MX2015002330A - Aparato de transformacion de medicion, metodos y sistemas. - Google Patents

Abstract

En algunas realizaciones, un aparato y un sistema, así como un método y un artículo, pueden operar para recibir datos de medición electromagnética que caracterizan una formación a partir de al menos un par transmisor-receptor. Actividad adicional incluye transformar los datos de medición electromagnética en los datos de medición transformados al calcular una transformada de onduleta en los datos de medición electromagnética para proporcionar coeficientes de onduleta, la eliminación de los coeficientes de onduleta por debajo de un umbral seleccionado para proporcionar coeficientes restantes, y sintetizar los datos de medición transformados al calcular una transformada de onduleta inversa en una combinación de los coeficientes restantes. Se describen, además, aparatos, sistemas y métodos.

Description

APARATO DE TRANSFORMACIÓN DE MEDICIÓN, MÉTODOS Y SISTEMAS CAMPO TÉCNICO DE LA INVENCIÓN La presente invención tiene por objeto enseñar realizaciones, un aparato y un sistema, así como un método y un artículo, que pueden operar para recibir datos de medición electromagnética que caracterizan una formación a partir de al menos un par transmisor-receptor. Actividad adicional incluye transformar los datos de medición electromagnética en los datos de medición transformados al calcular una transformada de onduleta (transformada wavelet) en los datos de medición electromagnética para proporcionar coeficientes de onduleta (wavelet), la eliminación de los coeficientes de onduleta por debajo de un umbral seleccionado para proporcionar coeficientes restantes, y sintetizar los datos de medición transformados al calcular una transformada de onduleta inversa en una combinación de los coeficientes restantes.

ANTECEDENTES DE LA INVENCIÓN Comprender la estructura y propiedades de las formaciones geológicas puede reducir el costo de pozos de perforación para la exploración de petróleo y gas. Las mediciones hechas en un agujero de pozo (es decir, mediciones de fondo de pozo) se realizan normalmente para alcanzar esta comprensión, para identificar la composición y distribución de material que rodean el dispositivo de medición en fondo de pozo. Para obtener estas mediciones, se utiliza una variedad de sensores, incluyendo herramientas de inducción.

Herramientas de inducción, y otros sensores utilizados para determinar los parámetros eléctricos de formación de la Tierra que rodean un pozo de perforación, son susceptibles al ruido eléctrico. Cuando se adquieren datos con ruido, la precisión de la inversión, uno de los procedimientos de procesamiento de datos más común (por ejemplo, que se utiliza para encontrar un modelo preciso para reproducir las mediciones realizadas en el campo), es afectada.

Para reducir o eliminar el ruido y mejorar la precisión del modelado de formación, se han utilizado transformada basada en Fourier, filtros de pasa baja. En teoría, las téenicas de Fourier son más efectivas para filtrar los ruidos que son globalmente periódicos y estacionarios debido a la naturaleza de la función de base sinusoide. Mientras que la función de base sinusoide tiene muy buena localización en el dominio de la frecuencia, no tiene localización en el dominio espacial. Además, las técnicas de Fourier no operan para reducir o eliminar picos de ruido de corta duración y de banda ancha. Por último, artefactos de rizo surgen (debido a la presencia de fenómenos de Gibb) cada vez que se emplea el filtrado de Fourier.

BREVE DESCRIPCIÓN DE LAS FIGURAS La Figura 1 incluye un conjunto de diagramas de flujo para dos ejemplos de un proceso de transformación de medición de acuerdo con diversas realizaciones de la invención.

La Figura 2 es un diagrama de flujo que ilustra varios métodos de acuerdo con diversas realizaciones de la invención.

La Figuras 3A a 3H son gráficos que ilustran condiciones de la señal en las distintas etapas en los procesos de transformación de medición y métodos de las Figuras 1 a 2, de acuerdo con diversas realizaciones de la invención.

La Figura 4 ilustra una realización de sistema de linea de cable de la invención.

La Figura 5 ilustra una realización de sistema de plataforma de perforación forma de la invención.

La Figura 6 es un diagrama de flujo que ilustra varios métodos adicionales de acuerdo con diversas realizaciones de la invención.

La Figura 7 es un diagrama de bloques de un articulo de acuerdo con diversas realizaciones de la invención.

DESCRIPCIÓN DETALLADA DE LA INVENCIÓN Para hacer frente a algunos de los retos descritos anteriormente, así como otros, aparatos, sistemas, y métodos se describen aquí que aplican el procesamiento de onduletas para transformar datos obtenidos a partir de herramientas de fondo de pozo, tal como herramientas de inducción de múltiples componentes (MCI). El mecanismo descrito aquí es adaptable, de modo que sea aplicable a diferentes componentes, a diferentes frecuencias, con diferente espaciado físico entre los elementos de detección. Como un resultado, procesamiento de onduleta multi-etapa puede ser aplicado a datos de medición de sub-dominio y fondo de pozo para mejorar la clasificación de fronteras de formación, y para proporcionar resultados de inversión más precisos.

Como se explicará en más detalle a continuación, un método de filtrado (a veces indicado como de "eliminación de ruido" en el presente documento), basado en la transformada de onduleta puede ser aplicado para reducir el ruido en datos de medición proporcionados por operaciones de registro de fondo de pozo. La transformada de onduleta proporciona un rango de resolución tanto en tiempo como en frecuencia mediante el uso de ventanas de diferentes longitudes. El núcleo (del vocablo en inglés "kernel") de esta transformada permite el filtrado en dos dimensiones (es decir, fase (o localización) y escala), en lugar de sólo una dimensión, como ocurre en los métodos de filtrado más convencionales, de pasa baja. Asi pues, la téenica de la invención se presta para aplicación local, de modo que porciones de los datos que tienen menos ruido pueden permanecer relativamente inalteradas. Varias realizaciones de ejemplo que pueden proporcionar algunas o todas estas ventajas se describirá ahora en detalle.

La Figura 1 incluye un conjunto de diagramas de flujo para dos ejemplos de un proceso de transformación de medición 100, 110 de acuerdo con diversas realizaciones de la invención. En cada ejemplo, se puede observar que una señal de eliminación de ruido que usa una transformada de onduleta multi-nivel comprende tres etapas sucesivas: descomposición de señal 112, umbralización 114 de los coeficientes de transformada de onduleta, y la reconstrucción de señal 116.

El primer proceso 100 proporciona una visión general de una transformada de onduleta de tres niveles, con la descomposición de coeficientes de aproximación Ai, A2, A3. El segundo proceso 110 proporciona una visión general de una transformada de onduleta de tres niveles, con la descomposición de ambos coeficientes de aproximación Ai, A2, A3, y coeficientes de detalle Di, DA2, DD2. En cada caso, más o menos niveles de descomposición y reconstrucción pueden emplearse, según se desee.

