BR112012015949B1

BR112012015949B1 - aparelho de sensoriamento frontal e métodos automatizados de operação de ferramenta de sensoriamento frontal, de avaliação de formação e de controle de poço

Info

Publication number: BR112012015949B1
Application number: BR112012015949-6A
Authority: BR
Inventors: Wajid Rasheed
Original assignee: Wajid Rasheed
Priority date: 2009-12-30
Filing date: 2010-12-10
Publication date: 2021-04-20
Also published as: WO2011080640A3; CN102686828A; WO2011080640A2; EP2519709B1; CN102686828B; GB0922667D0; GB2476653A; US20150167393A1; US20120273270A1; US9097820B2; BR112012015949A2; EP2519709A2

Abstract

APARELHO DE SENSORIAMENTO FRONTAL E MÉTODOS AUTOMATIZADOS DE OPERAÇÃO DE FERRAMENTA DE SENSORIAMENTO FRONTAL, DE AVALIAÇÃO DE FORMAÇÃO E DE CONTROLE DA AVALIAÇÃO, DE CONTROLE DE POÇO, DE PERFURAÇÃO DE PRESSÃO OTIMIZADA, DE ATIVAÇÃO E DESATIVAÇÃO E DE USO DE APARELHO DE SENSORIAMENTO FRONTAL E DE FAZER MEDIÇÕES DE REFERÊNCIA PARA ESTABELECER RUÍDO DE FUNDO. Aparelho, ferramenta e método para avaliação de formação antecipada de sensoriamento frontal que investiga a formação ou as características da formação antecipadamente à broca de perfuração antes da formação ou da característica de formação de interesse ter sido penetrada ou atravessada. Uma ferramenta de avaliação de formação de sensoriamento frontal em tempo real circuito fechado que fornece dados de formação acústicos e/ou eletromagnéticos além da broca de perfuração usando uma nova orientação de sensor angular que também permite propagação de sinal otimizada e retornos de sinal de sinal de acordo com um plano axial e profundidade vertical.

Description

RELATÓRIO DESCRITIVO CAMPO DA INVENÇÃO

[001] Esta invenção se refere a um aparelho ou uma ferramenta de avaliação de formação de sensoriamento frontal ou antecipada durante a perfuração que é capaz de avaliar as características do poço e da formação à frente de um sistema de controle direcional de broca de perfuração ou tubular, especialmente para uso em furos de poços na indústria de petróleo e gás. O aparelho e a ferramenta encontram utilização particular na caracterização de formações e seus recursos geofísicos e petrofísicos, principalmente utilizando meios ultrassônicos, mas também podem ser configurados com sensores eletromagnéticos para proporcionar outros tipos de caracterização dentro do poço.

[002] Em média, 65% dos hidrocarbonetos são deixados no subsolo, isto equivale a uma taxa de recuperação de 35%. Uma ferramenta de perfilagem de sensoriamento frontal potencialmente poderia ajudar a aumentar as taxas de recuperação. Deve ser entendido que o termo “sensoriamento frontal”, tal como aqui utilizado, se refere à capacidade da invenção de avaliar a formação, de acordo com uma orientação angular determinada e assim definir uma formação ou uma característica da formação dentro de um cone 3D de investigação que se estende desde a ferramenta a um ângulo determinado e atinge uma determinada profundidade axial e vertical verdadeira à frente da broca. Em contraste, as ferramentas de perfilagem do estado da técnica são diferenciadas como atrás da broca. A presente invenção tem por um objetivo principal uma capacidade de “sensoriamento frontal para investigar formações à frente da broca que a distingue do estado da técnica. A ferramenta em si pode também ser configurada com recursos de estabilização ou controle direcional, como um orientável rotativo, sem necessariamente afetar os meios de investigação.

[003] Outros aspectos da invenção incluem um método de operação de um aparelho ou ferramenta de sensoriamento frontal para determinar formações à frente da broca de perfuração ou antes das formações serem penetradas e, assim, aumentar os fatores de recuperação de hidrocarbonetos por otimamente colocar os poços de perfuração; um método de focalização de orientação de sinal angularmente, axialmente e verticalmente à frente de uma broca de perfuração; um método de focalização de propagação do sinal angularmente, axialmente e verticalmente à frente de uma broca de perfuração; uma zona de detecção otimizada e utilização de fontes adicionais, receptores ou transdutores alojados em uma broca de perfuração em conjunto com o aparelho ou ferramenta. Num outro aspecto, a invenção se refere a um aparelho para controlar a operação de perfilagem e colocação do poço em tempo real.

[004] Embora a investigação sônica seja uma rota principal para caracterizar determinadas formações e as suas características, a invenção não está limitada a meios acústicos. Uma modalidade adicional é prevista com meios de investigação adicionais similarmente integrados com a capacidade de sensoriamento frontal da ferramenta. Estes meios adicionais podem incluir ondas eletromagnéticas adequadamente combinadas com medições acústicas para melhor colocação do poço. Tal combinação permitirá que medições acústicas ou de porosidade sejam correlacionadas com medições de resistência ou condutividade para identificação de zona de petróleo, gás e água.

[005] Ao decidir a trajetória ideal e colocação de um poço de exploração ou produção, numerosas atividades dentro de poço são realizadas para garantir a maior recuperação de hidrocarbonetos e minimizar a produção de água durante o tempo de vida do poço. Dados geofísicos, tais como porosidade de formação, permeabilidade, zonas de contato de petróleo, água, gás, leitos de formação e depressões são requeridos para orientar o poço para sua melhor localização. Uma variedade de tecnologias de perfilagem durante a perfuração, tais como densidade de nêutrons, raios gama, resistividade e ferramentas de investigação acústicas, é comumente utilizada para identificar formações e avaliar as suas características. (Figura 1).

[006] A presente invenção detalha uma modalidade de uma ferramenta de avaliação de formação baseada em som, que pode ser configurada como uma única ferramenta, alojamento ou módulo ou várias ferramentas, alojamentos ou módulos como um aparelho otimamente localizado ao longo de uma coluna de perfuração para formar uma medição de perfilagem melhorada com base na projeção de um sinal acústico ou eletromagnético à frente da broca de perfuração, reflexão de volta a um receptor e, assim, obtenção do objetivo da invenção, que é o de avaliar a formação antes de ela ter sido penetrada.

