BRPI0803415B1 - Transmissor acústico de ferramenta de perfilagem e método para emissão de pulsos de pressão em um furo de poço - Google Patents

Transmissor acústico de ferramenta de perfilagem e método para emissão de pulsos de pressão em um furo de poço Download PDF

Info

Publication number
BRPI0803415B1
BRPI0803415B1 BRPI0803415-0A BRPI0803415A BRPI0803415B1 BR PI0803415 B1 BRPI0803415 B1 BR PI0803415B1 BR PI0803415 A BRPI0803415 A BR PI0803415A BR PI0803415 B1 BRPI0803415 B1 BR PI0803415B1
Authority
BR
Brazil
Prior art keywords
plates
plate
transmitter
fact
profiling tool
Prior art date
Application number
BRPI0803415-0A
Other languages
English (en)
Inventor
Medhat. W. Mickael
Dale A. Jones
Original Assignee
Precision Energy Services, Inc.
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Family has litigation
First worldwide family litigation filed litigation Critical https://patents.darts-ip.com/?family=39683108&utm_source=google_patent&utm_medium=platform_link&utm_campaign=public_patent_search&patent=BRPI0803415(B1) "Global patent litigation dataset” by Darts-ip is licensed under a Creative Commons Attribution 4.0 International License.
Application filed by Precision Energy Services, Inc. filed Critical Precision Energy Services, Inc.
Publication of BRPI0803415A2 publication Critical patent/BRPI0803415A2/pt
Publication of BRPI0803415B1 publication Critical patent/BRPI0803415B1/pt

Links

Classifications

    • BPERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B06GENERATING OR TRANSMITTING MECHANICAL VIBRATIONS IN GENERAL
    • B06BMETHODS OR APPARATUS FOR GENERATING OR TRANSMITTING MECHANICAL VIBRATIONS OF INFRASONIC, SONIC, OR ULTRASONIC FREQUENCY, e.g. FOR PERFORMING MECHANICAL WORK IN GENERAL
    • B06B1/00Methods or apparatus for generating mechanical vibrations of infrasonic, sonic, or ultrasonic frequency
    • B06B1/02Methods or apparatus for generating mechanical vibrations of infrasonic, sonic, or ultrasonic frequency making use of electrical energy
    • B06B1/06Methods or apparatus for generating mechanical vibrations of infrasonic, sonic, or ultrasonic frequency making use of electrical energy operating with piezoelectric effect or with electrostriction
    • B06B1/0607Methods or apparatus for generating mechanical vibrations of infrasonic, sonic, or ultrasonic frequency making use of electrical energy operating with piezoelectric effect or with electrostriction using multiple elements
    • B06B1/0622Methods or apparatus for generating mechanical vibrations of infrasonic, sonic, or ultrasonic frequency making use of electrical energy operating with piezoelectric effect or with electrostriction using multiple elements on one surface
    • B06B1/0629Square array
    • EFIXED CONSTRUCTIONS
    • E21EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21BEARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B47/00Survey of boreholes or wells
    • E21B47/02Determining slope or direction
    • E21B47/022Determining slope or direction of the borehole, e.g. using geomagnetism
    • E21B47/0224Determining slope or direction of the borehole, e.g. using geomagnetism using seismic or acoustic means
    • GPHYSICS
    • G01MEASURING; TESTING
    • G01VGEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
    • G01V1/00Seismology; Seismic or acoustic prospecting or detecting
    • G01V1/02Generating seismic energy
    • G01V1/143Generating seismic energy using mechanical driving means, e.g. motor driven shaft
    • G01V1/145Generating seismic energy using mechanical driving means, e.g. motor driven shaft by deforming or displacing surfaces, e.g. by mechanically driven vibroseis™
    • GPHYSICS
    • G01MEASURING; TESTING
    • G01VGEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
    • G01V1/00Seismology; Seismic or acoustic prospecting or detecting
    • G01V1/40Seismology; Seismic or acoustic prospecting or detecting specially adapted for well-logging
    • G01V1/52Structural details
    • HELECTRICITY
    • H04ELECTRIC COMMUNICATION TECHNIQUE
    • H04RLOUDSPEAKERS, MICROPHONES, GRAMOPHONE PICK-UPS OR LIKE ACOUSTIC ELECTROMECHANICAL TRANSDUCERS; ELECTRIC HEARING AIDS; PUBLIC ADDRESS SYSTEMS
    • H04R17/00Piezoelectric transducers; Electrostrictive transducers
    • H04R17/10Resonant transducers, i.e. adapted to produce maximum output at a predetermined frequency
    • HELECTRICITY
    • H04ELECTRIC COMMUNICATION TECHNIQUE
    • H04RLOUDSPEAKERS, MICROPHONES, GRAMOPHONE PICK-UPS OR LIKE ACOUSTIC ELECTROMECHANICAL TRANSDUCERS; ELECTRIC HEARING AIDS; PUBLIC ADDRESS SYSTEMS
    • H04R17/00Piezoelectric transducers; Electrostrictive transducers

Landscapes

  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Remote Sensing (AREA)
  • Acoustics & Sound (AREA)
  • Geology (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • Geophysics (AREA)
  • General Physics & Mathematics (AREA)
  • Mechanical Engineering (AREA)
  • Signal Processing (AREA)
  • Mining & Mineral Resources (AREA)
  • Fluid Mechanics (AREA)
  • Geochemistry & Mineralogy (AREA)
  • Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
  • Measurement Of Velocity Or Position Using Acoustic Or Ultrasonic Waves (AREA)

Abstract

transmissor acústico compreendendo uma pluralidade de placas piezoelétricas. a presente invenção refere-se a um transmissor acústico preferencialmente com uma pluralidade de placas piezoelétricas configuradas para uma saída de pressão acústica otimizada em uma faixa de freqúéncia desejada enquanto se adequa a restrições físicas de sistemas de perfilagem de lwd e mwd. o transmissor é disposto em um recesso no perímetro de um alojamento de ferramenta de perfilagem para redução das ondas de pressão acústica transmitidas diretamente ao longo do alojamento de ferramenta e para otimização da transmissão de energia acústica para as cercanias do furo de poço. de modo a se aumentar a saída de pressão acústica em uma faixa de freqúência de perfilagem desejada, a pluralidade de placas piezoelétricas é conectada eletricamente em paralelo e disparada simultaneamente. a polaridade das placas e o arranjo de fiação são tais que cada placa se expanda ou contraia em uma direção comum, durante um disparo simultâneo por uma voltagem aplicada. a frequência de saída desejada é obtida pela polarização seletiva e pelo dimensionamento das placas no conjunto de placa. o conjunto de placa preferencialmente é disposto em um alojamento de pressão preenchido com óleo que é de pressão e temperatura compensadas.

