MXPA06008777A - Sistema y metodo de evaluacion de formacion. - Google Patents

Abstract

Un sistema de evaluacion de la formacion para una formacion subterranea penetrada por una perforacion. El sistema de avaluacion de la formacion se proporciona de una herramienta para dentro de un pozo y un sensor. La herramienta para dentro de un pozo es posicionable en la perforacion. La herramienta para dentro de un pozo tiene una unidad electromagnetica del subterraneo para la comunicacion con una unidad electromagnetica superficial. El sensor determina por lo menos un parametro de la formacion de la senal electromagnetica. La herramienta para dentro de un pozo y la unidad electromagnetica superficial se adaptan para pasar senales electromagneticas entre alli. Las senales electromagneticas pasan por la formacion subterranea en donde el sensor determina el por lo menos un parametro de la formacion de la senal electromagnetica.

Description

SISTEMA Y MÉTODO DE EVALUACIÓN DE FORMACIÓN ANTECEDENTES DE LA INVENCIÓN La actual invención se relaciona con la evaluación de una formación subterránea penetrada por una perforación. Más particularmente, la actual invención se relaciona con las técnicas de obtener por lo menos un parámetro de la formación de señales generadas por una herramienta dentro de un pozo colocada en la perforación. La exploración de hidrocarburos implica la colocación de una herramienta para dentro de un pozo en la perforación para realizar varias operaciones del subterráneo. Hay muchos tipos de herramientas para dentro de un pozo usadas en operaciones del subterráneo. Típicamente, una herramienta que perfora se suspende de una torre de perforación y se avanza en la tierra para formar la perforación. La herramienta que perfora puede ser una herramienta de mediciones durante la perforación (MWD) o de registros durante la perforación (LWD) adaptada para realizar operaciones del subterráneo, tales como tomar medidas, durante el proceso de perforación. Tales medidas son tomadas por los instrumentos montados dentro de collares de perforación sobre la broca y pueden generalmente obtener la información, tal como la posición de la broca, la naturaleza del proceso de perforación, aceite/gas, composición/calidad, presión, temperatura y otras condiciones del subterráneo. En algunos casos, puede ser deseable obtener datos adicionales de la perforación después de que la perforación este completada. En tales casos, la herramienta para dentro de un pozo se puede proporcionar con sistemas de evaluación del subterráneo adaptados para colectar información del subterráneo. Alternativamente, la herramienta para dentro de un pozo puede ser retirada, y se puede bajar una herramienta de evaluación del subterráneo separada, tal como un cable de acero, cable delgado ("slickline"), prueba del vastago de perforación o herramienta de tubería enrollada ("coiled tubing"), para realizar adicionales pruebas, muéstreos y/o mediciones.

Herramientas de evaluación del subterráneo se pueden proporcionar con sistemas de comunicaciones adaptados para enviar señales, tales como comandos, energía e información, entre una unidad del subterráneo contenida en la herramienta para dentro de un pozo, y una unidad superficial. Sistemas de comunicaciones en herramientas de perforación pueden incluir, por ejemplo, los sistemas del pulso de lodo que manipulan el flujo del lodo de perforación a través de una herramienta para dentro de un pozo para crear pulsos de la presión. Un tal sistema del pulso de lodo se divulga en la Patente de los Estados Unidos, número 5,517,464 y asignado al cesionario de la actual invención. Otros sistemas de comunicaciones, tales como sistemas de pipas de taladro atadas con alambre, sistemas electromagnéticos, acústicos u otros sistemas de telemetría pueden también ser proporcionados. Las herramientas de cable de acero del subterráneo típicamente se comunican a través del cable atado con alambre armado y que esta usado como el transportador para la herramienta del cable de acero. En algunos casos, por ejemplo cuando el sistema de comunicación es inasequible, inactivo o separado, por ejemplo como durante el registro del modo de memoria, los datos se colectan y se almacenan en una unidad de memoria dentro de la herramienta para dentro de un pozo, para recuperarse en el futuro. A modo de ejemplo, algunas herramientas de cables de acero se despliegan en la perforación sin la conexión del cable de acero entre el sistema superficial y la herramienta para dentro de un pozo. El uso de un cable de acero puede ser demasiado arriesgado para utilizar, o demasiado costoso para justificar el gasto. El cable de acero se puede separar, y la herramienta de registro operada usando las fuentes de alimentación autónomas (generalmente baterías) y las unidades de memoria de los datos (memoria de datos y circuitería para transportar los datos de los sensores). Tal herramienta se pone en operación en la superficie, después es bajada en la perforación por un transportador, o caída o bombeada debajo de la perforación. La herramienta se puede mover a pasar múltiples intervalos de profundidad, o puede ser dejada en una sola profundidad en la perforación. A pesar de eso, la herramienta registrará datos de la perforación y almacenará los datos en memoria para la colección del operador a una cierta hora en el futuro, por ejemplo cuando la herramienta se vuelve a la superficie. Durante este tipo de registro del modo de memoria, el operador típicamente no tiene ninguna comunicación con la herramienta para asegurarse de que la herramienta está funcionando correctamente durante la operación, para prender o apagar la herramienta, para cambiar el tipo de datos colectados por la herramienta, o para cambiar la frecuencia en la cual se colectan los datos. Los datos colectados durante el registro del modo de memoria típicamente son recuperados por estableciendo (o re-estableciendo) un puente de comunicación atado con alambre o un puente de comunicación del pulso de lodo entre la herramienta para dentro de un pozo y la superficie, o por recuperando la herramienta a la superficie y descargando la información de la unidad de memoria. Las técnicas de comunicaciones inalámbricas tales como sistemas de telemetría electromagnéticos (o emag), se han empleado en herramientas para dentro de un pozo. Tales sistemas incluyen una unidad de comunicación electromagnética del subterráneo que cree un campo electromagnético capaz de enviar una señal a una unidad electromagnética de comunicación superficial alejada. Ejemplos de una unidad de comunicación electromagnética del subterráneo se divulgan en la Patente de los Estados Unidos, números 5,642,051 y 5,396,232, que se asignan al cesionario de la actual invención. Las actuales unidades electromagnéticas de comunicación del subterráneo se han utilizado en las operaciones de perforación del tipo convencional de MWD. Los adelantos, tales como el uso de repetidores y de espacios, se han implementado en herramientas para dentro de un pozo existentes para mejorar la operatividad de sistemas electromagnéticos en usos del subterráneo. El espacio, o el relleno no-conductivo, se coloca entre las secciones colindantes de la pipa de taladro para magnificar el campo electromagnético y para proporcionar una señal mejorada. Los ejemplos de un espacio usado en una unidad de comunicación electromagnética del subterráneo se describen en la Patente de los Estados Unidos, número 5,396,232, asignada al cesionario de la actual invención y de la Patente de los Estados Unidos, número 2,400,170 asignado a Silverman. Los sistemas de comunicaciones se colocan típicamente en herramientas para dentro de un pozo y se utilizan para transportar la información colectada por la herramienta para dentro de un pozo a una unidad superficial para el análisis. Las herramientas para dentro de un pozo se utilizan a menudo para realizar la evaluación de la formación para colectar la información sobre las formaciones subterráneas. Las herramientas para dentro de un pozo se proporcionan de los componentes capaces de medir parámetros de la formación, tales como presión, temperatura, permeabilidad, porosidad, densidad, viscosidad, resistividad y más. Esta información colectada se transfiere a la superficie usando los sistemas de comunicaciones. Resistividad de la formación es un tal parámetro de la formación colectado durante la evaluación de la formación del subterráneo. La resistividad es un parámetro importante para entender y para aumentar la producción del depósito. Esto es en gran parte debido a la regla de que agua conduce la electricidad y los hidrocarburos no conducen la electricidad. Si se saben la resistividad de la formación y su porosidad, una estimación se puede hacer del líquido en los espacios de poro. Un ejemplo de una técnica que describe una medida de resistividad se proporciona en la Patente de los Estados Unidos, número de serie 6,188,222. A pesar del adelanto en evaluación de la comunicación y de la formación, sigue habiendo una necesidad de proporcionar bajo costo y alternativas eficientes a las técnicas existentes. Es deseable que tales técnicas eliminen la necesidad de dispositivos y/o operaciones duplicados para realizar operaciones de telemetría y de evaluación de la formación. Es aún más deseable que tales técnicas reduzcan los costos y las complejidades asociados con la medida de resistividad existente y herramientas electromagnéticas de telemetría. Es, por lo tanto, deseable proporcionar las técnicas que proporcionan la capacidad de medir por lo menos un parámetro de la formación subterránea mientras que pasan señales electromagnéticas por la formación usando el sistema de telemetría electromagnético.

