MX2013002220A - Aparato y metodo para obtener imagenologia de la micro-resistividad en fluidos de perforacion no conductivos. - Google Patents

Abstract

Un instrumento para registrar la micro-resistividad consiste en una bobina transmisora y al menos una bobina receptora desplegadas sobre el cuerpo de un instrumento. La bobina transmisora y la bobina receptora definen ejes que son de preferencia considerablemente perpendiculares al eje del instrumento.

Description

APARATO Y METODO PARA CREAR IMÁGENES DE MICRORESISTIVIDAD EN UN FLUIDO DE PERFORACIÓN NO CONDUCTIVO SOLICITUDES RELACIONADAS Esta solicitud reivindica el beneficio de: la solicitud provisional de los Estados Unidos con número de serie 61/377,162 presentada el 26 de agosto de 2010 y titulada Aparato y método para crear imágenes de microresistividad en lodos no conductores.

CAMPO DE LA INVENCIÓN La presente invención se refiere generalmente con las mediciones de registro de microresistividad. Más particularmente, las modalidades de la invención se refieren a una herramienta de registro durante la perforación adecuada para realizar mediciones de microresistividad de fluidos de perforación no conductores.

ANTECEDENTES DE LA INVENCIÓN El uso de las mediciones eléctricas en aplicaciones de fondo del pozo del arte anterior son bien conocidas, tales como el registro durante la perforación (LWD) y aplicaciones de registro por cable. Such techniques may be utilized, for example, to determine a subterranean formation resistivity, which, along with formation porosity measurements, may be used to indícate the presence of hydrocarbons in the formation. It is known in the art that porous formations having a high electrical resistivity often contain hydrocarbons, such as crude oil, while porous formations having a low electrical resistivity are often water saturated. Se apreciará que los términos resistividad y conductividad se usan a menudo de manera intercambiable en el arte. Los expertos en la materia reconocerán fácilmente que estas cantidades son recíprocas y que una puede convertirse en la otra mediante cálculos matemáticos simples. La mención de una u otra en la presente es para conveniencia de la descripción, y no se usan en un sentido limitante.

Las técnicas para realizar mediciones de microresistividad de una formación subterránea se conocen bien en la materia anterior tanto para operaciones de LWD como por cable. Las herramientas de registro de microresistividad hacen uso comúnmente de uno los de dos principios de medición conocidos que dependen de si se usa fluido de perforación (lodo) conductivo (de base acuosa) o no conductivo (a base de petróleo). Cuando se utiliza un fluido de perforación conductivo, el espacio anular del hoyo proporciona una buena conducción de la corriente eléctrica. Uno de los principales retos es concentrar la comente eléctrica de manera que entre a la formación. El uso de un fluido de perforación no conductivo plantea retos diferentes. Un fluido de perforación a base de petróleo puede obstaculizar seriamente el flujo de la corriente eléctrica a través del fluido dentro de la formación. Un reto importante es provocar que la corriente eléctrica penetre en el fluido de perforación de manera que entre a la formación.

Los expertos en la materia entenderán que un fluido de perforación a base de petróleo se utiliza comúnmente cuando se perfora a través de formaciones solubles en agua (por ejemplo, que incluyen capas de sal). Se conoce que el uso de un fluido de perforación a base de petróleo (no conductivo) reduce en gran medida la efectividad de las herramientas de registro de microresistividad configuradas para su uso con un fluido de perforación de base acuosa (conductivo). Asimismo, se conoce generalmente en la materia que las herramientas de registro de microresistividad configuradas para su uso con un fluido de perforación a base de petróleo (por ejemplo, como se describe en el párrafo anterior) no son muy adecuadas para realizar mediciones de microresistividad en un fluido de perforación conductivo.

Los sensores de microresistividad configurados para su uso con un fluido de perforación no conductivo comúnmente incluyen al menos cuatro electrodos: que incluyen un par de electrodos de potencial separados desplegados entre los electrodos de inyección y de retorno de corriente. Durante el uso, se pasa una corriente alterna de alta frecuencia (por ejemplo, del orden de 1 megahertz) entre los electrodos de inyección y de retorno. Típicamente se requiere una alta frecuencia a fin de reducir la impedancia eléctrica del fluido de perforación a base de petróleo y permitir que una parte de la corriente penetre en la formación. Se conoce además que el uso de altas frecuencias provoca corrientes de desplazamiento en el sensor y en el fluido de perforación no conductivo. En ausencia de estas corrientes de desplazamiento (o cuando las corrientes de desplazamiento se han tenido en cuenta), la caída de voltaje entre los electrodos de potencial tiende a ser aproximadamente proporcional a la resistividad de la formación.