Description

Relatório Descritivo da Patente de Invenção para TRANSMISSOR ACÚSTICO DE FERRAMENTA DE PERFILAGEM E MÉTODO PARA EMISSÃO DE PULSOS DE PRESSÃO EM UM FURO DE POÇO.
CAMPO DA INVENÇÃO [001] A presente invenção refere-se aos sistemas para a medição de uma propriedade acústica de um material penetrado por um furo de poço. Mais particularmente, a invenção refere-se a transmissores acústicos melhorados para uso com conjuntos de furo de poço de perfilagem acústica durante uma perfuração (LWD) ou de medição durante uma perfuração (MWD).
ANTECEDENTES [002] Os sistemas de perfilagem acústica são usados rotineiramente na indústria de óleo e gás para a medição de propriedades acústicas da formação de uma formação de terreno penetrada por um furo de poço. Estas propriedades incluem as velocidades de compressão e de cisalhamento da formação, as quais são subsequentemente usadas para a determinação de uma variedade de parâmetros de formação de interesse, tais como porosidade e poropressão. Adicionalmente, os sistemas de perfilagem acústica são usados para a produção de imagens acústicas do furo de poço a partir do que as condições de poço e outros aspectos geológicos podem ser investigados. Outras aplicações de medições de perfilagem acústica incluem correlação sísmica e determinação de mecânica das rochas.
[003] O instrumento de poço abaixo ou ferramenta de furo de poço de um sistema de perfilagem acústica tipicamente compreende uma ou mais fontes de pressão acústica ou transmissores e um ou mais receptores acústicos. Os transmissores e receptores tipicamente são espaçados axialmente no corpo da ferramenta. Múltiplos transmissores e/ou receptores também podem ser dispostos em posições radi
Petição 870180158946, de 05/12/2018, pág. 8/37
2/21 ais diferentes em torno da ferramenta. Uma porção da energia emitida por um ou mais transmissores se propaga através do material de formação que circunda o furo de poço e, frequentemente, é detectada por um ou mais receptores. A resposta de receptor então é usada para a determinação das propriedades e dos parâmetros de interesse.
[004] As frequências usadas em ferramentas de LWD acústicas tipicamente estão na faixa de 2 a 20 quilohertz (kHz). De modo a se melhorarem a acurácia e a precisão de uma informação acústica medida, é desejável empregar um ou mais transmissores que tenham a saída de pressão acústica mais alta na frequência desejada.
[005] As ferramentas de perfilagem durante uma perfuração (LWD) ou de medição durante uma perfuração (MWD) impõem limitações severas que afetam a saída de energia e de frequência de um transmissor acústico disposto dentro da parede da ferramenta e operando a uma frequência desejada. Algumas destas limitações são discutidas brevemente nos parágrafos a seguir.
[006] Se o transmissor compreender cristais piezoelétricos, a saída de pressão acústica de um transmissor acústico será proporcional à área superficial do elemento de transmissão. De modo a se maximizar a quantidade de energia atingindo as cercanias do furo de poço e minimizar a propagação de energia acústica ao longo da ferramenta, é preferido dispor o transmissor tão próximo quanto possível da periferia externa da ferramenta. Portanto, é desejável dispor o transmissor em um recesso na superfície externa da parede de alojamento de ferramenta. Um alojamento de ferramenta de LWD tipicamente é um colar de perfuração. Por razões estruturais, é necessário restringir as dimensões de profundidade, azimutal e axial de qualquer recesso na parede de ferramenta. Estas restrições de recesso estrutural, portanto, governam as dimensões máximas de um transmissor que pode ser disposto dentro da parede de uma ferramenta de LWD e, portanto, resPetição 870180158946, de 05/12/2018, pág. 9/37
3/21 tringem a saída de energia acústica do transmissor.
[007] A frequência de um elemento de cristal piezoelétrico é uma função da geometria do elemento de cristal. Dito de uma outra forma, as dimensões de um transmissor de cristal piezoelétrico determinam a saída de frequência do transmissor. Considerando-se a discussão no parágrafo prévio, um transmissor configurado para a otimização da saída de energia acústica nas restrições estruturas de ferramenta pode não ser configurado para a obtenção das exigências de saída de frequência desejadas. Inversamente, um cristal piezoelétrico dimensionado para a obtenção da saída de frequência desejada pode limitar a saída de energia acústica do transmissor.
[008] Em resumo, o transmissor deve ser configurado para operar em uma ferramenta em condições árduas de furo de poço. A estrutura requerida para se dispor operacionalmente o transmissor na parede da ferramenta impõe restrições dimensionais de transmissor adicionais que, por sua vez, afetam a saída de energia e de frequência do transmissor.
[009] Tendo em vista a breve discussão de antecedentes, há uma necessidade de um transmissor com saída de pressão acústica otimizada, com frequência de saída otimizada para cair em uma faixa de frequência desejada, e com uma configuração física adequada para o cumprimento de restrições estruturais de sistemas de perfilagem de LWD e MWD.
SUMÁRIO DA INVENÇÃO [0010] A invenção é um transmissor acústico que compreende uma ou mais placas piezoelétricas. Os detalhes da invenção são apresentados com o transmissor concretizado como um transmissor de monopolo. Os conceitos básicos da invenção também podem ser concretizados como um transmissor de monopolo, dipolo ou quadrupolo pela mudança da polaridade e da sequência de disparo do transmisPetição 870180158946, de 05/12/2018, pág. 10/37
4/21 sor.
[0011] O transmissor compreende um conjunto de placa tendo preferencialmente uma pluralidade de placas que são configuradas para uma saída de pressão acústica otimizada em uma faixa de frequência de centro predeterminada, enquanto se cumprem as restrições físicas de sistemas de perfilagem de LWD e de MWD. O transmissor é disposto no perímetro de um alojamento de ferramenta de perfilagem para redução de ondas de pressão acústica transmitidas diretamente ao longo do alojamento de ferramenta e para a otimização da transmissão de energia acústica para as cercanias do furo de poço. A energia acústica que se propaga a partir do transmissor e diretamente ao longo do alojamento de ferramenta de perfilagem tipicamente é referida como o sinal de modo de ferramenta. O alojamento de ferramenta de perfilagem tipicamente é um colar de perfuração de aço.
[0012] Para fins de discussão, é assumido que as placas piezoelétricas sejam retangulares com as dimensões maiores de comprimento e largura definindo a superfície maior da placa e a espessura sendo a dimensão menor. Uma placa piezoelétrica tem três frequências naturais que são proporcionais às três dimensões da placa. Uma frequência na faixa desejada para perfilagem acústica tipicamente corresponde à dimensão mais longa ou comprimento da placa. Esta dimensão é ajustada para a obtenção da saída de frequência de transmissor desejada. A configuração de qualquer alojamento de ferramenta de perfilagem de LWD ou MWD é estruturalmente restrita, conforme mencionado brevemente na seção de ANTECEDENTES desta exposição. As dimensões da placa devem ser suficientemente restritas no tamanho, portanto, de modo a não prejudicarem a resistência mecânica de um alojamento de ferramenta de perfilagem de LWD ou MWD. A saída de pressão acústica de uma placa única de tamanho restrito na faixa de frequência desejada é relativamente baixa. De modo a se au
Petição 870180158946, de 05/12/2018, pág. 11/37
5/21 mentar a saída de pressão acústica em uma faixa de frequência de perfilagem desejada, o transmissor preferido compreende uma pluralidade de placas piezoelétricas conectadas eletricamente em paralelo e disparadas simultaneamente. A polaridade das placas e da fiação é tal que cada placa se expanda ou contraia na mesma direção durante um disparo simultâneo. As placas podem ser concretizadas em um ou mais conjuntos de placa, desse modo se formando o transmissor. Em um conjunto de placa, as placas podem ser colocadas lado a lado ou ligadas alternadamente em conjunto. Em qualquer configuração, as superfícies maiores de todas as placas em um conjunto de placa são paralelas. As placas ligadas proveem a mesma saída acústica com um conjunto de placa mais fino. Pelo aumento da saída de pressão acústica em uma frequência desejada, o conjunto de transmissor de placa múltipla maximiza a precisão de parâmetros acústicos medidos de interesse. Um ou mais conjuntos de placa compreendendo um transmissor são dispostos, cada um, em um alojamento de pressão compensada preferencialmente preenchido com óleo.
[0013] As placas piezoelétricas podem ser polarizadas ao longo da espessura ou do comprimento da placa. Se polarizada ao longo da espessura, a emissão de modo de comprimento desejada é obtida através da retração no comprimento, conforme a espessura se expande, o que não é eficiente. Se a placa for polarizada no modo de comprimento, a frequência desejada será obtida através do modo de comprimento primário. Contudo, uma vez que é difícil polarizar uma placa longa ao longo de seu comprimento, uma placa com tiras pode ser usada para a obtenção de uma eficiência de saída maior do que aquela de uma placa de modo de espessura. Como com as placas sólidas de cristal piezoelétrico único, as placas com tiras podem ser colocadas lado a lado ou ligadas alternadamente em conjunto para a formação de um conjunto de placa. Embora oferecendo vantagens, as placas
Petição 870180158946, de 05/12/2018, pág. 12/37
