BR112021019359B1

BR112021019359B1 - DOWNHOLE TOOL AND METHOD

Info

Publication number: BR112021019359B1
Application number: BR112021019359-6A
Authority: BR
Inventors: David R. Beard
Original assignee: Halliburton Energy Services, Inc
Filing date: 2019-05-17
Publication date: 2024-10-29

Abstract

FERRAMENTA DE FUNDO DE POÇO E MÉTODO. Uma ferramenta de fundo de poço pode compreender um corpo de ferramenta que é um suporte estrutural para a ferramenta de fundo de poço, um braço superior fixado em uma extremidade ao corpo da ferramenta, uma almofada fixada em uma extremidade oposta do braço superior, um braço inferior fixado em uma extremidade a um bloco deslizante e conectado à almofada em uma extremidade oposta do braço inferior e um braço passivo conectado ao braço inferior e ao corpo da ferramenta. Um método pode compreender dispor uma ferramenta de fundo de poço em um poço, aplicar uma força a um braço passivo, aplicar uma segunda força do braço passivo ao braço inferior em resposta à força aplicada ao braço passivo e mover o braço inferior e o braço passivo em uma direção longitudinal ao longo de um eixo da ferramenta de fundo de poço.DOWNHOLE TOOL AND METHOD. A downhole tool may comprise a tool body that is a structural support for the downhole tool, an upper arm attached at one end to the tool body, a pad attached at an opposite end of the upper arm, a lower arm attached at one end to a sliding block and connected to the pad at an opposite end of the lower arm, and a passive arm connected to the lower arm and the tool body. A method may comprise disposing a downhole tool in a wellbore, applying a force to a passive arm, applying a second force from the passive arm to the lower arm in response to the force applied to the passive arm, and moving the lower arm and the passive arm in a longitudinal direction along an axis of the downhole tool.

Description

Fundamentals

[0001]Poços perfurados em formações subterrâneas podem permitir a recuperação de fluidos desejáveis (por exemplo, hidrocarbonetos) usando várias técnicas diferentes. Uma ferramenta de fundo de poço pode ser empregada em operações subterrâneas para determinar as propriedades do poço e/ou da formação.[0001]Wells drilled into subterranean formations can allow the recovery of desirable fluids (e.g., hydrocarbons) using several different techniques. A downhole tool can be employed in subterranean operations to determine wellbore and/or formation properties.

[0002]Tradicionalmente, as ferramentas de formação de imagem de poço podem ser usadas na obtenção de uma caracterização detalhada dos reservatórios. Essas ferramentas de formação de imagem de poço podem fornecer uma imagem de resistividade da formação imediatamente ao redor do poço. Ferramentas de formação de imagem de poço podem ser usadas para determinar a estratigrafia da formação, quedas das camadas de formação bem como tensão de poço e formação.[0002]Traditionally, well imaging tools can be used to obtain a detailed characterization of reservoirs. These well imaging tools can provide a resistivity image of the formation immediately surrounding the wellbore. Well imaging tools can be used to determine formation stratigraphy, formation layer dips as well as wellbore and formation stress.

[0003]Durante as operações de medição, as ferramentas de formação de imagem de poço podem estender uma almofada contra a parede interna de um poço através de uma ligação. Tipicamente, as ligações usadas para prensar essas almofadas contra a parede podem fechar com relativa facilidade se encontrarem uma obstrução em uma direção, mas podem prender ou emperrar se encontrarem uma obstrução enquanto se movem na direção oposta.[0003]During measurement operations, downhole imaging tools may extend a pad against the inside wall of a wellbore via a linkage. Typically, the links used to press these pads against the wall may close relatively easily if they encounter an obstruction in one direction, but may bind or jam if they encounter an obstruction while moving in the opposite direction.

Brief Description of Figures

[0004]Para uma descrição detalhada dos exemplos preferidos da divulgação, será agora feita referência aos desenhos anexos nos quais:[0004]For a detailed description of the preferred examples of the disclosure, reference will now be made to the accompanying drawings in which:

[0005]A Figura 1 ilustra um exemplo de um sistema de medição de poço;[0005]Figure 1 illustrates an example of a well measurement system;

[0006]A Figura 2 ilustra um outro exemplo de um sistema de medição de poço;[0006]Figure 2 illustrates another example of a well measurement system;

[0007]A Figura 3 ilustra um exemplo de uma almofada;[0007]Figure 3 illustrates an example of a cushion;

[0008]A Figura 4 ilustra um exemplo de sistemas e métodos atuais para implantação e operação de ferramenta de fundo de poço em poço;[0008]Figure 4 illustrates an example of current systems and methods for deploying and operating a downhole tool in a well;

[0009]A Figura 5 ilustra uma obstrução em contato com um braço superior;[0009]Figure 5 illustrates an obstruction in contact with an upper arm;

[0010]A Figura 6 ilustra uma almofada e o braço superior restringidos em um arranjo colinear;[0010]Figure 6 illustrates a pad and upper arm restrained in a collinear arrangement;

[0011]A Figura 7 ilustra exemplos quando a obstrução se aproxima do braço superior, um braço inferior e a almofada da extremidade de fundo de poço da ferramenta de fundo de poço;[0011]Figure 7 illustrates examples when the obstruction approaches the upper arm, a lower arm and the downhole end pad of the downhole tool;

[0012]A Figura 8 ilustra o centro instantâneo de rotação da almofada e o braço inferior em um arranjo colinear;[0012]Figure 8 illustrates the instantaneous center of rotation of the pad and the lower arm in a collinear arrangement;

[0013]A Figura 9 ilustra quando a obstrução encontra o braço inferior;[0013]Figure 9 illustrates when the obstruction meets the lower arm;

[0014]A Figura 10 ilustra um braço passivo;[0014]Figure 10 illustrates a passive arm;

[0015]A Figura 11 ilustra o braço inferior e a almofada em um arranjo colinear;[0015]Figure 11 illustrates the lower arm and pad in a collinear arrangement;

[0016]A Figura 12 ilustra um diagrama de força; e[0016]Figure 12 illustrates a force diagram; and

[0017]A Figura 13 ilustra um gráfico de força ao longo do braço passivo.[0017]Figure 13 illustrates a graph of force along the passive arm.

Detailed Description

[0018]A presente divulgação se refere geralmente a um sistema e método para instrumentos de perfilagem de poço, tal como uma ferramenta de imagem de resistividade de múltiplas almofadas, que pode prensar uma ou mais almofadas contra uma parede do poço. As almofadas podem ser capazes de registrar dados à medida que as almofadas são prensadas contra as paredes do poço, enquanto move o instrumento tanto em direção furo acima quanto furo abaixo. Tipicamente, as ligações usadas para prensar essas almofadas contra a parede podem fechar com relativa facilidade se encontrarem uma obstrução em uma direção, mas podem prender ou emperrar se encontrarem uma obstrução enquanto se movem na direção oposta. Como descrito abaixo, um braço passivo pode ser adicionado a tais ligações para reduzir ou eliminar a probabilidade de bloqueio quando se move na direção não ideal.[0018] The present disclosure generally relates to a system and method for well logging instruments, such as a multi-pad resistivity imaging tool, that can press one or more pads against a wellbore wall. The pads may be capable of recording data as the pads are pressed against the wellbore walls while moving the instrument in both an uphole and downhole direction. Typically, the links used to press these pads against the wall can close relatively easily if they encounter an obstruction in one direction, but may bind or jam if they encounter an obstruction while moving in the opposite direction. As described below, a passive arm may be added to such links to reduce or eliminate the likelihood of blockage when moving in the non-ideal direction.

[0019]A Figura 1 ilustra uma vista seccional transversal de um sistema de medição de poço 100. Como ilustrado, o sistema de medição de poço 100 pode incluir ferramenta de fundo de poço 102 fixada a um veículo 104. Em exemplos, deve-se notar que a ferramenta de fundo de poço 102 não pode ser fixada a um veículo 104. A ferramenta de fundo de poço 102 pode ser suportada pela sonda 106 na superfície 108. A ferramenta de fundo de poço 102 pode ser presa ao veículo 104 através do transporte 110. O transporte 110 pode ser disposto em torno de uma ou mais rodas de roldana 112 no veículo 104. O transporte 110 pode incluir qualquer meio adequado para fornecer transporte mecânico para a ferramenta de fundo de poço 102, incluindo, mas não limitado a, cabo de aço, cabo liso, tubulação bobinada, tubo, tubo de perfuração, coluna de perfuração, trator de fundo de poço ou semelhante. Em alguns exemplos, o transporte 110 pode fornecer suspensão mecânica, bem como conectividade elétrica, para a ferramenta de fundo de poço 102.[0019] Figure 1 illustrates a cross-sectional view of a well measurement system 100. As illustrated, the well measurement system 100 may include downhole tool 102 attached to a vehicle 104. In examples, it should be noted that the downhole tool 102 may not be attached to a vehicle 104. The downhole tool 102 may be supported by the probe 106 on the surface 108. The downhole tool 102 may be attached to the vehicle 104 via the carriage 110. The carriage 110 may be arranged around one or more pulley wheels 112 on the vehicle 104. The carriage 110 may include any suitable means for providing mechanical transportation for the downhole tool 102, including, but not limited to, wireline, smooth wire, coiled tubing, pipe, drill pipe, drill string, downhole tractor, or the like. In some examples, carriage 110 may provide mechanical suspension, as well as electrical connectivity, for downhole tool 102.

[0020]O transporte 110 pode incluir, em alguns casos, uma pluralidade de condutores elétricos que se estendem do veículo 104. O transporte 110 pode incluir um núcleo interno de sete condutores elétricos cobertos por um invólucro isolante. Uma bainha de armadura interna e externa de aço pode ser enrolada em uma hélice em direções opostas em torno dos condutores. Os condutores elétricos podem ser usados para comunicar energia e telemetria entre o veículo 104 e a ferramenta de fundo de poço 102.[0020] The carriage 110 may include, in some cases, a plurality of electrical conductors extending from the vehicle 104. The carriage 110 may include an inner core of seven electrical conductors covered by an insulating sheath. An inner and outer steel armor sheath may be wound in a helix in opposite directions around the conductors. The electrical conductors may be used to communicate power and telemetry between the vehicle 104 and the downhole tool 102.

[0021]O transporte 110 pode abaixar a ferramenta de fundo de poço 102 no poço 124. Geralmente, o poço 124 pode incluir geometrias horizontais, verticais, inclinadas, curvas e outros tipos de geometrias e orientações do poço. As ferramentas de imageamento podem ser usadas em seções não revestidas do poço. Medições podem ser feitas pela ferramenta de fundo de poço 102 em seções revestidas para fins tais como calibração.[0021] The carriage 110 may lower the downhole tool 102 into the wellbore 124. Generally, the wellbore 124 may include horizontal, vertical, inclined, curved, and other types of wellbore geometries and orientations. Imaging tools may be used in uncased sections of the wellbore. Measurements may be made by the downhole tool 102 in cased sections for purposes such as calibration.

[0022]Como ilustrado, o poço 124 pode se estender através da formação 132. Como ilustrado na Figura 1, o poço 124 pode se estender geralmente verticalmente para a formação 132, no entanto, o poço 124 pode se estender em um ângulo através da formação 132, tais como poços horizontais e inclinados. Por exemplo, embora a Figura 1 ilustre um poço de ângulo de inclinação vertical ou baixo, pode ser possível um ângulo de inclinação alto ou colocação horizontal do poço e equipamento. Deve-se notar ainda que embora a Figura 1 represente geralmente uma operação de base terrestre, os versados na técnica pode reconhecer facilmente que os princípios descritos neste documento são igualmente aplicáveis às operações submarinas que empregam plataformas flutuantes ou de base marítima, sem se afastar do escopo da divulgação.[0022] As illustrated, wellbore 124 may extend through formation 132. As illustrated in Figure 1, wellbore 124 may extend generally vertically into formation 132, however, wellbore 124 may extend at an angle through formation 132, such as horizontal and inclined wells. For example, although Figure 1 illustrates a vertical or low inclination angle wellbore, a high inclination angle or horizontal placement of the wellbore and equipment may be possible. It should further be noted that although Figure 1 generally depicts a land-based operation, those skilled in the art can readily recognize that the principles described herein are equally applicable to subsea operations employing floating or offshore-based platforms, without departing from the scope of the disclosure.

[0023]As informações da ferramenta de fundo de poço 102 podem ser coletadas e/ou processadas pelo sistema de manipulação de informações 114. Por exemplo, os sinais registrados pela ferramenta de fundo de poço 102 podem ser armazenados na memória e então processados pela ferramenta de fundo de poço 102. O processamento pode ser realizado em tempo real durante a aquisição de dados ou após a recuperação da ferramenta de fundo de poço 102. O processamento pode ocorrer alternativamente no fundo do poço ou pode ocorrer no fundo do poço e na superfície. Em alguns exemplos, os sinais registrados pela ferramenta de fundo de poço 102 podem ser conduzidos para o sistema de manipulação de informações 114 por meio de transporte 110. O sistema de manipulação de informações 114 pode processar os sinais e as informações nela contidas podem ser exibidas para um operador observar e armazenadas para processamento e referência futuros. O sistema de manipulação de informações 114 também pode conter um aparelho para fornecer sinais de controle e energia para a ferramenta de fundo de poço 102.[0023] Information from downhole tool 102 may be collected and/or processed by information handling system 114. For example, signals recorded by downhole tool 102 may be stored in memory and then processed by downhole tool 102. Processing may be performed in real time during data acquisition or after retrieval of downhole tool 102. Processing may alternatively occur downhole or may occur both downhole and at the surface. In some examples, signals recorded by downhole tool 102 may be conveyed to information handling system 114 via transport 110. Information handling system 114 may process the signals and the information contained therein may be displayed for an operator to observe and stored for future processing and reference. Information handling system 114 may also contain apparatus for providing control signals and power to downhole tool 102.