Para comenzar el proceso 100, la transformada de onduleta se calcula haciendo pasar la señal con ruido adquirida, sucesivamente a través de un filtro de pasa alta HP y LP un filtro pasa baja para llevar a cabo la descomposición de la señal 112. Para cada nivel de descomposición (por ejemplo, en este caso, tres niveles, o N = 3), el filtro pasa alta HP proporcionado por la función de onduleta produce los coeficientes de aproximación Aw. El filtro pasa baja complementario LP proporcionado por una función de escalamiento asociada produce los coeficientes de detalle DN. El resultado final es que la señal con ruido adquirida 120 se ha descompuesto en los coeficientes de aproximación A3, y en coeficientes de detalle Di, D2, D3, que son pasados a la siguiente parte del proceso 100.

Como parte de la umbralización 114, coeficientes de onduleta correspondientes a componentes de frecuencia no deseados se eliminan de los coeficientes de aproximación y detalle disponibles. Esto proporciona un conjunto de coeficientes de aproximación y detalle alterados: ?, Dif D2r £· Durante la reconstrucción 116, el conjunto de coeficientes de aproximación y detalle alterados X3, Dir B2, D3r son sintetizados en datos (sin ruido) transformados 130 sobre N niveles, en una secuencia de tiempo inverso.

En algunas realizaciones, un método de eliminación de ruido adaptativo que usa una transformada de paquete de onduleta se puede aplicar en lugar del procesamiento de onduleta descrito en los párrafos anteriores. En transformada de paquete de onduleta, tanto los coeficientes de aproximación y detalle se descomponen, como se muestra en proceso 110. Por lo tanto, a diferencia de lo que ocurre con proceso de eliminación de ruido basado en transformada de onduleta 100, el proceso de eliminación de ruido de transformada de paquete de onduleta 110 no sólo elimina el ruido a altas frecuencias, sino que también reduce las señales de baja frecuencia no deseadas en los datos de registro.

Asi, el proceso 110 es algo similar al proceso 100, añadiendo descomposición de coeficientes de detalle en cada nivel. En este caso, los coeficientes adicionales ADA3, DDA3 AD2, DD2, AAD3, DAD3, ADD3, DDD3 resultan. Como consecuencia, un conjunto más grande de coeficientes (por ejemplo, AAA3, DAA3, ADA3, DDA3, AAD3, DAD3, ADD3, DDD3) está disponible para presentación a la operación de umbralización 114. A su vez, un mayor número de coeficientes alterados (por ejemplo, AAA3, se proporcionan para su uso durante la reconstrucción 116, para sintetizar la señal transformada 140.

La Figura 2 es un diagrama de flujo que ilustra varios métodos 211 de acuerdo con diversas realizaciones de la invención. Aqui se puede observar que los procesos 100, 110 de la Figura 1 se pueden utilizar varias veces, como parte de una serie más grande de actividades.

En el bloque 221, los datos de medición en bruto (es decir, datos con ruido) se adquieren a partir de herramientas de registro que operan en el fondo de pozo. Estas herramientas incluyen herramientas de MCI, entre otras.

En el bloque 225, los procesos 100, 110 pueden aplicarse, con más o menos niveles de descomposición/reconstrucción, para transformar los datos obtenidos en datos transformados, tal vez sobre toda una región de registro.

En el bloque 229, las fronteras de capa pueden ser más fácilmente determinadas, debido a la reducción en ruido proporcionado como parte de la actividad en el bloque 225. Los cambios bruscos en los datos pueden indicar la presencia de una capa geológica, como es bien conocido por aquellos con habilidades ordinarias en el arte.

En el bloque 233, las regiones de varianza de datos que se han descubierto durante la actividad del bloque 229 también se pueden someter a los procesos 100, 110. La aplicación de los procesos 100, 110 en esta etapa opera para mejorar los bordes de las capas, proporcionando un resultado más preciso.

En el bloque 237, todo el registro de datos en bruto se suministra como entrada, y la salida comprende datos de registro segmentados. Como resultado del procesamiento en el bloque 237, todo el registro de datos en bruto se divide en varios segmentos más pequeños, llamados sub-dominios.

En el bloque 241, los datos de registro de cada subdominio, que resultan de la actividad de segmentación en el bloque 237, también pueden ser sometidas a los procesos 100, 110. La aplicación de los procesos 100, 110 en esta etapa opera para reducir el ruido en los datos de cada subdominio.

En el bloque 245, los datos transformados eliminados de ruido (filtrados) para cada subdominio se invierten para proporcionar un estimado de propiedades de la formación en cada sub-dominio, tal vez incluyendo resistividades de formación y ángulo de inclinación.

En el bloque 249, los datos de modelo que ha resultado de la actividad del bloque 245 también se pueden someter a los procesos 100, 110. La aplicación de los procesos 100, 110 en esta etapa opera para suavizar los resultados de inversión obtenidos en el bloque 245.

En el bloque 253, el método 211 está completo. Como resultado, los datos en bruto originales que fueron adquiridos en el bloque 221 han llevados a la provisión de un modelo de inversión preciso de la formación, que permite la determinación de las propiedades de formación con un mayor nivel de confianza sobre toda la región de registro. Haciendo referencia ahora a las Figuras 1 y 2, ahora se describirán varios detalles de las actividades de descomposición 112, umbralización 114, y reconstrucción 116.

Actividad de descomposición 112 Para empezar, se lleva a cabo la descomposición de onduleta de una señal con ruido hasta un nivel elegido N. En la práctica, la transformada de onduleta se calcula haciendo pasar una señal sucesivamente a través de filtros pasa alta y pasa baja HP, LP. Para cada nivel de descomposición 1... N, el filtro pasa alta HP proporcionado por la función de onduleta produce los coeficientes de aproximación Ai, A2,..., AN. El filtro pasa baja LP complementario proporcionado por una función de escalamiento ortogonal produce los coeficiente de detalle Di, D2,..., DN. Ecuaciones (1) a (5) detallan las funciones de descomposición utilizadas en la actividad de descomposición 112: Aquí, c representa los datos en bruto con una secuencia de n, Y es la función de onduleta, F es la función de escalamiento F ortogonal a Y, es el complejo conjugado de F, k es una variable de fase, y el superindice j representa la capa de descomposición.

Como es sabido por aquellos con habilidad ordinaria en el arte, hay diferentes tipos de funciones de onduleta Y, cada uno teniendo funciones de escalamiento asociadas F. Por ejemplo, de onduleta y funciones de escalamiento que serán utilizadas durante la actividad de descomposición 112 pueden ser tomadas de cualquiera una o más de las siguientes familia: Haar, Daubechies, Symlets, Coiflets, BiorSplines, Biorsplines inversas, Mcyer, Gaussiana, exican-Hat, Morlet, Shannon, y frecuencia B-Spline, entre otras. Las funciones de onduleta y de escalamiento tomadas de estas familias pueden ser de cualquier orden, incluidas las órdenes de dos a dieciséis.