COMPENDIO DE LA INVENCIÓN En por lo menos un aspecto, la actual invención se relaciona con un sistema de evaluación de la formación para una formación subterránea penetrada por un pozo. El sistema de evaluación de la formación se proporciona con una herramienta para dentro de un pozo y un sensor. La herramienta para dentro de un pozo es posicionable en la perforación. La herramienta para dentro de un pozo tiene una unidad electromagnética subterránea para la comunicación con una unidad electromagnética superficial. El sensor determina por lo menos un parámetro del emplazamiento del pozo de la señal electromagnética. La herramienta para dentro de un pozo y la unidad superficial electromagnética se adaptan para pasar señales electromagnéticas entre allí. Las señales electromagnéticas pasan por la formación subterránea en donde el sensor determina el por lo menos un parámetro del emplazamiento del pozo de la señal electromagnética. En una versión, la unidad electromagnética del subterráneo del sistema de evaluación de la formación se proporciona con una antena, una circuitería de control y un procesador. La circuitería de control operativamente está conectada con la antena para dirigir señales a la antena por el que un campo electromagnético se genera y esta modulado para comunicar las señales a la unidad electromagnética superficial. El procesador está conectado operativamente con la circuitería de control. En otra versión, el sensor del sistema de evaluación de la formación determina una señal de los datos indicativa del por lo menos un parámetro, y en donde el procesador causa la señal de los datos que se diriga a la circuitería de control para la comunicación con la unidad superficial electromagnética. La antena se puede construir de varias diversas maneras que típicamente usan un potencial de voltaje para crear las señales electromagnéticas. Por ejemplo en una versión, la antena incluye por lo menos a dos miembros conductivos, y un miembro insulativo que aisla eléctricamente a los dos miembros conductivos. La circuitería de control operativamente está conectada con por lo menos uno de los miembros conductivos para dirigir señales al por lo menos un miembro conductivo.

En otra versión, la antena incluye una bobina para crear las señales electromagnéticas a través del acoplador inductivo. En otra versión, las señales dirigidas a la antena por la circuitería de control incluyen un portador que tiene una frecuencia relativamente baja siendo admisible por la unidad electromagnética superficial. En otra versión, el sensor es un sensor del subterráneo, y una señal de la medida se sobrepone en la señal de portador de modo que el sensor del subterráneo pueda detectar la señal de la medida en la presencia de la señal de portador. Esto se puede realizar de varias maneras. Por ejemplo, la señal de la medida puede estar en una frecuencia más alta que la señal de portador. En otra versión, la detección de la señal de la medida es hecha midiendo la diferencia entre dos señales; en donde una primera señal es la señal de la medida sobrepuesta sobre la señal de portador; y en donde una dicha segunda señal es una aproximación de la dicha señal de portador. En aún otra versión, el procesador dirige periódicamente señales a la circuitería de control para la comunicación a la antena. El sensor colecta datos para generar la señal de los datos en un período, y comunica la señal de los datos al procesador para la comunicación a la circuitería de control en un período subsecuente. El sensor puede determinar el parámetro de la formación en una variedad de maneras. Por ejemplo en una versión el sensor supervisa las características de la señal electromagnética para determinar por lo menos un parámetro de la formación subterránea de la señal electromagnética. En otra versión, el sensor supervisa las características de la circuitería de control para determinar por lo menos un parámetro de la formación subterránea de la señal electromagnética. El sensor puede ser integral a la lógica de control o separado de la lógica de control. El sensor se puede situar en el subterráneo, o en la superficie. Cuando el sensor está en el subterráneo, el sensor puede ser asociado con o ser situado adyacente a la unidad electromagnética del subterráneo, o separado de la unidad electromagnética del subterráneo y establecido remotamente de la unidad electromagnética del subterráneo.

En otra versión, el sistema de evaluación de la formación se proporciona con una segunda herramienta para dentro de un pozo establecida remotamente de la herramienta para dentro de un pozo. El sensor se puede situar en la segunda herramienta para dentro de un pozo, situado dentro de la formación subterránea, asociado con la unidad electromagnética superficial, situado debajo de la unidad electromagnética del subterráneo, o situado dentro de un ensamblaje del fondo del agujero de la secuencia del taladro y de las combinaciones de eso. El por lo menos un parámetro determinado por el sensor puede ser una variedad de diversas medidas, tales como resistividad, presión, temperatura, permeabilidad, porosidad, densidad, o viscosidad. La actual invención también se relaciona con un método de evaluar una formación subterránea penetrada por un pozo. En el método, una herramienta para dentro de un pozo se coloca en la perforación y una señal electromagnética se pasa entre una unidad electromagnética del subterráneo de la herramienta para dentro de un pozo y una unidad electromagnética superficial. La señal electromagnética pasa por la formación subterránea. Entonces, por lo menos un parámetro del emplazamiento del pozo (e.g., una medida de la resistividad) se determina de la señal electromagnética. En una versión, la señal electromagnética se codifica con los datos indicativos del parámetro de la formación subterránea. El por lo menos un parámetro se puede determinar en una variedad de diversas maneras. Por ejemplo, el por lo menos un parámetro puede ser determinado por supervisando un circuito de control de la unidad electromagnética del subterráneo. En otra versión, el por lo menos un parámetro puede ser determinado por supervisando las características físicas de la señal electromagnética, tales como una corriente o un voltaje de la señal electromagnética. En otra versión, una señal de alta frecuencia se puede sobreponer encima de una señal de portador de baja frecuencia para generar la señal electromagnética. En aún otra versión, la actual invención se relaciona con un método de evaluar una formación subterránea teniendo una perforación penetrando la formación subterránea. El método involucra el desplegar de una herramienta para dentro de un pozo en la perforación, transmitiendo una primera señal codificada electromagnética de telemetría por la formación subterránea entre una herramienta para dentro de un pozo y una unidad superficial, calculando un parámetro del emplazamiento del pozo de la primera señal codificada electromagnética de telemetría, codificando por lo menos una subsecuente señal electromagnética de telemetría con datos correlacionados con el parámetro calculado del emplazamiento del pozo, transmitiendo por lo menos una subsecuente señal electromagnética de telemetría por la formación subterránea entre una herramienta para dentro de un pozo y una unidad superficial, recibiendo la segunda señal electromagnética de telemetría a través de una unidad superficial electromagnética y determinando el parámetro del emplazamiento del pozo de la por lo menos una subsecuente señal electromagnética de telemetría.

