BR112019011938A2

BR112019011938A2 - método e sistema de caracterização de tubos

Info

Publication number: BR112019011938A2
Application number: BR112019011938-8A
Authority: BR
Inventors: Maria Rivera-Rios Aixa; Donderici Burkay; Emilio San Martin Luis; F Quintero Luis
Original assignee: Halliburton Energy Services Inc
Priority date: 2017-02-22
Filing date: 2017-02-22
Publication date: 2019-10-29
Also published as: WO2018156121A1; GB201909435D0; US20200003675A1; GB2573430A

Abstract

aparelhos e métodos para investigar uma estrutura de múltiplos tubos condutores encaixados podem ser implementados em uma variedade de aplicações. uma ferramenta de caracterização de tubos obtém as primeiras medições de múltiplos tubos condutores encaixados em um primeiro tempo subsequente à colocação de pelo menos um dos vários tubos condutores encaixados em um furo de poço e em um segundo tempo subsequente ao primeiro tempo. o circuito de processamento calcula uma mudança de espessura dos múltiplos tubos condutores encaixados entre o primeiro e o segundo tempo e prevê a espessura futura com base nessa alteração de espessura. as decisões de tratamento de poço podem ser tomadas com base na espessura futura predita. aparelho, sistemas e métodos adicionais são divulgados.

Description

“MÉTODO E SISTEMA DE CARACTERIZAÇÃO DE TUBOS” FUNDAMENTOS [0001] A detecção precoce da corrosão em revestimentos de poços é decisiva pode garantir a integridade e a segurança do poço. Os métodos de última geração para a detecção de corrosão no fundo de poço não levam em conta o estado dos revestimentos dos poços no momento da colocação, quando não há ou há poucos defeitos presentes. Esses métodos de detecção podem ser propensos a erros porque não há como comparar nenhum defeito detectado com caracterizações de revestimento de poços anteriores. Outros métodos de detecção de tempo transcorrido podem ter precisão limitada devido à grande diferença de tempo entre a caracterização inicial e a inspeção dos revestimentos do poço.

BREVE DESCRIÇÃO DOS DESENHOS [0002] FIG. 1 é um diagrama de uma modalidade do sistema de cabo de aço.

[0003] FIG. 2 é uma ilustração em corte da caracterização do tubo incremental no fundo de poço durante a completação do poço, de acordo com várias modalidades.

[0004] FIG. 3 ilustra um fluxo de trabalho para inspeção de tubo e revestimento de acordo com várias modalidades.

[0005] FIG. 4 ilustra a variação da espessura do tempo transcorrido em um tubo como pode ser detectado pelos aparelhos e métodos de acordo com várias modalidades.

[0006] FIG. 5 ilustra uma caracterização incrementai de perda de metal utilizando extrapolação de acordo com várias modalidades.

[0007] FIG. 6 ilustra um exemplo de prover um tratamento de poço aos tubos com base na perda de metal predita, conforme pode ser previsto de acordo com várias modalidades.

[0008] FIG. 7 é um fluxograma que ilustra um esquema de inversão para caracterização incrementai de tubos de acordo com várias modalidades.

[0009] FIG. 8 é um fluxograma que ilustra um esquema de inversão para obter um perfil de variação de espessura com base em diferenças nas medições em dois pontos no tempo, de acordo com várias modalidades.

[0010] FIG. 9 é um fluxograma que ilustra um método para gerar decisões de tratamento de poço com base na medição do tempo transcorrido incrementai das propriedades do tubo de acordo com várias modalidades.

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2/25 [0011] FIG. 10 é um diagrama de blocos de características de um sistema de exemplo operável para executar esquemas associados com a investigação de múltiplos tubos condutores encaixados, de acordo com várias modalidades.

[0012] FIG. 11 é um diagrama de uma modalidade do sistema de sonda de perfuração. DESCRIÇÃO DETALHADA [0013] A descrição detalhada a seguir se refere aos desenhos anexos que mostram, a título de ilustração e não de limitação, várias modalidades que podem ser praticadas. Estas modalidades são descritas em detalhes suficientes para permitir aos versados na técnica praticar estas e outras modalidades. Outras modalidades podem ser utilizadas e mudanças estruturais, mecânicas, lógicas e elétricas podem ser feitas nestas modalidades. As várias modalidades não são, necessariamente, mutuamente exclusivas, pois algumas modalidades podem ser combinadas com uma ou mais outras modalidades para formar novas modalidades. Portanto, a seguinte descrição detalhada não deve ser tomada em um sentido limitante.

[0014] FIG. 1 é um diagrama de uma modalidade do sistema de cabo de aço 100. O sistema de cabo de aço 100 pode compreender porções de um corpo de ferramenta de perfilagem de cabo de aço 102 como parte de uma operação de perfilagem de cabo de aço. Assim, a FIG. 1 mostra um poço durante as operações de perfilagem em cabo de aço. Neste caso, uma plataforma de perfuração 104 está equipada com uma torre 106 que suporta um guincho 108.

[0015] A perfuração dos poços de petróleo e gás é comumente realizada usando uma coluna de tubos de perfuração conectados entre si para formar uma coluna de perfuração que é abaixada por meio de uma mesa rotatória 110 em um furo de poço ou poço 112. Aqui se presume que a coluna de perfuração foi temporariamente removida do poço 112 para permitir que um corpo de ferramenta de perfilagem de cabo de aço 102, tal como uma sonda ou sonde, seja abaixado por cabo de aço ou cabo de perfilagem 114 no poço 112. Tipicamente, o corpo de ferramenta de perfilagem de cabo de aço 102 é abaixado até o fundo da região de interesse e, subsequentemente, puxado para acima a uma velocidade substancialmente constante. A ferramenta 105 pode ser disposta no poço 106 por inúmeros arranjos diferentes, tais como, mas não limitados a, em um arranjo de cabos de aço, um

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3/25 arranjo de linha de escorrimento, um arranjo de perfilagem durante a perfuração (LWD) ou outro arranjo de transporte, tal como tubulação espiralada, tubo de perfuração, trator de fundo de poço ou semelhantes.

[0016] Durante o percurso ascendente, a uma série de instrumentos de profundidade 116 (por exemplo, ferramentas de caracterização de tubo como as ferramentas de corrente parasita (EC) aqui descritas) incluídas no corpo de ferramenta de perfilagem de cabos de aço 102 podem ser utilizadas para realizar medições em tubos, bem como outras medições de formações geológicas subsuperficiais adjacentes à perfuração 112 (e ao corpo da ferramenta de perfilagem de cabo de aço 102). Os dados de medição podem ser comunicados a um sistema de superfície 118 para armazenamento, processamento e análise. O sistema de superfície 118 pode ser fornecido com equipamento eletrônico para vários tipos de processamento de sinal. Dados de avaliação de formação semelhantes podem ser reunidos e analisados durante operações de perfuração (por exemplo, durante operações LWD e, por extensão, amostragem durante a perfuração).

[0017] O corpo da ferramenta de perfilagem de cabo de aço 102 é suspenso no furo de poço por um cabo de aço 114 que conecta a ferramenta ao sistema de superfície 118 (que também pode incluir um visor 120). Este cabo de aço 114 pode incluir (ou executar funcionalidades de) um cabo de fibra óptica. A ferramenta pode ser implantada no fundo de poço 112 em tubulação espiralada, tubo de perfuração articulado, tubo de perfuração de fio rígido ou qualquer outra técnica de implantação adequada. Nas modalidades, o cabo de fibra óptica pode incluir sensores para caracterizar o tubo que contém o cabo óptico e tubos adjacentes com o tempo.

[0018] O processamento de dados de medição fornecidos por ferramentas de caracterização de tubulação 116 pode ser realizado para fornecer a espessura total de colunas de tubos sob investigação em tempo real. Além disso, a espessura de tubos individuais em um arranjo encaixado pode ser determinada usando o processamento de correntes parasitas. Tal análise de espessura pode ser usada para inspecionar os tubos para determinar a localização e o tamanho dos defeitos nos tubos.