[0024]Os sistemas e métodos da presente divulgação podem ser implementados, pelo menos em parte, com sistema de manipulação de informações 114. Embora mostrado na superfície 108, o sistema de manipulação de informações 114 também pode estar localizado em outro local, como remoto do poço 124. O sistema de manipulação de informações 114 pode incluir qualquer instrumentalidade ou agregado de instrumentalidades operável para computar, estimar, classificar, processar, transmitir, receber, recuperar, originar, comutar, armazenar, exibir, manifestar, detectar, gravar, reproduzir, manipular ou utilizar qualquer forma de informações, inteligência ou dados para propósitos comerciais, científicos, de controle ou outros. Por exemplo, um sistema de manipulação de informações 114 pode ser uma unidade de processamento 116, um dispositivo de armazenamento de rede ou qualquer outro dispositivo adequado e pode variar em tamanho, forma, desempenho, funcionalidade e preço. O sistema de manipulação de informações 114 pode incluir memória de acesso aleatório (RAM), um ou mais recursos de processamento, tais como uma unidade de processamento central (CPU) ou lógica de controle de hardware ou software, ROM e/ou outros tipos de memória não volátil. Os componentes adicionais do sistema de manipulação de informações 114 podem incluir uma ou mais unidades de disco, uma ou mais portas de rede para comunicação com dispositivos externos, bem como um dispositivo de entrada 118 (por exemplo, teclado, mouse, etc.) e exibição de vídeo 120. O sistema de manipulação de informações 114 também pode incluir um ou mais barramentos operáveis para transmitir comunicações entre os vários componentes de hardware.[0024] The systems and methods of the present disclosure may be implemented, at least in part, with information handling system 114. Although shown at surface 108, information handling system 114 may also be located elsewhere, such as remote from wellbore 124. Information handling system 114 may include any instrumentality or aggregate of instrumentalities operable to compute, estimate, classify, process, transmit, receive, retrieve, originate, switch, store, display, manifest, detect, record, reproduce, manipulate, or utilize any form of information, intelligence, or data for commercial, scientific, control, or other purposes. For example, information handling system 114 may be a processing unit 116, a network storage device, or any other suitable device, and may vary in size, shape, performance, functionality, and price. The information handling system 114 may include random access memory (RAM), one or more processing resources, such as a central processing unit (CPU) or hardware or software control logic, ROM, and/or other types of non-volatile memory. Additional components of the information handling system 114 may include one or more disk drives, one or more network ports for communication with external devices, as well as an input device 118 (e.g., keyboard, mouse, etc.) and video display 120. The information handling system 114 may also include one or more operable buses for transmitting communications between the various hardware components.

[0025]Alternativamente, os sistemas e métodos da presente divulgação podem ser implementados, pelo menos em parte, com meios não transitórios legíveis por computador 122. O meio não transitório legível por computador 122 pode incluir qualquer instrumento ou agregação de instrumentos que possam reter dados e/ou instruções por um período de tempo. A mídia não transitória legível por computador 122 pode incluir, por exemplo, mídia de armazenamento tal como um dispositivo de armazenamento de acesso direto (por exemplo, uma unidade de disco rígido ou de disquete), um dispositivo de armazenamento de acesso sequencial (por exemplo, uma unidade de disco de fita), disco compacto, CD- ROM, DVD, RAM, ROM, memória de leitura programável apagável eletricamente (EEPROM) e/ou memória flash; bem como meios de comunicação tais como fios, fibras ópticas, micro-ondas, ondas de rádio e outros carreadores eletromagnéticos e/ou ópticos; e/ou qualquer combinação dos anteriores.[0025] Alternatively, the systems and methods of the present disclosure may be implemented, at least in part, with non-transitory computer-readable media 122. Non-transitory computer-readable media 122 may include any instrument or aggregation of instruments that can retain data and/or instructions for a period of time. Non-transitory computer-readable media 122 may include, for example, storage media such as a direct access storage device (e.g., a hard disk drive or floppy disk drive), a sequential access storage device (e.g., a tape disk drive), compact disc, CD-ROM, DVD, RAM, ROM, electrically erasable programmable read-only memory (EEPROM), and/or flash memory; as well as communication media such as wires, optical fibers, microwaves, radio waves, and other electromagnetic and/or optical carriers; and/or any combination of the foregoing.

[0026]Como discutido abaixo, os métodos podem utilizar um sistema de manipulação de informações 114 para determinar e exibir uma imagem de resistividade de alta resolução da formação 132 imediatamente circundando o poço 124. Esta imagem de resistividade de alta resolução pode representar limites de estruturas de subsuperfície, tal como uma pluralidade de camadas dispostas na formação 132. Essas imagens de formação podem ser usadas na caracterização de reservatórios. Imagens de formação com alta resolução podem permitir a identificação precisa de leitos finos e outras características finas tais como fraturas, clastos e vugs. Essas imagens de formação podem fornecer informações sobre sedimentologia, litologia, porosidade e permeabilidade da formação 132. As imagens de formação podem complementar ou, em alguns casos, substituir o processo de testemunho.[0026] As discussed below, the methods may utilize an information handling system 114 to determine and display a high-resolution resistivity image of the formation 132 immediately surrounding the wellbore 124. This high-resolution resistivity image may represent boundaries of subsurface structures, such as a plurality of layers disposed in the formation 132. Such formation images may be used in reservoir characterization. High-resolution formation images may allow for the precise identification of thin beds and other fine features such as fractures, clasts, and vugs. Such formation images may provide information about the sedimentology, lithology, porosity, and permeability of the formation 132. Formation images may supplement or, in some cases, replace the coring process.

[0027]Em exemplos, a sonda 106 inclui uma célula de carga (não mostrada) que pode determinar a quantidade de tração no transporte 110 na superfície do poço 124. O sistema de manipulação de informações 114 pode incluir uma válvula de segurança que controla a pressão hidráulica que aciona o tambor 126 no veículo 104 que pode enrolar e/ou liberar o transporte 110 que pode mover a ferramenta de fundo de poço 102 para cima e/ou para baixo no poço 124. O transporte 110 pode fornecer um meio de disposição da ferramenta de fundo de poço 102 no poço 124. A válvula de segurança pode ser ajustada a uma pressão de modo que o tambor 126 possa conferir apenas uma pequena quantidade de tensão ao transporte 110 sobre e acima da tensão necessária para recuperar o transporte 110 e/ou a ferramenta de fundo de poço 102 do poço 124. A válvula de segurança é tipicamente ajustada algumas centenas de libras acima da quantidade de tração segura desejada no transporte 110 de modo que uma vez que esse limite é excedido; a tração adicional no transporte 110 pode ser evitada.[0027] In examples, the probe 106 includes a load cell (not shown) that can determine the amount of pull on the shuttle 110 at the surface of the wellbore 124. The information handling system 114 can include a safety valve that controls the hydraulic pressure that drives the drum 126 on the vehicle 104 that can spool and/or release the shuttle 110 that can move the downhole tool 102 up and/or downhole 124. The shuttle 110 can provide a means for deploying the downhole tool 102 in the wellbore 124. The safety valve can be set at a pressure such that the drum 126 can impart only a small amount of tension to the shuttle 110 over and above the tension required to retrieve the shuttle 110 and/or the downhole tool 102 from the wellbore 124. The safety valve is typically set a few hundred pounds above the desired safe amount of pull on the shuttle 110 so that once this limit is exceeded; further traction on the carriage 110 can be avoided.

[0028]A ferramenta de fundo de poço 102 pode incluir uma pluralidade de eletrodos, tal como arranjo de botões 128. A ferramenta de fundo de poço 102 também pode incluir um eletrodo de retorno 130. Deve-se notar que a pluralidade de eletrodos disposta no arranjo de botões 128 pode ser qualquer eletrodo adequado e deve-se notar ainda que o eletrodo de retorno 130 pode ser qualquer eletrodo adequado. O arranjo de botões 128 e/ou o eletrodo de retorno 130 pode ser disposto em pelo menos um bloco 134 em qualquer ordem adequada. Por exemplo, um bloco 134 pode incluir apenas arranjos de botões 128 e/ou eletrodos de retorno 130. Adicionalmente, um bloco 134 pode incluir um arranjo de botões 128 e os eletrodos de retorno 130. As almofadas 134 podem anexar a um mandril 140 da ferramenta de fundo de poço 102 através do braço superior 136 e do braço inferior 138. Deve-se notar que o mandril 140 pode ser definido como a estrutura de suporte da ferramenta de fundo de poço 102 que pode atuar como uma plataforma para qualquer periférico (por exemplo, braço superior 136, braço inferior 138, transporte 110, etc.) para anexar à ferramenta de fundo de poço 102. O braço superior 136 e o braço inferior 138 podem estender a almofada 134 para fora da ferramenta de fundo de poço 102. Em exemplos, tanto o braço superior 136 quanto o braço inferior 138 podem colocar a almofada 134 em contato com o poço 124. Deve-se notar que pode haver qualquer número adequado de braços e/ou extensões que podem ser usados para mover a almofada 134 para fora da ferramenta de fundo de poço 102 e em proximidade imediata com o poço 124, ou vice-versa.[0028] The downhole tool 102 may include a plurality of electrodes, such as a button array 128. The downhole tool 102 may also include a return electrode 130. It should be noted that the plurality of electrodes arranged in the button array 128 may be any suitable electrode and it should be further noted that the return electrode 130 may be any suitable electrode. The button array 128 and/or the return electrode 130 may be arranged in at least one block 134 in any suitable order. For example, a block 134 may include only button arrays 128 and/or return electrodes 130. Additionally, a block 134 may include a button array 128 and return electrodes 130. Pads 134 may attach to a mandrel 140 of downhole tool 102 via upper arm 136 and lower arm 138. It should be noted that mandrel 140 may be defined as the support structure of downhole tool 102 that may act as a platform for any peripheral (e.g., upper arm 136, lower arm 138, carriage 110, etc.) to attach to downhole tool 102. Upper arm 136 and lower arm 138 may extend pad 134 away from downhole tool 102. In examples, both upper arm 136 and lower arm 138 can place the pad 134 in contact with the wellbore 124. It should be noted that there may be any suitable number of arms and/or extensions that can be used to move the pad 134 away from the downhole tool 102 and into immediate proximity with the wellbore 124, or vice versa.

[0029]Durante operações, um operador pode energizar um eletrodo individual, ou qualquer número de eletrodos, do arranjo de botões 128. Uma tensão pode ser aplicada entre o eletrodo e o eletrodo de retorno 130. O nível da tensão pode ser controlado pelo sistema de manipulação de informações 114. Isso pode fazer com que as correntes sejam transmitidas através do eletrodo de arranjo de botões 128. Deve-se notar que pode haver qualquer número de correntes transmitidas para a formação 132. Essas correntes podem viajar trafegar da lama disposta no poço 124 e a formação 132 e podem alcançar de volta o eletrodo de retorno 130. A quantidade de corrente emitida por cada eletrodo pode ser inversamente proporcional à impedância vista pelo eletrodo. Essa impedância pode ser afetada pelas propriedades da formação 132 e pela lama diretamente em frente de cada eletrodo de arranjo de botões 128. Portanto, corrente emitida por cada eletrodo pode ser medida e registrada a fim de obter uma formação de imagem da resistividade da formação 132.[0029] During operations, an operator may energize an individual electrode, or any number of electrodes, of the button array 128. A voltage may be applied between the electrode and the return electrode 130. The level of the voltage may be controlled by the information handling system 114. This may cause currents to be transmitted through the button array electrode 128. It should be noted that there may be any number of currents transmitted into the formation 132. These currents may travel from the mud disposed in the wellbore 124 and the formation 132 and may reach back to the return electrode 130. The amount of current emitted by each electrode may be inversely proportional to the impedance seen by the electrode. This impedance may be affected by the properties of the formation 132 and the mud directly in front of each button array electrode 128. Therefore, current emitted by each electrode may be measured and recorded in order to obtain an image of the resistivity of the formation 132.

[0030]Para produzir uma imagem de resistividade da formação 132, uma corrente pode ser transmitida de pelo menos um eletrodo transmissor e retornar para o eletrodo de retorno 130. Esses dois eletrodos podem ser referidos como os eletrodos de corrente. Então, a queda de voltagem através de um par dos eletrodos da arranjo de botões 128 pode ser medida e usada para estimar a impedância da formação 132. Nessas implementações alternativas, os eletrodos de botão podem ser referidos como eletrodos de tensão ou eletrodos de monitor. O método proposto pode operar em qualquer um dos dois projetos anteriores ou em qualquer outra ferramenta de formação de imagem de resistividade à lama a base de óleo semelhante, sem nenhuma limitação.[0030] To produce a resistivity image of the formation 132, a current may be transmitted from at least one transmitting electrode and returned to the return electrode 130. These two electrodes may be referred to as the current electrodes. Then, the voltage drop across a pair of the electrodes of the button array 128 may be measured and used to estimate the impedance of the formation 132. In these alternative implementations, the button electrodes may be referred to as voltage electrodes or monitor electrodes. The proposed method may operate on either of the two foregoing designs or on any other similar oil-based mud resistivity imaging tool, without any limitation.

