BRPI0909445B1

BRPI0909445B1 - Método para obtenção de anisotropia acústica e formação de imagem por meio de amostragem azimutal de alta resolução

Info

Publication number: BRPI0909445B1
Application number: BRPI0909445-8A
Authority: BR
Inventors: Jennifer Anne Market; Gary Althoff
Original assignee: Halliburton Energy Services, Inc.
Priority date: 2008-04-03
Filing date: 2009-04-01
Publication date: 2019-09-17
Also published as: US10197691B2; US20110019501A1; WO2009124115A3; US20200041679A1; GB2470851A; BRPI0909445A2; WO2009124115A2; US20160109606A1; GB2470851B; GB201014597D0; AU2009231758B2; AU2009231758A1; MY162470A

Abstract

"sistema de perfilagem acústico, e, programa de computador" em um sistema de perfilagem acústico utilizando uma ou mais fontes acústicas, cada uma com um especificado padrão de radiação em torno de uma orientação de fonte, um sinal acústico é transmitido em uma formação com uma fonte orientada em uma primeira orientação de fonte. uma forma de onda acústica é recebida em resposta com um receptor orientado em uma primeira direção. a lentidão da formação na primeira direção é calculada usando a forma de onda acústica recebida.

Description

“MÉTODO PARA OBTENÇÃO DE ANISOTROPIA ACÚSTICA E FORMAÇÃO DE IMAGEM POR MEIO DE AMOSTRAGEM AZIMUTAL DE ALTA RESOLUÇÃO” [001] A invenção aqui descrita refere-se a um método para obtenção de anisotropia acústica e formação de imagem por meio de amostragem azimutal de alta resolução, através de um sistema de perfilagem acústico utilizando uma ou mais fontes acústicas, cada uma com um especificado padrão de radiação em torno de uma orientação de fonte.

Antecedentes [002] Medições sônicas azimutais são correntemente feitas comercialmente através da maioria de provedores de serviço no domínio de cabo de perfuração na forma de anisotropia de cisalhamento de dipolo cruzado. Porque ferramenta de cabo de perfuração não giram rapidamente no poço (elas tipicamente giram uma vez a cada poucos minutos, não múltiplas vezes por segundo como no caso de ferramentas de registro enquanto perfurando (“LWD”)), elas não podem facilmente adquirir dados e muitos azimutes.

[003] Sistemas de cabo de perfuração existentes usam uma ferramenta de dipolo cruzado, que é uma ferramenta com uma fonte de dipolo transmitindo na direção x e uma segunda fonte de dipolo transmitindo na direção y. Tipicamente, x e y não são adquiridos simultaneamente, mas tão próximo quanto pode ser sem os sinais de sobrepondo adicionalmente ainda sendo considerados estarem na mesma profundidade. Tipicamente há unidades de receptores localizadas nos eixos x e y. O sinal a partir da fonte do dipolo x é gravado nos receptores x e receptores y, esses conjuntos de dados sendo nomeados XX e XY respectivamente. O sinal da fonte do dipolo y é gravado nos receptores x e receptores y, esses conjuntos de dados sendo nomeados YX e YY respectivamente. Através de, rotação de Alford, inversão de forma de onda, ou uma combinação de várias técnicas, e incluindo

Petição 870190067985, de 18/07/2019, pág. 10/67 / 30 centralização de ferramenta, coincidência de fonte e receptor, e um buraco do poço circular, uma forma de onda prognosticada estimada configurada a cada ângulo em torno do poço pode ser computada a partir de 4 conjuntos de formas de onda adquiridos. Vários métodos computacionais podem então ser empregados para determinar o máximo e mínimo lentidão de cisalhamento e o ângulo da anisotropia. As formas de onda em ângulos outros do que os 4 conjuntos medidos são inferidas ou estimadas e não podem ser diretamente medidas.

[004] Nesses métodos se a ferramenta é orientada em linha com o campo anisotrópico, a ferramenta não vai ver nenhuma variação no eixo de linha transversal, e uma anisotropia seria perdida. Em adição, esses métodos poderiam não ser como sensitivo em regimes anisotrópicos complexos onde há variação de profundidade de investigação na resposta de modo de flexão. Também é desafiante adquirir uma boa resposta do modo de flexão e separálo a partir da onda de Stoneley. Em adição, grandes erros podem ocorrer nos cálculos de anisotropia, e de fato tentar medir anisotropia por completo, com uma ferramenta de cabo de perfuração em um buraco horizontal onde a ferramenta está fora de centro (e.g., posicionada no fundo do buraco).

[005] Sistemas existentes usam projetos de ferramenta de dipolo de dipolo cruzado de cabo de perfuração.

Descrição Breve dos Desenhos [006] Fig. 1 ilustra uma modalidade de um ambiente de medida enquanto perfurando (“MWD”) ou de registro enquanto perfurando (“LWD”). [007] Figs. 2 e 3 ilustra modalidades de uma ferramenta de perfilagem acústico.

[008] Figs. 4 e 5 ilustra o ambiente modelado para vários dos exemplos ilustrados em outras figuras.

[009] Fig. 6 ilustra uma modalidade da orientação de setores azimutais.

Petição 870190067985, de 18/07/2019, pág. 11/67 / 30 [0010] Figs 7A-7C ilustra resultados de processamento de aparência/aparência.

[0011] Figs. 8A-8D ilustra a sensitividade azimutal de ondas de compressão.

[0012] Fig. 9 ilustra acionamento de cada fonte sucessivamente e apresentando uma resposta do receptor pared em cada azimute.

[0013] Fig. 10 ilustra acionamento de uma ferramenta de perfilagem acústico como um mono pólo e receber dados em todos os receptores.

[0014] Fig. 11 mostra dados de campo a partir de uma ferramenta de mono pólo cabo de perfuração.

[0015] Fig. 12 ilustra a habilidade para visualizar um leito que se aproxima quando a ferramenta está incorporada em uma outra estrutura de terra.

[0016] Figs. 13A e 13B ilustra formas de onda resultando de uma deconvolution sísmica.

[0017] Fig. 14 ilustra o resultado do acionamento da unidade em uma frequência mais baixa.

[0018] Figs. 15A-C são gráficos de aparência mostrando a presença de chegadas de estruturas de terra da formação.

[0019] Figs. 16A-D compara um gráfico aparência com gráficos de pico de energia.

[0020] Fig. 16D ilustra respostas de cisalhamento de compressão e de refração a partir de uma estrutura de terra se aproximando.

[0021] Fig. 17 ilustra que detecção de estrutura de terra de resistividade é influenciada por contraste de resistividade.

[0022] Figs. 18A e 18B ilustra que detecção de estrutura de terra sônica é influenciada pelo contraste de velocidade.

[0023] Fig. 19 ilustra uma configuração de fonte e receptor de dipolo cruzado.

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[0024]

Fig. 20 ilustra lentidão versus azimute, computada através de

uma função objetiva.

[0025]

Fig. 21 mostra formas de onda a partir dos receptores XA e

XC receptores de uma ferramenta de cabo de perfuração 1 polegada fora de centro em um poço.

[0026] LWD.	Fig. 22 mostra um diagrama de modelo de anisotropia de
[0027]	Fig. 23 mostra um exemplo de anisotropia.
[0028] anterior.	Fig. 24 ilustra uma exibição de anisotropia sônica da arte
[0029] geológica. [0030] qualidade. [0031]	Fig. 25 ilustra uma modalidade de uma exibição de condução Fig. 26 ilustra uma modalidade de um gráfico de controle de Fig. 27 mostra uma trajetória de poço.
[0032]	Figs. 28A-C mostra resultados de aparência e formas de onda

para unidades de receptores opostas.