[0019] Aqui, múltiplos tubos condutores encaixados são uma estrutura tendo um conjunto de dois ou mais tubos condutores encaixados uns nos outros, o conjunto tendo um tubo

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4/25 mais interno e um tubo mais externo, em que o tubo mais interno tem o menor diâmetro externo dos tubos do conjunto. O tubo mais externo tem o maior diâmetro externo dos tubos do conjunto. Os tubos restantes do conjunto têm diâmetros externos de valor maior que o valor do diâmetro externo do tubo mais interno e menor que o valor do diâmetro externo do tubo mais externo com cada tubo do conjunto tendo um diâmetro externo diferente com relação aos outros tubos do conjunto. Os múltiplos tubos condutores encaixados podem ser referidos como uma estrutura condutora de tubos múltiplos. Em várias modalidades, múltiplos tubos condutores encaixados podem ser obtidos por um conjunto de tubos concêntricos. No entanto, uma estrutura tubular condutora de múltiplos ninhos não está limitada a um conjunto de tubos concêntricos. Os tubos que compreendem os múltiplos tubos condutores encaixados podem ser obtidos em vários formatos, tais como, mas não limitados a, revestimentos e tubulações.

[0020] De acordo com alguns métodos de detecção de defeitos de tubo, os operadores podem registrar as medições do tubo após os tubos terem ficado inoperantes por longos períodos (por exemplo, 20 a 25 anos). De acordo com essas abordagens, os operadores obtêm a posição e a porcentagem de perda de metal de defeitos. No entanto, tais métodos podem ser propensos a erros, pelo menos porque esses métodos não fornecem um mecanismo para comparar os defeitos obtidos com as caracterizações de tubos anteriores. Alguns operadores podem realizar uma caracterização inicial dos tubos antes da colocação no fundo de poço, para comparação com as caracterizações depois que os tubos estiveram no fundo de poço por longos períodos (por exemplo, 20 a 25 anos). No entanto, tais métodos podem ser propensos a erros, pelo menos devido à grande diferença de tempo entre a caracterização inicial e a inspeção.

[0021] As modalidades aqui descritas se referem a estas e outras preocupações, realizando a inspeção de revestimentos e tubos ao longo do tempo. Métodos e aparelhos de acordo com algumas modalidades podem realizar uma caracterização inicial de tubos, antes dos tubos serem colocados no fundo de poço e antes dos tubos terem tido a oportunidade de sofrer danos ou apresentar defeitos. Essas caracterizações iniciais podem ser comparadas com outras medições feitas ao longo do tempo, após os tubos terem sido colocados em um processo de completação do poço. A comparação de medidas da caracterização inicial e de

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5/25 futuras inspeções pode fornecer melhores informações sobre a condição dos revestimentos e tubulações ao longo do tempo.

[0022] FIG. 2 é uma ilustração em corte da caracterização do tubo incremental no fundo de poço durante a completação do poço, de acordo com várias modalidades. Como mostrado na FIG. 2, os tubos podem ser colocados, um após o outro, no fundo de poço durante um processo de completação do poço para formar uma estrutura de tubos múltiplos. A ferramenta de caracterização de tubos 116 (como parte de um sistema de caracterização de tubos que inclui os múltiplos tubos condutores encaixados 200, 202, 204 e qualquer circuito de processamento (por exemplo, circuito de processamento 1020 (FIG. 10))) pode obter um perfil toda vez que cada tubo 200, 202, 204 é colocado. Portanto, cada perfil terá informações sobre o tubo sendo colocado e os tubos anteriores dentro do poço. Além disso, um conjunto de medições de diferentes ferramentas pode ser obtido para cada tubo. Neste caso, os perfis de revestimento e tubos conterão o efeito da temperatura, pressão e geologia do subsolo.

[0023] Por exemplo, no tempo tl, o tubo 200 pode ser colocado no fundo de poço. A ferramenta de caracterização de tubos 116 pode medir características ou propriedades do tubo 200 no tempo tl. No tempo t2, o tubo 202 pode ser colocado no fundo de poço. Como representado, o tubo 202 pode ser concêntrico ao tubo 200 e o tubo 202 pode ter um raio menor que o tubo 200. A ferramenta de caracterização de tubos 116 pode medir características ou propriedades do tubo 202 no tempo t2. Adicional ou alternativamente, a ferramenta de caracterização de tubo 116 pode medir propriedades ou características do tubo 200 no tempo t2 ou propriedades e características da estrutura de tubos múltiplos incluindo o tubo 200 e o tubo 202. No tempo t3, o tubo 204 pode ser colocado no fundo de poço. Como representado, o tubo 204 pode ser concêntrico ao tubo 200 e ao tubo 202. O tubo 204 pode ter um raio menor que o tubo 202. A ferramenta de caracterização de tubos 116 pode medir características ou propriedades do tubo 204 no tempo t3. Adicional ou alternativamente, a ferramenta de caracterização de tubos 116 pode medir propriedades ou características de qualquer um ou tanto do tubo 200 quanto do tubo 202 no tempo t3. Adicional ou alternativamente, a ferramenta de caracterização de tubos 116 pode medir propriedades e características da estrutura de tubos múltiplos incluindo tubos 200, 202 e

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204 no tempo t3 ou em qualquer tempo subsequente.

[0024] Enquanto três intervalos de tempo são mostrados na FIG. 2, será percebido que a ferramenta de caracterização de tubos 116 pode capturar dados subsequentes ao tempo t3, ou antes, do tempo tl. Embora sejam ilustrados três tubos 200, 202 e 204, será percebido que menos ou mais que três tubos ou revestimentos podem ser caracterizados.

[0025] Cada tubo 200, 202, 204 (e quaisquer tubos adicionais, não mostrados na figura 2) pode ter um perfil associado que inclui informação de medição, informação de identificação, propriedades, etc., de um tubo respectivo. Cada tubo 200, 202, 204 pode incluir um dispositivo de identificação associado (por exemplo, uma etiqueta de identificação por radiofrequência (RFID)), que pode ser aplicada aos tubos 200, 202, 204 antes ou depois da colocação no fundo de poço. Assim, uma base de dados (por exemplo, uma base de dados de comparação) pode ser mantida para gravar medições iniciais e subsequentes para os tubos 200, 202, 204 com base nas informações de identificação associadas a esses tubos.

[0026] A ferramenta de caracterização de tubos 116 pode ser qualquer tipo de ferramenta capaz de fornecer informação sobre a integridade dos tubos (por exemplo, tubos 200, 202 e 204). Como tal, a ferramenta de caracterização de tubos 116 pode incluir ferramentas eletromagnéticas (EM), ferramentas acústicas ou ferramentas de pinças mecânicas. As informações que podem ser usadas para caracterização de tubos incluem espessura, perda de metal ou outras características que fornecem informações de defeitos nas paredes do tubo. Além disso, qualquer um ou todos os tubos 200, 202 ou 204 podem incluir sensores 206 permanentes instalados para monitoramento de poços. Os sensores 206 também podem ser usados para inspecionar o próprio tubo e os tubos adjacentes ao longo do tempo. Como descrito anteriormente, as fibras ópticas também podem ser usadas para monitorar poços e as próprias fibras ópticas podem incluir sensores para caracterizar os tubos. O próprio cabo de aço 114 pode incluir cabos de fibra óptica ou um cabo de fibra óptica 208 pode ser conectado a um ou mais dos tubos 200, 202, 204. Os sensores colocados ao longo da fibra óptica podem ser usados para caracterizar o tubo que contém o cabo óptico e os tubos adjacentes.

[0027] As ferramentas EM podem ser ferramentas de domínio de frequência (FD) que

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7/25 operam em um conjunto distinto de frequências. Frequências mais altas podem ser usadas para inspecionar tubos internos de múltiplos tubos condutores encaixados e frequências mais baixas podem ser usadas para inspecionar tubos externos dos múltiplos tubos condutores encaixados. Alternativamente, as ferramentas EM podem operar no domínio do tempo (TD) transmitindo pulsos transientes e medindo a resposta de decaimento em função do tempo. As respostas do tempo anterior correspondem aos tubos internos e as respostas de tempo posteriores correspondem aos tubos externos. Essas ferramentas podem ser referidas como ferramentas de detecção de corrosão por correntes parasitas pulsadas.

[0028] As ferramentas EM podem executar várias operações de processamento em dados e algumas dessas operações estão listadas na Tabela 1. No entanto, será percebido que as ferramentas EM podem executar outras operações não listadas aqui.

Tabela 1. Operações de processamento para dados EM.