[0031]Em exemplos, a ferramenta de fundo de poço 102 pode operar com equipamento adicional (não ilustrado) na superfície 108 e/ou disposta em um sistema de medição de poço separado (não ilustrado) para registrar medições e/ou valores da formação 132 para renderizar uma imagem de resistividade da formação 132. Sem limitação, a ferramenta de fundo de poço 102 pode ser conectada e/ou controlada pelo sistema de manipulação de informações 114, que pode ser disposto na superfície 108. Sem limitação, o sistema de manipulação de informações 114 pode ser disposto no fundo do poço na ferramenta de fundo de poço 102. O processamento de informações registradas pode ocorrer no fundo do poço e/ou na superfície 108. Além de, ou no lugar do processamento na superfície 108, o processamento pode ocorrer no fundo do poço. Processamento que ocorre no fundo de poço pode ser transmitido para a superfície 108 para ser registrado, observado e/ou analisado adicionalmente. Adicionalmente, informações registradas no sistema de manipulação de informações 114 que podem ser dispostas no fundo de poço podem ser armazenadas até que a ferramenta de fundo de poço 102 possa ser levada à superfície 108. Em exemplos, o sistema de manipulação de informações 114 pode comunicar com a ferramenta de fundo de poço 102 através de um cabo de fibra óptica (não ilustrado) disposto no (ou sobre) transporte 110. Em exemplos, comunicação sem fio pode ser usada para transmitir informações para frente e para trás entre o sistema de manipulação de informações 114 e a ferramenta de fundo de poço 102. O sistema de manipulação de informações 114 pode transmitir informações para a ferramenta de fundo de poço 102 e pode receber, bem como processar, informações registradas pela ferramenta de fundo de poço 102. Em exemplos, um sistema de manipulação de informações de fundo de poço (não ilustrado) pode incluir, sem limitação, um microprocessador ou outro circuito adequado para estimar, receber e processar sinais da ferramenta de fundo de poço 102. O sistema de manipulação de informações de fundo de poço (não ilustrado) pode ainda incluir componentes adicionais, tais como memória, dispositivos de entrada/saída, interfaces e semelhantes. Em exemplos, embora não ilustrados, a ferramenta de fundo de poço 102 pode incluir um ou mais componentes adicionais, tal como conversor analógico para digital, filtro e amplificador, dentre outros, que podem ser usados para processar as medições da ferramenta de fundo de poço 102 antes que elas possam ser transmitidas para a superfície 108. Alternativamente, medições brutas da ferramenta de fundo de poço 102 podem ser transmitidas para a superfície 108.[0031] In examples, downhole tool 102 may operate with additional equipment (not shown) at surface 108 and/or disposed in a separate downhole measurement system (not shown) to record measurements and/or values from formation 132 to render a resistivity image of formation 132. Without limitation, downhole tool 102 may be connected to and/or controlled by information handling system 114, which may be disposed at surface 108. Without limitation, information handling system 114 may be disposed downhole in downhole tool 102. Processing of recorded information may occur downhole and/or at surface 108. In addition to, or in place of, processing at surface 108, processing may occur downhole. Processing that occurs downhole may be transmitted to surface 108 to be further recorded, observed, and/or analyzed. Additionally, information recorded on the information handling system 114 that may be disposed downhole may be stored until the downhole tool 102 may be brought to the surface 108. In examples, the information handling system 114 may communicate with the downhole tool 102 via a fiber optic cable (not illustrated) disposed on or over the carriage 110. In examples, wireless communication may be used to transmit information back and forth between the information handling system 114 and the downhole tool 102. The information handling system 114 may transmit information to the downhole tool 102 and may receive, as well as process, information recorded by the downhole tool 102. In examples, a downhole information handling system (not illustrated) may include, without limitation, a microprocessor or other suitable circuitry for estimating, receiving, and processing signals from the downhole tool 102. The downhole information handling system The downhole tool 102 (not illustrated) may further include additional components, such as memory, input/output devices, interfaces, and the like. In examples, although not illustrated, the downhole tool 102 may include one or more additional components, such as an analog-to-digital converter, filter, and amplifier, among others, that may be used to process the measurements from the downhole tool 102 before they can be transmitted to the surface 108. Alternatively, raw measurements from the downhole tool 102 may be transmitted to the surface 108.

[0032]Qualquer técnica adequada pode ser usada para transmitir sinais da ferramenta de fundo de poço 102 para a superfície 108. Como ilustrado, um link de comunicação (que pode ser com fio ou sem fio e pode ser disposto no transporte 110, por exemplo) pode ser fornecido que pode transmitir dados da ferramenta de fundo de poço 102 para um sistema de manipulação de informações 114 na superfície 108.[0032] Any suitable technique may be used to transmit signals from downhole tool 102 to surface 108. As illustrated, a communication link (which may be wired or wireless and may be disposed on transport 110, for example) may be provided that can transmit data from downhole tool 102 to an information handling system 114 on surface 108.

[0033]A Figura 2 ilustra um exemplo em que a ferramenta de fundo de poço 102 (por exemplo, referindo-se à Figura 1) pode ser disposta em um sistema de perfuração 200. Como ilustrado, o poço 124 pode se estender de uma cabeça de poço 202 para a formação 132 da superfície 108. Como ilustrado, uma plataforma de perfuração 206 pode suportar uma torre 208 tendo uma catarina 210 para elevar e abaixar a coluna de perfuração 212. A coluna de perfuração 212 pode incluir, entre outros, tubo de perfuração e tubulação espiralada, como é geralmente conhecido pelos versados na técnica. Um kelly 214 pode suportar a coluna de perfuração 212, uma vez que pode ser abaixado através de uma mesa rotativa 216. Uma broca de perfuração 218 pode ser fixada na extremidade distal da coluna de perfuração 212 e pode ser conduzida por um motor de fundo de poço e/ou através da rotação da coluna de perfuração 212 da superfície 108. Sem limitação, a broca de perfuração 218 pode incluir brocas de rolo cônico, brocas de PDC, brocas de diamante natural, quaisquer abridores de furo, alargadores, brocas de testemunho e semelhantes. Quando a broca de perfuração 218 gira, ela pode criar e estender um poço 124 que penetra várias formações 132. Uma bomba 220 pode circular o fluido de perfuração através de um tubo de alimentação 222 para o kelly 214, para dentro do interior da coluna de perfuração 212, através de orifícios na broca de perfuração 218, de volta à superfície 108 através do anular 224 circundando a coluna de perfuração 212 e em um tanque de retenção 226.[0033] Figure 2 illustrates an example in which downhole tool 102 (e.g., referring to Figure 1 ) may be disposed in a drilling system 200. As illustrated, wellbore 124 may extend from a wellhead 202 to formation 132 of surface 108. As illustrated, a drilling rig 206 may support a derrick 208 having a crane 210 for raising and lowering drill string 212. Drill string 212 may include, but is not limited to, drill pipe and coiled tubing, as is generally known to those of skill in the art. A kelly 214 may support the drill string 212 as it may be lowered via a rotary table 216. A drill bit 218 may be attached to the distal end of the drill string 212 and may be driven by a downhole motor and/or via rotation of the drill string 212 from the surface 108. Without limitation, the drill bit 218 may include roller taper bits, PDC bits, natural diamond bits, any hole openers, reamers, core bits, and the like. As drill bit 218 rotates, it can create and extend a well 124 that penetrates various formations 132. A pump 220 can circulate drilling fluid through a feed pipe 222 to kelly 214, into the interior of drill string 212, through holes in drill bit 218, back to surface 108 through annulus 224 surrounding drill string 212, and into a holding tank 226.

[0034]Com referência continuada à Figura 2, a coluna de perfuração 212 pode começar na cabeça de poço 202 e pode atravessar o poço 124. A broca de perfuração 218 pode ser fixada a uma extremidade distal da coluna de perfuração 212 e pode ser acionada, por exemplo, seja por um motor de fundo de poço e/ou através da rotação da coluna de perfuração 212 da superfície 108 (Referindo-se à Figura 1). A broca de perfuração 218 pode ser uma parte da composição de fundo de poço 228 na extremidade distal da coluna de perfuração 212. A composição de fundo de poço 228 pode ainda incluir a ferramenta de fundo de poço 102 (Referindo-se à Figura 1). A ferramenta de fundo de poço 102 pode ser disposta fora e/ou dentro da composição de fundo de poço 228. A ferramenta de fundo de poço 102 pode incluir célula de teste 234. Como será compreendido pelos versados na técnica, a composição de fundo de poço 228 pode ser um sistema de medição durante a perfuração (MWD) ou sistema de perfilagem durante a perfuração (LWD).[0034] With continued reference to Figure 2, drill string 212 may commence at wellhead 202 and may traverse wellbore 124. Drill bit 218 may be attached to a distal end of drill string 212 and may be driven, for example, either by a downhole motor and/or by rotating drill string 212 from surface 108 (Referring to Figure 1). Drill bit 218 may be a part of downhole assembly 228 at the distal end of drill string 212. Downhole assembly 228 may further include downhole tool 102 (Referring to Figure 1). Downhole tool 102 may be disposed outside and/or inside downhole composition 228. Downhole tool 102 may include test cell 234. As will be understood by those skilled in the art, downhole composition 228 may be a measurement-while-drilling (MWD) system or logging-while-drilling (LWD) system.

[0035]Sem limitação, a composição de fundo de poço 228 pode ser conectada e/ou controlada pelo sistema de manipulação de informações 114 (Referindo-se à Figura 1), que pode ser disposto na superfície 108. Sem limitação, o sistema de manipulação de informações 114 pode ser disposto no fundo do poço na composição de fundo de poço 228. O processamento de informações registradas pode ocorrer no fundo do poço e/ou na superfície 108. Processamento que ocorre no fundo de poço pode ser transmitido para a superfície 108 para ser registrado, observado e/ou analisado adicionalmente. Adicionalmente, as informações registradas no sistema de manipulação de informações 114 que podem ser dispostas no fundo do poço podem ser armazenadas até que a composição de fundo 228 possa ser levada para a superfície 108. Em exemplos, o sistema de manipulação de informações 114 pode se comunicar com a composição de fundo de poço 228 através de um cabo de fibra óptica (não ilustrado) disposto na (ou sobre) a coluna de perfuração 212. Em exemplos, a comunicação sem fio pode ser usada para transmitir informações para a frente e para trás entre o sistema de manipulação de informações 114 e a composição de fundo de poço 228. O sistema de manipulação de informações 114 pode transmitir informações para a composição de fundo de poço 228 e pode receber também informações de processo registradas pela composição de fundo de poço 228. Em exemplos, um sistema de manipulação de informações de fundo de poço (não ilustrado) pode incluir, sem limitação, um microprocessador ou outro circuito adequado para estimar, receber e processar sinais da composição de fundo de poço 228. O sistema de manipulação de informações de fundo de poço (não ilustrado) pode ainda incluir componentes adicionais, tais como memória, dispositivos de entrada/saída, interfaces e semelhantes. Em exemplos, embora não ilustrado, a composição de fundo de poço 228 pode incluir um ou mais componentes adicionais, como conversor analógico para digital, filtro e amplificador, entre outros, que podem ser usados para processar as medições da composição de fundo de poço 228 antes podem ser transmitidos para a superfície 108. Alternativamente, as medições brutas da composição de fundo de poço 228 podem ser transmitidas para a superfície 108.[0035] Without limitation, downhole composition 228 may be connected to and/or controlled by information handling system 114 (Referring to Figure 1 ), which may be disposed at surface 108. Without limitation, information handling system 114 may be disposed downhole at downhole composition 228. Processing of recorded information may occur downhole and/or at surface 108. Processing that occurs downhole may be transmitted to surface 108 to be further recorded, observed, and/or analyzed. Additionally, information recorded in the information handling system 114 that may be disposed downhole may be stored until the downhole composition 228 may be brought to the surface 108. In examples, the information handling system 114 may communicate with the downhole composition 228 via a fiber optic cable (not illustrated) disposed in (or on) the drill string 212. In examples, wireless communication may be used to transmit information back and forth between the information handling system 114 and the downhole composition 228. The information handling system 114 may transmit information to the downhole composition 228 and may also receive process information recorded by the downhole composition 228. In examples, a downhole information handling system (not illustrated) may include, without limitation, a microprocessor or other suitable circuitry for estimating, receiving, and processing signals from the downhole composition 228. The information handling system The downhole information system (not illustrated) may further include additional components, such as memory, input/output devices, interfaces, and the like. In examples, although not illustrated, the downhole composition 228 may include one or more additional components, such as an analog-to-digital converter, filter, and amplifier, among others, that may be used to process the measurements of the downhole composition 228 before they may be transmitted to the surface 108. Alternatively, the raw measurements of the downhole composition 228 may be transmitted to the surface 108.

[0036]Qualquer técnica adequada pode ser utilizada para transmitir os sinais da composição de fundo de poço 228 para a superfície 108, incluindo, entre outros, telemetria de tubo com fio, telemetria de pulso de lama, telemetria acústica e telemetria eletromagnética. Embora não ilustrado, a composição de fundo de poço 228 pode incluir um subconjunto de telemetria que pode transmitir os dados de telemetria para a superfície 108. Sem limitação, uma fonte eletromagnética na telemetria pode ser operável para gerar pulsos de pressão no fluido de perfuração que se propaga ao longo do fluxo de fluido para a superfície 108. Na superfície 108, os transdutores de pressão (não mostrados) podem converter o sinal de pressão em sinais elétricos para um digitalizador (não ilustrado). O digitalizador pode proporcionar uma forma digital dos sinais de telemetria para o sistema de manipulação de informações 114 através de uma ligação de comunicação 230, que pode ser uma ligação com ou sem fios. Os dados de telemetria podem ser analisados e processados pelo sistema de manipulação de informações 114.[0036] Any suitable technique may be used to transmit the signals from the downhole composition 228 to the surface 108, including, but not limited to, wired pipe telemetry, mud pulse telemetry, acoustic telemetry, and electromagnetic telemetry. Although not illustrated, the downhole composition 228 may include a telemetry subassembly that may transmit the telemetry data to the surface 108. Without limitation, an electromagnetic source in the telemetry may be operable to generate pressure pulses in the drilling fluid that propagate along the fluid flow to the surface 108. At the surface 108, pressure transducers (not shown) may convert the pressure signal into electrical signals for a digitizer (not illustrated). The digitizer may provide a digital form of the telemetry signals to the information handling system 114 via a communication link 230, which may be a wired or wireless link. Telemetry data may be analyzed and processed by the information handling system 114.