BREVE DESCRIPCIÓN DE LOS DIBUJOS Para poder entender en detalle las características y las ventajas mencionadas anteriormente de la actual invención, una descripción más particular de la invención, brevemente resumida anteriormente, se puede tener por referencia a las encarnaciones de eso que se ilustran en los dibujos añadidos. Debe ser observado, sin embargo, que los dibujos añadidos ¡lustran solamente encarnaciones típicas de esta invención y deben por lo tanto no ser considerados limitaciones de su ámbito, porque la invención puede admitir a otras encarnaciones igualmente eficaces. Figura 1A es una ilustración esquemática de un sistema electromagnético para una herramienta para dentro de un pozo suspendida de una torre de perforación y colocada en una perforación; Figura 1 B es una ilustración esquemática de un sistema electromagnético para una herramienta del cable de acero del subterráneo suspendida de un una torre de perforación y colocada en una perforación; Figura 1C es una ilustración esquemática del sistema electromagnético de figura 1A proporcionado con acoplamiento inductivo; Figura 1D es una ilustración esquemática del sistema electromagnético de figura 1B proporcionado de acoplamiento inductivo; Figura 2 es un diagrama de bloque de la electrónica para el sistema electromagnético de figuras 1 A-D; y Figura 3 es un diagrama de flujo de la lógica ilustrando operaciones ejemplares del sistema electromagnético de figuras 1A-D.

DESCRIPCIÓN DETALLADA DE LA INVENCIÓN Actualmente, encarnaciones preferidas de la invención se demuestran en las figuras identificadas anteriormente y se describen en detalle en lo siguiente. En describir las encarnaciones preferidas, números de referencia similares o idénticos se utilizan para identificar elementos comunes o similares. Las figuras no son necesariamente en escala y ciertas características y ciertas vistas de las figuras se pueden demostrar exageradas en escala o en diagrama esquemático en el interés de claridad y de concisión. Figuras 1A y 1B cooperan para ilustrar un sistema del depósito 9 para evaluar por lo menos una formación subterránea. Figura 1A representa un primer sistema electromagnético 10 usado en cooperación con una herramienta de perforación del subterráneo 12, y figura 1 B representa un segundo sistema electromagnético 10a usado en cooperación con una herramienta del cable de acero del subterráneo 12a. El primer sistema electromagnético 10 se espacia una distancia del segundo sistema electromagnético 10a. Los primeros y segundos sistemas electromagnéticos 10 y 10a pueden funcionar por separado o juntos para derivar parámetros cercanos a la perforación, parámetros del depósito u otros parámetros del emplazamiento del pozo. Mientras que el sistema del depósito 9 se representa como teniendo dos diversos sistemas electromagnéticos 10 y 10a, uno o más sistemas electromagnéticos similares o diversos pueden ser utilizados. Refiriendo a figura 1A, el primer sistema electromagnético 10 se proporciona con la herramienta de perforación del subterráneo 12 teniendo una unidad electromagnética del subterráneo 18: La herramienta de perforación del subterráneo 12 se suspende de una primera torre de perforación 11 y en una primera perforación 14. La herramienta de perforación del subterráneo 12 se adapta para perforar la primera perforación 14. La herramienta de perforación del subterráneo 12 está conectada operativamente con la primera torre de perforación 11 a través de la secuencia del taladro 20 e incluye una broca 16 en un extremo inferior de eso. La secuencia del taladro 20 incluye una pluralidad de collares de perforación 21 conectados para formar la secuencia del taladro 20. Dos tales collares de perforación adyacentes 26 y 27 (otros collares de perforación se demuestran en figura 1A como 21 ) cubren la unidad electromagnética del subterráneo 18. Varios componentes, tales como sensores 19 (i.e., presión, temperatura, corriente, voltaje, y otros parámetros del subterráneo), la unidad de energía 28, una unidad de memoria 25, unidad electromagnética del subterráneo 18 así como otros componentes, se colocan en uno o más collares de perforación 21 y permiten que la herramienta de perforación del subterráneo 12 efectúe varias operaciones del subterráneo. La unidad electromagnética del subterráneo 18 se acopla operativamente, preferiblemente a través de un puente inalámbrico, a una primera unidad electromagnética superficial 22 para pasar señales entre allí a través de un puente 30. La primera unidad electromagnética superficial 22 puede incluir uno o más receptores superficiales (no demostrados) para minimizar efectos del ruido eléctrico de la superficie. La herramienta de perforación del subterráneo 12 opcionalmente se puede proporcionar de pulso del lodo, pipa de taladro atada con alambre u otros sistemas de telemetría para transmisión entre la superficie y la herramienta de perforación del subterráneo 12. La herramienta de perforación del subterráneo 12 se puede también proporcionar de un módulo de memoria 25 en la herramienta de perforación del subterráneo 12 para almacenar datos. Estos datos se pueden selectivamente accesar y ser transmitidos a la superficie, y/o ser recuperados del módulo de memoria 25 a través de recuperando la herramienta de perforación del subterráneo 12 a la superficie.

La unidad electromagnética del subterráneo 18 se puede utilizar para generar un campo electromagnético F admisible por la primera unidad electromagnética superficial 22. El campo electromagnético es capaz de transmitir en modo inalámbrico los datos colectados por la unidad electromagnética del subterráneo 18 a la primera unidad electromagnética superficial 22. A modo de ejemplo, la unidad electromagnética del subterráneo 18 se puede utilizar para transferir datos a la superficie cuando la herramienta de perforación del subterráneo 12 está realizando el registro del modo de memoria. La primera unidad electromagnética superficial 22 también es adaptada para generar un campo electromagnético admisible por la unidad electromagnética de comunicación del subterráneo 18. La primera unidad electromagnética superficial 22 también se puede adaptar para enviar las señales admisibles por la unidad electromagnética del subterráneo 18. Figura 1B representa el segundo sistema electromagnético 10a. El segundo sistema electromagnético 10a se proporciona de una herramienta del cable de acero del subterráneo 12a dispuesta en una segunda perforación 14a para realizar varias operaciones de evaluación de la formación, tales como pruebas y muéstreos. La segunda perforación 14a se proporciona remotamente de la primera perforación 14 tal que las perforaciones 14 y 14a son separadas y espaciadas a una distancia aparte. La herramienta del cable de acero del subterráneo 12a puede incluir varios componentes, tales como energía, compartimientos de la muestra, unidades hidráulicas, puntas de prueba, empaquetadores, anclas u otros dispositivos, tales como ésos descritos en las Patentes de los Estados Unidos, números de serie 4,936,139 y 4,860,581 , asignados al cesionario de la actual invención. Tales componentes pueden incluir los sensores 19a adaptados para tomar varias medidas (i.e., presión, temperatura, corriente, voltaje, y otros parámetros del subterráneo), un módulo de energía 28a, un módulo de memoria 25a y módulos de telemetría 26a y 27a. La herramienta del cable de acero del subterráneo 12a se suspende en la segunda perforación 14a a través de un cable de acero 24 de una segunda torre de perforación 11a, La herramienta del cable de acero del subterráneo 12a se puede opcionalmente bajar a profundidades seleccionadas en la segunda perforación 14a a través de varios transportadores, tales como un cable delgado, una pipa de taladro, una tubería en espiral u otras técnicas conocidas. Tal conectador puede ser atado con alambre tales que las señales pueden pasar entre la superficie y la herramienta del cable de acero del subterráneo 12a para realizar varias operaciones y para transmitir datos. El conectador puede estar selectivamente desactivado, ser lanzado, o ser reconectado como será entendido por los expertos en el arte. Datos colectados por la herramienta del cable de acero del subterráneo 12a se pueden recuperar del módulo de memoria 25a durante la recuperación de la herramienta del cable de acero del subterráneo 12a a la superficie, o por la transmisión a través del cable 24 del cable de acero para un uso más después. En casos donde está separado ei conectador, desactivado o incapaz de transmitir datos a la superficie, la herramienta del cable de acero del subterráneo 12a almacena tales datos en el módulo de memoria 25a en la herramienta del cable de acero del subterráneo 12a. Datos se pueden transmitir a la superficie a través de una unidad electromagnética del subterráneo 18a colocada en los módulos de telemetría 26a y 27a. La unidad electromagnética del subterráneo 18a se puede utilizar para generar un campo electromagnético Fa admisible por una segunda unidad electromagnética superficial 22a a través de una puente o unión 30a. Una puente o unión 30b adicional se puede proporcionar para operativamente conectar los primeros y segundos sistemas electromagnéticos 10 y 10a. El campo electromagnético Fa es capaz de transmitir en modo inalámbrico los datos colectados en el módulo de memoria 25a a la segunda unidad electromagnética superficial 22a. Las unidades electromagnéticas del subterráneo 18 y 18a, tanto como las unidades electromagnéticas superficiales 22 y 22a pueden comunicarse bidireccionalmente el uno con el otro. Así, por ejemplo, la unidad electromagnética de comunicación del subterráneo 18 puede comunicarse bidireccionalmente con la unidad electromagnética de comunicación del subterráneo 18a, y las unidades electromagnéticas superficiales de comunicación 22 y 22a.