[007] Vários tipos de ferramentas de investigação baseadas em som existem, tal como sísmica passiva, que registram eventos sísmicos naturais, sísmicos ativos que geram e registram as ondas sonoras provenientes de fontes artificiais e aqueles conhecidos como acústicos (abaixo de 20.000 Hz) e aqueles conhecidos como ultrassônicos (acima de 20.000 Hz). Entende-se que o termo “acústico” pode abranger outras frequências ou ultrassônicas.

[008] As ferramentas sísmicas fornecem dados geológicos em larga escala, porém, estes possuem baixa resolução de detalhes da formação e a perfuração em si é o verdadeiro teste de características de formação geofísicas. Por conseguinte, existe uma necessidade e dependência de ferramentas acústicas durante a perfuração em tempo real. Estas ferramentas utilizam transdutores ou fontes para criar ondas sonoras de alta frequência que se propagam como ondas de cisalhamento ou pressão nos sólidos e líquidos, respectivamente. As ondas sonoras são ainda classificadas como aquelas que se deslocam no interior do furo de poço (ondas Stoneley), perto da formação (ondas de flexão) e longe da formação (ondas de corpo). Através de uma avaliação do pulso de eco, o seu máximo e mínimo, que são recebidos de volta pelo sensor/receptor, e derivações dos mesmos, cálculos podem ser feitos como para o intervalo de tempo entre a transmissão do sinal e a perfilagem do eco para determinar a distância a um objeto ou característica da formação. Além disso, utilizando algoritmos de várias características, como a densidade de formação, espaços vazios, saturações de fluidos, o aprisionamento de fluidos e mudanças de direção de formação, tais como leitos ou depressões, todos tem assinaturas definidas de velocidade que correspondem à sua capacidade reflexiva.

[009] Em todas estas aplicações, a estado da técnica sofre de duas limitações principais (Figuras 2, 90, 100). Em primeiro lugar, sensores que podem ser definidos como fontes e receptores ou transdutores em qualquer configuração estão localizados muito longe atrás da broca para avaliação rápida da formação (100). As distâncias [30 metros (100 pés] ou mais) entre os sensores e a broca de perfuração restringem a avaliação da formação para a área mais próxima do sensor, a qual é sempre na zona que já foi penetrada e perfurada porque ela está atrás da broca de perfuração. Em segundo lugar, a orientação de tais sensores e a propagação dos seus pulsos acústicos são laterais (90). Isso limita severamente o foco de sinal para permitir somente investigação ortogonal (Fig. 2). Mesmo onde a propagação de sinal é aumentada devido a uma pluralidade de conjuntos de sensores de receptor ou devido a leituras mais profundas, a distância entre tais matrizes e a broca de perfuração permanece substancialmente inalterada, de modo que as formações só são avaliadas depois de terem sido perfuradas. Deste modo, o estado da técnica apenas pode fornecer a avaliação subsequente da formação de perfuração. Esta é insatisfatória, pois ela previne a colocação ideal de furos de poços devido à chegada tardia dos dados de formação após a colocação do furo de poço já ter ocorrido.

[0010] A medição pode envolver a aquisição e comunicação para a superfície de diversos tipos de dados de poço, tal como resistividade, porosidade, permeabilidade, azimute, inclinação e diâmetro de poço ou rugosidade, mergulhos de formação ou ângulos de estratificação.

[0011] A medição propriamente dita ocorre em dois modos, seja com cabo de aço ou perfilagem durante a perfuração. A de cabo de aço é realizada como uma atividade separada e consecutiva à perfuração envolvendo o transporte de instrumentos de medição em um fio ou cabo. As ferramentas de perfilagem de cabo de aço geralmente não podem ser giradas e não são utilizadas na aplicação durante a perfuração, por este motivo.

[0012] As ferramentas de perfilagem durante a perfuração adquirem vários dados do poço. As ferramentas acústicas ou de ultrassom podem ser integradas a ferramentas de perfilagem. Como elas podem ser giradas, tais ferramentas podem ser utilizadas durante a perfuração para adquirir dados de medição sônicos. No entanto, elas sofrem restrições de profundidade, de colocação e de investigação (Figura 2). A colocação é restringida devido aos requisitos do sistema de controle direcional, tal como um orientável rotativo ou motor orientável, que necessitam ser configurados próximos da broca de perfuração, de modo a proporcionar forças de deflexão ou orientação para a broca de perfuração. Portanto, a localização da ferramenta acústica está dentro do BHA acima do sistema de controle direcional (Figura 3). Além disso, a ferramenta acústica pode ser colocada por trás de outras ferramentas de perfilagem, as quais são numerosas. Estas incluem Densidade de Nêutrons, Resistividade, Raio Gama. A distância cumulativa de tais ferramentas de perfilagem pode exceder 100’ (30m) por trás da broca de perfuração e essas ferramentas só podem obter as leituras após a seção tenha sido perfurada. Muitas vezes, a ferramenta sônica por si só é de 36’ (10m) de comprimento.

[0013] As ferramentas sônicas agrupam pulsos de eco em tempo de voo para identificar uma dada formação ou o tempo de trânsito de intervalo, designado “õt”. Cada formação tem uma velocidade sônica ou assinatura que é uma medida da capacidade de uma formação de transmitir ondas sonoras. A litologia da formação, a resistência à compressão e os tipos de rochas, notadamente, a porosidade ou os espaços vazios no interior da matriz da rocha têm grande influência sobre velocidades sônicas. Em rochas porosas existe uma maior percentagem de espaço vazio contendo fluidos que altera o tempo de deslocamento sônico, em comparação com uma rocha que não possui nenhum espaço vazio. As ferramentas sônicas, desta maneira, medem o tempo de deslocamento e muitas equações podem ser resolvidas usando derivadas do tempo de deslocamento e relações. Estas incluem a equação média de tempo que tem tempo total de deslocamento dependente do tempo que a onda sonora gasta se deslocando para a parte sólida da rocha, chamada de matriz da rocha, e do tempo gasto no deslocamento através dos fluidos na parte oca da rocha, chamada de poros.

[0014] As medidas de formação acústica ou ultrassom dependem fortemente da orientação lateral de sensores acústicos. Tipicamente, numa tentativa de aumentar a profundidade de investigação, bem como criar uma ampla zona de investigação, é de rotina para os sensores acústicos e receptores do estado da técnica ser colocados em matrizes consecutivas. Independentemente do número de matrizes, esta abordagem não resolve o problema que é estar à frente da broca de perfuração, pois medidas são tomadas de distâncias consideráveis por trás da broca de perfuração ou após a perfuração já ter finalizado a trajetória do poço.