[0037]Como ilustrado, a ligação de comunicação 230 (que pode ser com ou sem fio, por exemplo) pode ser fornecido que pode transmitir dados da composição de fundo de poço 228 para um sistema de manipulação de informações 114 na superfície 108. O sistema de manipulação de informações 114 pode incluir uma unidade de processamento 116 (por exemplo, referindo-se à Figura 1), um monitor de vídeo 120 (por exemplo, referindo-se à Figura 1), um dispositivo de entrada 118 (por exemplo, teclado, mouse, etc.) (por exemplo, referindo à Figura 1), e/ou mídia legível por computador não transitória 122 (por exemplo, discos ópticos, discos magnéticos) (por exemplo, referindo-se à Figura 1) que pode armazenar código representativo dos métodos descritos neste documento. Além de, ou no lugar do processamento na superfície 108, o processamento pode ocorrer no fundo do poço.[0037] As illustrated, communication link 230 (which may be wired or wireless, for example) may be provided that may transmit downhole composition data 228 to an information handling system 114 at surface 108. Information handling system 114 may include a processing unit 116 (e.g., referring to Figure 1), a video display 120 (e.g., referring to Figure 1), an input device 118 (e.g., keyboard, mouse, etc.) (e.g., referring to Figure 1), and/or non-transitory computer-readable media 122 (e.g., optical disks, magnetic disks) (e.g., referring to Figure 1) that may store code representative of the methods described herein. In addition to, or in place of, processing at surface 108, processing may occur downhole.

[0038]A Figura 3 ilustra um exemplo de almofada 134. Deve-se notar que a almofada 134 pode ser conectada à ferramenta de fundo de poço 102 (por exemplo, referindo-se às Figuras 1 e 2). A almofada 134 pode servir para colocar o arranjo de botões 128 e/ou o eletrodo de retorno 130 em contato com ou em proximidade imediata ao poço 124. A almofada 134 pode incluir um arranjo de botões 128, um eletrodo de retorno 130, uma proteção 300 e um alojamento 302. Em exemplos, pode haver uma pluralidade de arranjos de botões 128. Em exemplos, o eletrodo de retorno 130 e o arranjo de botão 128 podem ser dispostos diretamente na ferramenta de fundo de poço 102. O arranjo de botões 128 pode incluir um eletrodo injetor 304, em que eletrodo injetor 304 pode ser um sensor que detecta a impedância da formação 132. Deve-se notar que o eletrodo injetor 304 pode ser um eletrodo de botão. Pode haver qualquer número adequado de eletrodos injetores de botão 304 dentro do arranjo de botões 128 que pode produzir uma corrente predeterminada desejada. Sem limitação, a faixa para um número adequado de eletrodos injetores 304 dentro do arranjo de botões 128 pode ser de cerca de um eletrodo injetor 304 a cerca de cem eletrodos injetores 304. Por exemplo, a faixa para um número adequado de eletrodos injetores 304 dentro da arranjo de botões 128 pode ser de cerca de um eletrodo injetor 304 a cerca de vinte e cinco eletrodos injetores 304, de cerca de vinte e cinco eletrodos injetores 304 a cerca de cinquenta eletrodos injetores 304, de cerca de cinquenta eletrodos injetores 304 a cerca de setenta e cinco eletrodos injetores 304, ou de cerca de setenta e cinco eletrodos injetores 304 a cerca de cem eletrodos injetores 304.[0038] Figure 3 illustrates an example of pad 134. It should be noted that pad 134 may be connected to downhole tool 102 (e.g., referring to Figures 1 and 2). The pad 134 may serve to place the button array 128 and/or the return electrode 130 in contact with or in close proximity to the wellbore 124. The pad 134 may include a button array 128, a return electrode 130, a shield 300, and a housing 302. In examples, there may be a plurality of button arrays 128. In examples, the return electrode 130 and the button array 128 may be disposed directly on the downhole tool 102. The button array 128 may include an injector electrode 304, wherein the injector electrode 304 may be a sensor that detects the impedance of the formation 132. It should be noted that the injector electrode 304 may be a button electrode. There may be any suitable number of button injector electrodes 304 within the button array 128 that can produce a desired predetermined current. Without limitation, the range for a suitable number of injector electrodes 304 within button array 128 may be from about one injector electrode 304 to about one hundred injector electrodes 304. For example, the range for a suitable number of injector electrodes 304 within button array 128 may be from about one injector electrode 304 to about twenty-five injector electrodes 304, from about twenty-five injector electrodes 304 to about fifty injector electrodes 304, from about fifty injector electrodes 304 to about seventy-five injector electrodes 304, or from about seventy-five injector electrodes 304 to about one hundred injector electrodes 304.

[0039]Em exemplos, pode haver uma pluralidade de eletrodos de retorno 130. Um dos eletrodos de retorno 130 pode ser disposto em um lado do arranjo de botões 128 e um outro dos eletrodos de retorno 130 pode ser disposto no lado oposto do arranjo de botões 128. Esses eletrodos de retorno 130 podem ser dispostos a distâncias iguais longe do arranjo de botões 128 ou a distâncias variáveis do arranjo de botões 128. Sem limitação, a distância do centro de um dos eletrodos de retorno para o arranjo de botões pode ser de cerca de uma polegada a cerca de um pé. Em exemplos, uma diferença de tensão entre o arranjo de botões 128 e os eletrodos de retorno 130 pode ser aplicada, o que pode causar a emissão de correntes do arranjo de botões 128 na lama (não ilustrada) e na formação 132 (referindo-se à Figura 1).[0039] In examples, there may be a plurality of return electrodes 130. One of the return electrodes 130 may be disposed on one side of the button array 128 and another of the return electrodes 130 may be disposed on the opposite side of the button array 128. These return electrodes 130 may be disposed at equal distances away from the button array 128 or at varying distances from the button array 128. Without limitation, the distance from the center of one of the return electrodes to the button array may be from about one inch to about one foot. In examples, a voltage difference between the button array 128 and the return electrodes 130 may be applied, which may cause currents to be emitted from the button array 128 into the slurry (not illustrated) and formation 132 (referring to Figure 1).

[0040]Durante as operações, um operador pode energizar o arranjo de botões 128. Uma tensão pode ser aplicada entre cada eletrodo injetor 304 e o eletrodo de retorno 130. O nível da tensão pode ser controlado pelo sistema de manipulação de informações 114. Isso pode fazer com que as correntes sejam transmitidas através do arranjo de botões 128. Essas correntes podem se deslocar através da lama e da formação 132 e podem alcançar de volta o eletrodo de retorno 130. A quantidade de corrente emitida por cada eletrodo injetor 304 pode ser inversamente proporcional à impedância vista por esse eletrodo injetor 304. Essa impedância pode ser afetada pelas propriedades da formação 132 e a lama diretamente em frente de cada eletrodo injetor 304. Portanto, corrente emitida por cada eletrodo injetor 304 pode ser medida e registrada a fim de obter uma imagem da resistividade da formação 132.[0040] During operations, an operator may energize the pushbutton array 128. A voltage may be applied between each injector electrode 304 and the return electrode 130. The level of the voltage may be controlled by the information handling system 114. This may cause currents to be transmitted through the pushbutton array 128. These currents may travel through the mud and formation 132 and may reach back to the return electrode 130. The amount of current emitted by each injector electrode 304 may be inversely proportional to the impedance seen by that injector electrode 304. This impedance may be affected by the properties of the formation 132 and the mud directly in front of each injector electrode 304. Therefore, current emitted by each injector electrode 304 may be measured and recorded in order to obtain a picture of the resistivity of the formation 132.

[0041]Em exemplos, uma corrente pode ser transmitida de um eletrodo injetor 304 e retornar ao eletrodo de retorno 130. Esses dois eletrodos podem ser referidos como os eletrodos de corrente. Em seguida, a queda de tensão através do arranjo de botões 128 pode ser medida e usada para estimar a impedância da formação 132. Nessas implementações alternativas, os eletrodos injetores 304 podem ser referidos como eletrodos de tensão ou eletrodos de monitor. O método proposto pode operar em qualquer um dos dois projetos anteriores ou em qualquer outra ferramenta de formação de imagem de resistividade à lama a base de óleo semelhante, sem nenhuma limitação. No resto do texto, a ferramenta de formação de imagem será considerado ser do primeiro projeto, sem nenhuma perda de generalidade.[0041] In examples, a current may be transmitted from an injector electrode 304 and returned to the return electrode 130. These two electrodes may be referred to as the current electrodes. The voltage drop across the button array 128 may then be measured and used to estimate the impedance of the formation 132. In these alternative implementations, the injector electrodes 304 may be referred to as voltage electrodes or monitor electrodes. The proposed method may operate on either of the two preceding designs or on any other similar oil-based mud resistivity imaging tool without any limitation. In the remainder of the text, the imaging tool will be assumed to be of the first design without any loss of generality.

[0042]A proteção 300 pode ajudar a focar a maior parte da corrente produzida pelo arranjo de botões 128 na formação 132 radialmente. A proteção 300 pode ser disposta em torno do arranjo de botões 128. A proteção 300 pode incluir o mesmo potencial que o arranjo de botões 128.[0042] Shield 300 may help focus most of the current produced by button array 128 onto formation 132 radially. Shield 300 may be disposed around button array 128. Shield 300 may include the same potential as button array 128.

[0043]Em exemplos, o alojamento 302 pode servir para proteger o arranjo de botões 128 e os eletrodos de retorno 130 da lama e da formação circundantes 132. O alojamento pode ser feito com qualquer material adequado. Sem limitação, o material adequado pode incluir metais, não metais, plásticos, cerâmica, compósitos e/ou combinações dos mesmos. Em exemplos, o alojamento 302 pode ser uma placa de metal. O alojamento 302 pode ser conectado através do braço superior 136 à ferramenta de fundo de poço 102 (por exemplo, referindo-se à Figura 1). Um material isolante pode ser usado para preencher as porções restantes da almofada 134. Em exemplos, a cerâmica pode ser usada como material isolante para preencher as porções restantes da almofada 134.[0043] In examples, the housing 302 may serve to protect the button array 128 and the return electrodes 130 from the surrounding mud and formation 132. The housing may be made of any suitable material. Without limitation, suitable material may include metals, non-metals, plastics, ceramics, composites, and/or combinations thereof. In examples, the housing 302 may be a metal plate. The housing 302 may be connected via the upper arm 136 to the downhole tool 102 (e.g., referring to Figure 1). An insulating material may be used to fill the remaining portions of the pad 134. In examples, ceramic may be used as the insulating material to fill the remaining portions of the pad 134.

[0044]Como ilustrado na Figura 3, um ou mais pinos 310 podem ser usados para conectar o braço inferior 136 e o braço inferior 138 à almofada 134. Sem limitação, um pino 310 pode se encaixar através de uma luva 314 e anexar um alojamento superior 306 ao braço superior 136. Adicionalmente, um pino 310 pode se encaixar através de uma luva 314 e anexar um alojamento inferior 308 a um braço inferior 138. Em exemplos, o pino 310, a luva 314, o alojamento superior 306 e o alojamento inferior 308 podem ser qualquer tipo de isolador para evitar que a corrente elétrica escoe da almofada 134 para o braço superior 136 ou braço inferior 138. Como discutido abaixo, durante as operações de medição, a almofada 134 pode inadvertidamente emperrar, o que pode prender a ferramenta de fundo de poço 102 dentro do poço 124 (por exemplo, referindo-se à Figura 1).[0044] As illustrated in Figure 3 , one or more pins 310 may be used to connect the lower arm 136 and the lower arm 138 to the pad 134. Without limitation, a pin 310 may fit through a sleeve 314 and attach an upper housing 306 to the upper arm 136. Additionally, a pin 310 may fit through a sleeve 314 and attach a lower housing 308 to a lower arm 138. In examples, the pin 310, sleeve 314, upper housing 306, and lower housing 308 may be any type of insulator to prevent electrical current from flowing from the pad 134 to the upper arm 136 or lower arm 138. As discussed below, during measurement operations, the pad 134 may inadvertently jam, which may trap the downhole tool 102 within the wellbore 124 (e.g., a example, referring to Figure 1).

[0045]A Figura 4 ilustra um exemplo de sistemas e métodos atuais para implantação e operação de ferramenta de fundo de poço 102 em poço 124. Com referência à Figura 1, a ferramenta de fundo de poço 102 pode estender a almofada 134 para fora e dispor a almofada 134 na parede interna do poço 124. Deve-se notar que a Figura 1 é meramente ilustrativa dos sistemas e métodos que podem ser usados para operações de medição. Por exemplo, a Figura 1 ilustra uma parede interna lisa para o poço 124, que pode ser o caso quando a parede interna do poço 124 pode ser revestida com um revestimento. No entanto, durante as operações de medição, a parede interna do poço 124 pode ser denteada, áspera, complexa e/ou semelhante. Com referência de volta à Figura 4, a Figura 4 ilustra um exemplo de ferramenta de fundo de poço 102 em um estado implantado. Como ilustrado, a almofada 134 pode ser estendida em direção à parede interna 400 do poço 124. A Figura 4 ilustra uma vista em corte da ferramenta de fundo de poço 102 em que o corpo da ferramenta 402 pode atuar como uma fundação estrutural que suporta a almofada 134 e sistemas de suporte.[0045] Figure 4 illustrates an example of current systems and methods for deploying and operating downhole tool 102 in wellbore 124. Referring back to Figure 1, downhole tool 102 may extend pad 134 outwardly and dispose pad 134 on the inner wall of wellbore 124. It should be noted that Figure 1 is merely illustrative of systems and methods that may be used for measurement operations. For example, Figure 1 illustrates a smooth inner wall for wellbore 124, which may be the case when the inner wall of wellbore 124 may be coated with a casing. However, during measurement operations, the inner wall of wellbore 124 may be jagged, rough, complex, and/or the like. Referring back to Figure 4, Figure 4 illustrates an example of downhole tool 102 in a deployed state. As illustrated, pad 134 may be extended toward inner wall 400 of wellbore 124. Figure 4 illustrates a cross-sectional view of downhole tool 102 in which tool body 402 may act as a structural foundation supporting pad 134 and support systems.