Processamento	Aplicação
Redução de ruído (filtragem)	Remover o ruído em certas frequências/vezes
Calibração	Ajuste dos dados com parâmetros físicos conhecidos de outros perfis
Correção Térmica	Correção dos dados com tabelas de temperatura conhecidas
Diferencial ou normalização	O diferencial ou razão entre receptores específicos da ferramenta pode ser aplicado para remover ou enfatizar áreas dos tubos que são de interesse. Além disso, o diferencial ou razão entre medições tomadas em momentos diferentes pode enfatizar áreas de interesse.
Deconvolução	Melhora a resolução e reduz os ombros

Caracterização incrementai [0029] FIG. 3 ilustra um fluxo de trabalho 300 para inspeção de tubo e revestimento de acordo com várias modalidades. Algumas das operações do fluxo de trabalho 300 podem ser realizadas por componentes do sistema 100, tal como pela ferramenta de caracterização de tubo 116 e o sistema de superfície 118.

[0030] O exemplo de fluxo de trabalho 300 começa com a obtenção de primeiras medições de múltiplos tubos condutores encaixados 200, 202, 204 (FIG. 2) em um primeiro tempo (por exemplo, tempo de completação 301) subsequente à colocação de pelo menos um dos vários tubos condutores encaixados em um furo de poço. Durante o tempo de completação

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301, os tubos 200, 202, 204 são caracterizados e invertidos em sequência para obter medições nominais (por exemplo, espessura nominal) e um modelo EM de cada tubo 200, 202, 204.

[0031] Por exemplo, na operação 302, a ferramenta de caracterização de tubo 116 pode capturar medições que caracterizam um tubo (por exemplo, tubo 200). Na operação 304, o sistema de superfície 118 pode realizar cálculos de inversão para resolver pelo menos um de permeabilidade μ,& espessura 7] desse tubo (por exemplo, tubo 200). Na operação 306, a ferramenta de caracterização de tubo 116 pode capturar medições que caracterizam dois tubos (por exemplo, tubo 200 e tubo 202) realizando medições semelhantes às mostradas no tempo t2 (FIG. 2). Na operação 308, o sistema de superfície 118 pode executar a utilização de inversão μ_} e a espessura T₁ como entradas ou restrições para resolver a permeabilidade //₂e a espessura 7'₂do segundo tubo 202. Na operação 310, a ferramenta de caracterização de tubo 116 pode capturar medições que caracterizam três tubos (por exemplo, tubos 200, 202, 204 (FIG. 2)) realizando medições semelhantes às mostradas no tempo t3 (FIG. 2). Na operação 312, o sistema de superfície 118 pode realizar a inversão usando μ,, Ί\ //₂ e T₂ como entradas ou restrições para resolver a permeabilidade μ, e espessura 7) do terceiro tubo 204. O fluxo de trabalho 300 pode continuar de maneira semelhante nas operações 314 a 316 para resolver a permeabilidade e espessura de qualquer número de tubos.

[0032] O exemplo de fluxo de trabalho 300 continua com a operação 318 obtendo-se segundas medições dos múltiplos tubos condutores encaixados 200, 202, 204 em um segundo tempo (por exemplo, um tempo de inspeção 317) subsequentemente ao primeiro tempo. Durante este tempo de inspeção 317, os tubos 200, 202, 204 são inspecionados na operação 318 e os dados são invertidos na operação 320 usando a caracterização inicial.

[0033] Assim, no fluxo de trabalho 300, o sistema de superfície 118 pode calcular uma mudança de espessura dos múltiplos tubos condutores encaixados 200, 202, 204 entre o primeiro tempo (por exemplo, o tempo de completação 301) e o segundo tempo (por exemplo, um tempo de inspeção 317) para obter a variação de espessura de cada tubo 200, 202, 204. Enquanto três tubos 200, 202, 204 são descritos como sendo caracterizados e analisados, qualquer número de tubos pode ser caracterizado e a variação de espessura de

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9/25 qualquer número de tubos pode ser determinada. Durante inspeções adicionais, os dados são invertidos usando a caracterização inicial ou a inversão da inspeção anterior para determinar as variações de espessura nos tubos 200, 202, 204.

[0034] A aplicação de uma caracterização inicial de tubos e outras inspeções darão um perfil tempo transcorrido da variação de espessura para cada tubo. O perfil de tempo transcorrido da variação de espessura fornecerá informações de áreas vulneráveis a defeitos e os tubos podem ser substituídos ou tratados para prevenir ou reduzir a gravidade dos problemas no fundo de poço. Como exemplo, áreas onde reduções graduais de espessura são observadas, e onde é previsto que a redução levaria a uma espessura igual a zero durante a vida útil do poço, podem ser identificadas. Essas áreas podem ser tratadas com produtos químicos que retardam a corrosão. Elas também podem ser tratadas com métodos elétricos que retardam a corrosão, em que a implantação de eletrodos pode ser otimizada com base na localização conhecida do futuro problema de corrosão. FIG. 4 ilustra a variação da espessura do tempo transcorrido em um tubo como pode ser detectado pelos aparelhos e métodos de acordo com várias modalidades. Enquanto a FIG. 4 ilustra a espessura do tempo transcorrido em um tubo, será percebido que a espessura também pode variar em qualquer um ou em todos os outros tubos dos múltiplos tubos condutores encaixados 200, 202, 204.

[0035] Referindo-se ao tempo tl, o tubo 400 pode não apresentar defeitos. Por exemplo, no momento da colocação do tubo 400 no furo de poço, o tubo 400 pode não ter defeitos. No tempo t2, que é subsequente ao tempo tl, o tubo 400 pode incluir defeitos relativamente pequenos 400, 402. Se os defeitos 400, 402 forem considerados excessivamente grandes (por exemplo, se os defeitos 400, 402 forem maiores que o previsto), os operadores podem optar por fornecer tratamentos adequados. A detecção dos defeitos 400, 402 também pode fornecer informações aos operadores em relação às áreas vulneráveis (por exemplo, profundidades) do poço.

[0036] No tempo t3, os defeitos 400, 402 podem se tornar relativamente grandes em comparação com o tempo t2. Isso pode ocorrer, por exemplo, se nenhum tratamento de poço for fornecido após o tempo t2. Da mesma forma, se os defeitos 400, 402 forem considerados excessivamente grandes (por exemplo, se os defeitos 400, 402 forem maiores

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10/25 que o previsto, ou se os defeitos 400, 402 forem maiores que um nível limite de defeito), os operadores podem optar por fornecer tratamentos de poço. No tempo t4, os defeitos 400, 402 podem se tornar relativamente grandes em comparação com o tempo t3. Isso pode ocorrer, por exemplo, se nenhum tratamento de poço for fornecido após o tempo t3. Os operadores podem optar por fornecer tratamentos adequados.

[0037] FIG. 5 ilustra uma caracterização incrementai 500 de perda de metal utilizando extrapolação de acordo com várias modalidades. De acordo com métodos de caracterização incrementai de várias modalidades, os operadores podem inspecionar frequentemente os tubos, por exemplo, todos os anos, como mostrado em 502, 504, 506, 508, 510. Neste tipo de caracterização, a porcentagem de perda de metal pode ser calculada usando o ano anterior como uma linha de base. Por exemplo, perda de metal entre as medidas 502 e 504, comparando níveis de metal em 504 com níveis de metal em 502. Consequentemente, os erros de medição são menores que os erros gerados por algumas das abordagens descritas anteriormente. Além disso, uma previsão da perda de metal ao longo, por exemplo, de 20 anos, pode ser obtida extrapolando a tendência das medições para esse tempo 512.

[0038] FIG. 6 ilustra um exemplo de prover um tratamento de poço aos tubos com base na perda de metal predita, conforme pode ser previsto de acordo com várias modalidades. Ao realizar a caracterização incrementai de acordo com várias modalidades, os operadores podem tomar a decisão de aplicar um tratamento aos tubos ou substituí-los. Como mostrado na FIG. 6, um tratamento é aplicado aos tubos após 5 anos em 600. Por exemplo, uma determinada porcentagem de perda de metal (por exemplo, 15% de perda de metal) pode ser detectada para os quais os operadores já haviam decidido que bem o tratamento ou a substituição do tubo deveria ser realizada. Outras medições após o tratamento produzirão outra linha de tendência 602 e, consequentemente, a porcentagem de perda de metal extrapolada é reduzida, por exemplo, em 20 anos. Por exemplo, sem tratamento, a perda de metal pode ter sido de 50%, como mostrado em 604, enquanto que com o tratamento em 5 anos, a perda de metal pode ser de apenas 15%, como mostrado em 606. Consequentemente, a perda total de metal pode ser reduzida pelo tratamento precoce, melhorando a longevidade dos poços e reduzindo os custos do operador. A aplicação de

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11/25 caracterização incremental pode melhorar a precisão das estimativas de perda de metal ao longo do tempo. Um modelo mais preciso também pode ser obtido para predizer o estado do tubo durante longos períodos de tempo.