[0015] No caso de uma zona de produção de hidrocarboneto ter sido desviada ou deixada para trás, há um retardo de tempo retrospectivo entre os dados sendo recebidos mostrando onde os hidrocarbonetos estão localizados e a correção posterior da colocação do furo de poço. Muitas vezes, o retardo de tempo conduz a incerteza, custos adicionais e pode ser acompanhado por uma perda de produção, pois os hidrocarbonetos são desviados ou a melhor configuração calcanhar para ponta dentro de uma zona de baixa permeabilidade é perdida. No caso de zonas produtoras, a caracterização ocorre apenas após a perfuração e a área ter sido atravessada, o que significa que a zona de interesse do reservatório pode ser deixada para trás e perfuração de correção adicional deve ocorrer para colocar o furo de poço na zona de interesse desejada. Tais ciclos de dados de formação retardados e correções subsequentes podem ser eliminados com a presente invenção.

ANTECEDENTES DA INVENÇÃO

[0016] O mapeamento geológico e os levantamentos geofísicos permitem que as empresas de petróleo caracterizem seus terrenos adquiridos e os padrões etários e de sedimentação da formação rochosa neles contidos. Este processo de caracterização pode ser reconstruído como um modelo de terra visual que delineia a posição e a forma da estrutura, incluindo anticlinais, falhas estratigráficas, estrutura essa que ajuda a aumentar a produção de poços subsequentes e do campo como um todo. No entanto, o modelo de terra e o plano de poço têm incertezas inerentes.

[0017] As incertezas geológicas e desafios estão relacionados com a localização dos hidrocarbonetos, contatos de água, trapas, tensões da formação, movimentos e porosidade e permeabilidade do reservatório. Para superar estes desafios, um plano de poço altamente detalhado é desenvolvido, o qual contém o objetivo do poço, dados de coordenadas, legais, geológicos, técnicos e de engenharia de poço e cálculos. Para resolver as incertezas, no entanto, a perfuração é o teste final.

[0018] Os dados são utilizados para traçar um perfil do poço de perfuração com precisão, o qual é desenhado em seções telescópicas consecutivas - superfície, intermediária e reservatório. Para realizar o objetivo do poço e manter a integridade do poço durante o ciclo de vida, uma determinada trajetória do poço com várias seções e diâmetros é perfurada a partir da superfície. Embora existam muitas variantes, um projeto de poço vertical simples poderia incluir um diâmetro de superfície ou do topo do furo de 445 milímetros (1772”), seções intermediárias de 360 milímetros (13 5/8”) e 245 milímetros (9 5/8”) estreitando para o diâmetro da parte inferior do furo de 216mm (87”) na seção de reservatório.

[0019] A escassez de petróleo e gás está levando as companhias de petróleo e gás a explorar e desenvolver as reservas em mais bacias, tais como aquelas em água a profundidades superiores a 1.830m (6.000 pés) ou seções abaixo do maciço de sal. Estes poços têm trajetórias direcionais altamente complexas e requisitos de avaliação altamente sofisticados da formação. Conhecidos no estado da técnica como poços “projetistas 3D”, estes poços têm trajetórias altamente complexas, devido à necessidade de acessar vários reservatórios com um único furo de poço, bem como a configuração dos reservatórios de hidrocarbonetos. Os poços 3D e poços horizontais criaram uma necessidade de “geo-orientação” do poço para evitar ultrapassar as zonas do reservatório de produção e orientar o poço para a zona de produção ideal. Em média, 65% de hidrocarbonetos são deixados no subsolo, isto equivale a uma taxa de recuperação de 35%. Uma ferramenta de perfilagem de sensoriamento frontal potencialmente ajuda a aumentar as taxas de recuperação.

[0020] Portanto, as composições de fundo que são necessárias para a perfuração desses poços rotineiramente incluem dispositivos de perfilagem acústica, sonora ou outros dispositivos baseados em som para caracterizar as formações. Desta forma, a perfilagem é uma parte integrante da construção do poço e há agora uma maior dependência da perfilagem para a colocação do poço e avaliação de formação.

[0021] Anteriormente, a ferramenta de ultrassônica e eletromagnética tinha sido restringida na sua colocação acima da broca de perfuração e limitada a somente a fazer medições laterais. Tipicamente, a distância seria cerca de 30 metros (100 pés) por trás da broca de perfuração, significando que os dados de formação seriam fornecidos apenas após a formação ter sido penetrada ou atravessada. Por conseguinte, a broca de perfuração pode ter saído da zona de interesse e o poço poderia ter sido desviado para trás para a localização ideal. Se o conhecimento crítico da formação, ou seja, estruturas do reservatório, fraturas, leitos ou depressões e fluidos neles contidos pode ser adquirido com antecedência antes de ser perfurado isso levaria as maiores taxas de recuperação devido à colocação do poço mais eficaz, aumentando a metragem perfurada real na zona de interesse.

[0022] Em outras aplicações, tais como zona de gás, a detecção de kick, a análise de pressão de poros ou de identificação da fratura, as tolerâncias entre os parâmetros programados e parâmetros reais de poços podem ser muito próximas e variações de 0,02 kg/l (0,2 ppg) podem conduzir à falha ou perda do poço. Ao ser capaz de detectar um kick ou estabelecer uma fratura antes que ela seja realmente perfurada, medidas corretivas de perfuração podem ser tomadas com antecedência economizando tempo, dinheiro e proporcionando uma margem de segurança significativa.

[0023] Na medida em que o estado da técnica está relacionado, há três abordagens genéricas que foram insatisfatoriamente tentadas para superar as limitações da perfilagem acústica. Primeiro, é de rotina mover os sensores para mais perto do poço para alcançar uma maior proximidade lateral ou até mesmo criar contato com a parede do poço. Em segundo lugar, para aumentar o número de matrizes de fonte e receptor consecutivas. Por último para desviar os sinais para a formação. A técnica anterior não lidou com o problema fundamental de orientar a fonte acústica ou o sinal eletromagnético para olhar à frente da broca de perfuração ou reduzir a distância para a broca de perfuração.