[0046]Com referência contínua à Figura 4, a ferramenta de fundo de poço 102 pode incluir o atuador 404, que pode operar para mover a almofada 134 em direção ao corpo da ferramenta 402 ou parede interna 400. Em exemplos, o atuador 404 pode se mover através de um conjunto de parafuso de avanço e porca (não ilustrado), que pode ser acionado por um motor elétrico (não ilustrado) ou por uma vareta impulsionadora (não ilustrada) conectada a um pistão hidráulico (não ilustrado). Como ilustrado, uma mola 406 pode ser conectada ao atuador 404 em qualquer local adequado no atuador 404 e por qualquer conexão adequada. Durante as operações, a mola 406 pode operar como um amortecedor, o que pode permitir que a almofada 134 se mova em direção ao corpo da ferramenta 402 ou em direção à parede interna 400 com base no terreno que a almofada 134 pode experimentar à medida que a almofada 134 atravessa a parede interna 400. A mola 406 pode anexar o atuador 404 a um bloco deslizante 408. O bloco deslizante 408 pode funcionar como um alojamento estrutural ao qual a almofada 134 pode ser fixada através do braço inferior 138. Em exemplos, o bloco deslizante 408 pode operar deslizando ao longo do corpo da ferramenta 402 e trabalhar junto com a mola 406 para permitir que a almofada 134 se mova para dentro e/ou para fora do corpo da ferramenta 402. Este movimento pode atuar como um efeito de amortecimento e pode permitir que a almofada 134 se mova em torno dos obstáculos que a almofada 134 pode experimentar no poço 124. A Figura 4 ilustra ainda o braço inferior 138 preso à almofada 134 pelo pino 310 em uma extremidade do braço inferior 138 e o braço inferior 138 é preso ao bloco deslizante 408 por um segundo pino 310 na extremidade oposta do braço inferior 138.[0046] With continued reference to Figure 4, downhole tool 102 may include actuator 404, which may operate to move pad 134 toward tool body 402 or inner wall 400. In examples, actuator 404 may move via a lead screw and nut assembly (not illustrated), which may be driven by an electric motor (not illustrated) or by a push rod (not illustrated) connected to a hydraulic piston (not illustrated). As illustrated, a spring 406 may be connected to actuator 404 at any suitable location on actuator 404 and by any suitable connection. During operations, spring 406 may operate as a damper, which may allow pad 134 to move toward tool body 402 or toward inner wall 400 based on the terrain that pad 134 may experience as pad 134 traverses inner wall 400. Spring 406 may attach actuator 404 to a slide block 408. Slide block 408 may function as a structural housing to which pad 134 may be attached via lower arm 138. In examples, slide block 408 may operate by sliding along tool body 402 and work together with spring 406 to allow pad 134 to move in and/or out of tool body 402. This movement may act as a damping effect and may allow pad 134 to move around obstacles that pad 134 may experience in borehole 124. Figure 4 further illustrates lower arm 138 secured to pad 134 by pin 310 at one end of lower arm 138 and lower arm 138 is secured to slide block 408 by a second pin 310 at the opposite end of lower arm 138.

[0047]Sem limitação, o braço inferior 138 pode ser feito de qualquer material adequado. Sem limitação, o material adequado pode incluir metais, não metais, plásticos, cerâmicas, compósitos e/ou combinações dos mesmos e pode ter entre cerca de 6 polegadas a cerca de 60 polegadas de comprimento (cerca de 5 centímetros a cerca de 150 centímetros) e cerca de 0,25 polegada a cerca de 2 polegadas de largura (cerca de 6 milímetros a cerca de 50 milímetros) e cerca de 0,25 polegada a cerca de 2 polegadas de profundidade (cerca de 6 milímetros a cerca de 50 milímetros). Deve-se notar que o braço superior 136 pode ser semelhante ao braço inferior 138 em composição e medições. Como ilustrado na Figura 4, o braço superior 136 pode ser preso à almofada 134 por um pino 310 em uma extremidade do braço superior 136 e pode ser preso na extremidade oposta pelo pino 310 ao corpo da ferramenta 402. Cada pino 310 pode permitir que o braço superior 136 e o braço inferior 138 girem em torno de cada pino 310. Isto pode permitir que o braço superior 136, o braço inferior 138 e a almofada 134 girem para fora do corpo da ferramenta 402 e para dentro em direção ao corpo da ferramenta 402 como uma única unidade. As capacidades rotacionais do braço superior 136, braço inferior 138 e almofada 134 podem prensar a almofada 134 contra a parede interna 400 do poço 124 (por exemplo, referindo-se à Figura 1). Adicionalmente, pode permitir que a almofada 134 se mova em torno de quaisquer obstruções dispostas ao longo da parede interna 400.[0047] Without limitation, the lower arm 138 may be made of any suitable material. Without limitation, suitable material may include metals, non-metals, plastics, ceramics, composites, and/or combinations thereof, and may be between about 6 inches to about 60 inches in length (about 5 centimeters to about 150 centimeters) and about 0.25 inches to about 2 inches in width (about 6 millimeters to about 50 millimeters) and about 0.25 inches to about 2 inches in depth (about 6 millimeters to about 50 millimeters). It should be noted that the upper arm 136 may be similar to the lower arm 138 in composition and measurements. As illustrated in Figure 4, the upper arm 136 may be secured to the pad 134 by a pin 310 at one end of the upper arm 136 and may be secured at the opposite end by pin 310 to the tool body 402. Each pin 310 may allow the upper arm 136 and lower arm 138 to rotate about each pin 310. This may allow the upper arm 136, lower arm 138, and pad 134 to rotate away from the tool body 402 and inward toward the tool body 402 as a single unit. The rotational capabilities of the upper arm 136, lower arm 138, and pad 134 may press the pad 134 against the inner wall 400 of the well 124 (e.g., referring to Figure 1). Additionally, it may allow the pad 134 to move around any obstructions disposed along the inner wall 400.

[0048]Como ilustrado, a Figura 4 mostra o braço superior 136 e o braço inferior 138 em uma posição totalmente estendida. Esta configuração pode ser vista se a ferramenta de fundo de poço 102 (por exemplo, referindo-se à Figura 1) puder ser posicionada no poço 124 (por exemplo, referindo-se à Figura 1) cujo diâmetro local, como ilustrado pela parede interna 400, excede o diâmetro de abertura máximo do braço superior 136, braço inferior 138 e almofada 134. Durante as operações de medição, o braço superior 136 e o braço inferior 138 podem se mover para uma posição aberta pelo movimento do atuador 404. Durante as operações de medição, o atuador 404 pode mover a mola 406, que por sua vez exerce uma força no bloco deslizante 408. Como discutido acima, o bloco deslizante 408 pode ser conectado ao braço inferior 138 pelo pino 310. Deve-se notar que o pino 310 também pode ser uma dobradiça. Adicionalmente, a extremidade do furo superior do braço superior 136 pode ser fixada ao corpo da ferramenta 402 pelo pino 310, de modo que o movimento do bloco deslizante 408 possa forçar o braço inferior 138 e o braço superior 136, incluindo a almofada 134, para mover para fora do corpo da ferramenta 402. Se a almofada 134 encontrasse a parede interna 400, a almofada 134 pode parar de mover radialmente. À medida que o atuador 404 continua a se mover, a mola 406 pode comprimir e aplicar uma força na almofada 134, prensando-a contra a parede interna 400 do poço 124. Deve-se notar que durante as operações de medição em que o braço inferior 138 e o braço inferior 136, incluindo a almofada 134, estão totalmente abertos sem encontrar uma obstrução, o braço inferior 138, o braço superior 136 e a almofada 134 podem emperrar ao encontrar uma obstrução.[0048]As illustrated, Figure 4 shows the upper arm 136 and the lower arm 138 in a fully extended position. This configuration may be seen if downhole tool 102 (e.g., referring to Figure 1) can be positioned in wellbore 124 (e.g., referring to Figure 1) whose local diameter, as illustrated by inner wall 400, exceeds the maximum opening diameter of upper arm 136, lower arm 138, and pad 134. During measurement operations, upper arm 136 and lower arm 138 may move to an open position by movement of actuator 404. During measurement operations, actuator 404 may move spring 406, which in turn exerts a force on slide block 408. As discussed above, slide block 408 may be connected to lower arm 138 by pin 310. It should be noted that pin 310 may also be a hinge. Additionally, the upper bore end of the upper arm 136 may be fixed to the tool body 402 by the pin 310, so that the movement of the slide block 408 may force the lower arm 138 and the upper arm 136, including the pad 134, to move out of the tool body 402. If the pad 134 were to encounter the inner wall 400, the pad 134 may stop moving radially. As actuator 404 continues to move, spring 406 may compress and apply a force to pad 134, pressing it against inner wall 400 of well 124. It should be noted that during metering operations where lower arm 138 and lower arm 136, including pad 134, are fully open without encountering an obstruction, lower arm 138, upper arm 136, and pad 134 may bind upon encountering an obstruction.

[0049]Com referência à Figura 5, a obstrução 500 pode ser encontrada dentro do poço 124 (por exemplo, referindo-se à Figura 1). Como ilustrado, a obstrução 500 pode encontrar o braço superior 136 uma vez que a ferramenta de fundo de poço 102 (por exemplo, referindo-se à Figura 1) pode deslocar para cima através do poço 124. Como ilustrado, a obstrução 500 pode entrar em contato com o braço superior 136 em qualquer local ao longo do braço superior 136. A Figura 5 ilustra uma obstrução estilizada 500, representando, por exemplo, uma redução acentuada no diâmetro do poço que faz contato com o braço superior 136. Em exemplos, o braço superior 136 pode se mover em direção ao corpo da ferramenta 402 para permitir que a almofada 134 e o braço inferior 138 passem pela obstrução 500. Durante este processo, o braço superior 136, que é rigidamente fixado ao corpo da ferramenta 402 pelo pino 310 em uma extremidade do braço superior 136, pode girar na direção 502. Como ilustrado, a almofada 134 pode não estar em contato com a parede interna 400 (por exemplo, referindo-se à Figura 4) do poço 124. Isso pode permitir que o braço superior 136 e o braço inferior 138 se movam livremente. O braço superior 136 e o braço inferior 138 podem ter graus extras de liberdade e a força de reação com a obstrução, R, está na direção correta para acionar esta rotação. O braço superior 136 pode, portanto, girar no sentido horário como mostrado até encontrar uma restrição. Nos exemplos, a conexão entre o braço superior 136 e a almofada 134 pode ser restringida de modo que o braço superior 136 e a almofada 134 não possam passar além do arranjo colinear.[0049] Referring to Figure 5, obstruction 500 may be found within well 124 (e.g., referring to Figure 1). As illustrated, obstruction 500 may encounter upper arm 136 as downhole tool 102 (e.g., referring to Figure 1 ) may travel upward through wellbore 124. As illustrated, obstruction 500 may contact upper arm 136 at any location along upper arm 136. Figure 5 illustrates a stylized obstruction 500, depicting, for example, a sharp reduction in wellbore diameter that contacts upper arm 136. In examples, upper arm 136 may move toward tool body 402 to allow pad 134 and lower arm 138 to pass obstruction 500. During this process, upper arm 136, which is rigidly attached to tool body 402 by pin 310 at one end of upper arm 136, may rotate in direction 502. As illustrated, pad 134 may not be in contact with the inner wall 400 (e.g., referring to Figure 4) of the wellbore 124. This may allow the upper arm 136 and the lower arm 138 to move freely. The upper arm 136 and the lower arm 138 may have extra degrees of freedom and the reaction force with the obstruction, R, is in the correct direction to drive this rotation. The upper arm 136 may therefore rotate clockwise as shown until it encounters a constraint. In the examples, the connection between the upper arm 136 and the pad 134 may be constrained so that the upper arm 136 and the pad 134 cannot pass beyond the colinear arrangement.

[0050]A Figura 6 ilustra uma almofada 134 e o braço superior 136 restringidos em um arranjo colinear. Neste ponto, o braço superior 136 e a almofada 134 podem ser considerados como se comportando como um elemento único. Para o braço superior 136 e a almofada 134 fecharem mais, o braço superior 136 e a almofada 134 podem girar na direção 600. No entanto, como ilustrado, para o braço superior 136 e a almofada 134 girarem, o braço inferior 138 pode se mover para facilitar o movimento do braço superior 136 e da almofada 134. Para fazer isso, o braço inferior 138 pode comprimir a mola 406. Sem limitação, o braço superior 136, o braço inferior 138 e a almofada 134 podem fechar quando a força de reação com a obstrução, R, agindo através do pino 310 que conecta o braço inferior 138 à almofada 134, é suficiente para superar a força da mola que atua no bloco deslizante 408. Isso pode permitir que a ferramenta de fundo de poço 102 (por exemplo, referindo-se à Figura 1) se mova acima do poço no poço 124 (por exemplo, referindo-se à Figura 1), desde que a força da mola seja selecionada de modo que a força axial na direção do poço, Fa, é suficiente para superar a parte resolvida da força de reação, R, na direção axial, é gerenciável pelo meio de transporte selecionado e a força das várias partes mecânicas tais como o braço superior 136, o braço inferior 138 e a almofada 134.[0050] Figure 6 illustrates a pad 134 and upper arm 136 restrained in a collinear arrangement. At this point, upper arm 136 and pad 134 can be considered to behave as a single element. For the upper arm 136 and pad 134 to close further, the upper arm 136 and pad 134 may rotate in direction 600. However, as illustrated, for the upper arm 136 and pad 134 to rotate, the lower arm 138 may move to facilitate movement of the upper arm 136 and pad 134. To do so, the lower arm 138 may compress the spring 406. Without limitation, the upper arm 136, lower arm 138, and pad 134 may close when the obstruction reaction force, R, acting through the pin 310 connecting the lower arm 138 to the pad 134 is sufficient to overcome the spring force acting on the slide block 408. This may allow the downhole tool 102 (e.g., referring to Figure 1) to move uphole in the wellbore 124 (e.g., referring to Figure 1), as long as the spring force is selected so that the axial force in the well direction, Fa, is sufficient to overcome the resolved part of the reaction force, R, in the axial direction, it is manageable by the selected conveying medium and the force of the various mechanical parts such as the upper arm 136, the lower arm 138, and the cushion 134.