Esquemas de inversão para caracterização de tubos [0039] FIG. 7 é um fluxo grama que ilustra um esquema de inversão 700 para caracterização incrementai de tubos de acordo com várias modalidades. Em geral, a inversão consiste em encontrar valores de propriedades e parâmetros de EM que forneçam uma correspondência mais próxima entre a resposta sintética do modelo e as respostas medidas. Os métodos para a caracterização de tubos de várias modalidades que executam a inversão encontrarão as propriedades EM dos tubos. Algumas propriedades podem incluir permeabilidade μ e espessura T de cada tubo em uma profundidade do poço.

[0040] O esquema de inversão 700 inclui a modelagem direta 702 usando uma primeira entrada 704 que inclui o modelo EM de revestimentos modelados anteriormente, em que o modelo EM inclui permeabilidade magnética (μ) e condutividade elétrica (σ) para cada tubo e espessura nominal T de tubos previamente modelados. Uma segunda entrada 706 inclui o modelo EM (μ_Ν, σχ ίεΤχ do revestimento atualmente sendo modelado. Um erro φ é calculado de acordo com a Equação 1:

HK-rv||„ d) em que d_N é o vetor de dados, F_N é o modelo de avanço calculado de acordo com a operação 702 e p é a norma, em que tipicamente p = 2 é usado como norma L2.

[0041] Se o erro φ for menor do que um limiar ε, conforme determinado na operação 708, então o modelo EM (μ_Ν, on) e Tn do tubo N são definidos na operação 710. Caso contrário, o processamento volta à operação 706, em que novos valores são escolhidos para Pn, on e Tn.

[0042] Para a caracterização inicial de tubos individuais, o procedimento de inversão é aplicado a cada tubo separadamente. Portanto, a inversão de um único tubo não usará nenhuma informação do tubo anterior como entrada, e obterá a espessura nominal e o modelo EM de cada tubo separadamente.

[0043] Para obter um perfil de espessura preciso para cada tubo, a espessura inicial dos tubos deve ser conhecida, bem como os dados de assinatura para essa espessura inicial. A

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12/25 espessura inicial ou espessura nominal de cada tubo é obtida durante a caracterização inicial dos tubos (tempo de completação). Durante o tempo de inspeção, a inversão é aplicada pela diferença entre os dados medidos em diferentes momentos. FIG. 8 é um fluxograma que ilustra um esquema de inversão 800 para obter um perfil de variação de espessura com base em diferenças nas medições em dois pontos no tempo (por exemplo, durante o tempo de inspeção), de acordo com várias modalidades.

[0044] O esquema de inversão 800 recebe entradas de uma ferramenta de caracterização de tubos (por exemplo, a ferramenta de caracterização de tubos 116 (FIG. 1)) ou de outras ferramentas em 802 para gerar espessura nominal 71 de revestimentos ou tubos na operação 804. O esquema de inversão 800 continua com a operação 806 gerando um modelo EM (pi, Oi) para cada revestimento. O esquema de inversão 800 continua com a operação 808 realizando modelagem para a frente usando os modelos EM gerados na operação 806, as variações de espessura Δ7] e as espessuras nominais 71.

[0045] Na operação 810, um erro φ é calculado de acordo com a Equação 2:

φ = ||aJ - ΔΡ|| (2) [0046] Na FIG. 8, operação 812, o tempo inicial (ti) corresponde à caracterização inicial dos tubos (tempo de completação). O segundo tempo (tg) é qualquer momento futuro quando a inspeção é realizada. Na operação 812, o esquema de inversão 800 obtém o perfil de variação de espessura Ad da diferença de dados para dois tempos d^ít^) e <7_ΛΛ/ (t₂) de acordo com a Equação (3):

Δ<7 = (d_EM (6) - d_EM (t₂)) (3) [0047] Esta inversão pode ser generalizada para obter um perfil de tempo transcorrido de variação de espessura para cada tubo, caso em que, em vez de usar a caracterização inicial pela primeira vez (tl), os dados utilizados serão de qualquer tempo de inspeção anterior. Portanto, a inversão obterá as mudanças na espessura AT. de uma inspeção para outra. Além disso, os dados podem ser invertidos em conjunto com dados de diferentes ferramentas.

Métodos de exemplo [0048] FIG. 9 é um fluxograma que ilustra um método do exemplo 900 para gerar decisões de tratamento de poço com base na medição do tempo transcorrido incrementai das

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13/25 propriedades do tubo de acordo com várias modalidades. Algumas das operações do método 900 podem ser realizadas por componentes do sistema 100, tal como pela ferramenta de caracterização de tubo 116 e o sistema de superfície 118 ou pelo circuito de processamento 1020 (FIG. 10) e com base em medições de tubos 200, 202, 204 (FIG. 2). [0049] O método 900 começa com a operação 902 com a ferramenta de caracterização de tubo 116 obtendo primeiras medições de múltiplos tubos condutores encaixados 200, 202, 204 em um primeiro tempo subsequente à colocação de pelo menos um dos múltiplos tubos condutores encaixados 200, 202, 204 em um furo de poço 112. A ferramenta de caracterização de tubos 116 pode fornecer as medições ao sistema de superfície 118 ou ao circuito de processamento 1020 (FIG. 10).

[0050] O método 900 continua com a operação 904 com a ferramenta de caracterização de tubo 116 obtendo as segundas medições dos múltiplos tubos condutores encaixados 200, 202, 204, um segundo tempo após o primeiro tempo. Como descrito anteriormente, o primeiro tempo pode ser durante ou após a completação do poço (por exemplo, 6 meses após a completação do poço), e o segundo tempo pode ser qualquer tempo subsequente ao primeiro tempo.

[0051] As medições podem ser tomadas cada vez que um tubo dos vários tubos condutores encaixados 200, 202, 204 é colocado para gerar um perfil de caracterização do tubo respectivo a ser colocado e de tubos que foram anteriormente colocados antes do respectivo tubo. As medições podem incluir medidas de permeabilidade, condutividade elétrica, espessura, perda de metal ou outras medidas indicativas de erosão ou qualquer outra propriedade de qualquer fluido, rocha, etc., dentro ou adjacente ao furo de poço 112. [0052] A ferramenta de caracterização de tubo 116 pode fornecer quaisquer medições ao sistema de superfície 118 ou aos componentes do sistema de superfície 118. O sistema de superfície 118 pode então calcular uma alteração de espessura dos múltiplos tubos condutores encaixados entre o primeiro e o segundo tempos (assim como entre quaisquer outros subsequentes ao segundo tempo ou antes do primeiro tempo) na operação 906. A alteração da espessura pode ser calculada comparando os sinais de medição brutos obtidos pela ferramenta de caracterização de tubo 116 pela primeira vez aos sinais de medição brutos obtidos pela ferramenta de caracterização de tubo 116 no segundo tempo para

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14/25 calcular uma taxa de erosão dos múltiplos tubos condutores encaixados 200, 202, 204. Alternativamente, a mudança da espessura pode ser calculada extrapolando dos sinais de medição brutos obtidos no primeiro tempo e sinais de medição brutos obtidos no segundo tempo para gerar um sinal de medição bruto extrapolado que representa as propriedades dos tubos condutores múltiplos encaixados 200, 202, 204 em um terceiro tempo subsequente ao segundo tempo. O sistema de superfície 118 ou circuito de processamento 1020 pode converter o sinal de medição bruto extrapolado a um valor que representa a espessura dos múltiplos tubos condutores encaixados 200, 202, 204 no terceiro tempo.