[0033]	Fig. 29 é um fluxograma.
[0034]	Fig. 30 ilustra um centro de operações em tempo real remoto. Descrição detalhada
[0035]	Conforme mostrado em uma modalidade na Fig. 1, um

equipamento de perfuração 10 (simplificado para excluir itens não importantes para esta aplicação) compreende uma torre de guindaste 12, um assoalho de torre de guindaste 14, eixo de operação 16, gancho 18, uma articulação giratória 20, eixo de junção 22, mesa giratória 24, uma coluna de perfuração 26, colares de furadora 28, ferramenta de LWD 30, ferramenta de perfilagem acústica de LWD 32 e broca 34. Lama é injetada na articulação giratória através de um tubo de fornecimento de lama 36. A lama viaja através do eixo de junção 22, coluna de perfuração 26, colares de broca 28, e

Petição 870190067985, de 18/07/2019, pág. 13/67 / 30 ferramentas de LWD 30 e 32 e sai através de portas na e ponta de broca 34. A lama então enche o buraco do poço 38. Um caminho de retorno de lama 40 retorna lama do buraco do poço 38 e a circula em um poço de lama (não mostrado) e de volta para o tubo de fornecimento de lama 36.

[0036] Em uma modalidade, os dados coletados pelas ferramentas de

LWD 30 e 32 são retornados para a superfície para análise através de telemetria transmitida através da lama de perfuração. Em uma modalidade, um transmissor de telemetria 42 localizado no colar de furadora ou em uma das ferramentas de LWD coleta dados a partir das ferramentas de LWD e modula os dados em uma portadora que pode ser transmitida através da lama. Em uma modalidade, um sensor de telemetria 44 na superfície detecta a telemetria e a retorna para um dispositivo de retirada de modulação 46. O dispositivo de retirada de modulação 46 retira modulação dos dados e os fornece ao equipamento de computação 48 onde os dados são analisados para extrair informação geológica útil. Alternativamente, em uma outra modalidade, tubo de perfuração com fio ou tubulação enrolada com fio é usado para transportar os dados coletados pelas ferramentas de LWD para a superfície. Adicionalmente em outras modalidades, as ferramentas 30 e 32 são ferramentas cabo de perfuração que fazem múltiplos passos através do buraco do poço ou que são equipadas com aparelho para forçá-las a girar no poço similar às rotações que uma ferramenta de LWD experimenta.

[0037] Referindo agora à Fig. 2, uma modalidade do sistema de perfuração ilustrado na Fig. 1 inclui uma ferramenta de perfilagem acústico de LWD 200 com transmissores capazes de operar múltiplos pólos e receptores capazes de operar múltiplos pólos, capazes de gerar e manter ondas acústicas em uma formação geológica. Em uma modalidade, montados em um colar de furadora 215 tal que eles direcionam sua energia em direções substancialmente opostas. Em uma modalidade, a frequência, magnitude e tempo de acionamento da energia transmitida por cada um dos transmissores

Petição 870190067985, de 18/07/2019, pág. 14/67 / 30 pode ser controlada. Consequentemente, energia transmitida pelo transmissor 205 pode ser deslocada no tempo com relação à energia transmitida pelo transmissor 210 mas com a mesma frequência e magnitude. O resultado é um transmissor de dipolo simulado. Em uma modalidade, os dois transmissores também podem ser acionados sincronamente para simular um transmissor de mono pólo. Adicionalmente em uma modalidade, os dois transmissores podem ser acionados em qualquer combinação de frequência, magnitude e tempo desejado para gerar uma variedade de modos de vibração na formação. [0038] O receptor capaz de operar múltiplos pólos é construído, em uma modalidade, como duas fileiras de sete receptores espaçados 220 montados em tal uma maneira que eles estão em lados substancialmente oposto do colar de perfuração 215. Em uma modalidade, cada receptor tem seu próprio canal de aquisição de dados 225 com ganho ajustável e características de condicionamento de sinal. Em uma modalidade, cada canal do receptor é amostrado substancialmente, de forma simultânea, e cada amostra é convertida em forma digital. Em uma modalidade, um processador de sinal digital 230 dentro da ferramenta efetua cálculos usando os dados amostrados. Em uma modalidade, alguns ou todos os dados coletados e os dados calculados são armazenados na ferramenta para análise e alguns ou todos os dados coletados e os dados calculados são transmitidos para a superfície através de telemetria de lama conforme descrito acima.

[0039] Em uma modalidade, a ferramenta de perfilagem acústico de

LWD 200 inclui um sensor / medido de magneto 235 ou outro aparelho que possa ser usado para determinar a orientação da ferramenta.

[0040] A abordagem descrita acima pode ser usada para criar aumentando o número de transmissores e o número de receptores. Por exemplo, Fig. 3 ilustra uma ferramenta com um transmissor e receptor capazes de operar múltiplos pólos. Em uma modalidade, a ferramenta inclui quatro transmissores 305 (somente três são mostrados) e quatro fileiras de

Petição 870190067985, de 18/07/2019, pág. 15/67 / 30 sete receptores 310 (somente três fileiras são mostradas). Em uma modalidade, os transmissores e receptores podem ser manipulados para criar um aparelho de transmissor e receptor capaz de operar múltiplos pólos.

[0041] Em uma modalidade, os transmissores transmitem energia acústica que é convertida em energia na formação. Em uma modalidade, a energia na formação, que pode tomar uma variedade de formas incluindo, mas não limitados à, modos de cisalhamento, modo de compressão, modos de Raleigh, e modos de Stoneley, atinge os receptores, onde ela é detectada e processada.

[0042] Em uma modalidade, uma ferramenta de registro acústico é usada para adquirir dados em muitos azimutes. Em uma modalidade, um sensor / medidor de magneto direcional na ferramenta ou outro método é usado para determinar a orientação da ferramenta. Em uma modalidade, unidades de um ou mais transmissores e de um ou mais receptores são usadas. O sistema não é limitado à fonte de dipolo dual, 4 unidades de receptores configuração de unidade de receptores comum às ferramentas de dipolo cruzado cabo de perfuração da indústria. A fonte acionada poderia ser mono pólo, dipolo, de quatro pólos, etc. Em uma modalidade, as formas de onda são forças brutas medidas em cada ângulo. Este método elimina dificuldades associadas com a centralização, orientação para a direção anisotrópica, condições do buraco, casamento do receptor, etc. Em uma modalidade, as formas de onda são medidas diretamente mais propriamente do que sendo calculadas.

[0043] O fato que os sinais da ferramenta de LWD são afetados por modos de ferramenta de baixa frequência não se elimina usando fontes de dipolo para determinar anisotropia derivada de onda de flexão - em uma modalidade, a maior frequência final do modo poderia ser usada. A velocidade varia através das propriedades anisotrópicas da formação.

[0044] Em uma modalidade, a técnica descrita aqui detecta e mede

Petição 870190067985, de 18/07/2019, pág. 16/67 / 30 não somente cisalhamento, mas anisotropia de compressão. Usando essas técnicas, uma imagem em 3D completa das propriedades acústicas do poço pode ser fornecida.

[0045] Em uma modalidade, os dados azimutais podem ser adquiridos em pelo menos, as seguintes maneiras:

• Modo de Varredura Focada: aciona 1 fonte e grava em uma unidade de receptor pareada, e repetindo isto em múltiplos azimutes.

• Modo de Varredura de Múltiplas Fontes: aciona uma configuração de múltiplas fontes, gravando em um receptor unidades alinhadas com a fonte: e.g. aciona um dipolo e recebe em 2 unidades de receptor, aciona uma fonte de quatro dipolos e recebe em duas 2 ou mais unidades de receptor, etc.

• Acionar uma configuração de uma única fonte ou de múltiplas fontes e gravar dados em unidades de receptores alinhados e desalinhados.

[0046] Amostragem azimutal pode ser realizada em um número de maneiras, incluindo mas não limitados à:

• Acionar nos mesmos intervalos de tempo, passivamente marcando os dados resultantes por azimute.

• Programar a ferramenta para adquirir dados em azimutes específicos (setores azimutais) para várias configurações de acionamento. [0047] Em adição, em uma modalidade, dados de calibração / correção integrados podem ser usados para “corrigir” dados em múltiplos azimutes tal que eles podem ser usados para criar uma imagem independente da posição. Por exemplo, se dados de dipolo são tomados em múltiplos azimutes enquanto a ferramenta está girando, a ferramenta pode estar em diferentes posições com relação à centralização (distância da unidade de

Petição 870190067985, de 18/07/2019, pág. 17/67 / 30 receptor para a fronteira da estrutura de terra). Usando os dados de calibração / correção, os dados tomados em múltiplas posições de ferramenta podem ser corrigidos em dispersão tal que eles podem ser usados para fazer uma imagem coerente (não dominada pela geometria, mas pelas propriedades da formação) [0048] Aplicações desses métodos incluem condução geológica, determinação de campo de tensão, detecção de fratura.