[0051]A Figura 7 ilustra exemplos quando a obstrução 500 se aproxima do braço superior 136, braço inferior 138 e almofada 134 da extremidade de fundo de poço da ferramenta de fundo de poço 102 (por exemplo, referindo-se à Figura 1). Inicialmente, quando a obstrução 500 entra em contato com o braço inferior 138, o braço inferior 138 pode começar a fechar livremente, assim como o braço superior 136 funciona, como discutido acima, devido ao grau extra de liberdade no braço inferior 138, braço inferior 136 e almofada 134. No entanto, à medida que a almofada 134 e o braço inferior 138 atingem um limite de movimento relativo, por exemplo, seu arranjo colinear, o braço inferior 138 e a almofada 134 em uma disposição colinear podem se comportar de maneira diferente do braço superior 136 e da almofada 134 em um arranjo colinear.[0051] Figure 7 illustrates examples when obstruction 500 approaches upper arm 136, lower arm 138, and pad 134 of the downhole end of downhole tool 102 (e.g., referring to Figure 1). Initially, when obstruction 500 contacts lower arm 138, lower arm 138 may begin to freely close, much as upper arm 136 operates, as discussed above, due to the extra degree of freedom in lower arm 138, lower arm 136, and pad 134. However, as pad 134 and lower arm 138 reach a limit of relative motion, e.g., their colinear arrangement, lower arm 138 and pad 134 in a colinear arrangement may behave differently than upper arm 136 and pad 134 in a colinear arrangement.

[0052]A Figura 7 ilustra a almofada 134 e o braço inferior 138 em um arranjo colinear. Para continuar a fechar, o pino 310 que anexa o braço superior 136 e a almofada 134 pode se mover em um arco 700 cujo centro é um pino fixo 310 que anexa o braço superior 136 ao corpo da ferramenta 402. Para que isso aconteça, o pino 310 que conecta o braço inferior 138 ao bloco deslizante 408 pode se mover para a direita, como ilustrado pela seta 702. Para continuar a fechar, o elemento combinado da almofada 134 e do braço inferior 138 pode se mover para a direita ao longo da seta 702. Agora não está mais claro que a força de reação, R, da formação no braço inferior 138 pode ser capaz de fechar o braço inferior 138.[0052] Figure 7 illustrates the pad 134 and the lower arm 138 in a colinear arrangement. To continue closing, the pin 310 attaching the upper arm 136 and the pad 134 may move in an arc 700 whose center is a fixed pin 310 attaching the upper arm 136 to the tool body 402. To do this, the pin 310 connecting the lower arm 138 to the slide block 408 may move to the right, as illustrated by arrow 702. To continue closing, the combined element of the pad 134 and the lower arm 138 may move to the right along arrow 702. It is now no longer clear that the reaction force, R, of the formation on the lower arm 138 may be capable of closing the lower arm 138.

[0053]A Figura 8 ilustra o centro instantâneo de rotação da almofada 134 e braço inferior 138 em um arranjo colinear. Ele está na interseção das perpendiculares à direção instantânea de movimento dos pinos 310 em qualquer extremidade do braço inferior 138 e almofada 134. Para o pino 310 que conecta o braço inferior 138 ao bloco deslizante 408, esta perpendicular é perpendicular à direção de movimento do bloco deslizante 408. Para o pino 310 que conecta a almofada 134 ao braço superior 136, a perpendicular é o eixo do braço superior 136. Para braço superior 136, a almofada 134 e o braço inferior 138 fecharem, a almofada 134 e o braço inferior 138 podem girar no sentido anti-horário em torno de seu centro instantâneo de rotação. Adicionalmente, a Figura 8 ilustra a linha estendida de ação da força de reação, R, de obstrução 500 no braço inferior 138. Como ilustrado, o momento de R em torno do centro de rotação é no sentido horário, ou seja, na direção oposta à rotação para fechar o braço superior 136, a almofada 134 e o braço inferior 138. Neste arranjo geométrico particular, a força de reação, R, entre a obstrução 500 e o braço inferior 138, não importa quão grande seja, pode não fechar o braço superior 136, a almofada 134 e o braço inferior 138. Assim, não existe força axial atuando na direção do fundo de poço, que seria suficiente para fechar o braço superior 136, almofada 134 e braço inferior 138 e permitir que a ferramenta de fundo de poço 102 (por exemplo, referindo-se à Figura 1) continue se movendo no fundo do poço no poço 124 (por exemplo, referindo-se à Figura 1). Esta situação pode ser definida como uma ferramenta de fundo de poço 102 sendo "emperrada".[0053] Figure 8 illustrates the instantaneous center of rotation of pad 134 and lower arm 138 in a collinear arrangement. It is at the intersection of the perpendiculars to the instantaneous direction of motion of pins 310 at either end of lower arm 138 and pad 134. For pin 310 connecting lower arm 138 to slide block 408, this perpendicular is perpendicular to the direction of motion of slide block 408. For pin 310 connecting pad 134 to upper arm 136, the perpendicular is the axis of upper arm 136. For upper arm 136, pad 134, and lower arm 138 to close, pad 134 and lower arm 138 can rotate counterclockwise about their instantaneous center of rotation. Additionally, Figure 8 illustrates the extended line of action of the reaction force, R, of obstruction 500 on lower arm 138. As illustrated, the moment of R about the center of rotation is clockwise, i.e., in the direction opposite to the rotation to close upper arm 136, pad 134, and lower arm 138. In this particular geometric arrangement, the reaction force, R, between obstruction 500 and lower arm 138, no matter how great, may not close upper arm 136, pad 134, and lower arm 138. Thus, there is no axial force acting in the downhole direction that would be sufficient to close upper arm 136, pad 134, and lower arm 138 and allow downhole tool 102 (e.g., referring to Figure 1) to continue moving downhole in well 124 (e.g., referring to Figure 1). This situation can be defined as a downhole tool 102 being "stuck".

[0054]Deve-se notar, como ilustrado na Figura 8, o ângulo de atrito da interação entre a obstrução 500 e o braço inferior 138, Φ. Pode-se ver a partir desta ilustração que a presença de atrito neste contato também afeta se o braço superior 136, a almofada 134 e o braço inferior 138 podem fechar. Quanto maior o ângulo de atrito, menos provável que a força de reação, R, possa ser capaz de fechar o braço superior 136, a almofada 134 e o braço inferior 138, o que pode levar a um emperramento da ferramenta de fundo de poço 102.[0054] It should be noted, as illustrated in Figure 8, the friction angle of the interaction between the obstruction 500 and the lower arm 138, Φ. It can be seen from this illustration that the presence of friction at this contact also affects whether the upper arm 136, the pad 134, and the lower arm 138 can close. The greater the friction angle, the less likely the reaction force, R, will be able to close the upper arm 136, the pad 134, and the lower arm 138, which may lead to a jamming of the downhole tool 102.

[0055]A Figura 9 ilustra quando a obstrução 500 tem um diâmetro maior e encontra o braço inferior 138 mais longe de seu ponto de articulação inferior. Neste caso, a linha de ação da força de reação, R, passa para a esquerda do centro instantâneo de rotação da almofada 134 e braço inferior 138 como um arranjo colinear. Assim, poderia concebivelmente fornecer o torque anti-horário necessário que pode fechar o braço superior 136, a almofada 134 e do braço inferior 138. No entanto, sua distância perpendicular do centro de rotação é pequena, assim ele tem um braço de momento relativamente pequeno. Pode ser visto na Figura 9 que, ao contrário, a mola 406 pode ter um braço de momento maior em comparação com o braço de momento do braço de grande momento da força de reação em torno do centro de rotação, portanto, uma grande força, R, pode ser exercida no ponto de contato para superar a força de rotação, ou torque, proveniente da oposição ao momento da mola 406. Em decorrência disso, uma grande força axial, Fa, pode fechar o braço superior 136, a almofada 134 e o braço inferior 138 e permitir que a ferramenta de fundo de poço 102 (por exemplo, referindo-se à Figura 1) continue se movendo no fundo do poço. Deve-se notar que pode não ser possível exercer uma grande força de fundo de poço em uma ferramenta que está sendo transportada por cabo de aço, porque os cabos de aço não podem ser colocados em compressão. Portanto, um mecanismo adicional pode ser utilizado com a ferramenta de fundo de poço 102 para permitir que o braço superior 136, a almofada 134 e o braço inferior 138 fechem em vez de ficarem emperrados.[0055] Figure 9 illustrates when obstruction 500 has a larger diameter and meets lower arm 138 further away from its lower pivot point. In this case, the line of action of the reaction force, R, passes to the left of the instantaneous center of rotation of pad 134 and lower arm 138 as a collinear arrangement. Thus, it could conceivably provide the necessary counterclockwise torque that can close upper arm 136, pad 134, and lower arm 138. However, its perpendicular distance from the center of rotation is small, so it has a relatively small moment arm. It can be seen from Figure 9 that, conversely, spring 406 may have a larger moment arm compared to the moment arm of the large moment arm of the reaction force about the center of rotation, so a large force, R, may be exerted at the point of contact to overcome the rotational force, or torque, arising from the opposition to the moment of spring 406. As a result, a large axial force, Fa, may close upper arm 136, pad 134, and lower arm 138 and allow downhole tool 102 (e.g., referring to Figure 1) to continue moving downhole. It should be noted that it may not be possible to exert a large downhole force on a tool being transported by wire rope because wire ropes cannot be placed in compression. Therefore, an additional mechanism may be utilized with downhole tool 102 to allow upper arm 136, pad 134, and lower arm 138 to close rather than becoming stuck.

[0056]A Figura 10 ilustra um braço passivo 1000, que pode ser adicionado à ferramenta de fundo de poço 102 (por exemplo, referindo-se à Figura 1) em uma posição como essa em que pelo menos uma parte das obstruções 500 que podem de outra forma entrar em contato com o braço inferior 138, pode entrar em contato com o braço passivo 1000. Em exemplos, o braço passivo 1000 pode ser posicionado fora do braço inferior 138, de modo que as obstruções 500 (por exemplo, referindo-se à Figura 9) perto do corpo da ferramenta 402 vindo da direção do fundo do poço podem entrar em contato com o braço passivo 1000 e não com o braço inferior 138. Ele tem uma articulação 1002 fixa ou substancialmente fixa que pode conectar o corpo da ferramenta 402 ao braço passivo 1000 em uma extremidade. Esta articulação garante que seu centro de revolução instantâneo possa estar mais próximo do eixo do corpo da ferramenta 402 do que qualquer obstrução externa 500. Qualquer obstrução 500 que possa colidir com o braço passivo 1000 pode girar o braço passivo 1000 no sentido anti-horário, portanto, pode não haver uma tendência para o braço passivo 1000 emperrar. Por exemplo, à medida que o braço passivo 1000 gira no sentido anti-horário, o braço passivo 1000 pode exercer uma força, por meio do pino 1004 na fenda 1006 posicionada dentro do braço inferior 138 e começar a fechar o braço inferior 138. Deve-se notar que a fenda 1006 pode ser posicionada dentro do braço inferior 138 ao longo de qualquer localização do braço inferior 138. Adicionalmente, a fenda 1006 pode ser qualquer entre cerca de 0,25 de comprimento (cerca de 6 milímetros) e o comprimento total do braço inferior 138 e de altura suficiente para comprimento e altura adequados para acomodar o pino 1004. Em exemplos, o braço superior 136, a almofada 134 e o braço inferior 138, inicialmente, podem ter grau extra de liberdade e podem fechar facilmente até que o braço inferior 138 e a almofada 134 possam travar em seu arranjo colinear, como discutido acima.[0056] Figure 10 illustrates a passive arm 1000 that may be added to the downhole tool 102 (e.g., referring to Figure 1) in such a position that at least a portion of the obstructions 500 that may otherwise contact the lower arm 138 may contact the passive arm 1000. In examples, the passive arm 1000 may be positioned outside the lower arm 138 such that obstructions 500 (e.g., referring to Figure 9) near the tool body 402 coming from the downhole direction may contact the passive arm 1000 and not the lower arm 138. It has a fixed or substantially fixed hinge 1002 that may connect the tool body 402 to the passive arm 1000 at one end. This linkage ensures that its instantaneous center of revolution can be closer to the axis of the tool body 402 than any external obstruction 500. Any obstruction 500 that may collide with the passive arm 1000 can rotate the passive arm 1000 counterclockwise, so there may not be a tendency for the passive arm 1000 to bind. For example, as passive arm 1000 rotates counterclockwise, passive arm 1000 may exert a force, via pin 1004, on slot 1006 positioned within lower arm 138 and begin to close lower arm 138. It should be noted that slot 1006 may be positioned within lower arm 138 along any location of lower arm 138. Additionally, slot 1006 may be anywhere from about 0.25 in length (about 6 millimeters) to the total length of lower arm 138 and of sufficient height for adequate length and height to accommodate pin 1004. In examples, upper arm 136, pad 134, and lower arm 138 may initially have extra degrees of freedom and may close easily until lower arm 138 and pad 134 can lock into their colinear arrangement, as discussed above.

[0057]Sem limitações, como ilustrado nas Figuras 10 e 11, o braço passivo 1000 é mostrado atrás ou dentro do braço inferior 138. Isto é apenas para fins ilustrativos, de modo que a fenda 1006 possa ser visível nas Figuras 10 e 11. Em exemplos, o braço inferior 138 pode estar dentro do braço passivo 1000 na fenda 1006, o que pode aumentar a probabilidade de que o braço passivo 1000 faça contato primeiro com uma obstrução 500.[0057] Without limitation, as illustrated in Figures 10 and 11, passive arm 1000 is shown behind or within lower arm 138. This is for illustrative purposes only, so that slot 1006 may be visible in Figures 10 and 11. In examples, lower arm 138 may be within passive arm 1000 at slot 1006, which may increase the likelihood that passive arm 1000 will first make contact with an obstruction 500.