Actividad de umbralización 114 Coeficientes de onduleta que representan el ruido sobre los niveles de descomposición 1 a N se eliminan como parte de la actividad de umbralización 114. Los coeficientes que serán eliminados son los que tienen pequeños valores absolutos, que se consideran que codificar en su mayoría ruido en los datos de señal en bruto 120. Por umbralización (por ejemplo, establecer los seleccionados de los valores de coeficiente a cero) los coeficientes de onduleta más pequeñas correspondientes a componentes de frecuencia no deseados (por ejemplo, las frecuencias por debajo de la resolución del instrumento de registro, que en el caso de un instrumento de inducción, se basa en la distancia entre el transmisor y bobinas receptoras), una señal transformada 130, 140, con menos ruido, se puede producir como resultado de la actividad de reconstrucción 116. Umbralización adaptable también se puede implementar, donde se aplican valores de umbral distintos en diferentes niveles de la descomposición.

En algunas realizaciones, se utiliza la selección de umbral basado en riesgo. Por ejemplo, los criterios de selección de umbral se pueden poner en su lugar basados en minimizar el Estimado no sesgado de Riesgo de Stein (SURE) o el Estimado Bayesiano de Riesgo (BER).

El valor umbral seleccionado ts puede ser calculado utilizando la ecuación (7 ) , como sigue : ts = argmin f>Q SURE(t;y) ( 7 ) ? con SURE(t*y) = d—2# {i: |i^| £ ?} + ^Gh?i?|n,|,?) e y siendo un vector í-1 (yi, z, . · , YN) que contiene los coeficientes de onda (yj=Dj) a diferentes niveles de descomposición. En este caso, d es la longitud del (es decir, el número de componentes de) vector y, y # {i: | y± \ £ t} representa el número total de elementos que son menos de t.

En realizaciones que operan para adquirir datos de medición electromagnética en bruto 120 de herramientas de registro de resistividad, los datos 120 pueden estar disponibles en diferentes resoluciones verticales (por ejemplo, múltiples arreglos que tienen diversas resoluciones se utilizan comúnmente en las operaciones de registro de inducción). En este caso, el mismo ruido fuente puede ser responsable de cantidades diferentes de ruido correspondientes a las diferentes resoluciones.

Para mejorar los resultados, los valores de umbral para registros en diferentes resoluciones se pueden calcular al realizar una secuencia de datos de ventana móvil/ventana de movimiento basada en análisis de datos a lo largo de toda la profundidad del registro. Valores de umbral adaptable espacialmente adaptables y predeterminados se pueden usar como valores de umbralización global en conjunción con valores de umbral adaptativo de sub-banda calculados para cada nivel de descomposición, como se muestra en la ecuación (7), para mejorar la eficiencia de .operaciones de umbralización 114. Umbralización espacialmente adaptable permite asi el uso de diferentes valores de umbral para datos de registro recopilados en diferentes resoluciones, utilizando diferentes arreglos.

Actividad de reconstrucción de señal 116.

Finalmente, la señal transformada 130, 140 es sintetizada usando los coeficientes de aproximación alterados ÁN y coeficientes de detalle D¡ sobre los niveles de reconstrucción 1 a N. Un filtro pasa alta reconstrucción RHP y un filtro pasa baja reconstrucción RLP se aplican con una transformada de onduleta inversa como una parte de la reconstrucción de la señal 116. En este caso, el filtro de pasa alta de reconstrucción RHP y el filtro pasa baja reconstrucción RLP son idénticos al filtro pasa baja de descomposición HP y al filtro pasa bajo de descomposición LP, respectivamente, excepto en lo que respecta al curso de tiempo inverso. Asi, las siguientes ecuaciones (8) se pueden aplicar para reconstruir la señal (como cualquiera de la señal transformada 130 o 140): — — - Aquí, j ³ 1,y Á y D representado los coeficientes de aproximación alterados (umbralizados) y de detalle, respectivamente. Los datos limpios resultantes, con capas de frontera bien definidas, ofrecen resultados de inversión más rápidos y más precisos.

Las Figuras 3A a 3H son gráficos 300 a 370 que ilustran condiciones de señal en diversas etapas en los procesos de transformación de medición y métodos de las Figuras 1 a 2, de acuerdo con diversas realizaciones de la invención. En la siguiente discusión, un ejemplo de inversión sintética para una formación anisotrópica multi-capa se proporciona para demostrar la eficiencia del mecanismo propuesto. Referencia a las diversas actividades en la Figura 2 puede ser útil conforme la discusión se desarrolla.

Para empezar, uno puede suponer que datos de medición electromagnética en bruto fueron adquiridos utilizando una herramienta de MCI con una separación emisor-receptor de aproximadamente 0.5 m, y una frecuencia de trabajo de 20 KHz. La herramienta se supone que es una que se emplea como una herramienta de registro de resistividad para estimar parámetros de formación y ruido blanco aleatorio con una conductividad eléctrica de 10 mS/m se añadió en los datos de conductividad sintética para proporcionar .un nivel de ruido sustancial como parte de la información de conductividad adquirida.

Como parte del proceso de inversión, propiedades de formación desconocidas que incluyen resistividad horizontal, resistividad vertical, y el ángulo de inclinación se actualizan de forma iterativa y se optimizan para reducir una función desajustada definida entre datos de medición sintética de entrada y los datos simulados utilizando modelado hacia adelante. En este ejemplo, el método iterativo de Gauss-Newton se empleó como el motor de actualización para la actividad de inversión/optimización.

En la Figura 3A, los datos de medición electromagnética sintéticos originales 302 (sin ruido), los datos con ruido añadido 304, y datos filtrados 306, se muestran como parte del gráfico 300. En este caso, se aplica de onduleta de eliminación de ruido para filtrar y suavizar los datos adquiridos 304 sobre todo el registro. En la Figura 3B, el gráfico 310 ilustra una parte magnificada de la gráfica 300. Este resultado podría ocurrir como parte de la actividad en el bloque 225 en la figura 2, por ejemplo.

Antes de realizar una inversión en capa unidimensional, las fronteras de formación se determinan. La varianza en los datos de registro filtrados se utiliza para detectar fronteras de lecho de formación de acuerdo con la ecuación (9) como sigue: (9) En la ecuación (9), F es la varianza calculada en cada punto de registro de j, X representa la respuesta de registro, y n es la longitud de la ventana de varianza seleccionada. Posiciones de frontera de capa se localizan alrededor de los picos de la curva de varianza. Asi, las posiciones de pico se pueden utilizar para indicar posiciones de frontera iniciales. Por ejemplo, todos los puntos de registro con un valor de pico de la curva de varianza mayor que un valor de umbral predefinido se pueden seleccionar como punto de partida para localizar fronteras de lecho.

Después de que la varianza de datos es inicialmente calculada (véase el bloque 229 en la Figura 2), se emplea otro proceso de suavizado de onduleta (véase el bloque 233 en la Figura 2) para mejorar la calidad de la varianza de datos calculada. Curvas de varianza de datos calculadas se ilustran en el gráfico 320 de la Figura 3C. Una sección magnificada de la gráfica 320 se muestra como gráfico 330 en la Figura 3D, donde se puede observar que la curva de varianza filtrada es más suave que la curva varianza no filtrada. De hecho, como se muestra en las Figuras 3F a 3G, uso de la curva de varianza no filtrada puede introducir fronteras de capa falsas (que están ausentes cuando se utiliza la curva de varianza filtrada).