Cualquier número de puentes, unidades de telemetría, unidades y herramientas superficiales pueden ser utilizados. Las unidades electromagnéticas de comunicación del subterráneo 18 y 18a se proporcionan de respectivas antenas 32 y 32a por las cuales las ondas electromagnéticas son pasadas, i.e., enviadas o recibidas. En una encarnación preferida representada en figuras 1A y 1 B, ¡as antenas incluyen por lo menos dos miembros conductivos, tales como los collares de perforación 26 y 27 y los módulos de telemetría 26a y 27a. Miembros insulativos 34 y 34a aislan eléctricamente los collares de perforación 26 y 27, y los módulos de telemetría 26a y 27a. En uso, los collares de perforación 26 y 27 son típicamente de polaridad opuesta con el miembro insulativo 34 o 34a que forman los espacios 36 o 36a entre allí. El espacio 36 típicamente se encaja dentro del mandril entre los collares de perforación superiores y bajos. Semejantemente, los módulos de telemetría 26a y 27a están típicamente de polaridad opuesta con el miembro insulativo 34a formando el espacio 36a entre allí. .El collar con el espacio se utiliza para ampliar la resistividad generada por los sistemas electromagnéticos 10 y 10a sobre una mayor distancia, y/o para realizar la conexión eléctrica entre los collares de perforación. Los ejemplos de las técnicas para construir los collares de perforación 26 y 27, así como los módulos de telemetría 26a y 27a, se describen detalladamente en una Patente co-pendiente de los Estados Unidos, número de serie 10/707,970, el contenido entero del cual es incorporado por este medio adjunto por referencia. Refiriéndose de nuevo a la figura 1A, el sistema del depósito 9' también es proporcionado de uno o más sensores 40 y 42 colocados en las varias localizaciones sobre el emplazamiento del pozo. Los sensores 40 y 42 pueden ser transmisores-receptores electromagnéticos de la señal para pasar señales electromagnéticas con la unidad electromagnética 18 del subterráneo, y la primera unidad electromagnética superficial 22. Los sensores similares se pueden proporcionar en el segundo sistema electromagnético 10a para el uso de la unidad electromagnética del subterráneo 18a y de la segunda unidad electromagnética superficial 22a. Los varios sensores se pueden colocar sobre el sistema del depósito. Los sensores adicionales se pueden utilizar para medir una variedad de parámetros del emplazamiento del pozo o del depósito (superficie o subterráneo), por ejemplo la presión de la perforación, la presión de la formación, la temperatura, la resistividad etc. Figuras 1C y 1D cooperan para ilustrar otra configuración de un sistema del depósito 9a para evaluar por lo menos una formación subterránea. El sistema del depósito 9a se construye y se funciona de una manera similar como el sistema del depósito 9, con la excepción de que el sistema del depósito 9a tiene primer y segundo sistemas electromagnéticos 10c y 10d, respectivamente. El primer sistema electromagnético 10c tiene una unidad electromagnética 18 que utiliza antenas teniendo bobinas 44 para crear las señales electromagnéticas a través del acoplamiento inductivo en lugar de la antena 32, miembro insulativo 34, y espacio 36 de figura 1A. El segundo sistema electromagnético 10d tiene una unidad electromagnética 18a que utiliza antenas teniendo bobinas 44 para crear las señales electromagnéticas a través del acoplamiento inductivo en lugar de la antena 32, miembro insulativo 34, y espacio 36 de figura 1 B. Figura 2 es un diagrama esquemático eléctrico que representa la comunicación entre la superficie y las unidades electromagnéticas del subterráneo 22 y 18 de figura 1A. Las unidades de comunicaciones electromagnéticas superficial y del subterráneo 22a y 18a se construyen de una manera similar y no serán descritas adjunto por separado con el propósito de ser breve. Un puente de comunicación 30 se establece entre la unidad de comunicación superficial electromagnética 22 y la unidad de comunicación electromagnética 18 del subterráneo. Como esta demostrado en figura 1A, este puente es una unión inalámbrica que pasa a través de la tierra. Datos colectados a través de uno o más sensores 19 se almacenan en la memoria 25. Los sensores 19 y/o la memoria 25 pueden estar a parte, o integral con, la unidad electromagnética de comunicación del subterráneo 18. Los datos se procesan a través del procesador 212 y se transmiten a la superficie a través de la circuitería de control 210, que incluye preferiblemente un transmisor-receptor. La circuitería de control 210 también se adapta para recibir señales de y para transmitir señales a la unidad de comunicación superficial electromagnética 22.

La unidad de comunicación superficial electromagnética 22 incluye la circuitería de: control 202, un procesador 204 y un registrador 208. La circuitería de control 202 recibe señales de y transmite señales a la unidad electromagnética de comunicación del subterráneo 18. Datos del subterráneo son recibidos por la circuitería de control 202 y enviados al procesador programable 204 para procesar.

Los datos entonces se registran en el registrador 208 cuando sean aceptados. Un reloj sincronizado se puede acoplar opcionalmente a las unidades electromagnéticas de comunicación superficial y/o del subterráneo 22 y 18 para la sincronización del sistema electromagnético 10. El puente de comunicación 30 es creado preferiblemente por el campo electromagnético F generado por la unidad de comunicación superficial electromagnética 22 y/o la unidad de comunicación electromagnética 18 del subterráneo. El campo F es preferiblemente utilizado como un acoplamiento inalámbrico para el pasaje de señales entre la superficie y las unidades electromagnéticas del subterráneo 22 y 18. Refiriendo a figura 3, demostrado allí es un diagrama de lógica resumiendo las operaciones de los sistemas electromagnéticos 10 y/o 10a. El diagrama de lógica describe operaciones en donde un parámetro de medidas es determinado mientras que una señal se pasa de las unidades electromagnéticas del subterráneo 18 y/o 18a a una unidad superficial 22 y/o 22a. Será apreciado que la misma técnica se puede utilizar para determinar un parámetro de medidas mientras que una señal se pasa de una unidad superficial 22 y/o 22a a las unidades electromagnéticas del subterráneo 18 y/o 18a. Por lo menos una señal electromagnética se puede pasar entre la unidad(es) electromagnética del subterráneo y la unidad(es) superficial. La misma señal(es) se puede utilizar como una medida para obtener un parámetro del subterráneo y como señal de transmisión para transmitir datos. Alternativamente, una o más señales independientes se pueden utilizar para la medida y/o la transmisión. Técnicas similares se pueden utilizar para los sistemas electromagnéticos 10c y 10d de las figuras 1C y 1 D.