[0049] Os inventores têm feito modelagem e visto evidência nos dados de campo que resultados de boa (melhor) anisotropia de cisalhamento podem ser alcançados através desses métodos de formação de imagem comparados com técnicas de dipolo cruzado tradicional.

A modelagem [0050] Modelagem em 2D e 3D são bem úteis para projeto restrições de projeto, resolução azimutal, configuração de fonte ótima e frequência, profundidade de investigação, dispersão, e efeitos anisotrópicos. Como sempre, há limites entre modelagem teórica e dados de campo, mas para propósitos de investigação desse fenômeno, a modelagem para investigar esse fenômeno, a modelagem se mostra esclarecedora.

Sensitividade Azimutal [0051] A sensitividade azimutal de ondas refratadas foi largamente negligenciada no passado devido a 1) a dificuldade em adquirir dados sônicos cabo de perfuração em múltiplos azimutes em uma única profundidade e 2) a preferência para fontes de mono pólo do tipo anel que produz campos de onda de mono pólo uniforme. Contudo, com uma praticidade de adquirir dados de múltiplos azimutes com ferramentas de LWD, é de interesse considerar a sensitividade azimutal possível com ferramentas sônicas. De modo para determinar o grau de sensitividade azimutal, alguns exemplos de modelagem prática são considerados.

Caso 1: mono pólo único “fontes de ponto” [0052] A ferramenta 405 considerada é um simples cilindro de aço de

Petição 870190067985, de 18/07/2019, pág. 18/67 / 30 ³Λ” em um poço de 8 *Λ” (para propósitos de análise de sensitividade azimutal, um simples modelo de ferramenta é suficiente para investigação de modos refratados). A ferramenta é centralizada e cada camada de formação considerada é isotrópica. A ferramenta 405, como mostrado na Figs. 4 (mostrando uma ferramenta em vista plana em uma seção horizontal de um poço) e 5 (mostrando uma seção transversal da ferramenta), reside em uma formação homogênea 410 com lentidão de compressão 80 ps/pé (2,62 ps/cm). A ferramenta 405 está paralela a uma estrutura de terra próxima 415 com velocidade de compressão de 57 ps/pé (1,87 ps/cm) (1,87 ps/cm) localizada 1 pé (30,48cm) distante. As estruturas de terra foram escolhidas com um contraste de grande impedância para ilustração clara.

[0053] Para propósitos de determinação da sensitividade azimutal desta configuração, 16 casos foram executados sucessivamente. Em cada caso, um único transmissor de mono pólo foi acionado e dados obtidos em 16 “unidades” de receptores espaçados 22,85 graus a parte em torno da circunferência da ferramenta. Cada unidade de receptores consiste de 11 receptores localizados em 4,5, 5, 5,5, 6, 6,5, 7, 7,5, 8, 8,5, 9, e 9,5 pés (137,16, 152,4, 167,64, 182,88, 198,12, 213,36, 228,6, 243,84, 259,08, 274,32, 289,56 cm), respectivamente, a partir do transmissor. Fonte e receptores estão localizados no corpo da ferramenta. A própria ferramenta é fortemente atenuada tal que uns modos de ferramenta não interferem com as chegadas na formação, tanto quanto é feito mecanicamente com as ferramentas de campo.

[0054] Azimutes são considerados como convenções da indústria mais propriamente do que uns geométricos, como mostrado na Fig. 6. Por exemplo, para acionamento em 1, o transmissor foi apontado para cima; para acionamento em 5, o transmissor foi apontado para direita; para acionamento em 9, o transmissor foi apontado para baixo, para acionamento em 13, o transmissor foi apontado para esquerda, etc.

Petição 870190067985, de 18/07/2019, pág. 19/67 / 30 [0055] Para referência, gráficos de aparência são apresentado para casos individuais na figura 7. Fig. 7A mostra os resultados de aparência quando a ferramenta está na formação superior, distante (20 pés) da estrutura de terra inferior. Os resultados são a partir do acionamento do transmissor 9 (para baixo) e gravando o sinal em unidades de receptores 9 (i.e., a “unidade” de receptores apontando na direção 9 (para baixo)). As chegadas de cisalhamento de compressão e de refração para a formação superior (57 ps/pé (1,87 ps/cm) e 98 ps/pé (3,21 ps/cm)) (1,87 ps/cm e 3,21 ps/cm) são claramente visíveis no gráfico de aparência. Fig. 7B mostra os resultados de aparência a partir da unidade de receptores 1 quando a ferramenta está na estrutura de terra inferior 0,5 pés abaixo da estrutura de terra superior e o transmissor 1 (up) é acionado. Ondas de compressão de ambas as formações são visíveis (57 ps/pé (1,87 ps/cm) e 80 ps/pé (2,62 ps/cm)) (1,87 ps/cm e 2,62 ps/cm) como é o cisalhamento refratado para a formação inferior (155 ps/pé (5,08 ps/cm)) (5,08 ps /cm). Finalmente, Fig. 7C mostra os resultados quando a ferramenta está profunda na formação inferior (20 pés a partir da estrutura de terra superior). As chegadas de cisalhamento de compressão e refratado são claras em 80 ps/pé (2,62 ps/cm) e 155 ps/pé (5,08 ps/cm).

[0056] Em todos os casos, a distância para uma fronteira da estrutura de terra é considerada, não a partir do centro da ferramenta, mas a partir da borda externa do buraco do poço para a fronteira da formação.

[0057] O primeiro caso é executado com somente 1 pé entre a ferramenta e a estrutura de terra se aproximando de modo a permitir visualização dos resultados com gráficos de aparência. Conforme a estrutura de terra é movida mais longe, aparência não é mais o melhor método para detectar as duas estruturas de terra e outros métodos são empregados para distinguir as chegadas duplas.

[0058] No primeiro caso, porções das quais são ilustradas na Fig. 8, modelos separados foram executados. No primeiro, um único transmissor é

Petição 870190067985, de 18/07/2019, pág. 20/67 / 30 acionado na posição 1, e as formas de onda resultantes são gravadas em todas as 16 unidades de receptores. No segundo modelo, transmissor 2 é acionado, e as formas de onda resultante são gravada em todas as 16 unidades de receptores, etc. Referir à Fig. 6 para a posição do receptor versus orientação do azimute. Típica orientação de azimute em campo de petróleo é com base no azimute de navegação (0 graus - 360 graus no sentido horário) e não na nomenclatura geométrica clássica.

[0059] Fig. 8A ilustra os resultados azimutais para o primeiro caso quando a fonte é acionada para cima (fonte número 1, cuja localização é indicada pelo ponto preto no eixo do azimute) nas 16 unidades de receptores. O meio do gráfico azimutal (ferramenta olhando para baixo) é menos sensitivo á próxima formação, como indicado pelo sinal fraco em 57 ps/pé (1,87 ps/cm). Isto é porque a porção da ferramenta olhando para baixo está mais distante da próxima estrutura de terra. As bordas (topo da ferramenta) respondem mais fortemente à formação se aproximando, conforme elas estão mais próximas à próxima estrutura de terra.

[0060] Fig. 8B de novo ilustra os resultados azimutais em todas as 16 unidades de receptores, mas com a fonte acionada para baixo (fonte número 9, cuja localização é indicada pelo ponto preto no eixo de azimute). Mesmo embora a fonte esteja apontada para baixo (longe da estrutura de terra se aproximando), os receptores localizados próximos à mais próxima estrutura de terra (i.e., aqueles nas bordas) estão ainda um pouco sensitivos à próxima formação, embora sua velocidade seja influenciada pelas velocidades das duas estruturas de terra e não é de modo claro, 57 ou 80 ps/pé (1,87 ou 2,62 ps/cm). Isto também é como esperado, conforme ondas sônicas não são partículas que viajam em uma linha discreta, mas mais propriamente ondas, que são sensitivas à unidade na qual elas se propagam.