[0024] A técnica é limitada, pois ela depende de medições perpendiculares às orientações do eixo da ferramenta, ou laterais ou ortogonais que não podem ver além da ferramenta em si, independentemente da profundidade longitudinal ou angular. Além disso, a transmissão do sinal e a propagação de sinal é limitada a pequenas profundidades de investigação, geralmente, não mais do que alguns metros. Por último, o posicionamento do estado da técnica, a distâncias significativas por trás da broca de perfuração cria restrições adicionais na medida em que a profundidade da investigação é severamente limitada a uma zona que já foi perfurada. Portanto, a perfuração foi realizada e a trajetória do poço de perfuração já foi alcançada. Esses dados adquiridos neste momento são após os dados do evento e no pressuposto de perfuração é sempre que a tendência atual da formação ou leito deve continuar. Não há medições reais sejam diretas ou inferidas até depois da broca de perfuração ter penetrado em uma formação e as ferramentas de perfilagem terem atravessado a dita formação.

[0025] É insatisfatório depender da colocação de fonte ou fonte, da colocação de receptor que é lateral, ortogonal ou perpendicular ao eixo da ferramenta. Essas colocações não fornecem medidas de formação além de perto do poço nem elas fornecem dados de sensoriamento frontal; elas simplesmente dão informações sobre a geologia ou formações que já foram perfuradas e, quando já é tarde demais para alcançar uma desejada trajetória ideal. Deste modo, existe o ciclo constante de ferramentas de direção para manter a inclinação do poço ou azimute.

[0026] Para os técnicos versados no assunto é conhecido que a indústria depende dos dados da broca de perfuração atrasados, os quais podem ser de 30 metros (100 pés) ou mais atrás da broca.

[0027] Portanto, o estado da técnica não proporciona, ele mesmo, meios de confiança ou certos de investigação de sensoriamento frontal de formações durante ou imediatamente antes da sua perfuração.

[0028] Além disso, o estado da técnica gera ciclos demorados de correção de alterações em azimute e inclinação numa tentativa para retrospectivamente manter uma melhor trajetória do poço.

[0029] Além disso, o estado da técnica contribui para uma taxa de recuperação média e insatisfatória de 35% de hidrocarbonetos em vista das reservas não estarem localizadas de maneira ideal.

[0030] Além disso, o estado da técnica não detecta variações em formações à frente da broca em tempo real.

[0031] Além disso, o estado da técnica não detecta variações nas características da formação, tais como a porosidade ou conteúdo de fluido à frente da broca em tempo real.

[0032] Além disso, o estado da técnica não detecta zonas de gás, fraturas ou fluxo de água à frente da broca ou furo de poço em tempo real.

[0033] Além disso, o estado da técnica não detecta variações de temperatura ou pressão à frente da broca ou furo de poço em tempo real.

[0034] Além disso, o estado da técnica não permite automaticamente uma ligação fechada ou localização de defeitos automática de colocação da trajetória do poço.

SUMÁRIO DA INVENÇÃO

[0035] A presente invenção tem por um objeto principal proporcionar uma melhoria sobre o estado da técnica em que a formação ou a característica da formação é investigada antecipadamente, o que quer dizer simultaneamente com, ou imediatamente após, ou imediatamente antes da perfuração começar, mas, em todos os momentos, à frente da broca de perfuração, antes da formação ou da característica de formação de interesse terem sido penetradas ou atravessadas.

[0036] A presente invenção orienta otimamente fontes e receptores ou transdutores que, além disso, podem ser colocados muito mais perto da broca ou dentro da própria broca e propagar sinais à frente da broca para formações que ainda não foram penetradas ou atravessadas. Comunicação de dados pode ser alcançada através de um sinal pulsado em lama ou outra transmissão sem fio ou com fio para garantir que ele seja recebido na superfície em tempo real e a trajetória do poço possa ser otimizada.

[0037] A invenção visa atender a necessidade de uma ferramenta de avaliação de formação de sensoriamento frontal em tempo real de circuito fechado, a qual fornece dados em tempo real da formação além da broca de perfuração. Isto não se verificou no estado da técnica atrás da broca de perfuração devido às limitações de concepção inerentes à colocação de sensor, orientação ou a distância localizada a partir da broca.

[0038] A presente invenção procura diretamente investigar formações à frente da broca e oferecer a melhor colocação do poço utilizando uma nova fonte angular/ longitudinal, receptor ou orientação do transdutor que também permite a propagação do sinal otimizado e sinal de retorno, acordo com um plano axial e profundidade vertical.

[0039] A presente invenção elimina a incerteza de investigação pós- perfuração e elimina a necessidade de correção de passagens direcionais e consequente tortuosidade do poço fornecendo dados em tempo real, o que permite ao perfurador responder muito mais cedo a características da formação, aumentando, assim, os fatores de recuperação, poupando tempo e dinheiro.

[0040] É, portanto, um objetivo da presente invenção proporcionar ferramentas de avaliação de formação acústicas com meios de sensoriamento frontal permitindo ao dispositivo obter avaliação imediata de uma formação a ser perfurada ou as características de uma formação ainda a ser perfurada e, se a ferramenta detecta um parâmetro de interesse ou uma mudança em um parâmetro de interesse, tal como porosidade, falha ou zona de gás, calcula automaticamente e corrige para uma melhor trajetória do poço, e repete a avaliação até tal melhor trajetória de poço resultante ser alcançada em tempo real.

[0041] Embora investigação sônica seja uma via principal para caracterizar determinadas formações e as suas características, a invenção não está limitada a meios acústicos e prevê outra modalidade com meios de investigação de resistividade adicionais de forma semelhante integrados com a capacidade de sensoriamento frontal da ferramenta. Estes meios adicionais podem incluir ondas eletromagnéticas adequadamente combinadas com medições acústicas para a melhor colocação do poço de perfuração. Essa combinação permitirá que medições acústicas ou de porosidade estejam correlacionadas com medições de resistência ou condutividade para petróleo, gás e zona de identificação de água.

[0042] É outro objetivo da presente invenção proporcionar uma ferramenta capaz de simultaneamente observar à frente da broca de perfuração tomando medições de investigação sônica, de preferência, por uma fonte acústica e um receptor ou um transdutor, e verificar tais medições através de um arranjo de processador que utiliza tais medições sônicas para detectar os parâmetros de formação de interesse e conduzir o diagnóstico, de acordo com um circuito lógico, a fim de assegurar que a trajetória do poço seja otimizada, tendo em conta os dados de medição investigados. Se um parâmetro de interesse é detectado, o processador irá detectar automaticamente se medidas corretivas são necessárias para orientar/manter o poço na zona ideal. Se a ferramenta encontrar um desvio significativo azimutal ou de inclinação, um sinal pode ser enviado para o equipamento de superfície ou para o local do engenheiro operacional para que novas medidas possam ser tomadas, tal como, revisões de coordenadas. Um modo de memória pode armazenar informações do sensor que podem ser baixadas na superfície quando a ferramenta é recuperada ou enviada para a superfície por telemetria. A ferramenta pode ter também uma ligação interna a um sistema de telemetria de lama de pulso para permitir a monitoração em tempo real da formação ainda a ser penetrada.