Aunque pueden utilizarse configuraciones de cuatro electrodos en un fluido de perforación no conductivo, se mantienen las dificultades importantes en las aplicaciones de registro durante la perforación. Por ejemplo, las operaciones de perforación hacen difícil mantener la cercanía inmediata del sensor a la pared del hoyo. Variar la separación del sensor puede deteriorar significativamente la resolución de la imagen. Se han hecho intentos de usar almohadillas flexibles o con carga de resorte para controlar mejor la separación del sensor, pero tales configuraciones en general no son mecánicamente robustas en las operaciones de LWD. Por lo tanto, existe una necesidad en la materia de una herramienta de registro de microresistividad (y de un sensor) que sea adecuado para su uso en un fluido de perforación no conductivo y generalmente insensible a la separación del sensor.

COMPENDIO DE LA INVENCIÓN Se pretende que los aspectos de la presente invención resuelvan la necesidad antes descrita de sensores de registro de microresistividad. En una modalidad ilustrativa, la invención incluye una herramienta de registro de microresistividad de fondo de pozo que tiene un sensor de microresistividad. El sensor incluye una bobina transmisora y al menos una bobina receptora que pueden desplegarse, por ejemplo, en el cuerpo de la herramienta (por ejemplo, en una porción de la carcasa de las aletas del cuerpo de la herramienta). Las bobinas transmisora y receptora preferentemente definen ejes de bobina que son prácticamente perpendiculares al eje longitudinal de la herramienta de registro. La bobina transmisora se configura para transmitir una corriente alterna de alta frecuencia radialmente hacia fuera a través de un fluido de perforación no conductivo dentro de una formación subterránea adyacente. La bobina receptora se configura para recibir (medir) una respuesta de voltaje indicativa de una resistividad aparente de la formación. En las modalidades preferidas de la invención, la bobina receptora se despliega dentro de y coaxial con la bobina transmisora.

Las modalidades ilustrativas de la presente invención pueden proporcionar convenientemente varias ventajas técnicas. Por ejemplo, las herramientas de registro de acuerdo con la presente invención pueden convenientemente permitir mediciones de microresistividad de una formación subterránea en presencia de un fluido de perforación no conductivo. Más aún, comparado con un sensor convencional de cuatro electrodos, las modalidades de la presente invención generalmente forman un lazo de corriente considerablemente más pequeño tal que el efecto de la autoinductancia del lazo de corriente en la medición de microresistividad tiende a reducirse significativamente. Las modalidades de la invención tienden además a ser convenientemente menos sensibles a la separación del sensor que los sensores convencionales de cuatro electrodos. Una ventaja adicional de la presente invención sobre los sensores convencionales de cuatro electrodos es que los conductores de transmisión y de recepción no están en contacto directo con los fluidos de perforación, evitando así los efectos electroquímicos que pueden tener lugar en la superficie expuesta del conductor. Estos efectos se conocen que aumentan típicamente la impedancia del conductor. Como un resultado de las ventajas anteriores, las mediciones de microresistividad realizadas con sensores de acuerdo con la presente invención tienden por lo tanto a tener una sensibilidad aumentada a la resistividad real de la formación.

Un aspecto de la presente invención incluye una herramienta de registro de microresistividad de fondo del pozo. La herramienta incluye una bobina transmisora y una bobina receptora desplegadas en un cuerpo de la herramienta de registro. La bobina transmisora incluye un conductor eléctrico enrollado alrededor de un núcleo magnéticamente permeable. El conductor eléctrico se conecta a un generador de corriente alterna de alta frecuencia desplegado en el cuerpo de la herramienta. La bobina receptora incluye además un conductor eléctrico enrollado alrededor de un núcleo magnéticamente permeable, el conductor eléctrico que se conecta a un sensor de voltaje alterno de alta frecuencia desplegado en el cuerpo de la herramienta. Cada una de las bobinas transmisora y receptora define un eje de bobina que es prácticamente perpendicular al eje longitudinal del cuerpo de la herramienta.