[0061] Fig. 8D mostra os resultados do acionamento do transmissor esquerdo (número 13, cuja localização é indicada pelo ponto preto no eixo de

Petição 870190067985, de 18/07/2019, pág. 21/67 / 30 azimute) e recebendo com todas as 16 unidades de receptores. Este gráfico ilustra um interessante efeito assimétrico que não é tão surpreendente após consideração - a unidade de receptores esquerda superior é mais sensitiva para a formação se aproximando do que são os receptores direito superiores. Isto é devido ao fato que se a fonte esquerda superior é acionada, os receptores esquerdos superiores serão dominados pelo sinal no quadrante esquerdo superior, enquanto se a fonte esquerda superior é acionada e os receptores superiores direito gravam os dados, eles são influenciados mais pelo quadrante direito superior assim como vendo um sinal mais fraco, conforme eles ainda são da fonte.

[0062] Da mesma forma, Fig. 8C mostra os resultados do acionamento do transmissor direito (número 5, cuja localização é indicada pelo ponto preto no eixo de azimute), onde os receptores direitos superiores são mais sensitivos à estrutura de terra superior do que os receptores esquerdos superiores.

[0063] Esses efeitos assimétricos levaram os inventores a considerar maneira melhores de adquirir, de modo azimutal, dados sensitivos.

[0064] Na Fig. 9, os resultados são considerados somente para cada “par” azimutal de fonte e unidade de receptores alinhada. Assim sendo, no azimute 0 (para cima), os resultados de aparência a partir da unidade de receptores 1 quando o transmissor 1 foi acionado são desenhados em gráfico. No azimute 22,85 graus, os resultados de aparência a partir da unidade de receptores 2 quando o transmissor 2 foi acionado são desenhados em gráfico, etc. Comparando os resultados a partir das fontes / receptores casados (Fig. 9) para os resultados de um único transmissor / receptor azimutal (Fig. 8), pode ser visto que a resolução é muito mais acentuada usando a configuração de fonte / receptor casados.

[0065] Agora considere a sensitividade se 4 fontes são acionadas, de forma simultânea, (1, 5, 9, e 13) (produzindo um mono pólo) e gravando os

Petição 870190067985, de 18/07/2019, pág. 22/67 / 30 resultados nas 16 unidades de receptores. Fig. 10 mostra os resultados. Embora a sensitividade seja reduzida comparada com um único fonte / receptor casada, é melhor do que acionar um único ponto transmissor e gravar nas 16 unidades de receptores. A estrutura de terra se aproximando e o quadrante no qual ela está pode ainda ser detectada. Isto é de interesse prático, conforme várias ferramentas cabo de perfuração da indústria são projetadas com fonte de mono pólo em “anel”, mas receptores discretos.

[0066] Fig. 11 mostra dados de campo de carbonato de Texas a partir de uma ferramenta cabo de perfuração com uma fonte de mono pólo de “anel” e 4 discretas unidades de receptores. Os dados foram adquiridos em uma formação fraturada. Embora a maioria desses intervalos seja isotrópico, evidências de variações azimutais podem ser vistas, por exemplo, em 1470 pés (448,06 m), 1620 pés (493,78 m), e 1635 pés (498,35 m). Esses dados foram adquiridos em alta resolução azimutal fazendo múltiplos passos no buraco aberto com uma ferramenta orientada diferentemente a cada vez.

[0067] O que pode ser visto a partir desses exemplos é que a onda de compressão é sensitiva de forma azimutal, Quadrantes são discerníveis, mesmo com processamento de aparência básico, e há mesmo variação de sensitividade por setores (22,85 graus).

[0068] Na maioria dos casos, quando a ferramenta sônica está em uma formação e perto de uma outra, a ferramenta não será esperada de ver somente a formação superior quando olhando para cima e somente a formação inferior quando olhando para baixo. Em típicas frequência de registro de compressão, os comprimentos de onda estão na ordem de 1-3 pés, assim não é inesperado que eles não sejam firmemente focados em uns poucos graus. Conforme azimute vs. lentidão é colocado em gráfico, a técnica pode detectar a velocidade estrutura de terra se aproximando de modo claro quando apontado diretamente nele e nenhum efeito por completo dele quando apontado diretamente oposto à estrutura de terra se aproximando (com observado nas

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Figs. 7-9) mas como é frequentemente o caso, especialmente se a ferramenta está longe da fronteira da estrutura de terra, a influência da estrutura de terra se aproximando pode ser detectada na velocidade observada (reduzindo ou acelerando a velocidade em torno do azimute). Fig. 12 mostra um caso onde a ferramenta está localizada em uma estrutura de terra com velocidade de compressão de 112 ps/pé (3,67 ps/cm) (3,67 ps/cm), 1 pé (30,48 cm) distante de uma estrutura de terra com velocidade de compressão de 80 ps/pé (2,62 ps/cm). O contraste de impedância neste exemplo, não é tão grande quanto aquele das Figs. 7-9, e mesmo embora a influência da estrutura de terra se aproximando pode ser vista reduzindo a velocidade no azimute superior, uma chegada clara de 80 ps/pé (2,62 ps/cm) não é vista. Isto não nega a utilidade de condução geológica, e de fato simplifica a exibição. Adicionalmente engenheiros de condução estão mais acostumados a conduzir com curvas tal como resistividade, que pode ser desenhada em gráfico como um único valor vs. azimute (para cada profundidade de investigação, espaçamento, etc.) [0069] Em adição às considerações de campo de onda total, também é importante notar, como mencionado anteriormente, que exibições de aparência estão sendo usadas por familiaridade, mas aparência não é necessariamente a melhor ferramenta para separar múltiplas chegadas chegando em tempos similares, que podem “se emaranhar”. Métodos de deconvolution sísmica de muitas variedades podem ser úteis. Enquanto longo espaçamento de fonte / receptor pode estender a profundidade de investigação para ferramentas sônicas, espaçamento de transmissor para receptor mais curto pode efetivamente ajudar no caso de resolução azimutal.

[0070] Figs. 13A e 13B mostram as formas de onda associadas com acionamento 1 (para cima) na formação descrita na figura 12. Ao passo que processamento de aparência tem alguma dificuldade em distinguir duas ondas chegando em tempos similares (especialmente em receptores localizados perto da fonte), nós podemos ver do simples gráfico empilhando formas de

Petição 870190067985, de 18/07/2019, pág. 24/67 / 30 onda que é possível separar as duas chegadas. Na Fig. 13A, que ilustra os resultados de empilhar formas de onda usando uma lentidão de 80 μs/pé (2,62 μs/cm), o pico de chegada em aproximadamente 810 μs no tempo é a chegada de 80 μs/pé (2,62 μs/cm). Na Fig. 13B, que ilustra os resultados de empilhar formas de onda usando uma lentidão de 112 μs/pé (3,67 μs/cm), o pico de chegada em aproximadamente 1100 μs no tempo é a chegada de 112 μs/pé (3,67 μs/cm). Muitos métodos sísmicos estão disponíveis para separar formas de onda competindo que podem ser aplicados a este tipo de dados. Velocidade de processamento de fundo de poço favorece esquemas de processamento de aparência simples, com mais métodos de deconvolution de sinal antecipados computados na superfície com dados de forma de onda totais.

Caso 2. Os efeitos da frequência na resolução azimutal [0071] Todos os resultados apresentados forma modelados usando uma fonte de 8 kHz, que tem uma profundidade de investigação relativamente rasa (menos do que 3 pés (91,44 cm) para essas formações). Antes de ir para as considerações de profundidade de investigação, a implicação da azimutal da resolução de variar a frequência da fonte é considerada. Fig. 14 mostra os mesmos resultados que a Fig. 9, com a exceção que as fontes foram acionadas em 4 kHz em vez de 8 kHz. Note o “borrão” da resposta azimutal. Uma consideração adicional com a frequência da fonte e a frequência de ressonância das várias estruturas de terra. Em geral, formações rápidas têm uma alta frequência de ressonância enquanto formações mais lentas têm uma frequência de ressonância mais baixa. Assim sendo, se a formação na qual uma ferramenta reside é mais lenta do que a estrutura de terra se aproximando, como no nosso exemplo até agora, frequências mais baixa vão favorecer as formações mais baixas mais propriamente do que a estrutura de terra se aproximando.