[0043] Uma ou mais fontes e receptores ou transdutores podem ser otimamente espaçados numa orientação para frente angular ou longitudinal a fim de emitir pelo menos uma onda de som à frente da broca de perfuração ou à frente de um sistema de controle direcional ou à frente de uma tubulação durante um dado período de tempo parte da qual é refletida de volta pela formação.

[0044] Um rasgo de chaveta pode fornecer um canal para a fiação dos sensores para o processador e transponder. A fiação pode ser usada para transmitir dados acústicos recuperados pelos sensores acústicos, bem como dados posicionais e estruturais de características de formação e a sua distância relativa da ferramenta e da broca de perfuração. O rasgo de chaveta pode ser vedado e preenchido com um meio para absorver a vibração, tal como, gel de silicone ou graxa e para manter os fios em posição. Da mesma forma, os rasgos de chaveta podem ser deixados redundantes e como um suporte para um modo wireless de operação.

[0045] O transponder converte os dados de formação de modo que podem ser transmitidos e está ligado ao gerador de pulsos de lama, que transmite os dados para a superfície usando uma série de códigos binários a uma dada frequência utilizando fluido de perfuração como meios de pulsação de lama. Outros meios de transferência de dados podem ser usados, tal como transmissão sem fio curta usando frequência de rádio ou pulsos eletromagnéticos ou tubo de perfuração com fio. Isto permite enlace superior e inferior da ferramenta, a fim de receber e transmitir dados e comandos de modo a otimizar a colocação do furo de poço antes das formações serem atravessadas.

[0046] Na superfície, um transdutor pode ser incorporado dentro de um alojamento de decodificador, o qual decodifica o código binário e pode se ligar ao terminal de perfuração ou pode ser ainda transmitido por satélite ou outros meios para um centro de operações remoto.

[0047] Estes e outros objetivos irão surgir a partir da descrição seguinte e das Reivindicações anexas.

[0048] Em um aspecto, o aparelho de sensoriamento frontal (50) compreende pelo menos um corpo de ferramenta com meios para prender o corpo da ferramenta (63) diretamente ou indiretamente a uma broca de perfuração ou suporte, pelo que ele pode ser girado e movido axialmente ao longo de uma passagem (20) e é caracterizado por, pelo menos, um elemento perfilado (58) que aloja, pelo menos, uma fonte de receptor, ou um transdutor que está disposto para fora e projeta para frente a um ângulo de, pelo menos, 0,25° ou tanto quanto 89,75° 5 (Figura 5) em relação ao eixo horizontal da ferramenta, e (57) está adaptado para transmitir som e reconhecer assinaturas de velocidade acústica de uma formação (70) ou de uma característica de uma formação (110, 120, 130, 140) e, assim, aumentar as taxas de recuperação de hidrocarbonetos através da otimização da trajetória do poço com base em dados de formação adquiridos pelo receptor ou transdutor antes, durante ou depois de uma operação de perfuração, mas ocorre em todos os momentos antes de uma formação ou característica da formação tenha sido penetrada pela broca de perfuração (70).

[0049] O suporte pode ser tipicamente uma coluna de perfuração (30) ou um comprimento estendido de tubulação espiralada ligado através da ferramenta a uma broca de perfuração, tal como utilizado em operações de poços em campos de petróleo e de gás.

[0050] Em modalidades preferidas da invenção, a operação de investigação baseia-se na fonte acústica, nos receptores ou nos elementos de transdutor compreendendo um conjunto de pelo menos uma fonte, combinação de receptor ou transdutor otimamente configurado e orientado para enviar ondas sonoras para além de uma broca de perfuração e receber assinaturas de velocidade acústicas. A ferramenta pode estar direta ou indiretamente ligada a uma broca de perfuração, dependendo dos requisitos. A fonte, o receptor ou um transdutor alojado podem compreender cobertura de proteção, que pode ser de construção semelhante à fonte de receptor, ou um transdutor, mas tendo superfícies exteriores que são protegidas por um material endurecido. A proteção pode simplesmente suportar pressão, temperatura ou fluxo agindo contra eles de dentro de um furo de poço. Em uma modalidade alternativa, a zona em torno do alojamento pode ser tratada para ativamente receber pulsos de eco que a tornem uma zona de detecção que permite método de avaliação de formação, que utiliza a zona tratada para ativamente enviar ou receber impulsos de eco.

[0051] As fontes, os receptores ou os transdutores podem ser fornecidos com uma superfície de lente que pode ser convexa (52a), côncava (52b), ou planar (52c), de acordo com a exigência. As fontes, receptores e transdutores podem ser ajustados de forma otimizada e fechados em termos de frequência, de forma que as frequências emitidas não anulam em contato com as ondas de retorno e assim que as medições de referência são tomadas para estabelecer o ruído de fundo que seria devidamente excluído dos cálculos de tempo-de-voo operacional. Alternativamente, as mesmas fontes, receptores e transdutores podem ser recebidos dentro de uma seção adicional da ferramenta ou um corpo de aço separado ou atrás ou à frente de tal seção adequadamente preparados para fornecer um meio de estabilização ou centralização e proteção para as aplicações de perfuração. Outras fontes, receptores ou transdutores podem ser equipados com um meio para reduzir “zumbido” ou “amortecimento” das ondas de som, de modo a garantir sempre que a ferramenta está apta à finalidade.

[0052] É de notar que a descrição aqui da estrutura e do funcionamento das fontes, receptores e transdutores e modelo de ferramenta é aplicável em geral, independentemente da função, exceto na medida em que as fontes acústicas, receptores ou transdutores podem ser fornecidos especificamente para formação dos propósitos de avaliação e substituídos por outros sensores, tal como sensores de resistividade, tal como exigido pela operação de perfuração.