En aún otro aspecto, la presente invención incluye una herramienta de registro durante la perforación de microresistividad. La herramienta de registro durante la perforación incluye un sensor de registro de microresistividad desplegado en un cuerpo de la herramienta de registro durante la perforación. El sensor de microresistividad incluye una bobina transmisora y una bobina receptora, cada una de las cuales define un eje de bobina que es prácticamente perpendicular al eje longitudinal del cuerpo de la herramienta. La bobina transmisora incluye un conductor eléctrico enrollado alrededor de un núcleo magnéticamente permeable, el conductor eléctrico que se conecta a un generador de corriente alterna de alta frecuencia desplegado en el cuerpo de la herramienta. La bobina receptora incluye un conductor eléctrico enrollado alrededor de un núcleo magnéticamente permeable, el conductor eléctrico que se conecta a un sensor de voltaje alterno de alta frecuencia desplegado en el cuerpo de la herramienta.

Lo anterior ha detallado en términos generales las características y ventajas técnicas de la presente invención para que la descripción detallada de la invención que sigue se pueda entender mejor. Las características y ventajas adicionales de la invención se describirán de ahora en adelante, las cuales forman el objeto de las reivindicaciones de la invención. Se debe apreciar por los expertos en la materia que la concepción y las modalidades específicas descritas se pueden utilizar fácilmente como una base para modificar o diseñar otras estructuras para llevar a cabo los mismos propósitos de la presente invención. Se debe comprender además por los expertos en la materia que tales construcciones equivalentes no se apartan del espíritu y alcance de la invención como se expone en las reivindicaciones adjuntas.

BREVE DESCRIPCIÓN DE LOS DIBUJOS Para un entendimiento más completo de la presente invención, y las ventajas de la misma, se hace referencia ahora a la siguiente descripción junto con los dibujos acompañantes, en los cuales: La Figura 1 representa un equipo de perforación convencional en el cual pueden utilizarse las modalidades ilustrativas de la presente invención.

La Figura 2 representa una modalidad ilustrativa de un sensor de microresistividad de acuerdo con la presente invención.

La Figura 3 representa el sensor de microresistividad mostrado en la Figura 2 desplegado en una herramienta de microresistividad ilustrativa de acuerdo con la presente invención.

Las Figuras 4A y 4B representan esquemáticamente el flujo de corriente inducido en un hoyo y una formación subterráneos por un transmisor toroidal.

La Figura 5 representa esquemáticamente el flujo de corriente en un hoyo y una formación subterráneos por un transmisor toroidal en presencia de un cuerpo de la herramienta conductivo.

La Figura 6 representa una representación de circuito equivalente de una disposición mostrada en la Figura 5.

La Figura 7 representa una modalidad alternativa del sensor de microresistividad 7 de acuerdo con la presente invención.

DESCRIPCIÓN DETALLADA Con referencia ahora a las Figuras de la 1 a la 7, se representan las modalidades ejemplares de la presente invención. Con respecto a las Figuras de la 1 a la 7, se entenderá que las características o aspectos de las modalidades ilustradas se pueden mostrar a partir de varias vistas. Donde tales características o aspectos son comunes para vistas específicas, estos se etiquetan usando las mismas referencias numerales. Por lo tanto, una característica o aspecto etiquetado con una referencia numeral específica en una vista en las Figuras de la 1 a la 7 se puede describir en la presente con respecto a la referencia numeral mostrada en otras vistas.

La Figura 1 representa una modalidad ilustrativa de una herramienta de registro durante la perforación de microresistividad 100 durante uso en un ensamble de perforación de petróleo o gas costafuera, denotado generalmente 10. En la Figura 1, una plataforma de perforación semisumergible 12 se posiciona sobre una formación de petróleo o gas (no mostrada) dispuesta debajo del fondo del mar 16. Un conducto submarino 18 se extiende desde la cubierta 20 de la plataforma 12 hacia una instalación de cabezal de pozo 22. La plataforma puede incluir una torre de perforación y una grúa para elevar y descender la sarta de perforación 30, la cual, como se muestra, se extiende dentro del hoyo 40 e incluye una broca de perforación 32 y una herramienta de registro durante la perforación 100. Las modalidades de la herramienta de LWD 100 incluyen al menos un sensor de microresistividad 150. La sarta de perforación 30 puede incluir además, por ejemplo, un motor de perforación de fondo de pozo, un sistema de telemetría de pulso de lodo, una herramienta de direccionamiento, y/o uno o más de otros sensores de MWD y LWD para detectar las características de fondo de pozo del hoyo y de la formación circundante. La invención no se limita por la configuración de la sarta de perforación o el ensamble del fondo del agujero (BHA).