[0072] Quando determinado a frequência ótima para acionar as fontes em um ambiente de registro, sensitividade azimutal, profundidade de

Petição 870190067985, de 18/07/2019, pág. 25/67 / 30 investigação, e frequência de ressonância da formação são balanceadas de acordo com a aplicação desejada.

Caso 3: Variando a distância to estrutura de terra [0073] Condução geológica é uma aplicação principal para formação de imagem azimutal. Para condução geológica útil, ambas, sensitividade azimutal e profundidade de investigação profunda são úteis para detectar a aproximação de uma próxima estrutura de terra tão antecipadamente quanto possível.

[0074] Com uma regra geral, ondas de frequência mais baixa penetram mais profundamente, e assim sendo em termos simples, poderia ser esperado que se a fonte é acionada em baixa frequência, uma formação se aproximando será vista de longe. Contudo, como já visto no caso acima, a frequência de ressonância das múltiplas estruturas de terra precisa ser considerada quando determinando a profundidade de investigação. Isto pode também não mais ser adequado neste ponto se basear em gráficos de aparência para detectar múltiplas estruturas de terra em longas distâncias. Retorne à primeira formação, onde a ferramenta reside e uma formação de 80 ps/pé (2,62 ps/cm) com a estrutura de terra de 57 ps/pé (1,87 ps/cm) acima. Fig. 15A é um gráfico de aparência a partir do par de transmissor / receptor na posição azimutal 1 (ambos olhando para cima, olhando em direção à estrutura de terra se aproximando de 57 ps/pé (1,87 ps/cm)). Em 1 pé distante, é possível ver respostas de aparência da estrutura de terra inferior (80 ps/pé (2,62 ps/cm)) assim como uma estrutura de terra superior (57 ps/pé (1,87 ps/cm)). Na Fig. 15B, a ferramenta está localizada 2 pés (60,96 cm) distante da estrutura de terra superior, e embora chegadas associadas com ambas as formações podem ainda ser vistas, chegadas a partir da estrutura de terra superior agora aparecem mais tarde, conforme as ondas tinham de viajar ainda da ferramenta para a fronteira da estrutura de terra, e a aparência é mais fraca. Fig. 15C é um gráfico de lentidão azimutal baseada em aparência com aqueles

Petição 870190067985, de 18/07/2019, pág. 26/67 / 30 mostrados nos gráficos anteriores. Pode ser visto que quando a ferramenta está mais longe da formação o transmissor deve ser apontado na direção da estrutura de terra se aproximando, i.e., em direção ao quadrante superior no exemplo das Figs. 15A-C, para detectar a estrutura de terra se aproximando com métodos de aparência.

[0075] Contudo, se a técnica emprega um método de coincidência de pico (i.e., um dos vários métodos para alinhar formas de onda ao longo da unidade de receptores ou visualmente ou automaticamente tal como é mostrado na Fig. 13), que é melhor em resolver chegadas se sobrepondo ou fracas, um gráfico de azimute vs. lentidão pode ser apresentado, com a escuridão de cada chegada indicando sua relativa amplitude (energia), tempo de chegada, ou frequência dos múltiplos picos. Fig. 16 mostra uma comparação entre o mostrador de aparência (16A) e um gráfico de pico codificado de energia (16B). Figs. 16C e 16D mostra gráficos de energia similares quando a estrutura de terra se aproximando está 2 e 3 pés distante, respectivamente.

[0076] Cisalhamento refratado também pode ser usado para criar gráficos de imagem azimutal (se ambas as formações têm velocidades de cisalhamento mais rápida do que o fluido). Na Fig. 16E, a ferramenta está localizada em uma formação com lentidão de cisalhamento de 155 gs/pé (5,08 gs/cm) se aproximando e um pé distante de uma estrutura de terra com lentidão de cisalhamento de 98 gs/pé (3,21 gs/cm). Fig. 16E mostra ambas respostas de cisalhamento de compressão e refratado na formação de 80 gs/pé (2,62 gs/cm) se aproximando de uma formação de 57 gs/pé (1,87 gs/cm).

Caso 4: Influência do contraste de velocidade na resolução [0077] Há muitos aspectos de alguma formação de imagem azimutal que tem paralelos com a formação de imagem de resistividade. Em particular, a profundidade de investigação de ambas ferramentas é influenciada pelo contraste nas estruturas de terra. Por exemplo, com ferramenta de formação

Petição 870190067985, de 18/07/2019, pág. 27/67 / 30 de imagem de resistividade, uma estrutura de terra de baixa resistividade pode ser detectada de mais longe a partir de uma estrutura de terra de alta resistividade do que uma estrutura de terra de alta resistividade a partir de uma estrutura de terra de baixa resistividade.

[0078] O gráfico no topo na Fig. 17 ilustra um modelo de uma sequência de três camadas. A camada do topo (acima cerca de 1020 pés (310,89 m)) é 1 ohm por metro, a camada do meio (entre cerca de 1020 e 1040 pés) (310,89 e 316,99 m) é 50 ohm por metro, e a camada da base (abaixo de cerca de 1040 pés) (316,99 m) é de novo 1 ohm por metro. O gráfico da base na Fig. 17 mostra a resistividade como uma função da seção vertical. Quando a ferramenta está na estrutura de terra de resistividade baixa superior, a camada do meio (alta resistividade) pode ser detectada a partir de aproximadamente 5 pés (152,4 cm) distante (TVD), como indicado pela linha 1705. Quando a ferramenta está na estrutura de terra do meio (alta resistividade), uma estrutura de terra de resistividade baixa pode ser detectada a partir de aproximadamente 8,5 pés (259,08 cm) distante, como indicado pela linha 1710.

[0079] O caso sônico paralelo é que a profundidade de investigação (e sensitividade azimutal) é maior quando a ferramenta está em uma formação baixa se aproximando de uma rápida do que quando ela está em uma formação rápida se aproximando de uma baixa. Fig. 18 ilustra este fenômeno. Fig. 18A ilustra a sensitividade azimutal quando a ferramenta está em uma formação de 112 ps/pé (3,67 ps/cm) se aproximando de uma estrutura de terra de 80 ps/pé (2,62 ps/cm). Fig. 18B mostra o oposto - a ferramenta está em uma estrutura de terra de 80 ps/pé (2,62 ps/cm) se aproximando de uma estrutura de terra de 112 ps/pé (3,67 ps/cm) estrutura de terra. Em ambas Fig. 18A e Fig. 18B os resultados são de fontes e receptores pared. A sensitividade azimutal é maior no primeiro caso, como é a profundidade de investigação (não mostrada).

Petição 870190067985, de 18/07/2019, pág. 28/67 / 30 [0080] Em ambos os casos, a habilidade para detectar uma formação se aproximando enquanto em outra formação é útil no contexto da condução geológica. Por exemplo, se é desejado entrar uma formação se aproximando, a ferramenta pode ser guiada em direção à formação se aproximando ou ela pode ser mantida no curso corrente que aparece para ser levado em conta na formação se aproximando. De forma similar, se é desejado evitar a formação se aproximando ou ficar na corrente formação, a ferramenta pode ser guiada para alcançar aquele objetivo.

Caso 5: Anisotropia [0081] Condução geológica é somente uma aplicação de tecnologia de tratamento de mensagem sônica. Uma outra área onde a tecnologia pode ser usada em anisotropia de medição - ou intrínseca ou induzida por tensão. Anisotropia pode ser útil, por exemplo, em determinar onde uma formação deve estar fraturada. Análise de anisotropia é a forma de análise sônica azimutal que é mais comumente efetuada hoje na de análise de anisotropia de cisalhamento. Historicamente, somente ferramentas de dipolo cruzado de cabo de perfuração têm fornecido uma medição de anisotropia de cisalhamento, como o mono pólo de LWD anterior, dipolo de eixo único, e ferramentas de quatro pólos foram inicialmente considerados não adequadas para medições na maneira tradicional. Amostragem de múltiplos azimutes fornece opções adicionais para determinação de anisotropia, particularmente no ambiente de LWD frequentemente fora de centro.