En un ejemplo, en un primer paso 300, el procesador 212 de las unidades de comunicación electromagnéticas del subterráneo 18 o 18a recopila datos del subterráneo para que sean transmitidos a las unidades de comunicación superficiales electromagnéticas 22 o 22a. El procesador 212 causa que los datos del subterráneo sean codificados 302 para transmisión a las unidades de comunicación superficiales electromagnéticas 22 o 22a. Una vez que se codifiquen los datos del subterráneo, el procesador 212 causa que la circuitería de control 210 genere 304 una señal electromagnética codificada y transmitir 306 la señal electromagnética codificada a las unidades de comunicación superficiales electromagnéticas 22 o 22a. Entonces, el procesador 212 obtiene datos de ios sensores 19 o 19a para determinar la información indicativa de la resistividad de la formación en un paso 308. El procesador 212 puede entonces calcular la resistividad de la formación de los datos. La calculada resistividad de la formación junto con otros datos del subterráneo que se han enviado a las unidades de comunicación electromagnéticas del subterráneo 18 o 18a se pueden codificar en un paso 310. Alternativamente, el procesador 212 puede codificar los datos actuales indicativos de la resistividad de la formación junto con los otros datos del subterráneo que se han enviado a las unidades de comunicación electromagnéticas del subterráneo 18 o 18a en el paso 310. El procesador 212 entonces ramifica al paso 304 donde la señal electromagnética se genera con los datos codificados que se transmitirán a las unidades de comunicación superficiales electromagnéticas 22 o 22a. También demostrado en figura 3 son dos procesos separados de obtener por lo menos un parámetro, e.g., resistividad, de la formación de acuerdo con la actual invención. Aunque los procesos siguientes serán descritos utilizando el ejemplo de determinando la resistividad de la formación, tales procesos son igualmente aplicables a determinar otros parámetros de la formación. En un paso 320, la circuitería de control 202 de la unidad de comunicación superficial electromagnética 22 o 22a recibe la señal electromagnética codificada en la superficie. El procesador 204 puede entonces ramificar a un paso 322, o a un paso 324. En el paso 322, el procesador 204 evalúa los parámetros electromagnéticos codificados de la señal que se deducirán o calcula la resistividad de la formación usando la ecuación 1.1 mencionada anteriormente, por ejemplo. Una vez que se calcule la resistividad de la formación, el procesador 204 ramifica a un paso 326 en donde se acepta y se registra el promedio de la resistividad de la formación. Alternativamente, el procesador 204 puede ramificar al paso 324 en donde la señal electromagnética codificada esta desmodulada (o descifrada). Entonces, el procesador 204 ramifica a un paso 328 en donde se extraen los datos de la medida de la resistividad. Una vez que se extraigan los datos de la medida de la resistividad, el procesador 204 ramifica al paso 326 en donde se aceptan y se registran los datos de la medida de la resistividad. Varios pasos según lo representado en figura 3 se pueden realizar a varios tiempos. Por ejemplo, el paso 306 de transmitir la señal se puede realizar simultáneamente con otros pasos, tales como paso 308 que implica deduciendo por lo menos un parámetro de la formación. Por lo menos un parámetro de la formación subterránea se determina del señal(es) electromagnético pasado entre las unidades electromagnéticas superficiales 22 y 22a, las unidades electromagnéticas del subterráneo 18 y 18a y las combinaciones de eso. El parámetro puede ser cualquier tipo de parámetro capaz de la determinación de señal(es) electromagnética. Por ejemplo, el parámetro puede ser la presión, ia temperatura, la permeabilidad, la porosidad, la densidad, la viscosidad, la resistividad u otra medida. El por lo menos un parámetro se puede caracterizar como un "parámetro cercano-a la perforación", o un "parámetro del depósito" para formaciones subterráneas. El parámetro cercano-a la perforación se refiere a medidas derivadas a partir (1) de las señales electromagnéticas pasadas entre una de las unidades electromagnéticas del subterráneo 18 o 18a y una de las unidades electromagnéticas superficiales 22 o 22a colocada adyacente a la perforación 14 o 14a en lo cual se dispone las unidades electromagnéticas del subterráneo 18 o 18a, o (2) supervisando las características de las señales electromagnéticas generadas. Ejemplos de parámetros cercanos-a la perforación son el promedio de la resistividad de la formación referida después en lo siguiente, o medidas de resistividad de la profundidad de la perforación derivadas de la supervisión de las características de las señales electromagnéticas generadas. El parámetro del depósito se refiere a las medidas derivadas del paso de señales electromagnéticas entre (1) las unidades electromagnéticas de comunicación del subterráneo 18 y 18a, o (2) cualquiera de las unidades electromagnéticas de comunicación del subterráneo 18 o 18a y los sensores 40 o 42 situados dentro de la formación subterránea. Hay dos maneras distintas de obtener una medida del parámetro, tal como una medida de la resistividad, de las señales electromagnéticas pasadas entre las unidades electromagnéticas superficiales 22 y 22a, las unidades electromagnéticas del subterráneo 18 y 18a y las combinaciones de eso. Es decir, una diferencia del voltaje a través del ESPACIO induce a la corriente que fluya en la formación. Variando la frecuencia del voltaje aplicado permite que datos medidos en el subterráneo sean transmitidos a la superficie. Bajo ciertas asunciones simplificadas, tales como teniendo una formación homogénea y una frecuencia baja (pero no cero) de la transmisión, entonces la ecuación de Maxwell de la propagación de la onda electromagnética se puede reducir a una ecuación simple que representa la fuerza de la señal en la superficie. En un depósito homogéneo, la onda actual "propaga" a lo largo de la secuencia del taladro y la señal recibida en la antena de receptor es proporcional a: donde: / = Corriente retornando al ESPACIO en "d" (profundidad o distancia sobre el ESPACIO) / = Corriente inyectada en la formación f = Señal de frecuencia d - Profundidad o distancia sobre el ESPACIO R = Resistividad media de formación k = Constante de proporcionalidad En la Ecuación (1.1) de arriba, uno puede observar que si la distribución de la corriente en la pipa de perforación se sabe, o equivalente, la distribución del voltaje a lo largo de la superficie de la tierra, entonces uno puede computar R - la resistividad media de formación. E.g., si las dos medidas de corriente a las distancias d1 y d2, y medidas correspondientes de corriente ¡1 e ¡2 se saben, entonces tomando la relación de Ecuación (1.1) uno podría obtener: log(i1/i2) = k (d2-d1 ) * sqrt(f/R) (1.2).