6/21 com tiras têm algumas desvantagens, se comparadas com placas de modo de espessura sólidas. Em primeiro lugar, a saída de uma placa de modo de espessura é inversamente proporcional a sua espessura, enquanto a saída de uma placa com tiras é uma função da espessura de tira e do número de tiras. Se a pressão da placa for minimizada para a utilização de mais placas em um conjunto de placa única, as placas de modo de espessura poderão produzir uma saída mais alta do que as placas com tiras para uma dada espessura de conjunto. Em segundo lugar, é mais fácil ligar placas sólidas ao longo de suas faces do que ligar placas em tiras em seus elementos piezoelétricos. Em terceiro lugar, a direcionalidade de sinal das placas de modo de espessura é perpendicular à face da placa, o que é mais adequado para aplicações de perfilagem de LWD.
[0014] Em resumo, as placas de modo de espessura e com tiras oferecem certas vantagens e desvantagens que devem ser pesadas considerando-se os objetivos de performance gerais do transmissor acústico.
[0015] Usando-se qualquer uma das modalidades geométricas brevemente descritas acima, um transmissor compreendendo a câmara de pressão alojando um conjunto de placa é disposto em um recesso na superfície externa do alojamento de ferramenta. As placas compreendendo um transmissor, compreendendo um conjunto de placa único ou múltiplos conjuntos de placa, são orientadas de modo que uma normal à superfície maior de cada placa seja essencialmente coincidente com o raio do alojamento de ferramenta. Um ou mais conjuntos de placa são acusticamente acoplados ao fluido no furo de poço. De modo a se aumentar mais a saída de pressão acústica de um transmissor, dois ou mais conjuntos de placa e alojamentos de pressão de cooperação podem ser dispostos em dois ou mais recessos na superfície externa do alojamento de ferramenta.
Petição 870180158946, de 05/12/2018, pág. 13/37
7/21
BREVE DESCRIÇÃO DOS DESENHOS [0016] A maneira pela qual os recursos recitados acima e as vantagens, brevemente resumidas acima, são obtidas pode ser entendida em detalhes por uma referência às modalidades ilustradas nos desenhos em apenso.
[0017] A figura 1 ilustra a invenção concretizada como um sistema acústico de LWD disposto em um ambiente de perfuração de furo de poço;
[0018] a figura 2a é uma vista em seção transversal de um conjunto de placa compreendendo cinco placas piezoelétricas 50 em uma configuração lado a lado;
[0019] a figura 2b é uma vista em perspectiva de uma placa única;
[0020] a figura 3 ilustra um conjunto de placa 56 de novo compreendendo cinco placas piezoelétricas ligadas;
[0021] a figura 4 ilustra uma placa com tiras compreendendo uma pluralidade de segmentos piezoelétricos;
[0022] a figura 5 é uma vista em seção transversal de uma seção de transmissor de ferramenta de perfilagem mostrando um transmissor disposto na parede de seção de ferramenta;
[0023] a figura 6 é uma vista em seção transversal de uma seção de transmissor mostrando dois transmissores dispostos em dois recessos alinhados axialmente na parede da seção de transmissor;
[0024] a figura 7 ilustra conceitualmente a distribuição de intensidade axial do sinal de saída de pressão do transmissor descrito na figura 5;
[0025] a figura 8 é uma ilustração em seção transversal de um conjunto de placa com segmentos alternados axialmente; e [0026] a figura 9 ilustra conceitualmente a distribuição de intensidade axial do sinal de saída de pressão do transmissor usando o conjunto de placa alternado descrito na figura 8.
Petição 870180158946, de 05/12/2018, pág. 14/37
8/21
DESCRIÇÃO DETALHADA DAS MODALIDADES PREFERIDAS [0027] Uma ferramenta de perfilagem de LWD acústica tipicamente compreende um ou mais transmissores acústicos e um ou mais receptores acústicos.
[0028] A figura 1 ilustra um transmissor acústico único concretizado como um sistema acústico de LWD disposto em um ambiente de perfuração de furo de poço. Os detalhes do transmissor são apresentados com o transmissor concretizado como um transmissor de monopolo. Os conceitos básicos usados no transmissor também podem ser concretizados como um transmissor de dipolo ou de quadrupolo. O instrumento de furo de poço de LWD ou componente de ferramenta do conjunto de furo de poço é designado como um todo pelo número 10, e compreende um alojamento de pressão 11 o qual tipicamente é um colar de perfuração. A ferramenta 10 é disposta em um furo de poço 44 definido por paredes de furo de poço 43 e uma formação de terreno penetrante 34. Uma broca de perfuração 12 termina uma extremidade inferior da ferramenta 10 e um conector 30 termina uma extremidade superior da ferramenta. O conector 30 operacionalmente conecta a ferramenta 10 a uma extremidade inferior de uma coluna de perfuração 32. A extremidade superior da coluna de perfuração termina em uma sonda de perfuração rotativa 36, a qual é conhecida na técnica e é ilustrada conceitualmente em 36.
[0029] De novo com referência à figura 1, a ferramenta 10 compreende uma seção de transmissor 16 e uma seção de receptor 20. Uma seção de isolamento acústico 18, a qual reduz o sinal de modo de ferramenta, separa a seção de transmissor 16 da seção de receptor 20. A seção de receptor 20 compreende uma pluralidade de receptores 22 axialmente espaçados da seção de transmissor 16. Seis receptores são ilustrados, embora mais ou menos receptores possam ser usados. Os receptores 22 também são mostrados alinhados axialmen
Petição 870180158946, de 05/12/2018, pág. 15/37
9/21 te, embora um alinhamento axial não seja requerido, conforme será discutido em uma seção subsequente desta descrição.
[0030] Ainda com referência à figura 1, a ferramenta 10 pode compreender outros elementos que podem ser usados para a complementação de medições feitas com a seção de transmissor acústico 16 e com a seção de receptor 20. Na modalidade mostrada na figura 1, a ferramenta compreende uma seção direcional opcional 24 que provê uma medida em tempo real de ângulo azimutal, portanto provendo uma orientação azimutal da ferramenta 10 no furo de poço 44. A ferramenta 10 opcionalmente pode compreender uma seção de sensor auxiliar 14 com um ou mais sensores auxiliares em resposta a uma variedade de parâmetros de cercanias de furo de poço. Deve ser entendido que uma operação do transmissor acústico mostrado aqui não requer medições a partir da seção direcional 24 ou a partir da seção de sensor auxiliar 14.
[0031] Mais uma vez, com referência à figura 1, uma seção de eletrônica 26 provê um circuito de potência e de controle para a seção de transmissor acústico 16, a seção de receptor 20, a seção direcional opcional 24 e quaisquer sensores auxiliares opcionais na seção de sensor auxiliar 14. Uma potência tipicamente é suprida por baterias, mas pode ser suprida por um gerador de turbina acionado por lama (não mostrado). A seção de eletrônica 26 é operacionalmente conectada a uma unidade de telemetria de poço abaixo 28. Os dados de elementos na ferramenta 10, processados poço abaixo como parâmetros de interesse ou na forma de dados brutos, têm a telemetria enviada para a superfície 46 do terreno por meio de um sistema de telemetria adequado. Os sistemas de telemetria adequados incluem um sistema de pulso de lama e um sistema de telemetria eletromagnético, ou um sistema de telemetria acústico que usa a coluna de perfuração 32 como um conduto de dados. Os dados de telemetria são recebidos por
Petição 870180158946, de 05/12/2018, pág. 16/37
10/21 um elemento de telemetria de poço acima (não mostrado) preferencialmente disposto em um módulo de equipamento de superfície 38. Conforme o conjunto de furo de poço compreendendo a ferramenta de perfilagem 10 é transportado ao longo do furo de poço 44 pela coluna de perfuração 32, um ou mais parâmetros de interesse ou, alternativamente, dados brutos, são introduzidos em um gravador 40. O gravador 40 tabula os dados como uma função de profundidade no furo de poço 44 no qual eles são medidos. A saída de gravador 42 tipicamente é um perfil dos dados como uma função da profundidade de furo de poço. Os dados alternativamente podem ser gravados em uma memória de processador de poço abaixo (não mostrada), e subsequentemente transferidos para o módulo de equipamento de superfície 38, quando a ferramenta 10 for retornada para a superfície 46, durante ou após a operação de perfuração ser completada. Os dados transferidos tipicamente são processados adicionalmente no módulo de equipamento de superfície 38 para a obtenção de parâmetros adicionais de interesse que não podem ser determinados na unidade de processador de poço abaixo.
[0032] Conforme declarado previamente, o alojamento de ferramenta 11 tipicamente é um colar de perfuração de aço com um conduto através do qual o fluido de perfuração flui. Os elementos da ferramenta 10 ilustrados conceitualmente na figura 1 tipicamente são dispostos na parede do alojamento de pressão de colar de perfuração 11. [0033] As modalidades de transmissores acústicos mostradas aqui todas compreendem elementos de placa piezoelétrica. Uma placa piezoelétrica tem três frequências naturais que são proporcionais às três dimensões da placa. Uma frequência na faixa desejada para perfilagem acústica tipicamente corresponde à dimensão mais longa ou comprimento da placa. Esta dimensão é ajustada para a obtenção da saída de frequência desejada para perfilagem acústica. A energia ex
Petição 870180158946, de 05/12/2018, pág. 17/37
11/21 traída na forma de um pulso de pressão é proporcional à superfície maior da placa piezoelétrica. As saídas de frequência e de energia acústica de uma placa piezoelétrica, portanto, são uma função de dimensões da placa, polarização e orientação. De modo a se obterem saídas ótimas de frequência e de energia acústica e ainda se adequar às restrições dimensionais estruturais de uma ferramenta de perfilagem, é desejável combinar ou empilhar uma pluralidade de elementos de placa piezoelétrica desse modo formando um conjunto de placa em um transmissor acústico único. Os elementos do conjunto de placa são ativados simultaneamente para a emissão de energia em uma direção comum.