[0082] Como revisões detalhadas de medições de anisotropia de dipolo cruzado estão disponíveis a partir de um número de fontes somente uma revisão simplificada está em ordem para aqueles leitores não familiares com análise de anisotropia de dipolo cruzado.

[0083] Ferramentas acústicas de dipolo cruzado (cabo de perfuração), ilustradas na Fig. 19, um par de fontes acústicas ortogonais (“+” e “-” no eixo Y e “+” e “-” no eixo X) para criar ondas de superfície acústicas na parede do

Petição 870190067985, de 18/07/2019, pág. 29/67 / 30 buraco do poço. Essas ondas de superfície (ondas de flexão) são fortemente influenciadas pelas tensões mecânicas nas formações em torno do buraco do poço assim como qualquer anisotropia intrínseca (tal como fina camadas em argila). Esta anisotropia de velocidade é passível de detectar pelos receptores (e.g., receptores A, B, C, e D na Fig. 19) na ferramenta de dipolo e pode ser usada para mapear a própria anisotropia do campo de tensão. Fraturas, se natural ou induzida por perfuração, tendem a distorcer o campo de velocidade de onda de cisalhamento no volume de medição da ferramenta de dipolo, geralmente aumentando a magnitude da anisotropia medida.

[0084] Em termos simples, ferramentas de dipolo cruzado, determinam anisotropia na seguinte maneira:

1) A(s) fonte(s) do dipolo do eixo x são acionadas, e as formas de onda são gravadas nos receptores do eixo x (e.g. A e B na Fig. 19) e os receptores do eixo y (e.g., B e D na Fig. 19). Essas formas de onda são denotadas como XX e XY. A primeira letra denota o eixo da fonte, a segunda letra denota o eixo do receptor.

2) A(s) fonte(s) do dipolo do eixo y são acionadas, e as formas de onda são gravadas anos receptores da exibição y e x. Essas formas de onda são denotadas como YY e YX.

3) Usando relações ortorrômbicas (rotação de Alford), as formas de onda em cada azimute podem ser calculadas por:

w(0) = cos² (θ) XX + cos(0) sin(0)[ XY + YX ] + sin² (θ)ΥΥ (1) onde θ é o ângulo com relação ao eixo X.

4) Este cálculo produz um conjunto de formas de onda em cada azimute a partir do qual é possível computar aparência em cada azimute, identificar o pico dominante (lentidão) e fazer gráfico de azimute versus lentidão como na Fig. 20. O gráfico na Fig. 20 é de modo azimutal referenciado ao sistema de coordenada da ferramenta.

[0085] Deve ser notado que esses cálculos foram feitas no quadro de

Petição 870190067985, de 18/07/2019, pág. 30/67 / 30 coordenada da referência da posição de ferramenta. Para determinar a direção absoluta da anisotropia, a posição azimutal da ferramenta deve ser levada em conta. Por exemplo, se nós considerarmos o sistema azimutal na Fig. 6, e uma fonte de dipolo foi acionada na posição 6, de modo a determinar o angulo absoluto de anisotropia, nós iríamos subtrair 22,5 graus do ângulo de anisotropia calculado.

[0086] É então possível determinar a lentidão de cisalhamento rápido, lentidão de cisalhamento lento, e o ângulo de uma direção de anisotropia. Reconhecidamente, esta é uma explanação simplificada de métodos de anisotropia de dipolo cruzado, já que há maneiras melhores que são conhecidas na arte para obter a partir de formas de onda azimutais brutas para a Fig. 20 do que computar aparência em todos os azimutes.

[0087] De modo aos métodos acima funcionarem, é assumido que a ferramenta esteja bem centralizada em um poço circular, e que as unidades de fontes e receptores são coincidentes em amplitude e resposta de frequência. Na prática, isto adiciona incerteza para a medição até um ponto em que se torna não confiável para efetuar o cálculo por completo.

[0088] Se as fontes ou os receptores dentro do mesmo anel em torno do poço não estão coincidentes em amplitude, pode ser visto que a equação 1 seria afetada em múltiplas maneiras. Primeiro, já que XX, YY, XY, e YX são normalmente computados subtraindo as formas de onda adquiridas em unidades de receptores opostos (e.g. XX=XA-XC) de modo a aumentar ondas de flexão fora de fase e suprimir ondas de Stoneley, qualquer erro nas amplitudes das fontes opostas ou os receptores opostos vai distorcer a forma de onda resultante (embora seja possível fazer ao cálculos ortorrômbicos usando os resultados a partir de unidades de receptores individuais sem subtraí-los, enquanto um pode distinguir de flexão de Stoneley, etc.). Em adição, o cálculo - que assume amplitudes normalizadas a partir de cada uma das formas de onda de entrada- será desviado. Contudo, é possível

Petição 870190067985, de 18/07/2019, pág. 31/67 / 30 “coincidir” as fontes e receptores através processamento antes do cálculo ortorrômbico com bons resultados.

[0089] Se a ferramenta está fora de centro ou se o buraco do poço é irregular em forma (forma oval, por exemplo), não é uma unidade simples para tentar “corrigir” as formas de onda de volta para um cenário circular e centralizado. Isto é porque, não somente a um tempo de viagem aumentado para as ondas no lado mais longe da parede do buraco do poço e um tempo de viagem diminuída para os receptores localizados próximos à parede do buraco do poço (que possivelmente podem ser levado em conta se a posição da ferramenta e forma do buraco são bem conhecidos), mas os modos do buraco do poço, que são ondas dispersivas, mudam caráter dependendo da posição da ferramenta. Por exemplo, Fig. 21 ilustra formas de onda dos receptores XA e XC de uma ferramenta de cabo de perfuração de 3,5 / 8” (8,89 / 20,32 cm) fora de centro 1 polegada (2,54 cm) em um poço de 8,5” (21,59 cm). As formas de onda em estrela em cada para são do lado da ferramenta mais próximo à parede do buraco do poço enquanto as outras formas de onda em cada par estão do lado mais longe da parede. Ondas de Stoneley, por exemplo, podem misturar com as ondas de flexão diferentemente em cada unidade de receptor. Fora de centralização também afeta as curvas de dispersão, particularmente se o anel é pequeno.

[0090] Enquanto não impossível “corrigir” as formas de onda em casos de buracos irregulares, ou fora de centro ou desbalanceados, isto pode ser difícil e conduz à grande incerteza. Uma outra opção é fazer múltiplas medições discretas em torno do poço como discutido anterior. Medições de dipolo discretas podem ser feitas assim como o par de fonte / receptor de ponto único e métodos de fonte de mono pólo anteriormente descritos, tal que a onda de flexão pode ser medida em pontos de múltiplos azimutais. Fontes / receptores desbalanceados, descentralização e formas de buracos irregulares têm muito menos efeito usando este método, já que não há nenhum cálculo

Petição 870190067985, de 18/07/2019, pág. 32/67 / 30 necessário que requeira formas de onda coincidente a partir de múltiplos azimutes, mas mais propriamente o modo de flexão pode ser medido em cada azimute, e cada medição pode ser corrigida para a posição da ferramenta e tamanho do buraco afetando a unidade de receptores em cada azimute independentemente. Quando é considerado que não é mesmo necessário combinar unidades de receptor opostas, isto torna medições de anisotropia medições possíveis mesmo em caos de LWD fora de centro em condições de buraco pobre, assumindo que a posição da ferramenta e forma de buraco são conhecidos.

[0091] Por exemplo, medições de dipolo de LWD são comumente usados para determinar cisalhamento mais lento do que fluido. Uma correção de dispersão é feita para derivar a velocidade de cisalhamento a partir da lentidão de flexão. Esta correção de dispersão depende da velocidade da lama, peso da lama, velocidade de compressão e densidade da formação. A incerteza na correção de dispersão potencial é menos e os parâmetros de entrada são bem conhecidos. Se ha calibradores integrados em cada unidade de receptor azimutal, a incerteza devido ao tamanho do buraco é quase nula. A incerteza remanescente é dominada pela velocidade da lama, que vai afetar todas as medições azimutais na mesma profundidade de forma similar. Assim sendo, mesmo se há uma incerteza de 2% na lentidão de cisalhamento derivado da flexão devido à velocidade da lama, ela vai exibir a si própria como próximo ao mesmo valor de compensação em todos os azimutes, significando que a diferença entre a lentidão de cisalhamento rápido e lento e o ângulo de anisotropia seria precisa, mesmo se o valor absoluto de cada lentidão de cisalhamento tinha incerteza devido às propriedades de lama.