[0053] O corpo da ferramenta é tipicamente um alojamento cilíndrico de aço de grau elevado adaptado para formar parte da composição de fundo (BHA). Assim, o meio para fixar o corpo de ferramenta para o suporte, se é uma coluna de perfuração ou tubulação espiralada, pode compreender uma rosca de parafuso fornecido no corpo da ferramenta, que é engatável com um colar perfuração. O acessório para a coluna de perfuração não precisa ser direto, mas pode ser indireto, como normalmente haverá diversos elementos funcionais a serem incluídos na BHA longa e estreita, e a disposição dos elementos sucessivos pode variar. A extremidade inferior da BHA pode ser a broca de perfuração que pode estar ligada diretamente à ferramenta e entre ela podem ou não haver um meio para o controle direcional, tais como um sistema rotativo orientável ou motor direcional. O corpo da ferramenta pode ser provido de uma passagem através do fluxo de fluido de perfuração, a partir da coluna de perfuração.

[0054] As fontes, receptores e transdutores podem ser protegidos e alojados em uma pluralidade de orientações de profundidade angulares dirigidas exteriormente de um corpo de ferramenta perfilada e em todos os momentos antes da broca de perfuração. As fontes, receptores e transdutores podem ser recebidos dentro do perfil do corpo da ferramenta numa reentrância da fonte, receptor e transdutor adequadamente protegido de desgaste por abrasão, e danos por meio de, pelo menos, um revestimento de proteção ou de cobertura. O revestimento de proteção de aço pode ser com HVOF, carboneto de tungstênio, boro níquel ou outra proteção, de acordo com os requisitos. A fonte, receptor e transdutor podem ser proporcionados com um material ou mecanismo de amortecimento, tal como gel de silicone ou uma mola.

[0055] A fonte e o receptor ou o transdutor podem, então, ser fornecidos com meios para a condução dos impulsos sonoros e receber os ecos a partir da formação longe, perto da formação ou poço. Os meios de controle de microprocessador podem ser adaptados para receber dados de formação a partir da fonte do receptor, ou um transdutor e para controlar a frequência em resposta ao mesmo. Um procedimento de comutação pode ser convenientemente incorporado para descartar uma variação de frequências de ruído ou por meio do estabelecimento de uma medição de referência máxima e engajada com tal máximo ou por meio do estabelecimento de uma medição e engajado com tal medição.

[0056] A compensação de pressão pode ser fornecida para lidar com as variações de pressão dentro do poço em comparação com condições atmosféricas de superfícies em que a ativação é oposta pela pressão externa. Esta pode compreender uma porta de uma fonte de fluido de perfuração para uma câmara adequadamente ligada à área dentro da ferramenta requerendo compensação de pressão (não mostrado).

[0057] O sistema pode compreender meios de microprocessador para monitorar os dados de avaliação da formação e as posições relativas de estruturas de formação em que o meio de microprocessador pode incluir um meio de automaticamente antecipar qualquer formação ou detecção de uma característica de uma formação ou detecção de uma alteração na característica de uma formação, guiando, assim, o sistema de controle direcional para assegurar a trajetória ideal e colocação do poço de perfuração.

[0058] A ferramenta compreende normalmente uma pluralidade de fontes e receptores dispostos simetricamente em torno da ferramenta e dispostos exteriormente em orientações angulares. A fonte e o receptor podem ser configurados como um transdutor integral ou separados como uma fonte para o receptor. Dois transdutores estariam em lados opostos da ferramenta, três transdutores estariam separados por 120 graus, quatro por 90 graus e seis por 60 graus. Vários corpos de ferramentas com fontes e receptores podem ser combinados ao longo da BHA longitudinal BHA ou de espaçamentos de furo de poço, com o objetivo de garantir que a zona de investigação pulsada e a zona de captura de eco sejam optimizadas. Em operação, o aparelho de sensoriamento frontal ou ferramenta é tipicamente girado na coluna de perfuração, bem como sendo movida axialmente ao longo do poço de perfuração.

[0059] De acordo com um aspecto particularmente preferido da invenção, o transdutor ou fonte e matriz receptora é fornecido com um rasgo de chaveta interno para orientar energia de uma fonte de dentro da ferramenta e fornecendo comunicações para e do receptor do sensor. A fonte de energia pode ser uma bateria dentro da ferramenta ou dentro de outro suporte para a ferramenta adequadamente adaptada para o efeito. As comunicações podem ser um processador no interior da ferramenta, ou na superfície ou outro suporte para a ferramenta adequadamente adaptado para o efeito. Alternativa ou adicionalmente, a fonte, o receptor e o transdutor ou corpo de ferramenta podem ser providos com um meio de comunicação sem fio para um processador interno ou externo. Em cada caso, as comunicações bidirecionais fornecem a transmissão de dados, o refinamento operacional e a captura de dados.

[0060] A fim de manter a fonte, o receptor, ou um transdutor limpo e impedir a acumulação de detritos de entupimento, a operação de perfuração, a fonte, receptor ou transdutor alojados podem ser fornecidos com um revestimento especializado para minimizar a residência ou remover tais materiais, totalmente, da fonte, do receptor ou transdutor.

[0061] Em uma modalidade da presente invenção incorpora um meio de som otimamente orientado e espaçado baseado em meios de avaliação da formação que é praticamente aplicável e pode ser de ultrassom.

[0062] Em outra modalidade da ferramenta de sensoriamento frontal acústica alojamento para outros tipos de sensores, tal como eletromagnéticos, é fornecido dentro do perfil que oferece uma localização robusta e ideal. Isto não tem sido possível com as ferramentas anteriores, devido às suas limitações inerentes de concepção que se baseiam em orientações que são laterais, ortogonais ou perpendiculares ao eixo da ferramenta.

[0063] A ferramenta pode ainda compreender meios de comunicação de dados de telemetria dentro do poço e sinais de controle entre a ferramenta e uma interface de superfície, que pode, entre outras funções, controlar a coluna de perfuração durante a operação de avaliação da formação.

[0064] Num outro aspecto, a invenção proporciona um método de operação de um aparelho de registo ou ferramenta para investigar uma formação ou parâmetro de interesse à frente de uma ferramenta direcional ou broca de perfuração ou semelhante para guiar e otimamente colocar um poço de perfuração, o qual compreende localizar uma ferramenta de acordo com a invenção dentro do poço sobre um suporte atrás de uma broca de perfuração, ativando a fonte, receptores ou transdutores para receber reflexões sônicas a partir da formação e estabelecer os dados sobre formações e características dos mesmos, a sua distância relativa, azimute e tamanho da ferramenta numa modalidade preferida de um alojamento de ferramenta em aço perfilado, girando a ferramenta e movendo-se axialmente ao longo de dentro do poço na coluna de perfuração ou outro suporte, investigando a formação por meio sônico, e continuando a investigação sônica até uma colocação ideal do poço seja alcançada.