[0034] A figura 2a é uma vista em seção transversal de um conjunto de placa 51 que tem placas piezoelétricas 50 polarizadas em um modo de espessura e em uma configuração lado a lado. O conjunto pode conter mais ou menos placas, mas um conjunto de placa tendo um número ímpar de placas é preferido por simplicidade de fiação. As placas 50 são alinhadas axialmente e de forma azimutal. A polarização de cada placa é indicada no topo da placa. As placas de modo de espessura são polarizadas e orientadas fisicamente e conectadas eletricamente de modo que elas respondam simultaneamente a uma voltagem aplicada ao conjunto de placa e emitam uma pressão acústica em uma direção comum. Isto é realizado pela conexão de todas as superfícies de polarização positivas e negativas com barramentos elétricos comuns 54 e 52, respectivamente. O comprimento e a espessura do pré-forma 51 são indicados pelas dimensões 53 e 55, respectivamente.
[0035] A figura 2b é uma vista em perspectiva de uma placa de modo de espessura única 50 de comprimento 55, largura 55b e espessura 55c. Um vetor normal 50e à superfície maior 50d é ilustrado para referência futura. Uma polarização é indicada pelas setas apropriadas.
Petição 870180158946, de 05/12/2018, pág. 18/37
12/21
No contexto desta descrição, a superfície maior de uma placa é paralela à superfície maior de um conjunto de placa que contém a placa. [0036] A figura 3 ilustra um conjunto de placa 56 de novo compreendendo cinco placas piezoelétricas ligadas 50. A polarização de placa é no modo de espessura e é de novo indicada no topo de cada placa. Nesta configuração de placa, as placas 50 são ligadas com camadas intervenientes de material de condução elétrica 60. Como na modalidade lado a lado mostrada na figura 2a, as placas 50 são orientadas e eletricamente conectadas de modo que elas possam responder a uma voltagem aplicada e simultaneamente emitam energia acústica em uma direção comum. As placas 50 também são alinhadas axialmente e de forma azimutal. Isto de novo é realizado pela conexão de todas as superfícies de polarização positivas e negativas com barramentos elétricos comuns 54 e 52, respectivamente. O comprimento 55 do conjunto de placa 56 é o mesmo que aquele para o conjunto 51 mostrado na figura 2a. A espessura 53a do conjunto 56, contudo, foi reduzida usando-se a modalidade de ligação. A espessura reduzida é vantajosa para adequação às restrições físicas mencionadas previamente impostas pelas aplicações de LWD.
[0037] É preferido operar o transmissor em uma faixa de frequência central predeterminada adequada para aplicações de perfilagem acústica. Uma placa pode ser polarizada ao longo da espessura ou ao longo do comprimento, com comprimento e espessura sendo definidos na figura 2b. Se polarizada ao longo da espessura 55c, a frequência de modo de comprimento desejada é obtida através de uma retração no comprimento de placa 55, conforme a espessura se expande. Isto não é uma metodologia eficiente para a obtenção de uma saída de modo de comprimento. Se a placa for polarizada no modo de comprimento, a frequência desejada será obtida através do modo de comprimento primário. Contudo, uma vez que é relativamente difícil
Petição 870180158946, de 05/12/2018, pág. 19/37
13/21 polarizar uma placa piezoelétrica longa ao longo de seu comprimento 55, uma placa com tiras pode ser usada para a obtenção de uma frequência mais alta do que aquela obtenível com a placa de modo de espessura.
[0038] Uma placa com tiras 62 é mostrada na figura 4, e compreende uma pluralidade de segmentos piezoelétricos 64 ou tiras piezoelétricas dispostas em uma peça sólida de placa piezoelétrica 67 e separadas por um material de condução elétrica 65. A polarização de cada segmento 64 é ilustrada. As placas 50 são orientadas e eletricamente conectadas de modo que elas respondam simultaneamente a uma voltagem aplicada ao conjunto de placa e emitam energia acústica em uma direção comum. Isto de novo é realizado pela conexão de todas as superfícies de polarização positivas e todas as negativas através de barramentos elétricos comuns 68 e 70, respectivamente. Uma frequência de saída pode ser ajustada pela variação das dimensões dos segmentos piezoelétricos 64.
[0039] Conforme discutido previamente, uma placa com tiras 62, conforme mostrado na figura 4, pode ser usada para a obtenção de uma eficiência de saída maior do que aquela de uma placa de modo de espessura do tipo ilustrado na figura 2b. Embora oferecendo esta vantagem, a placa com tiras 62 tem algumas desvantagens, se comparada com uma placa de modo de espessura sólida. A saída de uma placa de modo de espessura 50 é inversamente proporcional a sua espessura, enquanto a saída de uma placa com tiras 62 é uma função da espessura de tira e do número de tiras. Se a espessura de cada placa for minimizada para a utilização de mais placas em um conjunto de placa única, as placas de modo de espessura poderão produzir uma saída mais alta do que as placas com tiras para uma dada espessura de conjunto. Mais ainda, é mais fácil ligar placas sólidas do tipo mostrado nas figuras 2b e 3 ao longo de suas faces do que ligar as
Petição 870180158946, de 05/12/2018, pág. 20/37
14/21 placas com tiras 62 ao longo das tiras piezoelétricas 64 (vide a figura 4). Finalmente, a direcionalidade de sinal de uma placa de modo de espessura 50 é perpendicular à face 50d da placa, o que pode ser mais adequado para aplicações de LWD. Para resumir, as geometrias de placa e polarizações oferecem certas vantagens e desvantagens que devem ser pesadas considerando-se os objetivos de performance gerais do transmissor acústico.
[0040] A figura 5 é uma vista em seção transversal da seção de transmissor 16 (vide a figura 1) ilustrando um transmissor 86 disposto ali. O transmissor 86 compreende um conjunto de placa 88 que tem preferencialmente uma pluralidade de placas piezoelétricas nas modalidades lado a lado, ligadas ou em tiras discutidas previamente. As placas piezoelétricas no conjunto de placa ilustrada 88 são alinhadas axialmente e de forma azimutal. O conjunto de placa 88 é alojado em um alojamento de pressão 84 que é preferencialmente preenchido com óleo e é de pressão e temperatura equilibradas. A pluralidade de placas contidas no transmissor 86 é disposta em um recesso (definido pelas superfícies 83) na superfície externa da parede 89 da seção de transmissor 16 da ferramenta 10. Uma cobertura 90 protege o alojamento de pressão de abrasão encontrada no ambiente de furo de poço. O transmissor 86 é orientado de modo que o raio da ferramenta 10 seja coincidente com a normal do conjunto de placa 88, a qual é a mesma que a normal de uma dada placa (vide 50e na figura 2b). As aberturas 85a e 85b tipicamente são preenchidas com um fluido de furo de poço, o qual acopla acusticamente o transmissor 86 às cercanias de furo de poço. A linha de centro axial do transmissor é mostrada em 96 e será referenciada em uma discussão subsequente.
[0041] De novo com referência à figura 5, a seção de transmissor 16 de uma ferramenta de LWD típica 10 tipicamente é um colar de perfuração de aço que compreende uma parede 89 e um conduto 87
Petição 870180158946, de 05/12/2018, pág. 21/37
15/21 através da qual o fluido de perfuração flui. A seção de transmissor 16 tem um diâmetro externo de em torno de 17,8 centímetros (7 polegadas) e uma espessura de parede de menos de 7,6 centímetros (3 polegadas). Por razões estruturais, é necessário restringir a profundidade do alojamento de recesso do transmissor 86 até uma profundidade de menos de metade da espessura de parede, para se restringir o arco azimutal do recesso para 5,1 centímetros (2 polegadas) ou menos, e para se restringir o comprimento axial do recesso para 15,2 centímetros (6 polegadas) ou menos. Estas restrições de recesso baseadas em estrutura regulam as dimensões máximas de um transmissor que pode ser disposto na parede de uma ferramenta de LWD e, portanto, afetam as saídas de energia e de frequência do transmissor 86. Dito de uma outra forma, as restrições físicas no alojamento de recesso do transmissor 86 afetam as saídas de frequência e de energia do transmissor.
[0042] O conjunto de placa 88 é disposto no recesso em uma superfície externa da ferramenta de perfilagem, de modo que o raio da ferramenta de perfilagem seja essencialmente normal a uma superfície maior do conjunto de placa. Conforme discutido previamente, as placas individuais são polarizadas e configuradas para emitirem um pulso de pressão em uma direção comum normal à superfície maior do conjunto de placa quando da aplicação de uma voltagem ao conjunto de placa.
[0043] Dependendo do material piezoelétrico, um conjunto de placa compreendendo uma pluralidade de placas, cada um conjunto com um comprimento de 11,4 centímetros (4,5 polegadas) tem uma frequência natural de 11 a 13 kHz no modo de comprimento, o que é ideal para medições de perfilagem acústica de monopolo. A frequência de modo de espessura de uma placa de 0,32 centímetros (0,125 polegadas) de espessura está na faixa de mega-hertz e não penetra muito
Petição 870180158946, de 05/12/2018, pág. 22/37
16/21 distante a partir do transmissor 86. Portanto, em uma ferramenta de LWD em um ambiente de furo de poço, o modo de espessura da placa em um conjunto de placa não tem nenhum efeito sobre a medição feita a partir do modo de comprimento. Uma placa com uma largura de 3,8 centímetros (1,5 polegadas) tem uma frequência na faixa de 32 a 38 kHz no modo de largura. De modo que esta frequência não interfira com a frequência de modo de comprimento, a largura das placas em um conjunto de placa deve ser mantida em um máximo de 3,8 centímetros (1,5 polegadas).