Se entenderá por los expertos en la materia que el despliegue descrito en la Figura 1 es meramente ilustrativo para propósitos de descripción de la invención que se expone en la presente. Se debe entender además que las herramientas de registro de acuerdo con la presente invención no se limitan a su uso con una plataforma semisumergible 12 como se ilustra en la Figura 1. La herramienta de medición 100 es igualmente adecuada para su uso con cualquier tipo de operación de perforación subterránea, ya sea costafuera o en tierra. Aunque la herramienta de medición 100 se muestra acoplada con la sarta de perforación 30 en la Figura 1, se debe entender además que la invención no se limita a las modalidades de LWD, sino que se puede utilizar en herramientas de microresistividad por cable.

La Figura 2 representa una modalidad ilustrativa de un sensor de imagen de microresistividad 150 de acuerdo con la presente invención. El sensor 150 incluye una primera y segunda bobinas toroidales enrolladas concéntricas 160 y 170. En la modalidad ilustrativa descrita la bobina toroidal exterior 160 se configura como un transmisor (y se denomina además en la presente como una bobina transmisora) mientras la bobina toroidal interior 170 se configura como un receptor (y se denomina además en la presente como una bobina receptora). Aunque la invención no se limita con respecto a esto, tal configuración en la cual el receptor es concéntrico en el transmisor se prefiere en ya que tiende a proporcionar una resolución mejorada de la imagen. Cada una de las primera y segunda bobinas define un eje de bobina 175 (el eje perpendicular al plano de la bobina) que es preferentemente aproximadamente perpendicular al eje longitudinal de la herramienta 100 (por ejemplo, dentro de aproximadamente 10 grados). La primera y segunda bobinas se despliegan además preferentemente en el mismo plano aunque una puede estar desplazada con respecto a la otra.

El sensor 150 puede incluir prácticamente cualquier configuración adecuada de las bobinas transmisora y receptora. Cada una de las bobinas 160 y 170 incluye un núcleo magnéticamente permeable 162 y 172 que tienen un enrollado eléctricamente conductivo 164 y 174 desplegados alrededor de los mismos. Cada bobina 160 y 170 incluye típicamente varios cientos o incluso miles de vueltas del conductor, con los conductores que se conectan a un generador de corriente alterna 152 (para el transmisor) o a una electrónica de detección de voltaje de AC 154 (para el receptor). Tal construcción de bobinas toroidales se conoce bien en la materia anterior.

Se debe entender que la invención no se limita a las modalidades en las cuales las bobinas transmisora y receptora 160 y 170 hacen uso de un núcleo de forma toroidal. Por el contrario, el núcleo puede tener prácticamente de cualquier forma siempre que sea convexa. Ejemplos adecuados de formas convexas de núcleo incluyen triangular, rectangular, hexagonal, octogonal, oval, y similares. Las formas de núcleos no convexas (por ejemplo, en forma de estrella) no son adecuadas típicamente. Aunque no se requiere un núcleo toroidal, su uso puede ser ventajoso en que un núcleo toroidal es simétrico alrededor de su eje central. Tal simetría proporciona generalmente una resolución isotrópica de la imagen, es decir, la resolución de la imagen que es prácticamente la misma en las direcciones vertical y acimutal.

En la modalidad ilustrativa representada en la Figura 2 la bobina transmisora se configura para conducir una corriente alterna de alta frecuencia dentro de la formación circundante, por ejemplo, en el intervalo de frecuencias de aproximadamente 100 kHz a aproximadamente 100 MHz. La bobina receptora 170 se configura para detectar la corriente que entra a la formación a través del centro de la bobina receptora 170 monitoreando la salida de voltaje de la bobina. La resistividad de la formación adyacente a la bobina receptora 170 puede calcularse después, por ejemplo, a través de la siguiente ecuación: Ra = k - Ecuación 1 donde Ra representa la resistividad aparente de la formación, k representa un factor geométrico, V representa el voltaje medido en la bobina de recepción, e I representa la corriente conducida en el enrollado transmisor.