Una fórmula similar se puede obtener usando medidas del voltaje en la superficie obtenida por la unidad superficial electromagnética 22 o 22a. En este caso el decaimiento es logarítmico con distancia de las perforaciones 14 o 14a, así que un mínimo de dos medidas a dos diferentes distancias de la perforación sería necesario. Un segundo método de obtener una medida de resistividad cerca de la perforación es utilizar uno de los sensores 19 para medir la corriente inyectada a través del espacio 36 o 36a y el voltaje inducido a través del espacio 36 o 36a. La relación del voltaje por la corriente es la ¡mpedancia del espacio 36 o 36a y será la suma de las resistividades eficaces que afectan la corriente mientras que cruce el espacio 36 o 36a, mejor dicho efectos superficiales sobre el coliar, resistividad del lodo de la perforación, y la resistividad de la formación. La resistividad eficaz de la formación será proporcional a la resistividad de la formación. Los efectos debido a la impedancia del contacto y a la resistividad del lodo pueden ser retirados" por haciendo múltiples medidas de voltaje a varias distancias lejos del espacio 36 o 36a. El sensor 19 para medir el voltaje puede ser o integral a la circuitería de control 210 o un sensor secundario (electrodo) situado lejos de la circuitería de control 210, tal como dentro de la unidad de comunicación electromagnética del subterráneo 18 o 18a. La fuerza de la señal es típicamente una función de cuánta corriente se bombea en la formación. Mientras que la resistividad (resistencia), de la formación cambia, así es con la corriente/señal. Este cambio se puede detectar en la circuitería de control 210 y/o con un electrodo situado en alguna otra parte en la unidad de comunicación electromagnética del subterráneo 18 o 18a. El procesador 212 puede causar que la circuitería de control 210 transmita una primera señal electromagnética codificada en la formación subterránea con el fin de comunicar información de la perforación del subterráneo a la unidad de comunicación superficial electromagnética 22. Los sensores 19 leen la información de la transmisión de la primera señal electromagnética codificada y el procesador 212 calcula un parámetro de la formación subterránea de la transmisión de la primera señal electromagnética codificada. Entonces, el procesador 212 causa que la circuitería de control de la unidad de comunicación superficial electromagnética 18 transmita las subsecuentes segundas señales electromagnéticas en la formación subterránea. Las subsecuentes segundas señales electromagnéticas se codifican con datos correlacionados con la señal de datos indicativa del parámetro de la formación subterránea. La segunda señal electromagnética es recibida por la unidad de comunicación superficial electromagnética 22, que descifra la segunda señal electromagnética para determinar el parámetro de la formación subterránea de la segunda señal electromagnética. Las señales electromagnéticas están deseablemente criadas con una frecuencia portadora relativamente baja para poder recibir las señales electromagnéticas por las unidades de comunicación superficiales electromagnéticas 22 o 22a. El aumento de la frecuencia puede reducir los efectos debido a la impedancia del contacto. Así, una señal de la medida que tiene una frecuencia más alta (e.g., teniendo una frecuencia por lo menos 2-3 veces mayores que la frecuencia portadora) se puede interponer en la frecuencia portadora. Como será discutido más detalladamente más después en lo siguiente, este componente sobrepuesto (señal de la medida) de la señal electromagnética transmitida se puede estructurar para hacer un mejor parámetro, e.g., resistividad, medida que la frecuencia portadora sola. La señal de la medida se puede transmitir en una frecuencia más alta que la señal de portador dominante. Sin embargo, debido a la secuencia de datos que cambia en el portador, habrá componentes de alta frecuencia dentro de la señal de portador, y esos componentes de alta frecuencia podrían obscurecer la señal de la medida. La circuitería de control 210 que creaba la señal de portador podría también tener no-linearidades que crearían ruido en bandas de una frecuencia más alta. Las técnicas de proceso estándares de señal son reconocidas por ei quitar ruido de la señal de ia medida. El procesador 212 o el sensor 19 se pueden programar o adaptar de otra manera para medir la diferencia entre dos señales; en donde la primera señal es la combinación de una señal medida más la señal de portador; y la segunda señal es una aproximación sintética de la señal de portador. Estas dos señales se pueden comparar o restar por un circuito análogo antes de la numeración para aumentar con eficacia el número de los dígitos significativos disponibles para almacenar la señal medida, después de lo cual las técnicas estándares de proceso de señal se puedan utilizar para extraer la medida de la dicha señal. Además, aumentando la longitud del espacio 36 o 36a puede reducir los efectos debido al lodo. En una formación homogénea, el valor estimado emparejará el de la formación, pero mientras que el espacio 36 o 36a cruza un límite de la formación, artefactos aparecerán en la estimación. La técnica más simple para determinar el valor estimado es modelaje delantero iterativo según lo descrito en lo siguiente. La corriente en la vecindad del espacio 36 o 36a puede ser exactamente estimada por solucionando las ecuaciones de Maxwell para un dominio incluyendo el espacio 36 o 36a, el agujero y la formación cerca del espacio 36 o 36a. En las bajas frecuencias, el campo se decaerá exponencialmente lejos del espacio 36 o 36a, así que el dominio se puede truncar a un dominio relativamente pequeño, tal como a doce pies o así pues, alrededor del espacio 36 o 36a. Si el procesador 212 reconoce la resistividad de la formación (o las resistividades si es no homogéneo) y la resistividad del lodo entonces un valor sintético de la impedancia será generado por solucionando las ecuaciones de Maxwell en ese dominio. A través del cambiar la resistividad de la formación un valor sintético diferente será obtenido.

El procesador 212 acciona un programa para encontrar las resistividades de la formación reduciendo la diferencia entre la impedancia derivada por el sensor(s) 19, 19a, 40 o 42 y la ¡mpedancia sintética. La optimización no linear de Levenberg- Marquadt puede ser utilizada. El algoritmo de Leven berg-Marquadt es descrito en muchos textos, por ejemplo, en el capítulo 10 de Numerícal Methods for Unconstrained Optimization and Nonlinear Equations, por J.E. Dennis y R.B. Schnabel, Prentice Hall Series en Computacional Mathematics, 1983. Esta invención no es, por supuesto, limitada apenas a usar una inversión de Levenberg- Marquadt, muchas otras técnicas de la inversión no linear son bien conocidas en el arte. Una técnica similar de modelaje delantero iterativo se puede aplicar a la medida de profundidad de resistividad. Para los depósitos no homogéneos, la expresión simple de la Ecuación (1.1) se debe sustituir por el resultado de un modelaje delantero de la ecuación de Maxwell. A través del proceso de registrar las características del depósito, un valor sintético de la fuerza de señal superficial puede ser obtenido. Un código no linear de la optimización puede encontrar que las características del depósito reducen la diferencia en la fuerza de señal actual de la fuerza de señal sintética. Una multiplicidad de valores de resistividad por toda la formación típicamente no son obtenidos de una sola medida en la superficie por las unidades de comunicación superficiales electromagnéticas 22 o 22a. Para lograr esto, múltiples medidas se utilizan preferiblemente con el espacio 36 o 36a colocados en diversas profundidades en la perforación 14 o 14a. Durante operaciones convencionales de mediciones durante ia perforación, la unidad electromagnética del subterráneo 18 típicamente está transmitiendo continuamente mientras que se avanza en la tierra al fondo de la perforación. Una multiplicidad de receptores superficiales también ayudan en ei proceso de las señales necesarias y/o el proceso de obtener la medida(s) deseada. Las unidades superficiales electromagnéticas 22 y 22a preferiblemente usan una multiplicidad de receptores superficiales para reducir ef ctos del ruido eléctrico superficial.