[0044] A saída de pressão de uma placa piezoelétrica única de 11,4 centímetros (4,5 polegadas) (comprimento) x 3,2 centímetros (1,25 polegadas) (largura) x 0,32 centímetros (0,125 polegadas) (espessura) foi encontrada como sendo de aproximadamente 200 Pascal a uma voltagem de entrada de ± 500 Volts a 39,4 polegadas (1,0 metro). De novo, com referência à figura 5, a saída de pressão desejada de um transmissor 86 usado em uma ferramenta de perfilagem acústica 10 está na faixa de 1000 a 2000 Pascal. Portanto, um conjunto de placa 88 de oito a dez placas deve produzir uma saída de pressão na faixa desejada para aplicações de perfilagem. Um número ímpar de nove placas seria preferido para uma facilidade de fiação mencionada previamente. Considerando-se as dimensões de placa individuais acima requeridas para a saída de frequência desejada, um conjunto de placa 88 compreendendo uma pilha de nove placas requer um recesso de profundidade que excede às restrições físicas discutidas previamente para um colar de perfuração típico.
[0045] A saída de pulso de pressão de monopolo desejada na frequência predeterminada desejada pode ser obtida usando-se dois transmissores com cada um compreendendo conjuntos de placa preferencialmente de cinco placas com dimensões definidas acima. A figura 6 é uma vista em seção transversal da seção de transmissor 16 mos
Petição 870180158946, de 05/12/2018, pág. 23/37
17/21 trando dois transmissores 86a e 86b dispostos em dois recessos dedicados axialmente alinhados 83a e 83b, respectivamente, na superfície externa. Ambos os transmissores são operados simultaneamente, de modo que oito placas emitam pulsos de pressão acústica da mesma polaridade no ambiente circundante do furo de poço. Uma vez que cada transmissor preferencialmente compreende apenas cinco placas, as profundidades dos recessos 83a e 83b não excedem às restrições físicas do colar de perfuração. Ambos os transmissores 86a a 86b são protegidos de abrasão por coberturas 90a e 90b e são acusticamente acoplados às cercanias do furo de poço através de uma abertura do tipo descrito em 85a e 85b da figura 5. Dada a proximidade da separação azimutal entre os dois transmissores 88a e 88b, os dois transmissores respondem como um transmissor de monopolo e a chegada da energia acústica na seção de receptor 20 não é excessivamente alargada ou de fase deslocada.
[0046] A figura 7 ilustra conceitualmente a distribuição axial da intensidade do sinal de saída de pressão a partir do transmissor 86 descrito na figura 5. A direção do sinal de pressão é a partir do modo de comprimento de um conjunto de placa que compreende uma pluralidade de placas de 10,2 centímetros (4 polegadas) de comprimento orientadas ao longo do eixo Z, o qual é o eixo geométrico maior da seção de transmissor 16 da ferramenta 10. As placas são alinhadas axialmente e de forma azimutal. A curva 92 representa uma intensidade de pressão acústica como uma função de posição ao longo do eixo Z. A linha de centro axial 96 define o centro axial do transmissor 86 mostrado na figura 5. Há dois lobos pronunciados 94a e 94b correspondentes ao topo e ao fundo, respectivamente, do transmissor 86. Isto pode levar a um deslocamento de fase e a uma distorção de sinal, uma vez que as ondas emitidas a partir de cada extremidade do transmissor 86 chegam aos receptores 22 da seção de receptor 20
Petição 870180158946, de 05/12/2018, pág. 24/37
18/21 (vide a figura 1) em tempos ligeiramente diferentes. Na prática, contudo, o sinal do transmissor 86 é espalhado quando é montado na parede 89 da seção de transmissor 16. Se a dimensão axial de um conjunto de placa 88 que pode ser usado em ferramentas de perfilagem for de um comprimento máximo de 12,7 centímetros (5 polegadas), os efeitos do padrão de emissão de pressão de dois lobos serão desprezíveis em formações de velocidade rápida e média penetradas pelo furo de poço. A emissão de pressão de dois lobos, contudo, poderia ser notável em formações lentas. É notado que os lobos também são coincidentes de forma aproximadamente axial com as aberturas 85a e 85b, respectivamente, mostradas na figura 5. Os dois lobos podem causar dificuldades pelo fato de a energia de cada lobo chegar em um tempo diferente na seção de receptor 20, desse modo resultando em um deslocamento de fase (vide a figura 1). O padrão de feixe de pressão de dois lobos a partir do transmissor 86 não é tão eficiente quanto o padrão de irradiação a partir de um transmissor de compressão hipotético produzindo um lobo único. O transmissor 86 compreendendo preferencialmente uma pluralidade de placas, contudo, ainda pode ser usado como uma fonte acústica, desde que o topo e o fundo do transmissor sejam acusticamente acoplados através das aberturas 85a e 85b ao fluido de furo de poço, desse modo se permitindo que a onda de pressão se propague para a formação. A extensão axial de cada abertura 85a e 85b deve ser suficientemente longa para englobar a maioria do sinal nos dois lobos 94a e 94b. Foi determinado que as aberturas de extensão axial de aproximadamente 3,8 centímetros (1,5 polegadas) acima e abaixo do conjunto de placa 88 se adequam a este critério.
[0047] Uma saída de transmissor ideal seria um lobo único preferencialmente centralizado no centro axial 96 do transmissor. Os efeitos adversos do sinal de lobo duplo podem ser minimizados pela redistriPetição 870180158946, de 05/12/2018, pág. 25/37
19/21 buição do sinal de um transmissor 86 para se aproximar de uma emissão de lobo única. Três técnicas para redistribuição de sinal são discutidas abaixo.
[0048] Uma primeira técnica de redistribuição do sinal de saída de pressão de lobo duplo seria dispor o transmissor inteiro 86 em uma massa pesada, desse modo se espalhando o padrão de saída de pressão no transmissor. Envolver o transmissor 86 em um corpo de massa pesada mostrou espalhar o sinal uniformemente nas formações mais lentas. Contudo, o alojamento pode causar mudanças de frequência e pode atenuar o sinal. Portanto, o material e a espessura do alojamento são escolhidos de modo que uma atenuação de sinal e mudanças de frequência sejam mantidas em um mínimo.
[0049] Uma segunda técnica para eliminação essencialmente da saída de sinal de pressão de lobo duplo é usar um transmissor que compreende uma pluralidade de placas piezoelétricas alinhadas de forma azimutal, mas alternadas axialmente. O conceito de placa alternada é ilustrado na vista em seção transversal da figura 8 mostrando um conjunto de placa 98 que compreende seis placas 50, onde cada placa tem 10,2 centímetros (4 polegadas) de comprimento. As placas 50 são alternadas axialmente em um alojamento de pressão (não mostrado) em incrementos de 1,3 centímetros (0,5 polegadas). A linha de centro axial do conjunto de placa alternado 98 é mostrada em 95. A figura 9 ilustra de forma conceitual a intensidade do sinal de saída de pressão axial a partir de um transmissor, usando-se o conjunto de placa alternada 98. De novo, a direção do sinal de pressão é a partir do modo de comprimento do conjunto de placa orientado ao longo do eixo Z, o qual é o eixo geométrico maior da seção de transmissor 16 da ferramenta 10. A curva 99 representa a intensidade de pressão acústica como uma função da posição ao longo do eixo Z. A linha de centro axial 95 define o centro axial do transmissor mostrado na figura 8. A
Petição 870180158946, de 05/12/2018, pág. 26/37
20/21 curva de resposta 99 do conjunto alternado 98 tem um formato muito mais suave do que aquele do conjunto de placa alinhada axialmente mostrado na figura 7. A curva de resposta 99 assume uma atenuação exponencial na direção radial a partir de cada placa 50. Como resultado, o centro 95a da curva de resposta 99 cai ligeiramente abaixo do axial 95. A ausência da curva de resposta de lobo duplo elimina parte do problema relacionado discutido acima. A alternância da placa, contudo, aumentou o comprimento do transmissor em 5,1 centímetros (2 polegadas), desse modo requerendo um recesso alongado axialmente para recebimento do transmissor e, por sua vez, impondo restrições físicas adicionais no alojamento de ferramenta de perfilagem. Como em muitas metodologias de perfilagem, um comprometimento entre comprimento de transmissor e distribuição de sinal deve ser feito para a obtenção da melhor medição para um certo projeto de ferramenta.
[0050] Uma terceira técnica é colocar blindagens sobre os dois lobos, as quais concentrariam o sinal no centro da placa. Medições experimentais e modelagem numérica mostram que a blindagem no topo e no fundo a 2,5 centímetros (1,0 polegada) de uma placa de 10,2 centímetros (4 polegadas) de comprimento resulta em uma concentração da onda de pressão em direção à linha de centro da placa.
[0051] Conforme mencionado previamente, o transmissor é mostrado como um transmissor de monopolo. Deve ser entendido que dois conjuntos de transmissor podem ser dispostos de forma azimutal, em centros essencialmente a 180 graus, em recessos dedicados na superfície externa da parede 89 da seção de transmissor 16. Os conjuntos de transmissor preferencialmente são alinhados axialmente e operam para a geração de pulsos acústicos de dipolo nas cercanias do furo de poço. De modo similar, quatro conjuntos de transmissor podem ser dispostos de forma azimutal, em centros essencialmente a 90 graus, em recessos dedicados na superfície externa da parede 89 da
Petição 870180158946, de 05/12/2018, pág. 27/37
21/21 seção de transmissor 16. Os conjuntos de transmissor preferencialmente são alinhados axialmente e operam para a geração de pulsos acústicos de quadrupolo nas cercanias do furo de poço. Concretizados como uma seção de transmissor de dipolo ou de quadrupolo, os conjuntos de transmissor preferencialmente são alinhados axialmente. Mais ainda, as respostas de pulsos gerados por cada conjunto de transmissor azimutal preferencialmente são detectadas com múltiplos receptores 22 (vide a figura 1) que são axialmente espaçados de e alinhados de forma azimutal com aquele conjunto de transmissor.
[0052] A descrição acima é para ser considerada como ilustrativa e não restritiva, e a invenção é limitada apenas pelas reivindicações que se seguem.