Basado en las ubicaciones de frontera de lecho determinadas, toda la región de registro es entonces dividida en varias sub-regiones, que se resuelven sucesivamente (véase el bloque 237 en la Figura 2). Como es mostrado en la Figura 3E, para cada sub-región 342, 344, un proceso de eliminación de ruido de onduleta 100, 110 se aplica de nuevo a los datos de registro dentro de esa sub-región. Utilizando los datos filtrados, un método de actualización iterativo puede ser empleado para resolver las propiedades de formación de asociadas con los datos de cada sub-región 342, 344.

Después de resolver el problema de inversión individual con respecto a los datos para cada sub-región 342, 344, se pueden obtener los resultados de inversión finales. Valores de propiedad de formación y resultados de la inversión de capas unidimensional, con y sin procesamiento de onduleta se comparan en las Figuras 3F a 3H.

Como se ve en las Figuras, los resultados de inversión transformados 352 proporcionados después de usar el enfoque de procesamiento de onduleta multi-etapa descrito en el presente documento están más cerca de las verdaderas propiedades de formación 354 que los resultados de inversión no transformados (datos en bruto) 356. Esto es más notable con respecto a la mejora de precisión para el ángulo de inclinación invertido mostrado en la Figura 3H, que para la resistividad horizontal (Figura 3F) y la resistividad vertical (Figura 3G), ya que el ángulo de inclinación DIP es generalmente más sensible al ruido que la resistividad horizontal y vertical Rh y Rv. Por esta razón, el procesamiento de onduleta multi-etapa puede ayudar a reducir la posibilidad de delinear fronteras de lecho de formación incorrectamente en muchas realizaciones.

Como aquellos con habilidades ordinarias en el arte se darán cuenta, después de leer este documento y estudiar las figuras adjuntas, las operaciones descritas aquí pueden ser utilizadas en una variedad de aparatos y sistemas. Ejemplos de tales formas de realización serán ahora descritos.

La Figura 4 ilustra una realización de sistema de linea de cable 464 de la invención, y la Figura 5 ilustra una realización de sistema de plataforma de perforación 564 de la invención. Por lo tanto, los sistemas 464, 564 pueden comprender porciones de un cuerpo de herramienta de registro de línea de cable 470 como parte de una operación de registro de línea de cable, o de una herramienta de fondo de pozo 524 como parte de una operación de perforación de fondo de pozo.

Así, la Figura 4 muestra un pozo durante operaciones de registro de línea de cable. En este caso, una plataforma de perforación 486 está equipada con una torre de perforación 488 que soporta un montacargas 490.

La perforación de pozos de aceite y gas se lleva a cabo comúnmente utilizando una cadena de tuberías de perforación conectadas entre sí a fin de formar una cadena de perforación que se baja a través de una mesa giratoria 410 en un sondeo o pozo 412. Aquí se asume que la cadena de perforación ha sido retirada temporalmente del pozo 412 para permitir que un cuerpo de herramienta de registro de línea de cable 470, tal como un explorador o sonda, sea bajado en mediante línea de cable o cable de registro 474 en el pozo 412. Típicamente, el cuerpo de la herramienta de registro de línea de cable 470 es bajado al fondo de la región de interés y, posteriormente, es tirado hacia arriba a una velocidad sustancialmente constante.

Durante el viaje hacia arriba, en una serie de profundidades, diversos instrumentos (por ejemplo, porciones del aparato 400) incluidos en el cuerpo de la herramienta 470 pueden ser utilizados para llevar a cabo mediciones en las formaciones geológicas sub-superficiales 414 adyacentes a la pozo 412 (y el cuerpo de la herramienta 470). Los datos de medición pueden ser comunicados a una instalación de registro de superficie 492 para el procesamiento, análisis y/o almacenamiento. La instalación de registro 492 puede estar provista de equipos electrónicos para varios tipos de procesamiento de señal, que también pueden ser implementados por uno o más de los componentes del aparato 400. Similarmente, datos de evaluación de formación pueden ser recogidos y procesados durante las operaciones de perforación (por ejemplo, durante el registro durante operaciones de registro durante perforación (LWD), y por extensión, muestreo durante perforación).

En algunas realizaciones, el cuerpo de la herramienta 470 está suspendido en el sondeo por una linea de cable 474 que conecta la herramienta a una unidad de control de superficie (por ejemplo, que comprende una estación de trabajo 454). La herramienta puede ser desplegada en el pozo 412 en tubería enrollada, tubería de perforación articulada, tubería de perforación cableada, o cualquier otra téenica de instalación adecuada.

El aparato 400 puede comprender un alojamiento (por ejemplo, el cuerpo de herramienta de línea de cable 470) para contener o unir a uno o más sensores (por ejemplo, antenas receptoras que forman parte de un sensor de inducción) 402, memorias 404, procesadores 406, transmisores de telemetría 408, y otros componentes. Estos componentes pueden cooperar para automáticamente implementar cualquier método aquí descrito.

Volviendo ahora a la Figura 5, se puede ver cómo un sistema 564 también puede formar una porción de una plataforma de perforación 502 situada en la superficie 504 de un pozo 506. La plataforma de perforación 502 puede proporcionar apoyo a una cadena de perforación 508. La sarta de perforación 508 puede operar para penetrar la mesa giratoria 410 para perforar el pozo 412 a través de las formaciones sub-superficiales 414. La cadena de perforación 508 puede incluir un dispositivo Kelly 516, tubería de perforación 518, y un ensamble de fondo de agujero 520, tal vez ubicado en la porción inferior de la tubería de perforación 518.

El ensamble de fondo de agujero 520 puede incluir collares de perforación 522, una herramienta de fondo de agujero 524, y una broca de perforación 526. La broca de perforación 526 puede operar para crear el pozo 412 al penetrar la superficie 504 y las formaciones de subsuperficie 414. La herramienta de fondo de pozo 524 puede comprender cualquiera de un número de diferentes tipos de herramientas incluyendo herramientas de medición durante perforación (MWD), herramientas de registro durante perforación (LWD), y otras.

Durante las operaciones de perforación, la cadena de perforación 508 (tal vez incluyendo el dispositivo Kelly 516, la tubería de perforación 518, y el ensamble de fondo de agujero 520) puede ser rotada por la mesa giratoria 410. Aunque no se muestra, además, o alternativamente, el ensamble de fondo de agujero 520 también puede ser rotado por un motor (por ejemplo, un motor de lodo) que se encuentra en fondo de pozo. Los collares de perforación 522 podrán utilizarse para añadir peso a la broca de perforación 526. Los collares de perforación 522 también pueden funcionar para rigidizar el ensamble de fondo de agujero 520, permitiendo que el ensamble de fondo de agujero 520 transfiera el peso añadido a la broca de perforación 526, y a su vez, para ayudar a la broca de perforación 526 a penetrar en las formaciones de superficie 504 y sub-superficie 414.