Se debe entender por los expertos en la materia que el acoplamiento magnético (inductivo) entre las bobinas transmisora y receptora es convenientemente mínimo dado que el flujo magnético inducido se contiene prácticamente completo en el núcleo magnéticamente permeable. Como tal, la inductancia mutua entre el transmisor y el receptor es generalmente pequeña. El acoplamiento magnético entre el transmisor y el receptor es además por lo tanto generalmente pequeño, aunque puede resultar un acoplamiento de bajo nivel a partir de un enrollado imperfecto y/o a través de un puerto de entrada salida de la bobina. Aunque el acoplamiento magnético es mínimo, las bobinas concéntricas transmisora y receptora tienen típicamente un acoplamiento eléctrico (capacitivo) grande.

La Figura 3 representa una vista en sección transversal parcial de una parte de la herramienta de LWD 100. En la modalidad ilustrativa descrita, la bobina transmisora y la receptora 160 y 170 se despliegan en una aleta 120 (por ejemplo, una aleta estabilizadora). Tal despliegue localiza convenientemente las bobinas transmisora y receptora en la proximidad inmediata a la pared del hoyo (como se representa). Los expertos en la materia apreciarán fácilmente que las bandas de desgaste convencionales o los botones de desgaste pueden desplegarse en las aletas a fin de proteger las bobinas. Aunque no se representa, se debe entender que la electrónica del transmisor y el receptor pueden desplegarse convenientemente en la proximidad inmediata a las bobinas, por ejemplo, en la aleta o en el cuerpo de la herramienta justo dentro de la aleta. Se debe entender además que la invención no se limita a las configuraciones en las cuales las bobinas transmisora y receptora se despliegan en una aleta. Las bobinas transmisora y receptora pueden desplegarse prácticamente en cualquier lugar en el cuerpo de la herramienta 110.

La herramienta de LWD 100 (o sarta de perforación 30) puede opcionalmente incluir además un sensor de acimut (no mostrado) configurado para medir el ángulo de acimut (denominado además en la materia como el ángulo de la cara de la herramienta) del sensor de microresistividad 150 prácticamente en tiempo real durante la perforación. Los sensores de acimut adecuados típicamente incluyen uno o más acelerómetros, magnetómetros, y/o giroscopios y se conocen bien en el arte. Se debe entender que la invención no se limita a ninguna configuración de sensor acimutal particular o incluso al uso de un sensor acimutal.

La herramienta de LWD 100 (o sarta de perforación 30) puede además incluir opcionalmente un sensor de conductividad (no mostrado) configurado para medir una conductividad eléctrica (o resistividad) y/o la constante dieléctrica del fluido de perforación (por ejemplo, durante la perforación). La invención no se limita a ningún sensor de conductividad específico ya que los sensores de conductividad adecuados se conocen en la materia o incluso al uso de un sensor de conductividad.

La herramienta de LWD 100 (o sarta de perforación 30) puede aún además incluir opcionalmente un sensor de separación, por ejemplo, que incluye un sensor de separación basado en ultrasonido o un sensor de separación basado en calibre. Tal sensor de separación puede configurarse para registrar la distancia de separación entre el sensor de microresistividad en la pared del hoyo durante la perforación. Los valores de separación del sensor pueden usarse para corregir cualesquiera efectos de separación en los datos de microresistividad medidos. Nuevamente, la invención no se limita a ninguna configuración de separación específica o incluso al uso de un sensor de separación o de algoritmos de corrección de separación.

Las Figuras 4A y 4B representan esquemáticamente el flujo de corriente inducido por un transmisor toroidal 160 localizado en la proximidad a una formación conductiva prácticamente uniforme 202. Por simplicidad, el cuerpo metálico de la herramienta sobre el cual se monta típicamente la bobina se ha omitido. La bobina receptora se ha omitido además por simplicidad. Debido al efecto superficial, las corrientes eléctricas en la formación tienden a concentrarse cerca de la pared del hoyo 204 (como se representa en 212 de la Figura 4A). Dado que la formación es significativamente más conductiva que el fluido de perforación (cuando se utiliza un fluido de perforación a base de petróleo), la corriente eléctrica tiende a entrar a la formación prácticamente perpendicular a la pared del hoyo. Esta propiedad de concentrar la corriente tiende convenientemente a evitar la necesidad de incorporar mecanismos adicionales de concentración en la herramienta de LWD 100.

En presencia de un lecho delgado conductivo 206, el patrón de la corriente tiende a cambiar como se representa en la Figura 4B. Debido a la alta conductividad del lecho delgado 206 (comparado con la formación en volumen 202), la densidad de corriente en el lecho delgado es mayor que en otras regiones de la formación (como se representa en 214). Durante una medición de microresistividad se detecta una corriente máxima en la bobina receptora cuando el eje toroidal es adyacente al lecho delgado conductivo. La comente eléctrica medida tenderá a disminuir en cualquier lado del lecho conductivo 206 hasta el valor de la formación en volumen 202.