[0065] Em conformidade com o método da invenção, a ferramenta pode ser proporcionada com meios de microprocessador responsivo aos dados de formação recebidos da fonte acústica, receptores ou transdutores. Deste modo, uma ferramenta de circuito fechado que é capaz de detectar as mudanças de formação e corrigir a direção do poço pode ser realizada. A fonte acústica, receptores ou transdutores podem investigar a formação ou investigar uma característica de uma formação, tomar medições de referência para estabelecer o ruído de fundo e pode fornecer dados para um monitor de superfície para sinalizar uma oportunidade para a intervenção do operador para corrigir a trajetória do poço, se não for capaz de fazer automaticamente.

[0066] Assim, no caso da ferramenta de sensoriamento frontal com meios de investigação acústicos, reflexões acústicas da formação são detectadas por um receptor ou transdutor. Ondas sônicas podem ser transmitidas da fonte e detectadas pelo receptor (ou transmitidas e recebidas pelo transdutor), calculadas como tempos de retorno com base em diferentes velocidades de assinatura da formação à frente da broca. O processador correlaciona os dados de formação a partir do retorno máximo, bem como das assinaturas particulares, tais como depressões, formações permitindo variações do fluido de perfuração ou da formação. O processador utiliza estes dados para correlacionar se a trajetória do poço pré-programada está efetivamente sendo perfurada para uma trajetória ideal do poço de perfuração com base à frente da avaliação de formação da broca. Quando o processador detecta uma formação ou característica de interesse, tal como uma falha ou mudança na porosidade ou zona de gás, correlaciona automaticamente as duas medidas e recalcula uma trajetória ideal.

[0067] No caso de ruído de fundo, o perfurador pode puxar a broca de perfuração para fora do fundo e responder a um levantamento de referência sem perfuração, que vai permitir que o ruído de perfuração posterior seja medido. A diferença entre as duas medições mínimas é automaticamente empregada pelo processador como ruído de fundo ou dados redundantes.

[0068] Por exemplo, o processador pode ser programado com um circuito lógico que pode ser configurado em qualquer número de maneiras, tal como otimizar o desempenho. Uma configuração exemplificativa pode envolver o circuito para primeiro fazer a verificação cruzada dos dados acústicos do fundo e, em seguida, tomar medidas de perfuração. Desta forma, pode ser visto se existem quaisquer mudanças 5 na formação ou nas suas características. Se os sinais de retorno máximos mostram que a formação a frente da broca de perfuração é uma continuação da formação presente, há uma tendência que possa ser seguida. Se os dados à frente da broca mostram, por exemplo, uma mudança no ângulo de mergulho ou uma intersecção da formação ou zona de gás, em seguida, a ferramenta pode alertar o usuário por meio de telemetria de pulso de lama para verificar a trajetória e ação desse controle azimutal ou de inclinação como necessário ou apresentar isso através de um sistema fechado de perfuração direcional em laço. Um técnico versado no assunto irá prontamente compreender que outros procedimentos podem ser implementados pelo circuito lógico dentro do processador, que pode ser programado para cobrir outros cenários.

[0069] Num outro aspecto, a invenção proporciona um aparelho de observação a frente compreendendo, pelo menos, um corpo de ferramenta com, pelo menos, um conjunto de fonte e receptores, opcionalmente, mas, sem limitação a um alojamento transportando uma pluralidade de fontes acústicas e receptores ou transdutores dirigidos para fora do corpo da ferramenta, em que a fonte acústica ou receptor ou transdutor é recebido dentro do corpo da ferramenta, em um alojamento construído para a finalidade tendo uma boca aberta e meios para permitir que as ondas acústicas de origem se propaguem para o alojamento e a partir dele e para o furo de poço e a partir dele, bem como a formação de perto e de longe.

[0070] Ainda em outro aspecto, a invenção proporciona um aparelho de sensoriamento frontal compreendendo, pelo menos, um corpo de ferramenta com o referido receptor de origem, ou referido transdutor e um corpo de broca com uma fonte acústica ou um receptor ou um transdutor alojando uma pluralidade de fontes, receptores ou transdutores dirigidos para fora do corpo de broca, em que a fonte ou receptor ou transdutor ou uma combinação destes é recebido dentro do corpo de 5 broca em uma câmara tendo uma boca aberta e meios para alojamento retendo e propagando a transmissão do sinal acústico a partir da câmara através da fonte acústica ou de proteção do receptor ou transdutor durante a perfuração ou do fundo e em que a fonte acústica ou receptor ou transdutor é fornecido com um rasgo de chaveta interno aberto a uma fonte de energia e de comunicações.

[0071] Além disso, a fonte acústica e matrizes do receptor ou transdutor podem ser configuradas perfeitamente, proporcionando espaçamentos longitudinais entre as fontes acústicas, receptores e transdutores.

[0072] Adicionalmente ou alternativamente, outros tipos de sensores podem substituir a matriz receptora de sensor acústico.

[0073] Outros aspectos da invenção são revelados na descrição específica seguinte de modalidades exemplificativas da invenção.

BREVE DESCRIÇÃO DOS DESENHOS

[0074] As modalidades da invenção são ilustradas por meio de exemplos não limitativos nos desenhos anexos, nos quais:

[0075] a FIG. 1 é uma vista geral esquemática de um poço de petróleo ou gás mostrando estruturas de superfície de sonda (10) e do poço subterrâneo (20), com uma ferramenta (50) de acordo com a invenção como parte de uma composição de fundo (40) perfurando o poço (30) e que indica formações e características de formação (70) localizados à frente da broca de perfuração (60) e um poço de perfuração (80);

[0076] a FIG. 2 é uma vista lateral de fundo do poço que ilustra as limitações do estado da técnica com base nas suas distâncias por trás da broca de perfuração (100) limitando a avaliação da formação para as formações por trás da broca de perfuração e numa orientação lateral, apenas (90) e as formações (70) e características das formações não investigados (110, 120, 130, 140);

[0077] a FIG. 3 é um BHA de dentro do poço mostrando componentes detalhados e distâncias correspondentes à Figura 2