Durante las operaciones de perforación, una bomba de lodo 532 puede ,bombear fluido de perforación (a veces conocido por los expertos en la téenica como "lodo de perforación") a partir de una fosa de lodo 534 a través de una manguera de 536 hacia la tubería de perforación 518 y hacia abajo para la broca de perforación 526. El fluido de perforación puede fluir hacia fuera de la broca de perforación 526 y ser devuelto a la superficie 504 a través de una área anular 540 entre la tubería de perforación 518 y los lados del pozo 412. El fluido de perforación puede entonces ser devuelto a la fosa de lodo 534, donde se filtra tal fluido. En algunas realizaciones, el fluido de perforación se puede utilizar para enfriar la broca de perforación 526, asi como para proporcionar lubricación de la broca de perforación 526 durante las operaciones de perforación. Además, el fluido de perforación se puede usar para remover cortes de formación sub-superficial creados por operar la broca de perforación 526. El sistema 564 puede comprender uno o más aparatos 400.

Por lo tanto, haciendo referencia ahora a las Figuras 4 a 5, puede verse que en algunas realizaciones, los sistemas 464, 564 puede incluir un collar de perforación 522, una herramienta de fondo de pozo 524, y/o un cuerpo de herramienta de registro de línea de cable 470 para alojar uno o más aparatos 400.

Así, para los fines de este documento, el término "alojamiento" puede incluir uno o más de un collar de perforación 522, una herramienta de fondo de pozo 524, o un cuerpo de herramienta de registro de linea de cable 470 (todos que tienes una superficie exterior y una superficie interior, cualquiera de los cuales puede ser unido a magnetómetros, dispositivos de muestreo de fluido, dispositivos de medición de presión, dispositivos de medición de temperatura, otros sensores, transmisores, receptores, lógica de adquisición y procesamiento, y sistemas de adquisición de datos). La herramienta 524 puede comprender una herramienta de fondo de pozo, tal como una herramienta LWD o herramienta MWD. El cuerpo de herramienta de linea de cable 470 puede comprender una herramienta de registro de linea fija, que -incluye un explorador o sonda, por ejemplo, acoplado a un cable de registro 474. Muchas realizaciones pueden por lo tanto ser realizadas.

Por ejemplo, en algunas realizaciones, un sistema 464, 564 puede comprender un alojamiento 470, 522, 524, uno o más sensores que se utilizan para adquirir datos de medición se usan para caracterizar una formación geológica, y un procesador para procesar los datos para proporcionar datos de medición transformados.

Por lo tanto, un sistema 464, 564 puede comprender un alojamiento 470, 522, 524, unido a la carcasa 470, 522, 524, en donde el al menos un sensor de fondo de pozo 402 está configurado para proporcionar datos de medición electromagnética para caracterizar una formación geológica 414. El sistema 464, 564 puede comprender además uno o más procesadores 406 para recibir y transformar los datos de medición electromagnética en los datos de medición transformados, como se muestra en las Figuras 1 y 2. Es decir, el(los) procesador(es) 406 puede operar para calcular una transformada de onduleta en los datos de medición electromagnética para proporcionar coeficientes de onduleta, para eliminar los coeficientes de onduleta por debajo de un umbral seleccionado para proporcionar coeficientes restantes, y para sintetizar los datos de medición transformados al calcular una transformada de onduleta inversa sobre una combinación de los coeficientes restantes.

El(los) procesador(es) 406 se pueden usar para descomponer los coeficientes de onduleta. Asi, los coeficientes de onduleta pueden comprender coeficientes de aproximación y detalle, y el(los) procesador(es) 406 pueden estar configurados para descomponer los coeficientes de aproximación y de detalle en coeficientes de aproximación y de detalle adicionales, como se describió anteriormente. Los datos de medición adquiridos, los coeficientes de onduleta descompuestos, y los datos de medición transformados pueden todos ser almacenadas en fondo de pozo en una memoria 404, o en la superficie 504 en una instalación de registro 492 (por ejemplo, en una estación de trabajo 454), o ambos.

En algunas realizaciones, el(los) procesador(es) 406 están ubicados en fondo de pozo. En algunas realizaciones, los procesadores 406 están ubicados en la superficie 504, quizás como parte de una estación de trabajo 454. En algunas realizaciones, los procesadores 406 están ubicados en ambas ubicaciones. Por lo tanto, el(los) procesador(es) 406 pueden estar contenidos dentro del alojamiento 470, 522, 524.

En algunas realizaciones, una herramienta de registro de inducción se usa para adquirir los datos. De este modo, los sensores de fondo de pozo 402 pueden comprender una herramienta de registro de inducción MCI.

En algunas realizaciones, un transmisor se utiliza para enviar los datos adquiridos a la superficie para su procesamiento. Por lo tanto, un sistema 464, 564 puede comprender un transmisor 408, en la forma de un transmisor de telemetría, para comunicar los datos de medición electromagnética del alojamiento 470, 522, 524 a una estación de trabajo de superficie 454.

En algunas realizaciones, un sistema 464, 564 puede incluir una pantalla 496 para publicar datos de medición electromagnética adquiridos, coeficientes descompuestos, y datos de medición transformados, entre otra información, tal vez en forma gráfica.

El aparato 400; sensores 402; la memoria 404; procesadores 406; transmisores 408; mesa giratoria 410; pozo 412; estación de trabajo 454; cuerpo de la herramienta de registros de linea de cable 470; cable de registro 474; plataforma de perforación 486; torre de perforación 488; montacargas 490; instalación de registro 492; pantalla 496; cadena de perforación 508/ dispositivo Kelly 516; tubería de perforación 518; ensamble de fondo de pozo 520; collares de perforación 522; herramienta de fondo de pozo 524; broca de perforación 526; bomba de lodo 532; fosa de lodo 534; y 5 manguera 536 pueden todos ser caracterizados como "módulos" de este documento.

Tales módulos pueden incluir circuitos de hardware, y/o un procesador y/o circuitos de memoria, módulos de programa de software y objetos, y/o firmware, y combinaciones de los '10 mismos, según se desee por el arquitecto del aparato 400 y sistemas 464, 564 y según sea apropiado para implementaciones particulares de diversas realizaciones. Por ejemplo, en algunas realizaciones, estos módulos pueden ser incluidos en un paquete de simulación de funcionamiento de aparato y/o 15 sistema, tal como un paquete de software de simulación de señal eléctrica, un paquete de simulación de uso y distribución de energía, un paquete de simulación de disipación de calor/potencia, un paquete de simulación de adquisición de datos, y/o una combinación de software y 20 hardware utilizado para simular la operación de varias realizaciones potenciales.

También debe entenderse que el aparato y los sistemas de varias realizaciones se pueden utilizar en aplicaciones que no sean para las operaciones de registro, y por lo tanto, diversas realizaciones no deben ser limitadas. Las ilustraciones de aparatos 400 y sistemas de 464, 564 están destinadas a proporcionar un entendimiento general de la estructura -de diversas realizaciones, y no están destinados a servir como una descripción completa de todos los elementos y características de los aparatos y sistemas que pueden hacer uso de las estructuras descritas en el presente documento.