[0058]A Figura 11 mostra o braço inferior 138 e a almofada 134 em um arranjo colinear. Como ilustrado, a força de reação, R, da obstrução 500, que agora está agindo no braço passivo 1000, pode estar em uma direção que tende a fechar o braço passivo 1000, porque a articulação 1002 na extremidade inferior do braço passivo 1000 está fixa. O braço passivo 1000 pode atuar no braço inferior 138 por meio da força de reação R'. Como ilustrado, a força de reação R' pode atuar na região da fenda 1006 no braço inferior 138, não importa o quão perto a obstrução 500 possa estar do corpo da ferramenta 402. Isso aumenta a probabilidade de que a força de reação no braço inferior 138 tenha momento suficiente em torno do centro instantâneo de rotação da almofada 134 e braço inferior 138 em um arranjo colinear. Adicionalmente, a Figura 11 ilustra o ângulo de atrito, Φ, entre o pino 310 na extremidade externa do braço passivo 1000 e a fenda 1006. Como essa interação está ocorrendo entre duas partes projetadas, o que pode minimizar este coeficiente de atrito por um projeto criterioso (por exemplo, um rolo) e seleção de materiais e acabamento de superfície. Isso ao contrário da interação entre a obstrução 500 e braço inferior 138 ou braço passivo 1000, onde pode haver pouco controle sobre o coeficiente de atrito, Φ.[0058] Figure 11 shows the lower arm 138 and pad 134 in a collinear arrangement. As illustrated, the reaction force, R, of the obstruction 500, which is now acting on the passive arm 1000, may be in a direction that tends to close the passive arm 1000 because the hinge 1002 at the lower end of the passive arm 1000 is fixed. The passive arm 1000 may act on the lower arm 138 via the reaction force R'. As illustrated, the reaction force R' may act in the region of the slot 1006 in the lower arm 138, no matter how close the obstruction 500 may be to the tool body 402. This increases the likelihood that the reaction force on the lower arm 138 will have sufficient moment about the instantaneous center of rotation of the pad 134 and lower arm 138 in a collinear arrangement. Additionally, Figure 11 illustrates the angle of friction, Φ, between the pin 310 at the outer end of the passive arm 1000 and the slot 1006. Since this interaction is occurring between two engineered parts, this coefficient of friction can be minimized by judicious design (e.g., a roller) and selection of materials and surface finish. This is in contrast to the interaction between the obstruction 500 and lower arm 138 or passive arm 1000, where there may be little control over the coefficient of friction, Φ.

[0059]A Figura 12 ilustra um diagrama de força do braço superior 136, almofada 134 e braço inferior 138 com o braço passivo 1000 no ponto onde o braço inferior 138 e almofada 134 estão em um arranjo colinear. Como ilustrado, o braço superior 136, a almofada 134, o braço inferior 138 e o braço passivo 1000 podem ser ilustrados por linhas, os pinos 310 podem ser ilustrados como pontos, e a mola 406 foi substituída por uma força S. Adicionalmente, a almofada 134 e braço inferior 138 foram substituídos por um único elemento do mesmo comprimento combinado e todos os pinos 310 foram movidos para a mesma distância radial, r_pin, do eixo da ferramenta. Essas simplificações permitem que as várias forças sejam calculadas usando geometria simples e força de equilíbrio estático e equações de equilíbrio de torque de equilíbrio estático.[0059] Figure 12 illustrates a force diagram of the upper arm 136, pad 134, and lower arm 138 with the passive arm 1000 at the point where the lower arm 138 and pad 134 are in a collinear arrangement. As illustrated, the upper arm 136, pad 134, lower arm 138, and passive arm 1000 can be illustrated by lines, the pins 310 can be illustrated as dots, and the spring 406 has been replaced with a force S. Additionally, the pad 134 and lower arm 138 have been replaced by a single element of the same combined length, and all of the pins 310 have been moved the same radial distance, r_pin, from the tool axis. These simplifications allow the various forces to be calculated using simple geometry and static equilibrium force and static equilibrium torque balance equations.

[0060]Como ilustrado na Figura 12, R e R' são as mesmas forças de reação discutidas acima, S é a força da mola exercida no bloco deslizante 408, Pino 1 é a junta entre o braço superior 136 e a almofada 134, Pino 2 é a junta entre o braço inferior 138 e o bloco deslizante 408, o pino 3 é a junta entre o braço passivo 1000 e o corpo da ferramenta 402, o pino 4 é ligado ao braço passivo 1000 e é livre para deslizar ao longo do braço inferior 138 e o pino 5 é a junta entre o braço superior 138 e corpo da ferramenta 402. Adicionalmente, r_pin é a distância de cada um dos pinos 1, 2 e 3 do eixo da ferramenta de fundo de poço 102, r_bh é a posição radial do ponto de contato entre a obstrução 500 e o braço superior 136, almofada 134, braço inferior 138, Fp1 é a força exercida na almofada 134 e no braço inferior 138 pelo braço inferior 136. Note que isso deve ser coaxial com o braço superior 136, uma vez que não há torque exercido no pino 5. Com referência continuada à Figura 12, l_arm é o comprimento de um braço superior 136 ou braço inferior 138, l_pad é o comprimento da almofada 134, l_passive é o comprimento do braço passivo 1000 e Fp2 é a força de reação do corpo da ferramenta 402 no bloco deslizante 408, excluindo a força da mola.[0060] As illustrated in Figure 12, R and R' are the same reaction forces discussed above, S is the spring force exerted on the slide block 408, Pin 1 is the joint between the upper arm 136 and the pad 134, Pin 2 is the joint between the lower arm 138 and the slide block 408, Pin 3 is the joint between the passive arm 1000 and the tool body 402, Pin 4 is attached to the passive arm 1000 and is free to slide along the lower arm 138, and Pin 5 is the joint between the upper arm 138 and the tool body 402. Additionally, r_pin is the distance of each of the pins 1, 2, and 3 from the axis of the downhole tool 102, r_bh is the radial position of the contact point between the obstruction 500 and the upper arm 136, pad 134, arm lower arm 138, Fp1 is the force exerted on pad 134 and lower arm 138 by lower arm 136. Note that this must be coaxial with upper arm 136 since there is no torque exerted on pin 5. With continued reference to Figure 12, l_arm is the length of either upper arm 136 or lower arm 138, l_pad is the length of pad 134, l_passive is the length of passive arm 1000, and Fp2 is the reaction force of tool body 402 on slide block 408, excluding spring force.

[0061]Para ilustrar matematicamente a funcionalidade do braço passivo 1000, o seguinte pode ser usado, - S = 20 lbf., - r_pin = 2,5 pol., I_arm = 20 pol., I_passivo = 20 pol., I_pad = 14 pol., o coeficiente de atrito entre as superfícies de metal na fenda 1006 e no bloco deslizante 408 é 0,1 e o coeficiente de atrito entre a formação e o braço passivo 1000 é 0,3.[0061] To mathematically illustrate the functionality of the passive arm 1000, the following may be used, - S = 20 lbf., - r_pin = 2.5 in., I_arm = 20 in., I_passive = 20 in., I_pad = 14 in., the coefficient of friction between the metal surfaces in the slot 1006 and the slide block 408 is 0.1, and the coefficient of friction between the formation and the passive arm 1000 is 0.3.

[0062]A Figura 13 é um gráfico da relação matemática acima que representa graficamente a força calculada por braço superior 136, almofada 134 e braço inferior 138 para penetrar em uma restrição em função do diâmetro de restrição, para os exemplos sem 1300 ou com 1302 braço passivo proposto 1000. Sem o braço passivo 1000, à medida que o diâmetro de restrição diminui de 16 pol., o diâmetro máximo de abertura da ferramenta neste exemplo, a força axial necessária para entrar na restrição, aumenta. Abaixo de cerca de 12 pol. de diâmetro de restrição, ela começa a aumentar rapidamente, até que em torno de 10 pol. de diâmetro de restrição a força vai ao infinito. O braço superior 136, a almofada 134 e o braço inferior 138 podem emperrar neste ponto, porque não há nenhum valor de força axial que pode puxar o braço superior 136, a almofada 134 e o braço inferior 138 para a restrição.[0062] Figure 13 is a graph of the above mathematical relationship that plots the force calculated by upper arm 136, pad 134, and lower arm 138 to penetrate a restriction as a function of restriction diameter, for the examples without 1300 or with 1302 proposed passive arm 1000. Without passive arm 1000, as the restriction diameter decreases from 16 in., the maximum opening diameter of the tool in this example, the axial force required to enter the restriction increases. Below about 12 in. restriction diameter, it begins to increase rapidly, until at about 10 in. restriction diameter the force goes to infinity. Upper arm 136, pad 134, and lower arm 138 can bind at this point because there is no amount of axial force that can pull upper arm 136, pad 134, and lower arm 138 into the restriction.

[0063]Com o braço passivo 1000, a situação melhora. Acima de cerca de 12,4 pol. de diâmetro de restrição, o braço passivo 1000 não tem efeito real, porque à medida que a almofada 134 e o braço superior 136 se movem livremente para sua posição colinear, a restrição limpa o braço passivo 1000 e entra em contato com o arranjo colinear do braço inferior 138 da almofada 134 combinada diretamente. No entanto, abaixo de 12,4 pol., o efeito do braço passivo 1000 é evidente. O braço passivo 1000 pode reduzir a força axial e, mais importantemente elimina a possibilidade de emperrar, porque a força axial nunca excede 100 lbf. Uma força que tipicamente deve estar disponível na forma do peso da coluna de ferramentas, que pode ser superior a 1000 lbf. resolvido ao longo do eixo do poço 124 (por exemplo, referindo-se à Figura 1).[0063] With the passive arm 1000, the situation improves. Above about 12.4 in. of restraint diameter, the passive arm 1000 has no real effect, because as the pad 134 and upper arm 136 move freely to their collinear position, the restraint clears the passive arm 1000 and contacts the collinear arrangement of the lower arm 138 of the combined pad 134 directly. However, below 12.4 in., the effect of the passive arm 1000 is evident. The passive arm 1000 can reduce the axial force and, more importantly, eliminates the possibility of binding, because the axial force never exceeds 100 lbf. A force that typically must be available in the form of the weight of the tool string, which may be in excess of 1000 lbf. resolved along the wellbore axis 124 (e.g., referring to Figure 1).

[0064]Deve-se notar que a descrição acima pode ser aplicável indo tanto furo acima e/ou furo abaixo no poço 124. Adicionalmente, deve-se notar que o braço superior 136 e o braço inferior 138 não implicam nenhuma orientação e as palavras "inferior" ou "superior" podem ser usadas de forma intercambiável. Adicionalmente, o braço superior 136 e o braço inferior 138 não implicam a posição no poço 124. Como discutido acima, os sistemas e métodos para um braço passivo podem incluir qualquer uma das várias características dos sistemas e métodos divulgados neste documento, incluindo uma ou mais das seguintes declarações.[0064] It should be noted that the above description may be applicable going both uphole and/or downhole in wellbore 124. Additionally, it should be noted that upper arm 136 and lower arm 138 do not imply any orientation and the words "lower" or "upper" may be used interchangeably. Additionally, upper arm 136 and lower arm 138 do not imply position in wellbore 124. As discussed above, systems and methods for a passive arm may include any of the various features of the systems and methods disclosed herein, including one or more of the following statements.

[0065]Declaração 1. Uma ferramenta de fundo de poço pode compreender um corpo de ferramenta que é um suporte estrutural para a ferramenta de fundo de poço, um braço superior fixado em uma extremidade ao corpo da ferramenta, uma almofada fixada em uma extremidade oposta do braço superior, um braço inferior fixado em uma extremidade a um bloco deslizante e conectado à almofada em uma extremidade oposta do braço inferior e um braço passivo conectado ao braço inferior e ao corpo da ferramenta.[0065]Statement 1. A downhole tool may comprise a tool body that is a structural support for the downhole tool, an upper arm attached at one end to the tool body, a pad attached at an opposite end of the upper arm, a lower arm attached at one end to a sliding block and connected to the pad at an opposite end of the lower arm, and a passive arm connected to the lower arm and the tool body.

[0066]Declaração 2. A ferramenta de fundo de poço da declaração 1, compreendendo ainda um ou mais pinos que conectam o braço superior ao corpo da ferramenta e à almofada.[0066]Statement 2. The downhole tool of statement 1, further comprising one or more pins connecting the upper arm to the tool body and the pad.

[0067]Declaração 3. A ferramenta de fundo de poço da declaração 2, um ou mais pinos conectam o braço inferior ao corpo da ferramenta e ao bloco deslizante.[0067]Statement 3. In the downhole tool of statement 2, one or more pins connect the lower arm to the tool body and the slide block.

[0068]Declaração 4. A ferramenta de fundo de poço da declaração 1 ou 2, compreendendo ainda uma mola na qual o bloco deslizante é conectado em uma extremidade e um atuador é conectado na extremidade oposta da mola.[0068]Statement 4. The downhole tool of statement 1 or 2, further comprising a spring to which the sliding block is connected at one end and an actuator is connected at the opposite end of the spring.

[0069]Declaração 5. A ferramenta de fundo de poço da declaração 4, em que um atuador move a mola e, por sua vez, o bloco deslizante através da mola.[0069]Statement 5. The downhole tool of statement 4, wherein an actuator moves the spring and in turn the slide block via the spring.

[0070]Declaração 6. A ferramenta de fundo de poço da declaração 1, 2 ou 4, em que o braço passivo é conectado em uma extremidade ao corpo da ferramenta por um pino e conectado ao braço inferior por um segundo pino.[0070]Statement 6. The downhole tool of statement 1, 2, or 4, wherein the passive arm is connected at one end to the tool body by a pin and connected to the lower arm by a second pin.

[0071]Declaração 7. A ferramenta de fundo de poço da declaração 6, em que o segundo pino é colocado dentro de uma fenda que é formada no braço inferior.[0071]Statement 7. The downhole tool of statement 6, wherein the second pin is placed within a slot that is formed in the lower arm.