La Figura 5 es similar a la Figura 4B con la excepción de un cuerpo conductivo (metálico) de la herramienta 220 como se representa. Debido a la alta conductividad eléctrica del cuerpo de la herramienta 220, las corrientes eléctricas tienden a fluir a lo largo de la superficie 222 del cuerpo de la herramienta 220 como se representa en 224. Esto a su vez concentra además las líneas de corriente eléctrica entre la pared del hoyo y el cuerpo de la herramienta de manera que son prácticamente perpendiculares a la pared del hoyo. Como tal, el cuerpo conductivo de la herramienta 220 puede considerarse como que proporciona un mecanismo de concentración de la corriente. El patrón general de la corriente en el lado de la formación tiende a mantenerse similar (o prácticamente idéntico) al descrito anteriormente con respecto a la Figura 4B.

Aún más, como se representa en la representación del circuito equivalente mostrado en la Figura 5, el cuerpo conductivo de la herramienta está eléctricamente en serie con la formación. La impedancia total medida puede por lo tanto expresarse matemáticamente, por ejemplo, como sigue: ?3t = Zaiodo + Zbiod0 + Zporm + ZMOT Ecuación 2 donde ?? representa la impedancia total medida, Zai0d0 y Zbiodo representan la impedancia del fluido de perforación para las corrientes dirigidas radialmente hacia dentro y hacia fuera, ZfOTm representa la impedancia de la formación, y ZHerr representa la impedancia de la herramienta. Dado que el cuerpo de la herramienta es generalmente metálico y por lo tanto altamente conductivo, la impedancia del cuerpo de la herramienta es generalmente insignificante con respecto a las impedancias del fluido de perforación y de la formación. Como tal, la presencia del cuerpo de la herramienta tiene típicamente poco efecto en la capacidad del sensor para detectar la resistividad de la formación tales como los lechos delgados conductores descritos en las Figuras 4B y 5.

Se debe entender que la invención no se limita a las modalidades de herramienta en las cuales la bobina transmisora y la bobina receptora son coaxiales como se describió anteriormente con respecto a la Figura 2. En modalidades alternativas de la invención la bobina transmisora y la receptora pueden desplazarse de manera que no compartan un centro común. La Figura 7 representa una modalidad ilustrativa de un sensor de microresistividad 150' en el cual la bobina receptora 170 se despliega tanto descentrada como exterior a la bobina transmisora 160. En tales modalidades pueden desplegarse múltiples bobinas receptoras alrededor de la bobina transmisora a fin de permitir medir la resistividad de la formación a través de una región más grande de la formación.

Con referencia nuevamente a la Figura 3 la herramienta de LWD 100 incluye comúnmente uno o más controladores electrónicos (no mostrados) que incluyen varias circuiterías de control. El controlador incluye un generador de AC de alta frecuencia conectado al transmisor para transmitir una corriente de alta frecuencia dentro del hoyo. El controlador incluye además una electrónica de sensado de voltaje de AC de alta frecuencia conectada al receptor. Tales configuraciones de electrónica de transmisión y de recepción se conocen bien en la materia y no se describen adicionalmente en la presente. La electrónica de transmisión y la de recepción pueden configurarse para transmitir y recibir una única señal de alta frecuencia o una señal que incluye una pluralidad de componentes de frecuencia. Nuevamente tales configuraciones se conocen bien.

Un controlador adecuado típicamente incluye un procesador programable (no mostrado), tal como un microprocesador o un microcontrolador, y puede incluir además una lógica que incorpora un código de programa legible por procesador o legible por computadora, que incluye instrucciones para controlar la función de la herramienta. Puede utilizarse un controlador adecuado, por ejemplo, para realizar las mediciones de microresistividad durante la perforación. Como tal, el controlador puede además configurarse para: (i) energizar el transmisor y transmitir de ese modo una señal de AC de alta frecuencia dentro de una formación subterránea; (ii) recibir la señal de AC de alta frecuencia en el receptor; y (iii) calcular al menos una cantidad relacionada al menos parcialmente con la resistividad de la formación (por ejemplo, una resistividad aparente de la formación) a partir de la señal recibida.