Las aplicaciones que pueden incluir los novedosos aparatos y sistemas de varias realizaciones incluyen circuitos electrónicos utilizados en computadoras de alta velocidad, circuitos de comunicación y procesamiento de señales, módems, módulos de procesador, procesadores embebidos, conmutadores de datos y módulos de aplicación específica. Tales aparatos y sistemas pueden además ser incluidos como sub-componentes dentro de una variedad de sistemas electrónicos, como televisores, teléfonos móviles, computadoras personales, estaciones de trabajo, radios, reproductores de video, vehículos, procesamiento de señales para herramientas geotérmicas y sistemas de telemetría de nodo de interfaz de transductor inteligente, entre otros. Algunas realizaciones incluyen un número de métodos.

Por ejemplo, la Figura 6 es un diagrama de flujo que ilustra varios métodos adicionales 611 de acuerdo con diversas realizaciones de la invención. En algunas realizaciones, un método 611 puede comprender recibir datos de medición electromagnética en el bloque 621, y transformar los datos en el bloque 629, usar la transformación de onduleta, umbralizar e invertir la transformación de onduleta. Los datos de medición electromagnética podrían ser adquirido para la recepción usando herramientas de resonancia magnética nuclear o inducción.

Asi, un método de transformación de medición implementado en procesador 611, para ejecutar en uno o más procesadores que realizan el método 611, puede comenzar en el bloque 621 con la recepción de los datos de medición electromagnética que caracterizan una formación a partir de al menos un par transmisor-receptor.

Si la adquisición y recepción de datos de medición está completa, como se determina en el bloque 625, entonces el método 611 puede continuar hasta el bloque 629. En caso contrario, el método 611 puede volver a bloquear el 621 para recibir datos adicionales.

Por lo tanto, el método 611 puede incluir, en el bloque 629, transformar los datos de medición electromagnética en datos de medición transformados en el bloque 629. La actividad en el bloque 629 puede incluir calcular una transformada de onduleta sobre los datos de medición electromagnética para proporcionar coeficientes de onduleta en el bloque 633, eliminar los coeficientes de onduleta por debajo de un umbral seleccionado para proporcionar coeficientes restantes en el bloque 637, y sintetizar los datos de medición transformados al calcular una transformada de onduleta inversa sobre una combinación de los coeficientes restantes en el bloque 641.

Diversas actividades en el método 611 se pueden intercalar con suavizado adaptable de los datos adquiridos, como se ha hecho notar previamente. Por ejemplo, las actividades de calcular, eliminar, y sintetizar en los bloques 633, 637, y 641, respectivamente, se puede realizar como: (a) una primera secuencia de operaciones sobre los datos de medición electromagnética para proporcionar datos en bruto eliminados de ruido, (b) como una segunda secuencia de operaciones en las varianzas de datos en los datos en bruto eliminados de ruido, y/o (c) después de descomponer dominios sobre una región de registro seleccionada, como una tercera secuencia de operaciones en los datos de medición electromagnética en cada uno de los dominios para proporcionar datos de dominio eliminados de ruido como los datos de medición transformados. Otras secuencias también son posibles.

El cálculo de onduleta puede implicar el cálculo de ambas funciones de onduleta y funciones de escalamiento. Por lo tanto, la actividad de calcular una transformada de onduleta en el bloque 633 puede comprender calcular una función de onduleta y una función de escalamiento ortogonal a la función de onduleta.

En algunas realizaciones, sólo coeficientes de aproximación se descomponen. Por lo tanto, los coeficientes de onduleta pueden comprender coeficientes de aproximación, y calcular la transformada de onduleta en el bloque 633 puede comprender descomponer los coeficientes de aproximación en múltiples niveles.

En algunas realizaciones, la transformada de onduleta puede calcularse como una transformada de paquete de onduleta. Por lo tanto, la actividad en el bloque 633 puede comprender transformar los datos de medición electromagnética en los datos de medición transformados al calcular la transformada de onduleta como una transformada de paquete de onduleta sobre los datos de medición electromagnética para proporcionar los coeficientes de onduleta.

La umbralización se puede utilizar para proporcionar un conjunto reducido de coeficientes de onduleta. Por lo tanto, la actividad en el bloque 637 puede comprender eliminar los coeficientes de onduleta por debajo del umbral seleccionado para proporcionar coeficientes restantes, donde el umbral seleccionado comprende un umbral adaptable.

El umbral puede basarse en minimizar el riesgo. Por lo tanto, el umbral adaptable puede seleccionarse basándose en minimizar el Estimado de Riesgo No Sesgado de Stein (SURE) o un Estimado Bayesiano del riesgo (BER), entre otros.

El umbral se puede seleccionar para eliminar frecuencias por debajo de la capacidad de resolución del instrumento. Por lo tanto, el umbral adaptable se puede seleccionar para eliminar los componentes de frecuencia que corresponden a frecuencias por debajo de una capacidad de resolución de un instrumento de herramienta de registro, que puede ser determinado por el espaciamiento de sensor, tales como separación de la antena, quizás la distancia física entre un transmisor y un receptor en una herramienta de registro.

Los análisis de datos de ventana de movimiento se pueden utilizar para seleccionar el umbral. Por lo tanto, el umbral adaptable se puede seleccionar al realizar una secuencia de análisis de datos de ventana de movimiento.

La umbralización de sub-banda, obtenida a partir de los niveles de descomposición, se puede utilizar para aumentar el análisis de datos de ventana de movimiento. Por lo tanto, el umbral adaptable seleccionado por el análisis de datos de ventana de movimiento puede ser aumentado mediante valores de umbralización adaptable de sub-banda calculados en una pluralidad de niveles de descomposición.

Los coeficientes de onduleta restantes después de que algunos se han eliminado a través de umbralización pueden comprender un conjunto reducido de coeficientes de aproximación y de detalle. Por lo tanto, los coeficientes restantes pueden comprender coeficientes de aproximación y detalle alterados.

Es más fácil encontrar capas de frontera en una formación cuando los datos adquiridos han sido eliminados de ruido por la operación de transformación del bloque 629. Por lo tanto, una vez que las capas de frontera son ubicadas usando los datos de medición transformados, la inversión también se puede utilizar para crear un modelo de formación más preciso.

Por lo tanto, el método 611 puede continuar hasta el bloque 645 para incluir determinar las capas de frontera en la formación, basado en los datos de medición transformados. El método 611 puede continuar hasta el bloque 649 para incluir generar un modelo de inversión de la formación de las capas de frontera y los datos de medición transformados.

En algunas realizaciones, una variedad de información se puede publicar en una pantalla, una memoria, o una copia impresa. Asi, el método 611 puede incluir, en el bloque 653, publicar cualquiera o más de los datos de medición electromagnética, los umbrales seleccionados, los coeficientes antes y después de la umbralización, los datos de medición transformados, las capas de frontera, y las imágenes de la formación (basado en el modelo de formación), tal vez en forma gráfica.