Claims (22)

  1. REIVINDICAÇÕES
    1. Transmissor acústico de ferramenta de perfilagem que compreende uma pluralidade de placas piezoelétricas, caracterizado pelo fato de que:
    (a) cada referida placa é disposta em uma parede da referida ferramenta de perfilagem, de modo que o raio da referida ferramenta de perfilagem seja essencialmente normal a uma superfície maior de cada referida placa;
    (b) as referidas placas são polarizadas e configuradas física e eletricamente para emitirem um pulso de pressão a partir de cada referida placa em uma direção comum normal à referida superfície maior mediante a aplicação de uma voltagem à referida pluralidade de placas; e (c) as referidas placas são alternadas axialmente e alinhadas de forma azimutal no referido conjunto de placa.
  2. 2. Transmissor, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que ainda compreende um conjunto de placa que compreende a referida pluralidade das referidas placas, em que o referido conjunto de placa é disposto em um recesso em uma superfície externa que define a referida parede da referida ferramenta de perfilagem, de modo que o raio da referida ferramenta de perfilagem seja essencialmente normal a uma superfície maior do referido conjunto de placa.
  3. 3. Transmissor, de acordo com a reivindicação 2, caracterizado pelo fato de que ainda compreende uma pluralidade de conjuntos de placa, em que cada referido conjunto de placa é axialmente alinhado e deslocado de forma azimutal e cada um é disposto em um recesso dedicado na referida superfície externa definindo a referida parede da referida ferramenta de perfilagem.
  4. 4. Transmissor, de acordo com a reivindicação 3, caracte
    Petição 870180158946, de 05/12/2018, pág. 29/37
    2/5 rizado pelo fato de que compreende dois conjuntos de placa que são deslocados de forma azimutal essencialmente a 180 graus e operados para a geração de pulsos acústicos de dipolo.
  5. 5. Transmissor, de acordo com a reivindicação 3, caracterizado pelo fato de que compreende quatro conjuntos de placa que são deslocados de forma azimutal essencialmente a 90 graus e operados para a geração de pulsos acústicos de quadrupolo.
  6. 6. Transmissor, de acordo com a reivindicação 2, caracterizado pelo fato de que o referido conjunto de placa é disposto em um alojamento de ferramenta que é disposto no referido recesso.
  7. 7. Transmissor, de acordo com a reivindicação 2, caracterizado pelo fato de que as referidas placas são ligadas com camadas intervenientes de material de condução.
  8. 8. Transmissor, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que as referidas placas são dimensionadas para a obtenção de uma saída de frequência de centro predeterminada.
  9. 9. Transmissor, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que as referidas placas são polarizadas em um modo de espessura.
  10. 10. Transmissor, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que as referidas placas são configuradas como placas com tiras.
  11. 11. Método para emissão de pulsos de pressão em um furo de poço, o método caracterizado pelo fato de que compreende:
    (a) dispor dentro do referido furo de poço uma ferramenta de perfilagem que compreende uma pluralidade de placas piezoelétricas;
    (b) dispor cada referida placa em uma parede da referida ferramenta de perfilagem, de modo que o raio da referida ferramenta de perfilagem seja essencialmente normal a uma superfície maior de
    Petição 870180158946, de 05/12/2018, pág. 30/37
    3/5 cada referida placa;
    (c) polarizar e a configurar física e eletricamente as referidas placas para a emissão de um pulso de pressão em uma direção comum normal às referidas superfícies maiores mediante a aplicação de uma voltagem à referida pluralidade de placas; e (d) alternar axialmente e alinhar de forma azimutal as referidas placas dentro do conjunto de placas.
  12. 12. Método, de acordo com a reivindicação 11, caracterizado pelo fato de que ainda compreende:
    (a) formar um conjunto de placa que compreende uma pluralidade das referidas placas; e (b) dispor o referido conjunto de placa em um recesso em uma superfície externa definindo a referida parede da referida ferramenta de perfilagem, de modo que o raio da referida ferramenta de perfilagem seja essencialmente normal a uma superfície maior do referido conjunto de placa.
  13. 13. Método, de acordo com a reivindicação 12, caracterizado pelo fato de que que ainda compreende dispor uma pluralidade dos referidos conjuntos de placa na referida parede da referida ferramenta de perfilagem, em que cada referido conjunto de placa é axialmente alinhado e deslocado de forma azimutal e cada um disposto em um recesso dedicado na referida superfície externa definindo a referida parede da referida ferramenta de perfilagem.
  14. 14. Método, de acordo com a reivindicação 13, caracterizado pelo fato de que que ainda compreende:
    (a) dispor dois conjuntos de placa na referida parede da referida ferramenta de perfilagem, em que os referidos conjuntos de placa são deslocados axialmente a 180 graus essencialmente; e (b) operar os dois referidos conjuntos de placa para a geração de um pulso acústico de dipolo.
    Petição 870180158946, de 05/12/2018, pág. 31/37
    4/5
  15. 15. Método, de acordo com a reivindicação 13, caracterizado pelo fato de que que ainda compreende:
    (a) dispor quatro conjuntos de placa na referida parede da referida ferramenta de perfilagem, em que os referidos conjuntos de placa são deslocados de forma azimutal essencialmente a 90 graus; e (b) operar os quatro referidos conjuntos de placa para a geração de um pulso acústico de quadrupolo.
  16. 16. Método, de acordo com a reivindicação 13, caracterizado pelo fato de que que ainda compreende dispor o referido conjunto de placa em um alojamento de ferramenta que é disposto no referido recesso.
  17. 17. Método, de acordo com a reivindicação 12, caracterizado pelo fato de que que ainda compreende ligar as referidas placas com camadas intervenientes de material de condução.
  18. 18. Método, de acordo com a reivindicação 11, caracterizado pelo fato de que ainda compreende dimensionar as referidas placas para a obtenção de uma saída de frequência de centro predeterminada a partir da referida placa.
  19. 19. Método, de acordo com a reivindicação 11, caracterizado pelo fato de que que ainda compreende polarizar as referidas placas em um modo de espessura.
  20. 20. Método, de acordo com a reivindicação 11, caracterizado pelo fato de que que ainda compreende configurar as referidas placas como placas com tiras.
  21. 21. Transmissor acústico de ferramenta de perfilagem compreendendo duas ou mais placas piezoelétricas empilhadas; caracterizado pelo fato de que :
    (a) as referidas placas empilhadas são dispostas em uma parede da referida ferramenta de perfilagem, de modo que o raio da referida ferramenta de perfilagem seja essencialmente normal a uma
    Petição 870180158946, de 05/12/2018, pág. 32/37
    5/5 superfície maior das referidas placas empilhadas; e (b) as referida placas empilhadas são polarizadas e configuradas física e eletricamente para emitir um pulso de pressão a partir de cada referida placa em uma direção comum normal a referida superfície maior mediante a aplicação de uma voltagem a pelo menos uma referida placa; e (c) as referidas placas são axialmente alternadas e alinhadas de forma azimutal dentro da referida pilha.
  22. 22. Método para emissão de pulsos de pressão em um furo de poço, o método caracterizado pelo fato de que compreende:
    (a) dispor no referido furo de poço de uma ferramenta de perfilagem que compreende duas ou mais placas piezoelétricas empilhadas;
    (b) dispor as referidas placas empilhadas em uma parede da referida ferramenta de perfilagem, de modo que o raio da referida ferramenta de perfilagem seja essencialmente normal a uma superfície maior das referidas placas empilhadas;
    (c) polarizar e a configurar física e eletricamente as referidas placas empilhadas para a emissão do referido pulso de pressão em uma direção comum normal às referidas superfícies maiores, mediante a aplicação de uma voltagem a pelo menos uma referida placa; e (c) em que as referidas placas são axialmente alternadas e alinhas de forma azimutal dentro da referida pilha.
BRPI0803415-0A 2007-07-20 2008-07-21 Transmissor acústico de ferramenta de perfilagem e método para emissão de pulsos de pressão em um furo de poço BRPI0803415B1 (pt)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US11/780,957 2007-07-20
US11/780,957 US8279713B2 (en) 2007-07-20 2007-07-20 Acoustic transmitter comprising a plurality of piezoelectric plates