[0053] Com base nesta alteração de espessura, o sistema de superfície 118 pode predizer uma espessura futura dos múltiplos tubos condutores encaixados em um tempo subsequente ao segundo tempo de operação 908. Na operação 910, o sistema de superfície 118 pode gerar uma decisão de tratamento do poço com base na espessura futura. Aparelhos de exemplo [0054] FIG. 10 é um diagrama de blocos de características de uma modalidade de um sistema de exemplo 1100 operável para executar esquemas associados à investigação de múltiplos tubos condutores encaixados. O sistema 1100 pode ser implementado em um local de poço para, entre outras coisas, determinar a espessura de múltiplos tubos condutores encaixados. O sistema 1100 também pode ser implementado para determinar a espessura dos tubos individuais dos múltiplos tubos condutores encaixados. Tal determinação de espessura pode ser usada para investigar defeitos nos múltiplos tubos condutores encaixados. Os múltiplos tubos condutores encaixados podem ser uma estrutura de produção do local do poço.

[0055] O sistema 1100 pode compreender uma ferramenta de caracterização de tubos 116. A ferramenta de caracterização de tubos 116 pode ser obtida como uma ferramenta de impulsos eletromagnéticos ou qualquer outro tipo de ferramenta, como aqui descrito anteriormente.

[0056] A ferramenta 116 de caracterização de tubos pode ser operativamente disposta nos múltiplos tubos condutores encaixados a serem investigados em um furo de poço. A ferramenta de caracterização de tubo 116 pode ser movida ao longo de um eixo longitudinal da ferramenta de caracterização de tubo 116 e/ou um eixo longitudinal dos

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15/25 múltiplos tubos condutores acoplados a serem investigados utilizando mecanismos convencionais da indústria de petróleo, tal como mas limitado a, operações com cabo de aço. A ferramenta de caracterização de tubo 116 pode ser configurada para obter medições, em múltiplos momentos sequenciais, dos múltiplos tubos condutores encaixados subsequentes ao posicionamento ou antes da colocação de pelo menos um dos múltiplos tubos condutores encaixados em um furo de poço. Por exemplo, em algumas modalidades, a ferramenta de caracterização de tubo 116 pode obter primeiras medições dos múltiplos tubos condutores encaixados em um primeiro tempo subsequentes à colocação de pelo menos um dos múltiplos tubos condutores encaixados em um furo de poço. A ferramenta de caracterização de tubos 116 pode então obter as segundas medições dos múltiplos tubos condutores encaixados, um segundo tempo após o primeiro tempo.

[0057] O sistema 100 também pode compreender circuitos de processamento 1020. O circuito de processamento 1020 pode ser disposto para calcular uma mudança de espessura dos múltiplos tubos condutores encaixados em relação a quaisquer duas medições de espessura. Por exemplo, o circuito de processamento 1020 pode calcular uma mudança de espessura dos múltiplos tubos condutores encaixados de um primeiro tempo para um segundo tempo para detectar perda de metal ou perda de espessura no segundo tempo em relação ao primeiro tempo. Com base nesta alteração de espessura, o circuito de processamento 1020 pode predizer uma futura espessura dos múltiplos tubos condutores encaixados e gerar uma decisão de tratamento do poço com base na espessura futura. Em uma modalidade, o circuito de processamento 1020 pode ser realizado como um único processador ou um grupo de processadores. Os processadores do grupo de processadores podem operar independentemente dependendo de uma função atribuída. O circuito de processamento 1020 pode ser obtido como um ou mais circuitos integrados específicos da aplicação (ASICs). O circuito de processamento 1020 pode ser disposto para determinar a espessura total dos múltiplos tubos condutores encaixados e a espessura de tubos individuais dos múltiplos tubos condutores encaixados com base nas medições recebidas da ferramenta de caracterização de tubo 116 como aqui ensinado.

[0058] Ao controlar o funcionamento dos componentes do sistema 1000 para executar esquemas associados à investigação de múltiplos tubos condutores encaixados, o circuito

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16/25 de processamento 1020 pode direcionar o acesso direto de dados para uma base de dados, por exemplo, uma base de dados armazenada na memória 1035. A base de dados pode incluir parâmetros e/ou parâmetros esperados para os tubos a serem investigados, tais como, mas não limitados a, diâmetro (d), permeabilidade magnética (μ) e condutividade elétrica (σ). Esses parâmetros podem ser armazenados e recuperados usando informações de identificação dos respectivos tubos, por exemplo, etiquetas RFID dispostas nos respectivos tubos, usando qualquer tipo ou estrutura de comando de acesso ao banco de dados (por exemplo, comandos Structured Query Language (SQL)).

[0059] O sistema 1000 pode incluir unidades de visualização 1055 operáveis com o circuito de processamento 1020 para fornecer informação associada com a determinação da espessura em múltiplos tubos condutores encaixados como aqui ensinado. A determinação da espessura pode ser usada para determinar defeitos em tubos da estrutura de múltiplos tubos condutores encaixados. O sistema 1000 pode ser preparado para realizar várias operações nos dados, adquiridos da ferramenta de caracterização de tubos 116 operacional em uma estrutura de múltiplos tubos condutores encaixados de uma maneira semelhante ou idêntica a qualquer uma das técnicas de processamento aqui discutidas.

[0060] O sistema 1000 pode incluir uma unidade de comunicações 1040. O circuito de processamento 1020 e a unidade de comunicações 1040 podem ser dispostos para operar como uma unidade de processamento para controlar a gestão da ferramenta de caracterização de canalização 116 e para realizar operações em sinais de dados recolhidos pela ferramenta de caracterização de tubo 116. A unidade de comunicações 1040 pode incluir comunicações de fundo de poço para comunicação com a superfície em um local de poço a partir da ferramenta de caracterização de tubo 116 em uma estrutura de tubos múltiplos. A unidade de comunicações 1040 pode usar combinações de tecnologias de comunicação com fio e tecnologias sem fio em frequências que não interferem com as medições em andamento. A unidade de comunicações 1040 pode permitir que uma parte ou toda a análise de dados seja conduzida dentro de uma estrutura de múltiplos tubos condutores encaixados com resultados fornecidos às unidades de exibição 1055 para apresentação em uma ou mais unidades de visualização 1055 acima do solo. A unidade de comunicações 1040 pode fornecer dados para serem enviados acima do solo, de tal modo

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17/25 que substancialmente toda a análise seja realizada acima do solo. Os dados coletados pela ferramenta de caracterização de tubos 116 podem ser armazenados com a ferramenta de caracterização de tubos 116 que pode ser trazida para a superfície para fornecer os dados aos circuitos de processamento 1020 e unidade de exibição 1055. A unidade de comunicações 1040 pode permitir a transmissão de comandos para a ferramenta de caracterização de tubo 116 em resposta aos sinais fornecidos por um usuário. Tais comandos podem ser gerados da operação autônoma do sistema 1000, uma vez iniciada. [0061] O sistema 1000 também pode incluir um barramento 1027, em que o barramento 1027 proporciona condutividade elétrica entre os componentes do sistema 1000. O barramento 1027 pode incluir um barramento de endereço, um barramento de dados e um barramento de controle, cada um configurado independentemente. O barramento 1027 pode ser realizado utilizando uma série de meios de comunicação diferentes que permite a distribuição de componentes do sistema 1000. A utilização do barramento 1027 pode ser regulada pelo circuito de processamento 1020. O barramento 1027 pode incluir uma rede de comunicações para transmitir e receber sinais, incluindo sinais de dados e sinais de comando e controle.

[0062] A(s) unidade(s) de exibição 1055 pode(m) ser organizada(s) com um visor, como um componente distribuído na superfície em relação a um local de poço, que pode ser usado com instruções armazenadas no módulo de memória 1035 para gerenciar a operação da ferramenta de caracterização de tubo 116 e/ou componentes distribuídos dentro do sistema 1000. Tal interface de usuário pode ser operada em conjunto com a unidade de comunicações 1040 e o barramento 1027. A(s) unidade(s) de exibição 1055 pode(m) incluir uma tela de vídeo, um dispositivo de impressão ou outra estrutura para projetar visualmente dados/informações e imagens.