[0072]Declaração 8. A ferramenta de fundo de poço da declaração 7, em que o segundo pino é móvel ao longo de um comprimento longitudinal da fenda.[0072]Statement 8. The downhole tool of statement 7, wherein the second pin is movable along a longitudinal length of the slot.

[0073]Declaração 9. A ferramenta de fundo de poço das declarações 1, 2, 4 ou 6, em que o braço passivo é fixado dentro do braço inferior.[0073]Statement 9. The downhole tool of statements 1, 2, 4, or 6, wherein the passive arm is fixed within the lower arm.

[0074]Declaração 10. A ferramenta de fundo de poço das declarações 1, 2, 4, 6 ou 9, em que o braço passivo é fixado fora do braço inferior.[0074]Statement 10. The downhole tool of statements 1, 2, 4, 6, or 9, wherein the passive arm is attached outside the lower arm.

[0075]Declaração 11. A ferramenta de fundo de poço das declarações 1, 2, 4, 6, 9 ou 10, em que a almofada compreende ainda um ou mais eletrodos.[0075]Statement 11. The downhole tool of statements 1, 2, 4, 6, 9, or 10, wherein the pad further comprises one or more electrodes.

[0076]Declaração 12. Um método pode compreender: dispor uma ferramenta de fundo de poço em um poço, a ferramenta de fundo de poço compreende: um braço superior conectado à ferramenta de fundo de poço em uma extremidade e uma almofada fixada a uma extremidade oposta do braço superior, um braço inferior anexado à ferramenta de fundo de poço em uma extremidade e a almofada em uma extremidade oposta do braço inferior e um braço passivo ligado à ferramenta de fundo de poço em uma extremidade e o braço inferior em uma extremidade oposta do braço passivo, aplicando uma força a um braço passivo, aplicando um segunda força do braço passivo ao braço inferior em resposta à força aplicada ao braço passivo e movendo o braço inferior e o braço passivo em uma direção longitudinal ao longo de um eixo da ferramenta de fundo de poço.[0076]Statement 12. A method may comprise: arranging a downhole tool in a well, the downhole tool comprising: an upper arm attached to the downhole tool at one end and a pad attached to an opposite end of the upper arm, a lower arm attached to the downhole tool at one end and the pad at an opposite end of the lower arm, and a passive arm attached to the downhole tool at one end and the lower arm at an opposite end of the passive arm, applying a force to a passive arm, applying a second force from the passive arm to the lower arm in response to the force applied to the passive arm, and moving the lower arm and the passive arm in a longitudinal direction along an axis of the downhole tool.

[0077]Declaração 13. O método da declaração 12, compreendendo ainda a aplicação de uma segunda força ao braço superior.[0077]Statement 13. The method of statement 12, further comprising applying a second force to the upper arm.

[0078]Declaração 14. O método das declarações 12 ou 13, compreendendo ainda mover o braço superior e o braço inferior na direção longitudinal ao longo do eixo da ferramenta de fundo de poço.[0078]Statement 14. The method of statements 12 or 13, further comprising moving the upper arm and the lower arm in the longitudinal direction along the axis of the downhole tool.

[0079]Declaração 15. O método das declarações 12 a 14, compreendendo ainda mover a almofada radialmente para dentro.[0079]Statement 15. The method of statements 12 through 14, further comprising moving the pad radially inward.

[0080]Declaração 16. Uma ferramenta de fundo de poço pode compreender: um corpo de ferramenta que é um suporte estrutural para a ferramenta de fundo de poço; uma almofada; um braço inferior preso em uma extremidade a um bloco deslizante e preso à almofada em uma extremidade oposta do braço inferior; e um braço passivo conectado ao braço inferior e ao corpo da ferramenta.[0080]Statement 16. A downhole tool may comprise: a tool body that is a structural support for the downhole tool; a pad; a lower arm attached at one end to a sliding block and attached to the pad at an opposite end of the lower arm; and a passive arm connected to the lower arm and the tool body.

[0081]Declaração 17. A ferramenta de fundo de poço da declaração 16, em que o braço inferior inclui uma fenda.[0081]Statement 17. The downhole tool of statement 16, wherein the lower arm includes a slot.

[0082]Declaração 18. A ferramenta de fundo de poço da declaração 17, em que o braço passivo inclui um pino que é colocado dentro da fenda.[0082]Statement 18. The downhole tool of statement 17, wherein the passive arm includes a pin that is placed within the slot.

[0083]Declaração 19. A ferramenta de fundo de poço da declaração 18, em que o pino se move longitudinalmente dentro da fenda.[0083]Statement 19. The downhole tool of statement 18, wherein the pin moves longitudinally within the slot.

[0084]Declaração 20. A ferramenta de fundo de poço da declaração 19, em que o braço passivo está posicionado dentro do braço inferior.[0084]Statement 20. The downhole tool of statement 19, wherein the passive arm is positioned within the lower arm.

[0085]Embora a presente divulgação e as suas vantagens tenham sido descritas em detalhes, deve ser entendido que várias mudanças, substituições e alterações podem ser feitas neste documento, sem se afastar do espírito e escopo da divulgação, como definido pelas reivindicações anexas. A descrição anterior fornece vários exemplos dos sistemas e métodos de uso divulgados neste documento, os quais podem conter diferentes etapas de método e combinações alternativas de componentes. Deve-se entender que, embora exemplos individuais possam ser discutidos neste documento, a presente divulgação cobre todas as combinações dos exemplos divulgados incluindo, sem limitação, as diferentes combinações de componentes, combinações de etapas de método e propriedades do sistema. Deve-se entender que as composições e os métodos são descritos em termos de “compreender”, “conter” ou “incluir” vários componentes ou etapas, as composições e métodos também podem “consistir essencialmente em” ou “consistir nos” vários componentes e etapas. Além disso, os artigos indefinidos "um" ou "uma", como usados nas reivindicações, são definidos neste documento para significar um ou mais que um do elemento que eles introduzem.[0085] Although the present disclosure and its advantages have been described in detail, it should be understood that various changes, substitutions and alterations may be made herein without departing from the spirit and scope of the disclosure as defined by the appended claims. The foregoing description provides various examples of the systems and methods of use disclosed herein, which may contain different method steps and alternative combinations of components. It should be understood that although individual examples may be discussed herein, the present disclosure covers all combinations of the disclosed examples including, without limitation, the different combinations of components, combinations of method steps and system properties. It should be understood that compositions and methods are described in terms of “comprising”, “containing” or “including” various components or steps, compositions and methods may also “consist essentially of” or “consist of” the various components and steps. In addition, the indefinite articles “a” or “an”, as used in the claims, are defined herein to mean one or more than one of the element they introduce.

[0086]Por uma questão de brevidade, apenas certas faixas são explicitamente divulgadas neste documento. Entretanto, as faixas de qualquer limite inferior poderão ser combinadas com qualquer limite superior para relatar uma faixa não explicitamente relatada, bem como as faixas de qualquer limite inferior poderão ser combinadas com qualquer outro limite inferior para relatar uma faixa não explicitamente relatada, na mesma maneira, as faixas de qualquer limite superior poderão ser combinadas com qualquer outro limite superior para relatar uma faixa não explicitamente relatada. Adicionalmente, sempre que uma faixa numérica com um limite inferior e um limite superior é divulgada, qualquer número e qualquer faixa incluídos caindo na faixa são especificamente divulgados. Em particular, toda faixa de valores (da forma, “de cerca de a a cerca de b”, ou, equivalentemente, “de aproximadamente a a b”, ou, equivalentemente, “de aproximadamente a-b”) descrita neste documento será entendida para estabelecer cada número e faixa englobados na faixa mais ampla de valores, mesmo se não explicitamente citados. Assim, cada ponto ou valor individual poderá servir como seu próprio limite inferior ou superior combinado com qualquer outro ponto ou valor individual ou qualquer outro limite inferior ou superior, para citar uma faixa não explicitamente citada.[0086] For the sake of brevity, only certain ranges are explicitly disclosed in this document. However, the ranges of any lower limit may be combined with any upper limit to report a range not explicitly reported, and the ranges of any lower limit may be combined with any other lower limit to report a range not explicitly reported, in the same manner, the ranges of any upper limit may be combined with any other upper limit to report a range not explicitly reported. Additionally, whenever a numerical range with a lower limit and an upper limit is disclosed, any number and any range included falling within the range are specifically disclosed. In particular, any range of values (of the form, “from about a to about b”, or, equivalently, “from approximately a to b”, or, equivalently, “from approximately a-b”) described in this document will be understood to set forth each number and range encompassed within the broader range of values, even if not explicitly cited. Thus, each individual point or value may serve as its own lower or upper limit combined with any other individual point or value or any other lower or upper limit, to cite a range not explicitly cited.

[0087]Portanto, os presentes exemplos são bem adaptados para atingir os fins e vantagens mencionados, bem como aqueles que são inerentes aos mesmos. Os exemplos particulares revelados anteriormente são apenas ilustrativos e podem ser modificados e praticados de maneiras diferentes, mas equivalentes, evidentes para os versados na técnica, tendo o benefício dos ensinamentos do presente documento. Embora exemplos individuais sejam discutidos, a divulgação cobre todas as combinações de todos os exemplos. Além disso, nenhuma limitação é pretendida para os detalhes de construção ou projeto mostrados neste documento, a não ser como descrito nas reivindicações a seguir. Também, os termos nas reivindicações têm seu significado simples comum, a menos que explícita e claramente definido de outra forma pelo titular da patente. Portanto, é evidente que os exemplos ilustrativos particulares revelados anteriormente podem ser alterados ou modificados e todas essas variações são consideradas dentro do escopo e espírito desses exemplos. Se houver algum conflito nos usos de uma palavra ou um termo neste relatório descritivo e uma ou mais patentes ou outros documentos que possam estar incorporados neste documento por referência, as definições que forem consistentes com este relatório descritivo devem ser adotadas.[0087] Accordingly, the present examples are well adapted to achieve the purposes and advantages mentioned, as well as those inherent therein. The particular examples disclosed above are illustrative only and may be modified and practiced in different but equivalent manners, apparent to those skilled in the art having the benefit of the teachings herein. Although individual examples are discussed, the disclosure covers all combinations of all examples. Furthermore, no limitation is intended to the details of construction or design shown herein, other than as described in the claims that follow. Also, the terms in the claims have their ordinary plain meaning, unless explicitly and clearly defined otherwise by the patentee. Therefore, it is evident that the particular illustrative examples disclosed above may be altered or modified, and all such variations are considered within the scope and spirit of these examples. If there is any conflict in the uses of a word or term in this specification and one or more patents or other documents that may be incorporated herein by reference, the definitions that are consistent with this specification shall be adopted.

Claims

1. A downhole tool comprising:- a tool body (402) which is a structural support for the downhole tool (102);- an upper arm (136) attached at one end to the tool body (402);- a pad (134) attached at an opposite end of the upper arm (136);- a lower arm (138) attached at one end to a sliding block (408) and attached to the pad (134) at an opposite end of the lower arm (138);- a passive arm (1000) connected to the lower arm (138) and to the tool body (402); wherein the passive arm (1000) is connected directly to the lower arm (138) via a pin and slot arrangement; and a spring (406) wherein the sliding block (408) is attached at one end and an actuator (404) is attached at the opposite end of the spring (406).

2. Downhole tool according to claim 1, characterized in that it further comprises one or more pins (310) that connect the upper arm (136) to the tool body (402) and the pad (134).

3. Downhole tool according to claim 2, characterized in that the one or more pins (310) connect the lower arm (138) to the tool body (402) and the sliding block (408).

4. Downhole tool according to claim 1, characterized in that an actuator (404) moves the spring (406) and, in turn, the sliding block (408) through the spring (406).

5. Downhole tool according to claim 1, characterized in that the passive arm (1000) is connected at one end to the tool body (402) by a pin and connected to the lower arm (138) by a second pin.

6. Downhole tool according to claim 5, characterized in that the second pin is placed inside a slot (1006) that is formed in the lower arm (138).

7. Downhole tool according to claim 6, characterized in that the second pin is movable along a longitudinal length of the slot (1006).

8. Downhole tool according to claim 1, characterized in that the passive arm (1000) is fixed inside the lower arm (138).

9. Downhole tool according to claim 1, characterized in that the pad (134) further comprises one or more electrodes.

10. Method, characterized by the fact that it comprises:- arranging a downhole tool (102) in a well (124), the downhole tool (102) comprising:- an upper arm (136) attached to the downhole tool (102) at one end and a pad (134) attached to an opposite end of the upper arm (136);- a lower arm (138) attached to the downhole tool at one end and the pad (134) at an opposite end of the lower arm (138); and- a passive arm (1000) attached to the downhole tool at one end and the lower arm (138) at an opposite end of the passive arm (1000), the passive arm (1000) being directly connected to the lower arm (138) through a pin and slot arrangement, and the passive arm being attached outside the lower arm;- applying a force to one passive arm;- applying a second force from the passive arm to the lower arm in response to the force applied to the passive arm; and- moving the lower arm and the passive arm in a longitudinal direction along an axis of the downhole tool.

11. The method of claim 10, further comprising applying a second force to the upper arm (136).

12. The method of claim 11, further comprising moving the upper arm (136) and the lower arm (138) in the longitudinal direction along the axis of the downhole tool (102).

13. The method of claim 10, further comprising moving the pad (134) radially inwardly.

14. A downhole tool comprising:- a tool body (402) which is a structural support for the downhole tool (102);- a pad (134);- a lower arm (138) fixed at one end to a sliding block (408) and fixed to the pad (134) at an opposite end of the lower arm (138); the lower arm (138) including a slot; and- a passive arm (1000) connected to the lower arm (138) and to the tool body (402), the passive arm being connected directly to the lower arm via a pin and slot arrangement, the passive arm including a pin which is placed within the slot of the lower arm, and the pin moving longitudinally within the slot.

15. Downhole tool according to claim 14, characterized in that the passive arm is positioned inside the lower arm.