Publications (2)

Publication Number Publication Date
BRPI0803415A2 BRPI0803415A2 (pt) 2009-04-28
BRPI0803415B1 true BRPI0803415B1 (pt) 2019-05-14

Family

ID=39683108

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
BRPI0803415-0A BRPI0803415B1 (pt) 2007-07-20 2008-07-21 Transmissor acústico de ferramenta de perfilagem e método para emissão de pulsos de pressão em um furo de poço

Country Status (5)

Country Link
US (1) US8279713B2 (pt)
AU (1) AU2008202763B2 (pt)
BR (1) BRPI0803415B1 (pt)
GB (1) GB2451165B (pt)
NO (1) NO340512B1 (pt)

Families Citing this family (24)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US9200500B2 (en) 2007-04-02 2015-12-01 Halliburton Energy Services, Inc. Use of sensors coated with elastomer for subterranean operations
US8162050B2 (en) 2007-04-02 2012-04-24 Halliburton Energy Services Inc. Use of micro-electro-mechanical systems (MEMS) in well treatments
US8297353B2 (en) 2007-04-02 2012-10-30 Halliburton Energy Services, Inc. Use of micro-electro-mechanical systems (MEMS) in well treatments
US9394785B2 (en) 2007-04-02 2016-07-19 Halliburton Energy Services, Inc. Methods and apparatus for evaluating downhole conditions through RFID sensing
US9494032B2 (en) 2007-04-02 2016-11-15 Halliburton Energy Services, Inc. Methods and apparatus for evaluating downhole conditions with RFID MEMS sensors
US10358914B2 (en) 2007-04-02 2019-07-23 Halliburton Energy Services, Inc. Methods and systems for detecting RFID tags in a borehole environment
US9194207B2 (en) 2007-04-02 2015-11-24 Halliburton Energy Services, Inc. Surface wellbore operating equipment utilizing MEMS sensors
US8297352B2 (en) 2007-04-02 2012-10-30 Halliburton Energy Services, Inc. Use of micro-electro-mechanical systems (MEMS) in well treatments
US8291975B2 (en) 2007-04-02 2012-10-23 Halliburton Energy Services Inc. Use of micro-electro-mechanical systems (MEMS) in well treatments
US9732584B2 (en) 2007-04-02 2017-08-15 Halliburton Energy Services, Inc. Use of micro-electro-mechanical systems (MEMS) in well treatments
US9822631B2 (en) 2007-04-02 2017-11-21 Halliburton Energy Services, Inc. Monitoring downhole parameters using MEMS
US8316936B2 (en) 2007-04-02 2012-11-27 Halliburton Energy Services Inc. Use of micro-electro-mechanical systems (MEMS) in well treatments
US8302686B2 (en) 2007-04-02 2012-11-06 Halliburton Energy Services Inc. Use of micro-electro-mechanical systems (MEMS) in well treatments
US9394756B2 (en) 2007-04-02 2016-07-19 Halliburton Energy Services, Inc. Timeline from slumber to collection of RFID tags in a well environment
US9879519B2 (en) 2007-04-02 2018-01-30 Halliburton Energy Services, Inc. Methods and apparatus for evaluating downhole conditions through fluid sensing
US9394784B2 (en) 2007-04-02 2016-07-19 Halliburton Energy Services, Inc. Algorithm for zonal fault detection in a well environment
US8342242B2 (en) 2007-04-02 2013-01-01 Halliburton Energy Services, Inc. Use of micro-electro-mechanical systems MEMS in well treatments
US8841914B2 (en) 2008-04-11 2014-09-23 Baker Hughes Incorporated Electrolocation apparatus and methods for providing information about one or more subterranean feature
US8797037B2 (en) 2008-04-11 2014-08-05 Baker Hughes Incorporated Apparatus and methods for providing information about one or more subterranean feature
US20100020638A1 (en) * 2008-07-24 2010-01-28 Precision Energy Services, Inc. Monopole acoustic transmitter ring comprising piezoelectric material
EP2537051B1 (en) * 2010-02-20 2013-12-18 Baker Hughes Incorporated Apparatus and methods for providing information about one or more subterranean variables
EP2843188A1 (en) * 2013-09-03 2015-03-04 Welltec A/S A downhole communication module
EP3325951B1 (en) * 2015-07-13 2022-04-06 University of Houston System Chemo-thermo-piezoresistive highly sensing smart cement with integrated real-time monitoring system
WO2018170323A1 (en) * 2017-03-16 2018-09-20 Chevron U.S.A. Inc. Fluid characterization using acoustics