[0063] Em várias modalidades, um dispositivo de armazenamento legível por máquina não transitório pode compreender instruções nele armazenadas as quais, quando executadas por uma máquina, fazem a máquina realizar operações, compreendendo uma ou mais características semelhantes ou idênticas às características de métodos e técnicas descritas em relação ao método 900, variações dos mesmos e/ou características de outros métodos aqui ensinados, tais como associados às Figuras 1 a 9. As estruturas físicas de tais

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18/25 instruções podem ser operadas por um ou mais processadores (por exemplo, circuitos de processamento 1020). A execução destas estruturas físicas pode fazer com que a máquina realize operações compreendendo: fazer um primeiro conjunto de medições de perfil, em um primeiro tempo, utilizando uma ferramenta de caracterização de tubos disposta em múltiplos tubos condutores encaixados em um poço; determinar a espessura total dos múltiplos tubos condutores encaixados no primeiro tempo; e fazer um segundo conjunto de medições de perfil, um segundo tempo, usando a ferramenta de caracterização de tubos disposta nos múltiplos tubos condutores encaixados. A execução de várias instruções pode ser realizada pelo circuito de controle da máquina. As instruções podem incluir instruções para operar uma ferramenta ou ferramentas tendo sensores dispostos em múltiplos tubos condutores encaixados em um poço para fornecer dados para processar de acordo com os ensinamentos aqui descritos. Os múltiplos tubos condutores encaixados podem ser obtidos como uma estrutura de tubos múltiplos dispostos em um furo de poço no local do poço. Tais dispositivos de armazenamento legíveis por máquina podem incluir instruções para usar uma ferramenta pulsada eletromagnética.

[0064] As operações podem incluir a estimativa da espessura de tubos individuais dos múltiplos tubos condutores encaixados, em que estimar a espessura de tubos individuais dos múltiplos tubos condutores encaixados inclui estimar a espessura dos tubos individuais sequencialmente, partindo do tubo mais interno. As operações podem ainda incluir o direcionamento de operações de remediação com relação aos múltiplos tubos condutores encaixados em resposta a determinar a espessura total dos múltiplos tubos condutores encaixados ou estimar a espessura de tubos individuais dos múltiplos tubos condutores encaixados.

[0065] Além disso, um dispositivo de armazenamento legível por máquina, aqui, é um dispositivo físico que armazena dados representados por estrutura física dentro do dispositivo. Tal dispositivo físico é um dispositivo não transitório. Exemplos de dispositivos de armazenamento legíveis por máquina podem incluir, mas não estão limitados a, memória somente de leitura (ROM), memória de acesso aleatório (RAM), um dispositivo de armazenamento em disco magnético, um dispositivo de armazenamento óptico, uma memória flash e outros dispositivos de memória eletrônicos, magnéticos e/ou

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19/25 ópticos. O dispositivo legível por máquina pode ser um meio legível por máquina, tal como o módulo de memória 1035. Embora o módulo de memória 1035 seja mostrado como uma única unidade, termos como “módulo de memória”, “meio legível por máquina”, “dispositivo legível por máquina” e termos similares devem ser usados para incluir todas as formas de meio de armazenamento ou na forma de um único meio (ou dispositivo) ou vários meios (ou dispositivos), em todas as formas. Por exemplo, essas estruturas podem ser obtidas como banco(s) de dados centralizado(s), banco(s) de dados distribuído(s), caches associados e servidores; um ou mais dispositivos de armazenamento, como unidades de armazenamento (incluindo, entre outros, unidades eletrônicas, magnéticas e óticas e mecanismos de armazenamento) e um ou mais casos de dispositivos ou módulos de memória (seja memória principal; armazenamento em cache, tanto interno ou externo, para um processador ou buffers). Termos como “módulo de memória”, “meio legível por máquina”, “dispositivo legível por máquina” devem incluir qualquer meio não transitório tangível que seja capaz de armazenar ou codificar uma sequência de instruções para execução pela máquina e que fazem com que a máquina realize qualquer uma das metodologias aqui ensinadas. O termo “não transitório” usado em referência a um “dispositivo legível por máquina”, “meio”, “meio de armazenamento”, “dispositivo” ou “dispositivo de armazenamento” inclui expressamente todas as formas de unidades de armazenamento (ópticas, magnéticas, elétricas, etc.) e todas as formas de dispositivos de memória (por exemplo, DRAM, Flash (de todos os projetos) de armazenamento), SRAM, MRAM, alteração de fase, etc., bem como todas as outras estruturas projetadas para armazenar dados de qualquer tipo para recuperação posterior.

[0066] Além das modalidades de cabo de aço, exemplos de modalidades também podem ser obtidos em sistemas de sonda de perfuração. FIG. 11 ilustra uma modalidade do sistema de sonda de perfuração 1100. O sistema 1100 pode incluir uma ferramenta de caracterização de tubo 116 como parte de uma operação de perfuração de fundo de poço (por exemplo, durante uma operação de perfilagem durante a perfuração (LWD)).

[0067] Referindo-se à FIG. 11, pode ser visto como um sistema 1100 também pode formar uma porção de uma sonda de perfuração 1102 localizada na superfície 1104 de um poço 1106. A sonda de perfuração 1102 pode fornecer suporte para uma coluna de perfuração

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1108. A coluna de perfuração 1108 pode operar para penetrar na mesa rotatória 110 para perfurar o poço 112 através das formações de subsuperfície 1114. A coluna de perfuração 1108 pode incluir um Kelly 1116, tubo de perfuração 1118 e uma composição de fundo, talvez localizada na porção inferior do tubo de perfuração 1118.

[0068] A composição de fundo de pode incluir colares de perfuração 1122, uma ferramenta de fundo de poço 116 e uma broca de perfuração 1126. A broca de perfuração 1126 pode operar para criar o poço 112 que penetra na superfície 1104 e nas formações subsuperficiais 115. A ferramenta de fundo de poço 116 pode compreender qualquer um de uma série de tipos diferentes de ferramentas incluindo ferramentas de caracterização de tubo, ferramentas MWD, ferramentas LWD e outras. Em alguns exemplos, o cabo de fibra óptica 1123 será emendado, reencaminhado, acoplado, guiado ou de outro modo modificado para manter as conexões em cada colar de perfuração 1122 e em cada posição ao longo da coluna de perfuração 1108. Em algumas modalidades, um conector de fibra óptica pode ser fornecido em cada colar de perfuração 1122 ou outra junção ou posição no fundo de poço.

[0069] Durante as operações de perfuração, a coluna de perfuração 1108 (talvez incluindo o Kelly 1116, o tubo de perfuração 1118 e a composição de fundo) pode ser girada pela mesa rotatória 110. Embora não mostrado, além de, ou alternativamente, a composição de fundo 1020 também pode ser girada por um motor (por exemplo, um motor de lama) que está localizado no fundo de poço. Os colares de perfuração 1122 podem ser usados para adicionar peso à broca de perfuração 1126. Os colares de perfuração 1122 também podem operar para enrijecer a composição de fundo, permitindo que a composição de fundo transfira o peso adicionado para a broca de perfuração 1126 e, por sua vez, auxilie a broca de perfuração 1126 a penetrar na superfície 1104 e nas formações de subsuperfície 1114.

[0070] Durante operações de perfuração, uma bomba de lama 1132 pode bombear fluido de perfuração (por vezes conhecido pelos versados na técnica como “lama de perfuração”) de um tanque de lama 1134 através de uma mangueira 1136 para o tubo de perfuração 1118 e para baixo para a broca de perfuração 1126. O fluido de perfuração pode fluir para fora da broca de perfuração 1126 e retornar para a superfície 1104 através de uma área anular 1140 entre o tubo de perfuração 1118 e os lados do poço 112. O fluido de

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21/25 perfuração pode, então, retornar para o tanque de lama 1134 onde tal fluido é filtrado. Em algumas modalidades, o fluido de perfuração pode ser usado para resfriar a broca de perfuração 1126, bem como para fornecer lubrificação para a broca de perfuração 1126 durante operações de perfuração. Adicionalmente, o fluido de perfuração pode ser usado para remover fragmentos da formação de subsuperfície criados pela operação da broca de perfuração 1126.

[0071] Assim, pode-se ver que em algumas modalidades, os sistemas 100, 1100 podem incluir um colar de perfuração 1122, uma ferramenta de fundo de poço 1124 e/ou um corpo de ferramenta de perfilagem de cabo de aço 102 para alojar uma ou mais unidades de fundo, semelhantes ou idênticas à ferramenta de caracterização de tubos 116.