Hay que señalar que los métodos descritos en este documento no tienen que ser ejecutados en el orden descrito, o en un orden particular. Más aún, diversas actividades descritas con respecto a los métodos identificados en el presente documento pueden ser ejecutadas de manera iterativa, serial, o paralela. Los diversos elementos de cada método (por ejemplo, los métodos mostrados en las Figuras 2 y 6) pueden ser sustituidos, uno por otro, dentro y entre los métodos. La información, incluyendo parámetros, instrucciones, operandos y otros datos, puede ser enviada y recibida en forma de una o más ondas portadoras.

Después de leer y comprender el contenido de esta descripción, una persona con habilidad ordinaria en el arte entenderá la manera en que un programa de software puede ser lanzado desde un medio legible por computadora en un sistema basado en computadora para ejecutar las funciones definidas en el programa de software. Una persona de habilidad ordinaria en el arte comprenderás además los diversos lenguajes de programación que se pueden emplear para crear uno o más programas de software diseñados para implementar y realizar los métodos descritos en este documento. Por ejemplo, los programas pueden ser estructurados en un formato orientado a objetos usando un lenguaje orientado a objetos tal como Java o C #. En otro ejemplo, los programas pueden ser estructurados en un formato orientado al procedimiento usando un lenguaje de procedimientos, tal como ensamblador o C. Los componentes de software pueden comunicar utilizando cualquiera de un número de mecanismos bien conocidos por los expertos en el arte, tales como interfaces de programas de aplicación o téenicas de comunicación entre procesos, incluyendo llamadas a procedimientos remotos. Las enseñanzas de diversas formas de realización no se limitan a cualquier lenguaje de programación en particular o medio ambiente. Por lo tanto, otras realizaciones pueden realizarse.

Por ejemplo, la Figura 7 es un diagrama de bloques de un articulo de manufactura 700 de acuerdo con diversas realizaciones, tales como una computadora, un sistema de memoria, un disco magnético u óptico, o algún otro dispositivo de almacenamiento. El articulo 700 puede incluir uno o más procesadores 716 acoplados a un medio accesible por máquina tal como una memoria 736 (por ejemplo, medios de almacenamiento extraibles, asi como cualquier memoria tangible, no transitoria, incluyendo un conductor eléctricos, ópticos, o electromagnético) que tiene asociado información 738 (por ejemplo, instrucciones y/o datos de programa de computadora), que cuando son ejecutadas por uno o más de los procesadores 716, resulta en una máquina (por ejemplo, el articulo 700) que realiza cualquier acción descrita con respecto a los métodos de las Figuras 2 y 6, y el aparato y los sistemas de las Figuras 4 y 5. Los procesadores 716 pueden comprender uno o más procesadores vendidos por Intel Corporation (por ejemplo, la familia de procesadores Intel® Core™), Advanced Micro Devices (por ejemplo, los procesadores AMD Athlon™), y otros fabricantes de semiconductores.

En algunas realizaciones, el artículo 700 puede comprender uno o más procesadores 716 acoplados a una pantalla 718 para mostrar los datos procesados por el procesador 716 y/o un transceptor inalámbrico 720 (por ejemplo, un transceptor de telemetría de fondo de pozo) para recibir y transmitir datos procesados por el procesador.

El(los) sistema(s) de memoria incluidos en el artículo 700 pueden incluir memoria 736 que comprende una memoria volátil (por ejemplo, memoria de acceso aleatorio dinámico) y/o memoria no volátil. La memoria 736 puede utilizarse para almacenar datos 740 procesados por el procesador 716.

En diversas realizaciones, el artículo 700 puede comprender un aparato de comunicación 722, que puede a su vez incluir amplificadores 726 (por ejemplo, preamplificadores o amplificadores de potencia) y una o más antenas 724 (por ejemplo, antenas de transmisión y/o antenas de recepción). Señales 742 recibidas o transmitidas por el aparato de comunicación 722 pueden ser procesadas de acuerdo con los métodos descritos en el presente documento.

Son posibles muchas variaciones del articulo 700. Por ejemplo, en diversas realizaciones, el articulo 700 puede comprender una herramienta de fondo de pozo, incluyendo el aparato 400 mostrado en las Figuras 4 y 5. En algunas realizaciones, el articulo 700 es similar o idéntico al sistema 464, 565 mostrado en las Figura 4 y 5, respectivamente.

En resumen, el aparato, sistemas y métodos descritos en este documento pueden proporcionar datos electromagnéticos con un nivel reducido de ruido, lo que lleva a capas de frontera mejor definidas, con resultados de inversión más rápidos y más precisos. A modo de ejemplo, los datos de registro transformados originalmente proporcionados por herramientas de registro de inducción de resistividad pueden ser utilizados en operaciones de optimización numérica para proporcionar evaluaciones más precisas de las propiedades de formación. La eficiencia y la precisión que ofrece esta actividad pueden mejorar significativamente el valor de los servicios prestados por una empresa de explotación/exploración.

Los dibujos adjuntos que forman parte del presente documento, muestran a modo de ilustración, y no de limitación, realizaciones especificas en la que la materia puede llevarse a la práctica. Las realizaciones ilustradas se describen con suficiente detalle para permitir a aquellos con habilidad en el arte a poner en práctica las enseñanzas descritas en este documento. Otras realizaciones pueden ser utilizadas y derivados de las mismos, tal que las sustituciones estructurales y lógicas y cambios pueden hacerse sin apartarse del alcance de esta divulgación. Esta descripción detallada, por lo tanto, no debe ser tomada en un sentido limitante, y el alcance de las diversas realizaciones se define sólo por las reivindicaciones adjuntas, junto con toda la gama de equivalentes a las que tales reivindicaciones tienen derecho.

Tales realizaciones de la materia de la invención pueden ser referidas en el presente documento, de forma individual y/o colectivamente, por el término "invención" meramente por conveniencia y sin pretender limitar voluntariamente el alcance de esta solicitud a cualquier invención única o concepto inventivo si más de uno es de hecho descrito. Por lo tanto, aunque las realizaciones especificas se han ilustrado y descrito en este documento, se debe apreciar que cualquier disposición calculada para alcanzar el mismo propósito puede ser sustituida por las realizaciones especificas mostradas. Esta divulgación se destina a cubrir cualesquiera y todas las adaptaciones o variaciones de las diversas realizaciones. Las combinaciones de las realizaciones anteriores, y otras realizaciones no descritas específicamente en este documento, serán evidentes para aquellos con habilidad en el arte tras la revisión de la descripción anterior.

El Resumen de la descripción se proporciona para cumplir con 37 C.F.R. §1.72 (b), lo que requiere de un resumen que le permitirá al lector a determinar rápidamente la naturaleza de la divulgación téenica. Se presenta en el entendido de que no va a ser utilizado para interpretar o limitar el alcance o significado de las reivindicaciones. Además, en la descripción detallada anterior, se puede ver que diversas características se agrupan juntas en una sola forma de realización para el propósito de conducir la revelación. Este método de divulgación no debe interpretarse como el reflejo de una intención de que las realizaciones reivindicadas requieren más características que se recitan expresamente en cada reivindicación. Más bien, como reflejan las siguientes reivindicaciones, la materia inventiva radica en menos de todas las características de una sola realización descrita. Por lo tanto las siguientes reivindicaciones se incorporan a la descripción detallada, con cada reivindicación soportándose por si misma como una realización separada.