Family Cites Families (19)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4245172A (en) * 1976-11-02 1981-01-13 The United States Of America As Represented By The Secretary Of The Navy Transducer for generation and detection of shear waves
US4450540A (en) 1980-03-13 1984-05-22 Halliburton Company Swept energy source acoustic logging system
US4525645A (en) * 1983-10-11 1985-06-25 Southwest Research Institute Cylindrical bender-type vibration transducer
US4682308A (en) 1984-05-04 1987-07-21 Exxon Production Research Company Rod-type multipole source for acoustic well logging
US5796677A (en) 1988-12-22 1998-08-18 Schlumberger Technology Corporation Method of sonic logging while drilling a borehole traversing an earth formation
US5036945A (en) 1989-03-17 1991-08-06 Schlumberger Technology Corporation Sonic well tool transmitter receiver array including an attenuation and delay apparatus
US5063542A (en) * 1989-05-17 1991-11-05 Atlantic Richfield Company Piezoelectric transducer with displacement amplifier
US5387767A (en) 1993-12-23 1995-02-07 Schlumberger Technology Corporation Transmitter for sonic logging-while-drilling
US5644186A (en) 1995-06-07 1997-07-01 Halliburton Company Acoustic Transducer for LWD tool
US5753812A (en) 1995-12-07 1998-05-19 Schlumberger Technology Corporation Transducer for sonic logging-while-drilling
US6213250B1 (en) 1998-09-25 2001-04-10 Dresser Industries, Inc. Transducer for acoustic logging
US6147932A (en) 1999-05-06 2000-11-14 Sandia Corporation Acoustic transducer
US6102152A (en) 1999-06-18 2000-08-15 Halliburton Energy Services, Inc. Dipole/monopole acoustic transmitter, methods for making and using same in down hole tools
US6697298B1 (en) 2000-10-02 2004-02-24 Baker Hughes Incorporated High efficiency acoustic transmitting system and method
US6603123B1 (en) * 2000-11-08 2003-08-05 Koninklijke Philips Electronics, N.V. Correction for depth-dependent sensitivity in rotating slat-collimated gamma camera
US6850168B2 (en) * 2000-11-13 2005-02-01 Baker Hughes Incorporated Method and apparatus for LWD shear velocity measurement
US6631327B2 (en) 2001-09-21 2003-10-07 Schlumberger Technology Corporation Quadrupole acoustic shear wave logging while drilling
US7207397B2 (en) 2003-09-30 2007-04-24 Schlumberger Technology Corporation Multi-pole transmitter source
US8107316B2 (en) * 2005-03-18 2012-01-31 Halliburton Energy Services, Inc. Controlled source imbalance apparatus, systems, and methods

Also Published As

Publication number Publication date
GB0811612D0 (en) 2008-07-30
US20090022011A1 (en) 2009-01-22
US8279713B2 (en) 2012-10-02
NO20082910L (no) 2009-01-21
AU2008202763B2 (en) 2010-04-01
NO340512B1 (no) 2017-05-02
AU2008202763A1 (en) 2009-02-05
BRPI0803415A2 (pt) 2009-04-28
GB2451165B (en) 2009-12-16
GB2451165A (en) 2009-01-21

Similar Documents

Publication Publication Date Title
BRPI0803415B1 (pt) Transmissor acústico de ferramenta de perfilagem e método para emissão de pulsos de pressão em um furo de poço
US5229553A (en) Acoustic isolator for a borehole logging tool
RU2358292C2 (ru) Многополюсный источник
US9885796B2 (en) Monopole acoustic transmitter ring comprising piezoelectric material
CN108431637B (zh) 多轴单质量体加速度计
US5753812A (en) Transducer for sonic logging-while-drilling
US7864629B2 (en) Monopole acoustic transmitter comprising a plurality of piezoelectric discs
RU2454524C2 (ru) Установка и способ для электроимпульсного бурения и каротажа и устройство для электроимпульсного бурения (варианты)
AU2014216042B2 (en) Piezoelectric accelerometer
CN108643893A (zh) 一种随钻方位声波成像测井装置
US10280744B2 (en) Bender bar modal shaping
WO2018176976A1 (zh) 一种过钻头偶极子声波测井发射器及测井装置
CN104213912A (zh) 一种具有隔声结构的随钻声波探头
US6868036B2 (en) Oil well acoustic logging tool with baffles forming an acoustic waveguide
US9952344B2 (en) High-performance dipole acoustic transmitter
Li et al. Research and experimental testing of a new kind electrokinetic logging tool
CN203347788U (zh) 一种具有隔声结构的随钻声波探头
CN121741818A (zh) 一种基于偏振效应的电火花震源多方位探测系统及方法
Che et al. Numerical simulations of the reflected P-wave amplitude in azimuthal acoustic reflection logging
Treherne et al. Acoustic Directional Surveying Instrument

Legal Events

Date Code Title Description
B03A Publication of a patent application or of a certificate of addition of invention [chapter 3.1 patent gazette]
B06T Formal requirements before examination [chapter 6.20 patent gazette]
B06F Objections, documents and/or translations needed after an examination request according [chapter 6.6 patent gazette]
B06I Publication of requirement cancelled [chapter 6.9 patent gazette]

Free format text: ANULADA A PUBLICACAO CODIGO 6.6.1 NA RPI NO 2509 DE 05/02/2019 POR TER SIDO INDEVIDA.

B09A Decision: intention to grant [chapter 9.1 patent gazette]
B16A Patent or certificate of addition of invention granted [chapter 16.1 patent gazette]

Free format text: PRAZO DE VALIDADE: 10 (DEZ) ANOS CONTADOS A PARTIR DE 14/05/2019, OBSERVADAS AS CONDICOES LEGAIS. (CO) 10 (DEZ) ANOS CONTADOS A PARTIR DE 14/05/2019, OBSERVADAS AS CONDICOES LEGAIS

B21F Lapse acc. art. 78, item iv - on non-payment of the annual fees in time

Free format text: REFERENTE A 15A ANUIDADE.

B24J Lapse because of non-payment of annual fees (definitively: art 78 iv lpi, resolution 113/2013 art. 12)

Free format text: EM VIRTUDE DA EXTINCAO PUBLICADA NA RPI 2732 DE 16-05-2023 E CONSIDERANDO AUSENCIA DE MANIFESTACAO DENTRO DOS PRAZOS LEGAIS, INFORMO QUE CABE SER MANTIDA A EXTINCAO DA PATENTE E SEUS CERTIFICADOS, CONFORME O DISPOSTO NO ARTIGO 12, DA RESOLUCAO 113/2013.