[0072] Assim, para os fins deste documento, o termo “invólucro”, quando usado para se referir às ferramentas abaixo da superfície (por exemplo, no poço), pode incluir qualquer um ou mais de um colar de perfuração 1122, uma ferramenta de fundo de poço 1124 ou um corpo da ferramenta de perfilagem de cabo de aço 102 (todos com uma parede exterior, para envolver ou fixar magnetômetros, sensores, dispositivos de amostragem de fluido, dispositivos de medição de pressão, transmissores, receptores, lógica de aquisição e processamento e sistemas de aquisição de dados). A ferramenta 1124 pode compreender uma ferramenta de fundo de poço, tal como uma ferramenta LWD ou ferramenta MWD. O corpo da ferramenta de perfilagem de cabo de aço 102 pode compreender uma ferramenta de perfilagem de cabo de aço incluindo uma sonda ou sonde, por exemplo, acoplada a um cabo de perfilagem 114. Muitas modalidades podem, assim, ser obtidas.

[0073] Assim, um sistema 100, 1100 pode compreender um corpo de ferramenta no fundo de poço, tal como um corpo de ferramenta de perfilagem de cabo de aço 102 ou uma ferramenta de fundo de poço 1124 (por exemplo, um corpo de ferramenta LWD ou MWD) e cabo de fibra óptica 104 para fornecer sinalização ao sistema de superfície 118.

[0074] A estrutura física de tais instruções pode ser operada por um ou mais processadores. A execução de instruções determinadas por estas estruturas físicas pode fazer com que o sistema de detecção óptica 100 ou os seus componentes realizem operações de acordo com os métodos aqui descritos. As instruções podem incluir instruções para fazer com que dados associados ou outros dados sejam armazenados em

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22/25 uma memória.

[0075] O corpo da ferramenta de perfilagem de cabo de aço 102 (FIG. 1) pode incluir ou ser utilizado em conjunto com qualquer número de ferramentas de medição, tais como ferramentas de resistividade, ferramentas sísmicas, ferramentas acústicas, sensores de temperatura, sensores de porosidade e outros. Em uma modalidade, o corpo da ferramenta de perfilagem de cabo de aço 102 é equipado com equipamento de transmissão para comunicar em última análise com uma unidade de processamento de superfície de um sistema de superfície 118 (FIG. 1). Tal equipamento de transmissão pode tomar qualquer forma desejada e diferentes meios de transmissão e métodos podem ser usados. Exemplos de conexões incluem cabos, fibra óptica, conexões sem fio e sistemas baseados em memória.

[0076] Várias técnicas aqui ensinadas podem fornecer a caracterização inicial de tubos, revestimentos, etc., dentro do furo de poço, a fim de fornecer uma análise mais realista e melhorada do estado dos tubos e dos revestimentos depois que esses tubos e revestimentos estiverem no local por muitos meses ou anos. Além disso, o perfil de tempo transcorrido usando caracterização incrementai de tubos para detectar áreas propensas a defeitos pode permitir a aplicação oportuna de tratamentos e medidas preventivas de poço.

[0077] A seguir estão exemplos de modalidades de métodos, sistemas e dispositivos de armazenamento legíveis por máquina, de acordo com os ensinamentos aqui.

[0078] O Exemplo 1 é um método compreendendo: obter primeiras medições de múltiplos tubos condutores encaixados em um primeiro tempo subsequentes à colocação de pelo menos um dos vários tubos condutores encaixados em um poço; obter segundas medições dos múltiplos tubos condutores encaixados em um segundo tempo subsequente ao primeiro tempo; calcular uma alteração de espessura dos múltiplos tubos condutores encaixados entre o primeiro e o segundo tempo; predizer uma espessura futura dos múltiplos tubos condutores encaixados em um tempo subsequente ao segundo tempo, com base na mudança de espessura; e gerar uma decisão de tratamento do poço com base na espessura futura.

[0079] No Exemplo 2, o assunto do Exemplo 1 pode opcionalmente incluir em que o cálculo da variação de espessura inclui a comparação de sinais de medição brutos obtidos

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23/25 no primeiro tempo com sinais de medição brutos obtidos no segundo tempo para calcular uma taxa de erosão dos múltiplos tubos condutores encaixados.

[0080] No Exemplo 3, o assunto de qualquer um dos Exemplos 1 a 2 pode opcionalmente incluir a extrapolação de sinais de medição brutos obtidos no primeiro tempo e sinais de medição brutos obtidos no segundo tempo para gerar um sinal de medição bruto extrapolado que representa propriedades do múltiplos condutores encaixados em um terceiro tempo subsequente ao segundo tempo; e converter o sinal de medição bruto extrapolado em um valor que representa a espessura dos múltiplos encaixados no terceiro tempo.

[0081] No Exemplo 4, o assunto medições incluem espessura.

[0082] No Exemplo 5, o assunto medições incluem perda de metal.

[0083] No Exemplo 6, o assunto medições são realizadas cada vez que um tubo dos múltiplos tubos condutores encaixados tubos condutores do do do

Exemplo

Exemplo pode opcionalmente pode opcionalmente pode opcionalmente incluir incluir incluir em em em que que que as as as é colocado para gerar um perfil de caracterização do respectivo tubo a ser colocado e de tubos que foram anteriormente colocados antes do respectivo tubo.

[0084] No Exemplo 7, o assunto do Exemplo 6 pode opcionalmente compreender a obtenção de medições nominais de cada tubo à medida que o respectivo tubo é colocado no furo de poço.

[0085] No Exemplo 8, o assunto do Exemplo 7 pode opcionalmente incluir em que a obtenção de medições nominais inclui: realizar inversão para calcular pelo menos um de permeabilidade e espessura de cada tubo à medida que o respectivo tubo é colocado no furo de poço, antes do primeiro tempo.

[0086] No Exemplo 9, o assunto do Exemplo 8 pode opcionalmente incluir prover uma entrada de pelo menos um de permeabilidade e espessura de um primeiro tubo dos múltiplos tubos condutores encaixados colocados no furo de poço para um cálculo de inversão correspondente a um tubo subsequentemente colocado dos múltiplos tubos condutores encaixados.

[0087] O Exemplo 10 é um sistema (por exemplo, um sistema de tubos, sistema de

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24/25 caracterização de tubos ou outro sistema de detecção) compreendendo: múltiplos tubos condutores encaixados; uma ferramenta de caracterização de tubos disposta nos múltiplos tubos condutores encaixados e configurada para: obter primeiras medições dos múltiplos tubos condutores encaixados em um primeiro tempo subsequentes à colocação de pelo menos um dos múltiplos tubos condutores encaixados em um poço; e obter segundas medições dos múltiplos tubos condutores encaixados um segundo tempo subsequente ao primeiro tempo; e processar os circuitos para: calcular uma mudança de espessura dos múltiplos tubos condutores encaixados entre o primeiro e o segundo tempo; predizer uma espessura futura dos múltiplos tubos condutores encaixados em um tempo subsequente ao segundo tempo, com base na mudança de espessura; e gerar uma decisão de tratamento do poço com base na espessura futura.

[0088] No Exemplo 11, o assunto do Exemplo 10 pode opcionalmente incluir em que pelo menos um tubo dos múltiplos tubos condutores encaixados inclui sensores para monitoramento do poço.

[0089] No Exemplo 12, o assunto do Exemplo 11 pode opcionalmente incluir em que os sensores são colocados no cabo de fibra óptica em pelo menos um tubo dos múltiplos tubos condutores encaixados.

[0090] No Exemplo 13, o assunto de qualquer um dos Exemplos 10 a 12 pode opcionalmente incluir em que cada tubo dos vários tubos condutores encaixados inclui uma etiqueta de identificação de radiofrequência associada (RFID) e em que o sistema inclui ainda memória para armazenar medições de um tubo correspondente para cada respectiva etiqueta RFID.

[0091] No Exemplo 14, o assunto de qualquer um dos Exemplos 10 a 13 pode opcionalmente incluir em que a ferramenta de caracterização de tubo inclui uma ferramenta eletromagnética (EM).

[0092] No Exemplo 15, o assunto de qualquer um dos Exemplos 10 a 14 pode opcionalmente incluir em que a ferramenta de caracterização de tubo inclui uma ferramenta acústica.

[0093] No Exemplo 16, o assunto de qualquer um dos Exemplos 10 a 15 pode opcionalmente incluir em que a ferramenta de caracterização de tubos inclui uma

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25/25 ferramenta de calibre mecânico.

