamente detectar los componentes del campo direccional para obtener una pluralidad de conjuntos de medición, en donde cada conjunto de medición es una función del ángulo azimutal y la profundidad en el pozo de perforación, y es además representativa de un tensor de impedancia; derivar de los conjuntos de medición una o más características de formación como una función del ángulo azimutal y profundidad en el pozo de perforación; y presentar a un usuario datos representativos de al menos una de las una o más características del pozo de perforación.

18. El método de conformidad con la reivindicación 17, caracterizado además porque comprende: detectar inductivamente un componente directamente acoplado de cada uno de los componentes del campo direccional; combinar una señal representativa del inverso de cada componente directamente acoplado con una señal representativa de cada componente del campo direccional correspondiente, produciendo una o más señales de diferencia; y derivar las mediciones de las una o más señales de diferencia.

19. El método de conformidad con la reivindicación 17, caracterizado porque las una o más características de formación comprenden una característica seleccionada del grupo que consiste de una resistividad de formación vertical, una o más resistividades de formación horizontal una pendiente de formación, y un paro de formación.

20. El método de conformidad con la reivindicación 17, caracterizado porque el tensor de impedancia comprende un tensor 3x3.