[0092] Enquanto medições de dipolo cruzado são ainda uma maneira excelente de determinar anisotropia em casos centralizados com fontes / receptores balanceados e poços regulares, medições de anisotropia de múltiplos azimutes têm uma melhor chance de produzir medições de

Petição 870190067985, de 18/07/2019, pág. 33/67 / 30 anisotropia de boa qualidade em poços irregulares, fora de centro e muitos ambientes de LWD.

[0093] Um exemplo simples de LWD dipolo cruzado anisotropia é mostrado na Fig. 22, que ilustra a formação e posição da ferramenta. A ferramenta mostrada na Fig. 22 é girada 22,5 graus no sentido anti-horário da direção de cisalhamento lento para a medição. A anisotropia está em um formato bem simples - há uma zona de 2 polegadas de largura de velocidade mais baixa no meio de uma formação homogênea (isto é uma maneira simples para modelar um campo de tensão fraco). A ferramenta é centralizada e acionada como um dipolo cruzado. A lentidão do modo de flexão na formação de plano de fundo é de 190 ps/pé (6,23 ps/cm) e a lentidão do modo de flexão na intrusão lenta é de 205 ps/pé (6,72 ps/cm). A direção de anisotropia rápida é de 22,5 graus com relação à posição da ferramenta. Fig. 23 mostra os resultados de usar dados do dipolo cruzado para computar o campo de onda anisotrópica. Os resultados calculados foram: rápido = 191 ps/pé (6,26 ps/cm), lento = 205 ps/pé (6,72 ps/cm), direção de cisalhamento lento = 24 graus - i.e. no sistema de coordenada da ferramenta, a direção de cisalhamento lento foi 24 graus ao sudeste da direção x, que está bem próximo ao modelo de entrada (22,5 graus).

Exibição de dados [0094] Como é evidente quando exibindo resultados de modelagem, há consideráveis quantidades de informação geradas por ferramentas sônicas de múltiplas frequência azimutais. Exibições de anisotropia sônica são convencionais como mostrado na Fig. 24, que mostra uma Analise de Anisotropia de Lentidão de Flexão. Trilha 1 grava o raio gama do intervalo medido. Trilha 2 grava a orientação, relativa ao norte magnético, do campo das tensões. O azimute é gravado a partir do sul (margem esquerda) para o norte (trilha central) para o sul (trilha direita). Trilha 3 grava uma lentidão de onda de flexão rápida (máxima) e lenta (mínima). Trilha 4 grava a

Petição 870190067985, de 18/07/2019, pág. 34/67 / 30 porcentagem de anisotropia (baseada nos valores rápidos e lentos). Trilha 5 é um mapa da anisotropia como uma função do ângulo de azimute.

[0095] Novos métodos de visualização são úteis para tais aplicações como condução geológica, e para processamento de dados e QC para ferramentas de rotação adquirindo dados em muitos azimutes (azimutes possivelmente irregularmente espaçados).

[0096] Fig. 25 mostra uma modalidade de uma exibição de condução geológica display, que indica, em cada profundidade, como muitas diferentes chegadas estão presentes em cada azimute (isto poderia ser apresentado para de compressão ou cisalhamento). Uma curva anexa então indica (por profundidade medida) as velocidades das múltiplas chegadas. Fig. 25 ilustra um exemplo simples onde há ferramenta que está passando de uma espessura de formação de 120 ps/pé para uma espessura de formação de 60 ps/pé, mas esta exibição pode ser estendida para cobrir mais do que duas estruturas de terra.

[0097] Em adição para exibições de condução geológica simplificadas, gráficos de controle de qualidade são também úteis. Fig. 26 mostra um exemplo de dados classificados por quadrantes, então apresentado como uma aparência VDL para cada quadrante. Os dados foram adquiridos enquanto a ferramenta estava girando, então reclassificados tal que o gráfico mais à esquerda mostra dados adquiridos entre 0 e 90 graus, o segundo a partir do gráfico da esquerda mostra dados adquiridos a partir de 91-180 graus, o terceiro gráfico mostra dados adquiridos a partir de 91-270 graus, e o gráfico da direita mostra dados adquiridos a partir de 271-360 graus. Não há nenhum empilhamento de formas de onda dentro dos bins - cada profundidade representa uma única forma de onda somente (neste caso, somente dados de forma de onda foram adquiridos em cada bin conforme a taxa de rotação foi controlada). Um gráfico mesmo mais básico (não mostrado) seria para exibir os resultados de aparência para cada unidade de

Petição 870190067985, de 18/07/2019, pág. 35/67 / 30 receptor como adquiridos (não classificados por azimute) para validar a qualidade das fontes e receptores individuais.

Dados de Campo [0098] Um breve exemplo de dados de campo é mostrado na Fig. 27.

Neste exemplo, a ferramenta está passando de uma formação com lentidão de compressão de 120 us/pé para uma com uma lentidão de compressão de 140 us/pé. Figura 27 mostra a trajetória do poço. Figura 28 mostra resultados de aparência e formas de onda para unidades de receptores opostas. O gráfico de aparência à esquerdo em cada figura vem da unidade de receptor “frontal” e o gráfico de aparência à direita da unidade de receptor “traseiro”. O gráfico do meio mostra as formas de onda a partir das unidades de receptor frontal e traseiro. Fig. 28A mostra um exemplo no qual a ferramenta está na formação superior. Fig. 28B mostra a resposta a partir das unidades de receptor frontal e traseiro quando a ferramenta está aproximadamente 1 pé abaixo da fronteira da estrutura de terra e Fig. 28C mostra a resposta quando a ferramenta está a vários pés na formação inferior.

[0099] Ferramentas sônicas de furo de sondagem são capazes de distinguir variações azimutais em velocidades em torno do poço, e não apenas no sentido da anisotropia de cisalhamento cabo de perfuração de dipolo cruzado. Ondas de cisalhamento de compressão e refração são também de modo azimutal sensitivas, facilmente distinguindo quadrantes ou melhor variação azimutal. A resolução azimutal varia por frequência, com faz a profundidade de investigação das medições. Resolução azimutal e profundidade de investigação são uma negociação, com a aplicação ditando a configuração ótima. Para aplicações tal como condução geológica (detectar fronteiras de estrutura de terra se aproximando), uma combinação de frequências é preferida, com ondas de frequência inferiores detectando a estrutura de terra se aproximando a partir de uma grande distância, e ondas de frequência superiores resolvendo o aspecto azimutal da estrutura de terra se

Petição 870190067985, de 18/07/2019, pág. 36/67 / 30 aproximando conforme a ferramenta se aproxima da fronteira. Medições de anisotropia podem ser feita ambos com o método de dipolo cruzado tradicional e em modo de varredura azimutal para ambas as ferramentas de cabo de perfuração e LWD, fornecido que a posição da ferramenta e tamanho do buraco são conhecidos. A fartura de dados fornecida através das ferramentas sônicas azimutais requer métodos de visualização pensativos para decantar os dados em formatos usáveis.

[00100] Em uso, em uma modalidade ilustrada na Fig. 29, a extensão azimutal da ferramenta, que é tipicamente 360 graus, é dividida em n divisões. Em uma modalidade, as n divisões são os 16 segmentos ilustrados na Fig. 6. Em uma modalidade, as n divisões são de igual tamanho e são uniformemente espaçadas. Em uma modalidade, as n divisões não são todas do mesmo tamanho. Em uma modalidade, as n divisões não são uniformemente espaçadas. Em uma modalidade, a inteira extensão azimutal (i.e., todos os 360 graus) da ferramenta é coberta através de n divisões. Em uma modalidade, as n divisões cobrem menos do que toda da extensão azimutal da ferramenta.