[0094] O Exemplo 17 inclui um dispositivo de armazenamento legível por máquina tendo instruções (por exemplo, software, firmware, etc.) nela armazenadas, as quais, quando executadas por uma máquina, fazem com que a máquina realize operações compreendendo: fazer um primeiro conjunto de medições de perfilagem, em um primeiro tempo, usando uma ferramenta de caracterização de tubos disposta em múltiplos tubos condutores encaixados em um furo de poço; determinar a espessura total dos múltiplos tubos condutores encaixados no primeiro tempo; e fazer um segundo conjunto de medições de perfilagem, um segundo tempo, usando a ferramenta de caracterização de tubos disposta nos múltiplos tubos condutores encaixados.

[0095] No Exemplo 18, o assunto do Exemplo 17 pode opcionalmente incluir em que as operações incluem a estimativa da espessura de tubos individuais dos múltiplos tubos condutores encaixados.

[0096] No Exemplo 19, o assunto do Exemplo 18 pode opcionalmente incluir em que estimar a espessura de tubos individuais dos múltiplos tubos condutores encaixados inclui estimar a espessura de tubos individuais sequencialmente, partindo de um tubo mais interior.

[0097] No Exemplo 20, o assunto do Exemplo 18 pode opcionalmente incluir em que as operações incluem direcionar as operações de remediação em relação aos múltiplos tubos condutores encaixados em resposta à determinação da espessura total dos múltiplos tubos condutores encaixados ou estimar a espessura dos tubos individuais dos tubos condutores múltiplos tubos condutores encaixados.

[0098] Embora modalidades específicas tenham sido ilustradas e descritas aqui, será percebido pelos versados na técnica que qualquer disposição que seja calculada para alcançar a mesma finalidade pode ser usada no lugar das modalidades específicas mostradas. Várias modalidades utilizam permutações e/ou combinações de modalidades aqui descritas. Será entendido que a descrição acima se destina a ser ilustrativa e não restritiva, e que a fraseologia ou terminologia aqui empregada é para fins de descrição. Combinações das modalidades anteriores e outras modalidades serão evidentes para os versados na técnica após o estudo da descrição anterior.

Claims

REIVINDICAÇÕES

1. Método, caracterizado pelo fato de que compreende:

obter as primeiras medições de múltiplos tubos condutores encaixados em um primeiro tempo, subsequentemente à colocação de pelo menos um dos vários tubos condutores encaixados em um furo de poço;

obter as segundas medições dos múltiplos tubos condutores encaixados em um segundo tempo subsequente ao primeiro tempo;

calcular uma alteração de espessura dos múltiplos tubos condutores encaixados entre o primeiro e o segundo tempo;

predizer uma espessura futura dos múltiplos tubos condutores encaixados em um tempo subsequente ao segundo tempo, com base na mudança de espessura; e gerar uma decisão de tratamento do poço com base na espessura futura.
2. Método de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que o cálculo da variação de espessura inclui a comparação de sinais de medição brutos obtidos no primeiro tempo com sinais de medição brutos obtidos no segundo tempo para calcular uma taxa de erosão dos múltiplos tubos condutores encaixados.
3. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que compreender ainda:

extrapolar a partir de sinais de medição brutos obtidos no primeiro tempo e sinais de medição brutos obtidos no segundo tempo para gerar um sinal de medição bruto extrapolado que representa as propriedades dos tubos condutores múltiplos encaixados em um terceiro tempo subsequente ao segundo tempo; e converter o sinal de medição bruto extrapolado em um valor que represente a espessura dos múltiplos tubos condutores encaixados no terceiro tempo.
4. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que as medições incluem espessura.
5. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que as medições incluem perda de metal.
6. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que as medições são realizadas cada vez que um tubo dos múltiplos tubos condutores encaixados é colocado

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2/4 para gerar um perfil de caracterização do respectivo tubo a ser colocado e de tubos que foram previamente colocados antes do respectivo tubo.
7. Método, de acordo com a reivindicação 6, caracterizado pelo fato de que compreende ainda a obtenção de medições nominais de cada tubo à medida que o respectivo tubo é colocado no furo de poço.
8. Método, de acordo com a reivindicação 7, caracterizado pelo fato de que a obtenção de medições nominais inclui:

realizar a inversão para calcular pelo menos um da permeabilidade e espessura de cada tubo à medida que o respectivo tubo é colocado no furo de poço, antes do primeiro tempo.
9. Método, de acordo com a reivindicação 8, caracterizado pelo fato de que compreende ainda:

prover uma entrada de pelo menos uma de permeabilidade e espessura de um primeiro tubo dos múltiplos tubos condutores encaixados colocados no furo de poço para um cálculo de inversão correspondente a um tubo subsequentemente colocado dos múltiplos tubos condutores encaixados.
10. Sistema de caracterização de tubos, caracterizado pelo fato de que compreende: múltiplos tubos condutores encaixados;

uma ferramenta de caracterização de tubos disposta nos múltiplos tubos condutores encaixados e configurada para:

obter as primeiras medições de múltiplos tubos condutores encaixados em um primeiro tempo, subsequentemente à colocação de pelo menos um dos vários tubos condutores encaixados em um furo de poço; e obter as segundas medições dos múltiplos tubos condutores encaixados em um segundo tempo subsequente ao primeiro tempo; e circuitos de processamento para:

calcular uma alteração de espessura dos múltiplos tubos condutores encaixados entre o primeiro e o segundo tempo;

predizer uma espessura futura dos múltiplos tubos condutores encaixados em um tempo subsequente ao segundo tempo, com base na mudança de espessura; e gerar uma decisão de tratamento do poço com base na espessura futura.

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11. Sistema de caracterização de tubos, de acordo com a reivindicação 10, caracterizado pelo fato de que pelo menos um tubo dos múltiplos tubos condutores encaixados inclui sensores para monitoramento de poços.
12. Sistema de caracterização de tubos, de acordo com a reivindicação 11, caracterizado pelo fato de que os sensores são colocados no cabo de fibra óptica em pelo menos um tubo dos múltiplos tubos condutores encaixados.
13. Sistema de caracterização de tubos, de acordo com a reivindicação 10, caracterizado pelo fato de que cada tubo dos múltiplos tubos condutores encaixados inclui uma etiqueta de identificação de radiofrequência associada (RFID) e em que o sistema inclui ainda memória para armazenar medições de um tubo correspondente a cada respectiva etiqueta RFID.

14. Sistema de caracterização de tubos, de acordo com a reivindicação 10, caracterizado pelo fato de que a ferramenta de caracterização de tubos inclui uma ferramenta eletromagnética (EM). 15. Sistema de caracterização de tubos, de acordo com a reivindicação 10, caracterizado pelo fato de que a ferramenta de caracterização de tubos inclui uma ferramenta acústica. 16. Sistema de caracterização de tubos, de acordo com a reivindicação 10, caracterizado pelo fato de que a ferramenta de caracterização de tubos inclui uma

ferramenta de pinças mecânicas.
17. Dispositivo de armazenamento legível por máquina, caracterizado pelo fato de que tem instruções armazenadas no mesmo que, quando executadas por uma máquina, fazem com que a máquina realize operações, as operações compreendendo:

fazer um primeiro conjunto de medições de perfilagem, em um primeiro tempo, usando uma ferramenta de caracterização de tubos disposta em múltiplos tubos condutores encaixados em um furo de poço;

determinar a espessura total dos múltiplos tubos condutores encaixados no primeiro tempo; e fazer um segundo conjunto de medições de perfilagem, em um segundo tempo, usando a ferramenta de caracterização de tubo disposta nos múltiplos tubos condutores encaixados.

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18. Dispositivo de armazenamento legível por máquina, de acordo com a reivindicação

17, caracterizado pelo fato de que as operações incluem a estimativa da espessura de tubos individuais dos múltiplos tubos condutores encaixados.
19. Dispositivo de armazenamento legível por máquina, de acordo com a reivindicação

18, caracterizado pelo fato de que a estimativa da espessura de tubos individuais dos múltiplos tubos condutores encaixados inclui a estimativa da espessura de tubos individuais sequencialmente, partindo de um tubo mais interno.
20. Dispositivo de armazenamento legível por máquina, de acordo com a reivindicação 18, caracterizado pelo fato de que as operações incluem dirigir as operações corretivas em relação aos múltiplos tubos condutores encaixados em resposta à determinação da espessura total dos múltiplos tubos condutores encaixados ou estimar a espessura de tubos individuais dos múltiplos tubos condutoras encaixados.