Un controlador adecuado 300 se puede configurar para construir imágenes de microresistividad de LWD de la formación subterránea. En tales aplicaciones de formación de imágenes, las mediciones de microresistividad se pueden adquirir y correlacionar con las mediciones de acimut correspondientes (obtenidas, por ejemplo, de los sensores direccionales desplegados en la herramienta 100) mientras que la herramienta rota en el hoyo. Como tal, el controlador puede incluir por lo tanto instrucciones para correlacionar temporalmente las mediciones del sensor de LWD con las mediciones del sensor de acimut (en la cara de la herramienta). Las mediciones del sensor de LWD pueden correlacionarse además con las mediciones de profundidad. Las imágenes del hoyo pueden construirse usando prácticamente cualquiera de las metodologías conocidas, por ejemplo, que incluyen agrupamiento por intervalo, encuadrado, o algoritmos de distribución de probabilidad convencionales. La patente de los Estados Unidos 5,473,158 describe un algoritmo de lectura de píxeles convencional para construir una imagen de un hoyo. La patente de los Estados Unidos 7,027,926 cedida en forma mancomunada a Haugland describe una técnica para construir una imagen de un hoyo en la cual los datos del sensor se convolucionan con una función de encuadre de una dimensión. La patente de los Estados Unidos 7,558,675 cedida en forma mancomunada a Sugiura describe una técnica de construcción de imágenes en la cual los datos del sensor se distribuyen probabilísticamente en cualquiera de una o dos dimensiones. La solicitud de patente de los Estados Unidos con número de serie 12/651 ,040 copendiente, creada y cedida en forma mancomunada a Wang describe una técnica de construcción de imágenes en la cual las mediciones de sensor de registro que residen en cada una de una de una pluralidad de ventanas acimutales se ajustan con funciones de ajuste matemático correspondientes.

Un controlador adecuado puede incluir además opcionalmente otros componentes controlables, tal como otros sensores, dispositivos de almacenamiento de datos, suministros de energía, temporizadores, y similares. Como se describió anteriormente, el controlador se puede disponer para estar en comunicación electrónica con los varios sensores desplegados en el sistema de perforación. El controlador puede además disponerse opcionalmente para comunicarse con otros instrumentos en la sarta de perforación, tales como sistemas de telemetría que se comunican además con la superficie o una herramienta de direccionamiento (por ejemplo, para una operación de perforación de direccionamiento geológico de lazo cerrado). Tal comunicación puede mejorar significativamente el control direccional durante la perforación. Un controlador puede incluir además opcionalmente memoria volátil o no volátil o un dispositivo de almacenamiento de datos para el almacenamiento en fondo de pozo de las corrientes medidas, las caídas de voltaje medidas, los valores de resistividad y/o las imágenes de LWD. La invención no se limita a estos aspectos.

Aunque la presente invención y sus ventajas se han descrito en detalle, se debe entender que se pueden hacer varios cambios, sustituciones y alteraciones en la presente sin apartarse del espíritu y alcance de la invención como se define por las reivindicaciones adjuntas.

Claims (17)

REIVINDICACIONES

1. Una herramienta de registro de microresistividad de fondo de pozo que comprende: un cuerpo de la herramienta de registro que tiene un eje longitudinal; Una bobina transmisora desplegada en el cuerpo de la herramienta, la bobina transmisora que incluye un conductor eléctrico enrollado alrededor de un núcleo magnéticamente permeable, el conductor eléctrico que se conecta a un generador de corriente alterna de alta frecuencia desplegado en el cuerpo de la herramienta; una bobina receptora desplegada en el cuerpo de la herramienta, la bobina receptora que incluye un conductor eléctrico enrollado alrededor de un núcleo magnéticamente permeable, el conductor eléctrico que se conecta a un sensor de voltaje alterno de alta frecuencia desplegado en el cuerpo de la herramienta; y en donde las bobinas transmisora y receptora cada una define un eje de bobina que es prácticamente perpendicular al eje longitudinal del cuerpo de la herramienta.

2. La herramienta de fondo de pozo de la reivindicación 1, en donde cada una de las bobinas transmisora y receptora incluye un núcleo magnéticamente permeable de forma prácticamente toroidal.

3. La herramienta de fondo de pozo de la reivindicación 1 , en donde la bobina receptora se despliega dentro de la bobina transmisora.

4. La herramienta de fondo de pozo de la reivindicación 1 , en donde la bobina receptora se despliega coaxial con, y dentro de la bobina transmisora.