Para la aplicación de profundidad de resistividad, algunas simplificaciones en el modelaje delantero pueden ser apropiadas. Por ejemplo, en una perforación vertical podría ser una asunción razonable que el depósito alrededor de la perforación 14 o 14a está escalado con las capas perpendiculares a la perforación 14 o 14a pero con variación mínima dentro de cada capa. En tales circunstancias, la ecuación de Maxwell se puede utilizar para reducir a una ecuación diferencial parcial escalar en una variable (e.g. uno puede solucionar para el componente azimutal del campo magnético). Esta ecuación tiene la tendencia de estar muy bien posada (la expresión técnica es que la ecuación es elíptica). Por otra parte, hay técnicas de la solución que se aprovechan de la multiplicidad de capas. En efecto, uno puede solucionar la ecuación de Maxwell en cada capa y entonces matemáticamente "pegar" las soluciones juntas para conseguir una solución para el dominio entero. La inversión no linear para la calculación de resistividad, puede entonces también aprovecharse de la técnica de solución de múltiples capas y el resultado es una inversión de la matriz estable. Puede ser deseable concentrar la respuesta de frecuencia a una banda estrecha que no fluctúe con la telemetría. Típicamente, este tipo de medida es preferible para las medidas cercanas a la perforación. En telemetría estándar de MWD, una técnica de codificación es utilizada, para que cada secuencia de datos binarios 0001110001100000, etc., corresponde a un espectro de frecuencia más o menos diferente. Procesos sofisticados de señal se pueden utilizar para extraer los datos binarios originales fuera de ese espectro de frecuencia. Tales métodos pueden ser más robustos que usando una frecuencia para toda la transmisión (en efecto ésta es la diferencia entre la transmisión de FM y AM de las ondas de radio). Sin embargo, mientras que esta codificación hace la telemetría más robusta, puede introducir una complejidad en la derivación de la resistividad. Preferiblemente, la cantidad de corriente en una banda particular se proporciona al procesador 212 computando la resistividad. El procesador 212 empareja el voltaje de la banda particular con la cantidad de corriente inyectada en la formación. El procesador 212 puede determinar la cantidad teórica de corriente transmitida, y el procesador 212 puede determinar los datos binarios que está transmitiendo. El procesador 212 puede entonces computar la cantidad de corriente en cada banda de frecuencia para la transmisión, y utilizar ese valor para comparar contra la cantidad actual de voltaje que es transmitida. Los aparatos electromagnéticos de telemetría, tales como las unidades electromagnéticas del subterráneo 18 y 18a, requieren típicamente una grande cantidad de corriente, que puede causar un comportamiento no linear con amplitud actual. Por lo tanto, la cantidad actual de corriente transmitida en una banda particular podría ser considerablemente diferente de la cantidad calculada. Esto puede introducir un error en la estimación de la resistividad de la formación. Una forma para evitar este error es transmitir una pequeña señal de medida en una frecuencia totalmente diferente y sobreponer esta transmisión encima de los datos de telemetría. La medida del voltaje se puede hacer en la frecuencia sobrepuesta y los efectos de codificación indeseados desaparecen. En casos donde los datos de telemetría están en una frecuencia más baja, puede ser preferible utilizar una diferente o más alta frecuencia (e.g., dos veces o tres veces). Este componente de la señal es poco probable de ser detectado en la superficie, porque como ecuación 1.1. demuestra, entre más alta la frecuencia, peor es la fuerza de señal en la superficie. Dependiendo de la situación, la frecuencia usada para los usos de telemetría puede variar. En medidas bajas, hay suficiente anchura de banda para mantener fuerza de señal y para determinar una medida. Sin embargo, en medidas o situaciones profundas donde se utilizan rangos de alta frecuencia, puede ser necesario utilizar el proceso sofisticado de señal, tales como frecuencias de señales sobrepuestas, para generar las medidas deseadas. Por ejemplo, el proceso de señal se puede utilizar para convertir el contenido de frecuencia cuyo se esta cambiando en datos binarios. Las unidades electromagnéticas superficiales de comunicación 22 y 22a pueden entonces utilizar esos datos binarios para deconvolución de la codificación fuera de la medida superficial y dejar una señal superficial que corresponde a una fuente conocida. En algunos casos, puede ser necesario o deseable reducir el ruido. Una forma para mejorar la medida del voltaje es tomar los datos binarios y dentro de las unidades electromagnéticas de comunicación del subterráneo 18 y 18a calcular una copia de bajo amplitud de la señal transmitida. Esta señal de bajo amplitud se puede funcionar a lo largo de líneas separadas dentro del tablero de circuito y ser utilizada para "flotar" la señal medida. Esta señal de bajo amplitud podría también ser utilizada para la detección análoga o para conducir la deconvolución de la codificación del subterráneo. Las dos diversas resistividades (bajas y profundas) derivadas de las técnicas antedichas entonces se pueden comparar para hacer inferencias sobre la resistividad de la formación. La diferencia se puede atribuir ya sea a los efectos del agujero o a la posible invasión del líquido del agujero en la roca. Dependiendo de cómo se utiliza la medida de resistividad de la formación, puede ser deseable tener estas medidas en diversas profundidades de investigación radialmente del agujero. La profundidad de la medida de resistividad de la formación y resolución es típicamente dependiente de la distancia entre el ESPACIO insulativo y la deducción de potencial del voltaje relativo y otro cierto punto. La longitud de la herramienta de telemetría de MWD es generalmente suficiente para la mayoría de las medidas. Sin embargo, si se desea una medida más profunda, un segundo aparato de detección de potencial del voltaje, tal como el sensor 42, se puede situar más allá hacia arriba en el BHA, permitiendo que una medida integral sea adaptada a las específicas características de interés de la formación. El término sensor, según lo utilizado aquí, significa cualquier dispositivo que determina por lo menos un parámetro de la formación subterránea de la señal electromagnética. Más particularmente, el sensor es cualquier dispositivo ya sea (1) que supervisa las características de la señal electromagnética para derivar los datos indicativos del parámetro, o (2) la desmodulación de la señal electromagnética para derivar los datos indicativos del parámetro. Ejemplos de "sensores" discutidos aquí son (1 ) las unidades electromagnéticas superficiales de comunicación 22 y 22a que descifran la señal electromagnética para derivar los datos indicativos del parámetro, (2) los sensores 19, 19a, 40 y 42 que supervisan las características de las señales electromagnéticas, (3) las unidades electromagnéticas de comunicación del subterráneo 18 y 18a supervisando las características de las señales electromagnéticas de cada una, y (4) un sensor, con excepción de los sensores 19, 19a, 18 y 18a situados en otra cierta localización en la secuencia del taladro o en la formación. Será entendido de la descripción precedente que varios cambios y modificaciones se pueden realizar en las preferidas y alternativas encarnaciones de la actual invención sin comprometer el espíritu auténtico de la invención. Esta descripción es intencionada para los propósitos de ilustración solamente y no debe ser interpretada en un sentido de limitación. El ámbito de esta invención debe ser determinado solamente por el lenguaje de las reivindicaciones que siguen. El término "abarcando" dentro de las reivindicaciones es intencionado significar "incluyendo por io menos" tales que la lista de elementos mencionados en una reivindicación es un grupo abierto. "A," "un" y otros términos singulares son intencionados para incluir las formas plurales de eso a menos que esté específicamente excluido.

Claims (34)

REIVINDICACIONES Se reivindica:

1. Un sistema de evaluación de una formación subterránea penetrada por una perforación, abarcando: una herramienta para dentro de un pozo posícionable en la perforación, la herramienta para dentro de un pozo teniendo una unidad electromagnética subterránea para la comunicación con una unidad electromagnética superficial; y un sensor para determinar por lo menos un parámetro de la formación de la señal electromagnética; en donde la herramienta para dentro de un pozo y la unidad superficial electromagnética son adaptadas para pasar señales electromagnéticas entre allí, las señales electromagnéticas pasando por la formación subterránea en donde el sensor determina el por lo menos un parámetro de la formación de la señal electromagnética.

2. El sistema de evaluación de formación de reivindicación 1 , en donde la unidad electromagnética del subterráneo abarca: una antena; una circuitería de control operativamente conectada con la antena para dirigir las señales electromagnéticas a la antena por el que un campo electromagnético se genera y esta modulado para comunicar las señales electromagnéticas a la unidad superficial electromagnética de comunicación; y un procesador operativamente conectado con la circuitería de control.