[00101] Em uma modalidade, para cada uma das direções i = 1 até n (bloco 2905):

• Um sinal acústico é transmitido pela ferramenta na formação com a fonte orientada na i-ésima orientação de fonte (bloco 2910). Em uma modalidade, a formação inclui múltiplas estruturas de terra, tais como estruturas de terra 410 e 415 ilustradas na Fig. 5. Em uma modalidade o sinal acústico é transmitido em todas as n direções, de forma simultânea, (i.e., a ferramenta transmite como um mono pólo). Em uma modalidade, o sinal acústico é transmitido nas n direções em sequência. Em uma modalidade, o sinal acústico é transmitido em uma combinação de duas ou mais das n direções em um tempo em sequência. Em uma modalidade, a ferramenta transmite como uma fonte de múltiplo pólo.

Petição 870190067985, de 18/07/2019, pág. 37/67 / 30 • Uma forma de onda acústica é recebida em resposta a partir da i-ésima direção (bloco 2915). Em uma modalidade, a forma de onda acústica é recebida em todas as n direções simultaneamente. Em uma modalidade, a forma de onda acústica é recebida a partir das n direções em sequência. Em uma modalidade, a forma de onda acústica é recebida por pares ou outras combinações de receptores em sequência.

• A lentidão da formação na i-ésima direção é calculada usando a forma de onda acústica recebida (bloco 2920).

[00102] Uma vez que a lentidão da formação nas n direções foi calculada, aqueles dados podem ser usados em uma variedade de maneiras. Por exemplo, em uma modalidade, os dados de lentidão calculados podem ser usados para determinar a anisotropia da formação (bloco 2925). Em uma modalidade, aquela informação pode ser usada para determinar a direção na qual to fracture a formação (bloco 2930). Em uma modalidade, os dados de lentidão calculados podem ser usados para criar uma imagem da formação (bloco 2935). Em uma modalidade, os dados de lentidão calculados podem ser usados para identificar um leito que se aproxima em uma das n direções (bloco 2940). Aquela informação pode ser usada guiar a ferramenta distante da estrutura de terra se aproximando (bloco 2945).

[00103] Em uma modalidade, um programa de computador para controlar a operação da ferramenta de perfilagem acústico e para efetuar análises dos dados coletados pela ferramenta de perfilagem acústico, é armazenado em um meio legível de computador 3005, tal como um CD ou DVD, como mostrado na Fig. 30. Em uma modalidade um computador 3010, que pode ser o mesmo que o equipamento de computação 48 ou que pode estar abaixo da superfície na coluna de perfuração, lê o programa de computador a partir do meio legível de computador 3005 através de um dispositivo de entrada / sadia 3015 e o armazena em uma memória 3020 onde ele é preparado para execução através de compilação e associação, se

Petição 870190067985, de 18/07/2019, pág. 38/67 / 30 necessário, e então executado. Em uma modalidade, o sistema aceita entradas através de um dispositivo de entrada / saída 3015, tal como um teclado, e fornece saídas através de um dispositivo de entrada / saída 3015, tal como um monitor ou impressora. Em uma modalidade, o sistema armazena os resultados de cálculos na memória 3020 ou modifica tais cálculos que já existem na memória 3020.

[00104] Em uma modalidade, os resultados de cálculos que residem na memória 3020 são tornados disponíveis através de uma rede 3025 para um centro de operações em tempo real remoto 3030. Em uma modalidade, o centro de operações em tempo real remoto torna os resultados de cálculos, disponíveis através de uma rede 3035 para ajudar no planejamento de poços de petróleo 3040 ou na perfuração de poços de petróleo 3040. De forma similar, em uma modalidade, a ferramenta de perfilagem acústico 200 pode ser controlada a partir do centro de operações em tempo real remoto 3030.

[00105] O texto acima descreve uma ou mais modalidades específicas de uma invenção mais ampla. A invenção também é realizada em uma variedade de modalidades alternadas e assim sendo é limitada àquelas descritas aqui. A descrição anterior da modalidade da invenção preferida foi apresentada para o propósito de ilustração e descrição. Ela não é pretendida ser exaustiva ou para limitar a invenção para a forma precisa divulgada. Muitas modificações e variações são possíveis à luz dos ensinamentos acima. É pretendido que o escopo da invenção seja limitado não por esta descrição detalhada, mas mais propriamente pelas reivindicações anexadas nela.

Claims

REIVINDICAÇÕES

1. Método para obtenção de anisotropia acústica e formação de imagem por meio de amostragem azimutal de alta resolução, através de um sistema de perfilagem acústico utilizando uma ou mais fontes acústicas (205, 210, 305), cada uma com um especificado padrão de radiação em torno de uma orientação de fonte, compreendendo as etapas de:

depositar uma ferramenta de perfilagem acústica (32, 200) em um buraco do poço (38) tendo uma parede do buraco do poço, a ferramenta de perfilagem acústica (32, 200) tendo: um corpo de ferramenta longitudinal, uma fonte acústica (205, 210, 305) acoplada ao corpo de ferramenta longitudinal e um receptor acústico (220, 310) acoplado ao corpo de ferramenta longitudinal; e, transmitir um sinal acústico em uma formação (410) com a fonte acústica (205, 210, 305) orientada em uma primeira orientação de fonte;

receber uma forma de onda acústica em resposta com o receptor acústico (220, 310) orientado em uma primeira direção;

caracterizado pelo fato de compreender adicionalmente a etapa de: calcular a lentidão da formação (410) na primeira direção usando a forma de onda acústica recebida e formas de onda acústica recebidas pelo receptor acústico quando a ferramenta de perfilagem acústica tem outras orientações e a fonte acústica transmite sinais acústicos à formação.
2. Método de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que:

a primeira orientação de fonte é a mesma que a primeira direção.
3. Método de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de compreender ainda:

para as direções i = 2 até n:

transmitir um i-ésimo sinal acústico na formação (410) com a

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2 / 3 fonte (205, 210, 305) orientada em uma i-ésima fonte de orientação;

receber uma forma de onda acústica em resposta com o receptor (220, 310) orientado em uma i-ésima direção; e, calcular a lentidão da formação (410) na i-ésima direção usando a forma de onda acústica recebida a partir da i-ésima direção.
4. Método de acordo com a reivindicação 3, caracterizado pelo fato de compreender ainda:

usar a lentidão da formação (410) calculada nas n direções para determinar a anisotropia da formação (410).
5. Método de acordo com a reivindicação 3, caracterizado pelo fato de compreender ainda:

usar a lentidão da formação (410) calculada nas n direções para determinar a direção na qual a formação (410) fratura.
6. Método de acordo com a reivindicação 3, caracterizado pelo fato de compreender ainda:

usar a lentidão da formação (410) calculada nas n direções para identificar uma estrutura de terra (415) que se aproxima em uma das n direções.
7. Método de acordo com a reivindicação 6, caracterizado pelo fato de compreender ainda:

afastar uma ferramenta (405) da estrutura de terra (415) que se aproxima.
8. Método de acordo com a reivindicação 3, caracterizado pelo fato de que a lentidão da formação (410) é calculada usando uma técnica selecionada a partir do grupo consistindo de uma técnica de aparência e uma técnica de coincidência de pico.
9. Método de acordo com a reivindicação 3, caracterizado pelo fato de compreender ainda:

criar uma imagem da formação (410) usando a lentidão

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3 / 3 calculada nas direções 1 até n.
10. Método de acordo com a reivindicação 3, caracterizado pelo fato de que pelo menos, uma das formas de onda acústicas é recebida em um diferente passo de uma ferramenta de cabo de perfuração através da formação (410) do que o passo que a forma de onda acústica da primeira direção é recebida.
11. Método de acordo com a reivindicação 3, caracterizado pelo fato de compreender ainda:

amostrar a forma de onda acústica recebida em intervalos de tempo iguais.
12. Método de acordo com a reivindicação 3, caracterizado pelo fato de compreender ainda:

amostrar a forma de onda acústica em pré-determinadas posições da face da ferramenta.
13. Método de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que a fonte (205, 210, 305) é selecionada a partir do grupo consistindo de uma fonte de ponto e uma fonte de múltiplos pólos.