5. La herramienta de fondo de pozo de la reivindicación 1 , en donde la bobina transmisora se configura para transmitir una corriente alterna en el intervalo de frecuencias de aproximadamente 100 kHz a aproximadamente 100 MHz.

6. La herramienta de fondo de pozo de la reivindicación 1 , en donde el cuerpo de la herramienta de registro comprende una aleta que se extiende radialmente, la bobina transmisora y la bobina receptora que se despliegan en la aleta.

7. La herramienta de fondo de pozo de la reivindicación 1 , que además comprende un controlador configurado para (i) energizar la bobina transmisora y transmitir de ese modo una señal de AC de alta frecuencia dentro de una formación subterránea; (ii) recibir la señal de AC de alta frecuencia en la bobina receptora; y (iii) calcular una resistividad aparente de la formación a partir de la señal recibida.

8. Una herramienta de registro durante la perforación de microresistividad que comprende: un cuerpo de la herramienta de registro durante la perforación que tiene un eje longitudinal; un sensor de registro de microresistividad desplegado en el cuerpo de la herramienta, el sensor de microresistividad que incluye una bobina transmisora y una bobina receptora, cada una de las cuales define un eje de bobina que es prácticamente perpendicular al eje longitudinal del cuerpo de la herramienta; la bobina transmisora que incluye un conductor eléctrico enrollado alrededor de un núcleo magnéticamente permeable, el conductor eléctrico que se conecta a un generador de corriente alterna de alta frecuencia desplegado en el cuerpo de la herramienta; y la bobina receptora que incluye un conductor eléctrico enrollado alrededor de un núcleo magnéticamente permeable, el conductor eléctrico que se conecta a un sensor de voltaje alterno de alta frecuencia desplegado en el cuerpo de la herramienta.

9. La herramienta de registro durante la perforación de la reivindicación 8, en donde cada una de las bobinas transmisora y receptora incluye un núcleo magnéticamente permeable de forma prácticamente toroidal.

10. La herramienta de registro durante la perforación de la reivindicación 8, en donde la bobina receptora se despliega dentro de la bobina transmisora.

11. La herramienta de registro durante la perforación de la reivindicación 8, en donde la bobina receptora se despliega coaxial con, y dentro de la bobina transmisora.

12. La herramienta de registro durante la perforación de la reivindicación 8, en donde la bobina transmisora se configura para transmitir una corriente alterna en el intervalo de frecuencias de aproximadamente 100 kHz a aproximadamente 100 MHz.

13. La herramienta de registro durante la perforación de la reivindicación 8, en donde el cuerpo de la herramienta de registro comprende una aleta que se extiende radialmente, la bobina transmisora y la bobina receptora que se despliegan en la aleta.

14. La herramienta de registro durante la perforación de la reivindicación 8, que además comprende un sensor de acimut desplegado en el cuerpo de la herramienta y configurado para medir un ángulo de cara de herramienta de la bobina receptora.

15. La herramienta de registro durante la perforación de la reivindicación 14, que además comprende un controlador configurado para correlacionar temporalmente las mediciones de microresistividad con los ángulos de cara de la herramienta medidos y construir de ese modo una imagen de LWD.

16. La herramienta de registro durante la perforación de la reivindicación 8, que además comprende un controlador configurado para (i) energizar la bobina transmisora y transmitir de ese modo una señal de AC de alta frecuencia dentro de una formación subterránea; (ii) recibir la señal de AC de alta frecuencia en la bobina receptora; y (iii) calcular una resistividad aparente de la formación a partir de la señal recibida.

17. Un método para realizar mediciones de registro de microresistividad en un hoyo subterráneo, el método que comprende: (a) proporcionar una herramienta de registro de microresistividad, la herramienta que incluye un sensor de registro de microresistividad desplegado en un cuerpo de la herramienta, el sensor que incluye una bobina transmisora y una bobina receptora, cada una de las cuales define un eje de bobina que es prácticamente perpendicular a un eje longitudinal del cuerpo de la herramienta; cada una de las bobinas transmisora y receptora que incluye un conductor eléctrico enrollado alrededor de un núcleo magnéticamente permeable; (b) provocar que la bobina transmisora transmita una corriente alterna de alta frecuencia dentro del hoyo subterráneo; (c) provocar que la bobina receptora mida un voltaje alterno de alta frecuencia correspondiente a dicha corriente alterna transmitida en (b); y (d) calcular una resistividad aparente de la formación a partir del voltaje alterno recibido en (c).