Claims (20)

NOVEDAD DE LA INVENCIÓN Habiendo descrito la presente invención como antecede se considera como una novedad y, por lo tanto, se reclama como propiedad lo contenido en las siguientes: REIVINDICACIONES

1. Un sistema, caracterizado porque comprende: un alojamiento; al menos un sensor de fondo de pozo unido al alojamiento, el al menos un sensor de fondo de pozo para proporcionar datos de medición electromagnética para caracterizar una formación geológica; y un procesador para recibir y transformar los datos de medición electromagnética en datos de medición transformados al calcular una transformada de onduleta en los datos de medición electromagnética para proporcionar coeficientes de onduleta, para eliminar los coeficientes de onduleta por debajo de un umbral seleccionado para proporcionar coeficientes restantes, y para sintetizar los datos de medición transformados mediante el cálculo de una transformada de onduleta inversa a través de una combinación de los coeficientes restantes, en donde calcular, eliminar y sintetizar se repiten en múltiples etapas, incluyendo eliminar ruido de los datos en bruto, suavizar varianza de datos para mejorar la detección de frontera de capa, y suavizar resultados de la inversión.

2. El sistema de la reivindicación 1, caracterizado porque el procesador está contenido dentro del alojamiento.

3. El sistema de la reivindicación 1, caracterizado porque el al menos un sensor de fondo de pozo comprende una herramienta de registro de inducción de múltiples componentes (MCI).

4. El sistema de la reivindicación 1, caracterizado porque comprende además: un transmisor de telemetría para comunicar los datos de medición electromagnética del alojamiento a una estación de trabajo de superficie.

5. El sistema de la reivindicación 1, caracterizado porque el alojamiento comprende una de una herramienta de linea de cable o una herramienta de medición durante perforación.

6. El sistema de la reivindicación 1, caracterizado porque los coeficientes de onduleta comprenden aproximación y coeficientes de detalle, y en donde el procesador está configurado para descomponer la aproximación y los coeficientes de detalle en coeficientes de aproximación y detalle adicionales.

7. Un método de compensación de temperatura implementado en procesador, para ejecutar en uno o más procesadores que realizan el método, caracterizado porque comprende: recibir datos de medición electromagnética que caracterizan una formación a partir de al menos un par emisor-receptor; y transformar los datos de medición electromagnética en datos de medición transformados al calcular una transformada de onduleta en los datos de medición electromagnética para proporcionar coeficientes de onduleta, eliminar los coeficientes de onduleta por debajo de un umbral seleccionado para proporcionar coeficientes restantes, y sintetizar los datos de medición transformados mediante el cálculo de una transformada de onduleta inversa sobre una combinación de los coeficientes restantes, en donde calcular, eliminar y sintetizar se repiten en múltiples etapas, incluyendo eliminar ruido de los datos en bruto, suavizar varianza de datos para mejorar la detección de frontera de capa, y suavizar resultados de la inversión.

8. El método de la reivindicación 7, caracterizado porque calcular una transformada de onduleta comprende: calcular una función de onduleta y una función de escalamiento ortogonal a la función de onduleta.

9. El método de la reivindicación 7, caracterizado porque las múltiples etapas incluyen además eliminar ruido los datos en bruto en múltiples sub-dominios.

10. El método de la reivindicación 7, caracterizado porque eliminar comprende además: eliminar los coeficientes de onduleta por debajo del umbral seleccionado para proporcionar coeficientes restantes, el umbral seleccionado que comprende un umbral adaptable.

11. El método de la reivindicación 10, caracterizado porque los coeficientes restantes comprenden coeficientes de aproximación y detalle alterados.

12. El método de la reivindicación 10, caracterizado porque el umbral adaptable se selecciona en base a minimizar el Estimado no sesgado de Riesgo de Stein (SURE) o un Estimado Bayesiano de Riesgo (BER).

13. El método de la reivindicación 10, caracterizado porque el umbral adaptable se selecciona para eliminar los componentes de frecuencia que corresponden a las frecuencias por debajo de una capacidad de resolución de un instrumento de herramienta de registro.

14. El método de la reivindicación 13, caracterizado porque la capacidad de resolución del instrumento de herramienta de registro se determina por una distancia física entre un transmisor y un receptor.

15. El método de la reivindicación 10, caracterizado porque el umbral adaptable se selecciona al realizar una secuencia de análisis de datos de ventana de movimiento.

16. El método de la reivindicación 15, caracterizado porque el umbral adaptable seleccionado por los análisis de datos de ventana de movimiento es aumentado por los valores de umbral adaptable de sub-banda calculados en una pluralidad de niveles de descomposición.

17. El método de la reivindicación 7, caracterizado porque la eliminación ruido de datos en bruto se realiza como una primera secuencia de operaciones sobre los datos de medición electromagnética para proporcionar datos en brutos eliminados de ruido; el suavizado de varianza de datos para mejorar la detección de frontera de capa se realiza como una segunda secuencia de operaciones en las varianzas de datos en bruto eliminados de ruido; y eliminar ruido de los datos en bruto en múltiples subdominios se realiza después de descomponer los sub-dominios sobre una región de registro seleccionada, como una tercera secuencia de operaciones sobre los datos de medición electromagnética en cada uno de los sub-dominios para proporcionar datos de dominio eliminados de ruido como los datos de medición transformados.

18. Un artículo que incluye un medio accesible por máquina que tiene que tiene instrucciones almacenadas en el mismo, caracterizado porque las instrucciones, cuando son accedidas, resulta en una máquina que realiza: recibir datos de medición electromagnética que caracterizan una formación a partir de al menos un par emisor-receptor; y transformar los datos de medición electromagnética en datos de medición transformados al calcular una transformada de onduleta en los datos de medición electromagnética para proporcionar coeficientes de onduleta, eliminar los coeficientes de onduleta por debajo de un umbral seleccionado para proporcionar coeficientes restantes, y sintetizar los datos de medición transformados mediante el cálculo de una transformada de onduleta inversa sobre una combinación de los coeficientes restantes, en donde calcular, eliminar, y sintetizar se repiten en múltiples etapas, incluyendo eliminar ruido de los datos en bruto, suavizar varianza de datos para mejorar la detección de frontera de capa, y suavizar resultados de la inversión.

19. El articulo de la reivindicación 18, caracterizado porque las instrucciones, cuando son accedidas, resultan en que la máquina realiza: transformar los datos de medición electromagnética en los datos de medición transformados al calcular la transformada de onduleta como una transformada de onduleta de paquete sobre los datos de medición electromagnética para proporcionar los coeficientes de onduleta.

20. El articulo de la reivindicación 18, caracterizado porque las instrucciones, cuando son accedidas, resultan en que la máquina realice: determinar capas de frontera en la formación, con base en los datos de medición transformados; y generar un modelo de inversión de la formación a partir de las capas de frontera y los datos de medición transformados.