3. El sistema de evaluación de formación de reivindicación 2, en donde el sensor determina una señal de datos indicativa del por lo menos un parámetro de la perforación, y en donde el procesador causa la señal de datos que sea dirigida a la circuitería de control para comunicación a la unidad electromagnética superficial.

4. El sistema de evaluación de formación de reivindicación 2, en donde la antena incluye por lo menos dos miembros conductivos, y un miembro insulativo que aisla eléctricamente a los dos miembros conductivos, la circuitería de control estando operativamente conectada con por lo menos uno de los miembros conductivos para dirigir señales al por lo menos un miembro conductivo.

5. El sistema de evaluación de formación de reivindicación 2, en donde la antena incluye una bobina para crear las señales electromagnéticas a través del acoplamiento inductivo.

6. El sistema de evaluación de formación de reivindicación 2, en donde la antena utiliza un potencial del voltaje para crear las señales electromagnéticas.

7. El sistema de evaluación de formación de reivindicación 2, en donde las señales dirigidas a la antena por la circuitería de control incluyen un portador teniendo una frecuencia relativamente baja siendo receptiva por la unidad electromagnética superficial.

8. El sistema de evaluación de formación de reivindicación 2, en donde el procesador periódicamente dirige señales a la circuitería de control para comunicación a la antena, y en donde el sensor recoge datos para generar la señal de datos en un período, y comunica la señal de datos al procesador para comunicación a la circuitería de control en un período subsecuente.

9. El sistema de evaluación de formación de reivindicación 1 , en donde por lo menos una de las señales electromagnéticas es una señal de medida y por io menos una de las señales electromagnéticas es una señal portadora, la señal de medida estando sobrepuesta en la señal portadora y en donde el sensor puede detectar la señal de medida en la presencia de la señal portadora.

10. El sistema de evaluación de formación de reivindicación 8, en donde la señal de medida está en una frecuencia más alta que la señal portadora.

11. El sistema de evaluación de formación de reivindicación 8, en donde la detección de la señal de medida es hecha por midiendo la diferencia entre dos señales; en donde la dicha primera señal es la señal de medida sobrepuesta en la señal portadora; y en donde la dicha segunda señal es una aproximación de la dicha señal portadora.

12. El sistema de evaluación de formación de reivindicación 1 , en donde por lo menos una de las señales electromagnéticas es una señal de medida y por lo menos una de las señales electromagnéticas es una señal portadora, la señal de medida siendo a parte de la señal portadora.

13. El sistema de evaluación de formación de reivindicación 1 , en donde el sensor supervisa las características de la señal electromagnética para determinar por lo menos un parámetro de la formación de la señal electromagnética.

14. El sistema de evaluación de formación de reivindicación 1 , en donde la unidad electromagnética del subterráneo incluye la circuiteria de control, y en donde el sensor supervisa las características de la circuitería de control para determinar por lo menos un parámetro de la formación de la señal electromagnética.

15. El sistema de evaluación de formación de reivindicación 14, en donde el sensor es integral a la lógica de control.

16. El sistema de evaluación de formación de reivindicación 14, en donde el sensor está a parte de la lógica de control.

17. El sistema de evaluación de formación de reivindicación 1 , en donde el sensor está situado en el subterráneo.

18. El sistema de evaluación de formación de reivindicación 1 , en donde el sensor está conectado operativamente con la unidad electromagnética del subterráneo.

19. El sistema de evaluación de formación de reivindicación 1 , en donde el sensor está a parte de la unidad electromagnética del subterráneo y está localizado remotamente desde allí.

20. El sistema de evaluación de formación de reivindicación 1 , además abarcando una segunda herramienta para dentro de un pozo establecida remotamente de la herramienta para dentro de un pozo, y en donde el sensor está situado en la segunda herramienta para dentro de un pozo.

21. El sistema de evaluación de formación de reivindicación 1 , en donde el sensor está situado dentro de la formación subterránea.

22. El sistema de evaluación de formación de reivindicación 1 , en donde el sensor está conectado operativamente con la unidad electromagnética superficial.

23. El sistema de evaluación de formación de reivindicación 1 , en donde el por lo menos un parámetro de la formación incluye una medida de la resistividad.

24. Un método de evaluar una formación subterránea penetrada por una perforación, abarcando: colocando una herramienta para dentro de un pozo en la perforación; pasando por lo menos una señal electromagnética entre una unidad electromagnética del subterráneo de la herramienta para dentro de un pozo y una unidad electromagnética superficial, la señal electromagnética pasando por la formación subterránea; y determinando por lo menos un parámetro de la formación del por lo menos una señal electromagnética.

25. El método de la reivindicación 24, además abarcando el paso de codificar la por lo menos una señal electromagnética con datos indicativa del por lo menos un parámetro de la formación.

26. El método de la reivindicación 24, en donde el por lo menos un parámetro de la formación incluye una medida de la resistividad.

27. El método de la reivindicación 24, en donde el paso de determinar por lo menos un parámetro de la formación se define además como supervisión de un circuito de control de la unidad electromagnética del subterráneo para determinar por lo menos un parámetro de la formación del por lo menos una señal electromagnética.

28. El método de la reivindicación 27, en donde el por lo menos un parámetro de la formación del por lo menos una señal electromagnética es una corriente.

29. El método de la reivindicación 27, en donde el por lo menos un parámetro de la formación del por lo menos una señal electromagnética es un voltaje.

30. El método de la reivindicación 24 en donde el paso de determinar y el paso de pasar se hacen concurrentemente.

31. El método de la reivindicación 24 en donde la por lo menos una señal electromagnética se pasa de la unidad electromagnética del subterráneo de la herramienta para dentro de un pozo a la unidad electromagnética superficial.

32. El método de la reivindicación 24 en donde la por lo menos una señal electromagnética se pasa de la unidad superficial electromagnética a la unidad electromagnética del subterráneo de la herramienta para dentro de un pozo.

33. El método de la reivindicación 24, además abarcando el paso de sobreponer una señal de alta frecuencia encima de una señal portadora de baja frecuencia para generar la por lo menos una señal electromagnética.

34. Un método de evaluar una formación subterránea que tiene una perforación penetrando la formación subterránea, abarcando los pasos de: desplegando una herramienta para dentro de un pozo en la perforación; transmitiendo una primera señal electromagnética de telemetría codificada por la formación subterránea entre una herramienta para dentro de un pozo y una unidad superficial; calculando un parámetro de la formación de la primera señal electromagnética de telemetría codificada; codificando por lo menos una subsecuente señal electromagnética de telemetría con datos correlacionados con el calculado parámetro de la formación; transmitiendo por lo menos una subsecuente señal electromagnética de telemetría por la formación subterránea entre una herramienta para dentro de un pozo y una unidad superficial; recibiendo la segunda señal electromagnética de telemetría por una unidad electromagnética superficial; y determinando el parámetro de la formación de la por lo menos una subsecuente señal electromagnética de telemetría. RESUMEN DE LA INVENCIÓN Un sistema de evaluación de la formación para una formación subterránea penetrada por una perforación. El sistema de evaluación de la formación se proporciona de una herramienta para dentro de un pozo y un sensor. La herramienta para dentro de un pozo es posicionable en la perforación. La herramienta para dentro de un pozo tiene una unidad electromagnética del subterráneo para la comunicación con una unidad electromagnética superficial. El sensor determina por lo menos un parámetro de la formación de la señal electromagnética. La herramienta para dentro de un pozo y la unidad electromagnética superficial se adaptan para pasar señales electromagnéticas entre allí. Las señales electromagnéticas pasan por la formación subterránea en donde el sensor determina el por lo menos un parámetro de la formación de la señal electromagnética.