[0078] a FIG. 4 é um modelo terrestre 3-D a partir de uma vista lateral de fundo do poço, parte cortada para mostrar a capacidade da invenção do olhar para frente da broca de perfuração (180) de acordo com uma condição angular cônica e detectar formações (110, 120, 130) à frente da broca de perfuração. A Figura 4 mostra também vários corpos de ferramentas com fontes e os receptores (50) que podem ser combinados juntamente longitudinal BHA ou espaçamentos do poço, com o objetivo de garantir que a zona de investigação pulsada e a zona de captação de eco sejam optimizadas;

[0079] a FIG. 5 é uma vista esquemática lateral da parte da ferramenta cortada para mostrar a fonte (51) e o receptor (52), elementos alojados (53) e orientados em um novo perfil angular (58), de acordo com um ângulo (57), da ferramenta da Figura 1;

[0080] a FIG. 6 é uma seção diagramática transversal através de uma ferramenta de observação à frente em conformidade com a invenção similar à mostrada na Figura 5, mas tendo um rotativo orientável (62) ou outro elemento de contacto de parede (69) na extremidade de fuga furo acima;

[0081] a FIG. 7 é uma secção diagramática transversal através de uma ferramenta sensoriamento frontal em conformidade com a invenção similar à mostrada na Figura 5, mas tendo um estabilizador adicional ou secção de proteção (61) na extremidade de fundo do poço principal;

[0082] a FIG. 8 é uma ampliação de parte da Figura 5 mostrando uma fonte (51), um receptor (52) e o seu alojamento (53), os meios de alimentação (54), o processador (55), a fiação-rígida (56) e orientação angular (57) dentro de um perfil (58) e o furo de fluxo interno (59) e as superfícies da lente sobre as fontes ou transdutores (52a, 52b, 52c) com transponder (64) e o pulsador de lama (64a); A Figura 8a corresponde à Figura 8, em que uma pluralidade de fontes e receptores ou transdutores estão alojados no corpo da dita ferramenta. A Figura 8b corresponde à Figura 8, tal como uma modalidade alternativa, em que a zona em torno do alojamento pode ser tratada para ativamente receber pulsos de eco que o tornem uma zona de detecção que permite método de avaliação de formação que utiliza a zona tratada para ativamente enviar ou receber impulsos de eco;

[0083] a FIG. 9 é um diagnóstico e procedimento exemplificativo de resolução de problemas de acordo com a invenção mostrando exclusões de ruído de fundo e comutação de sinal;

[0084] a FIG. 10 mostra uma modalidade alternativa, com, pelo menos, um corpo de ferramenta com fontes e receptores (Figura 4, 50) utilizadas em associação com uma broca de perfuração que tem uma fonte de receptor, ou um transdutor para enviar ondas acústicas através da formação a frente a broca de perfuração;

[0085] a FIG. 11 corresponde à Figura 10 e mostra um corpo de ferramenta secundária com fontes e receptores (Figura 4, 50) utilizadas em associação com uma broca de perfuração que tem uma fonte de receptor, ou um transdutor para enviar ondas acústicas através da formação à frente a broca de perfuração. Este corpo de ferramenta secundário foi colocado mais para trás da broca de perfuração permitindo extensa investigação para e a partir das formações à frente da broca de perfuração.

DESCRIÇÃO DETALHADA DA INVENÇÃO

[0086] Como mostrado na Figura 1, uma sonda de exploração ou produção exemplificativa compreende uma estrutura de superfície (10) na cabeça do poço, um poço (20), e uma coluna de perfuração (30) no poço com um conjunto de furo de poço (40) na sua extremidade inferior. O conjunto de furo de poço inclui uma ferramenta de perfuração de sensoriamento frontal (50), de acordo com a invenção, e uma broca de perfuração (60) e formações ainda a ser penetradas (70) e o objeto da invenção.

[0087] A ferramenta de sensoriamento frontal (50) é ilustrada por meio de modalidades exemplificativas nas Figuras 4, 5, 6, 7 e 8, compreendendo pelo menos um corpo em aço tubular (62) fornecido com uma conexão de pinos de colar de perfuração (63) em sua extremidade de fundo de poço para permitir a sua ligação direta ou indireta a broca de perfuração (60) e um link para um meio de comunicação para a superfície (64) em sua outra extremidade, o qual está adaptado para ser engatado por uma ligação de colar de perfuração adicional (não mostrado) para ligá-lo a outros elementos do conjunto de furo de poço (40), e, em seguida, a coluna de perfuração (35).

[0088] O corpo da ferramenta tem um perfil (58) carregando, pelo menos, um alojamento para, pelo menos, uma fonte acústica (51) e um receptor de montagem (52) capaz de sensoriamento frontal da broca de perfuração (60). O módulo de receptor de origem, ou um transdutor (51, 52 e 53) compreende um número de fontes, receptores ou transdutores dispostos simetricamente, radialmente e em ângulos determinados em torno do perfil do corpo da ferramenta (50) e, de acordo com uma orientação angular (57) em relação ao eixo horizontal da ferramenta, para permitir uma condição de profundidade de investigação mostrada na Figura 4. Os referidos receptores e transdutores angulares tomam as medidas sonoras que estendem atrás da broca de perfuração (60) e também em formações vizinhas (70) e à frente do poço (110, 120 e 130).

[0089] Uma configuração exemplificativa da invenção em conformidade com o seu objeto especificado é mostrada na Figura 5.

[0090] A Figura 6 é uma secção diagramática transversal através de uma ferramenta de sensoriamento frontal em conformidade com a invenção, similar à mostrada na Figura 5, mas tendo uma rotação orientável (62) ou outro elemento de contato de parede (69) na extremidade até à direita. Igualmente, tal parede de dentro do poço entre em contato com talvez um alargador de rolo, um alargador sob expansão, um dispositivo de contenção da pressão;

[0091] A Figura 7 ilustra esquematicamente os elementos acima mencionados da ferramenta (50), juntamente com uma secção do estabilizador (61) em uma vista em corte transversal através de uma ferramenta de sensoriamento frontal em conformidade com a invenção similar à mostrada na Figura 5, mas tendo um estabilizador adicional ou secção de proteção (61) na extremidade de fundo do poço principal;

[0092] À medida que a fonte acústica, o receptor ou um transdutor está alojado em um elemento perfilado (58), é definido um ângulo ótimo que pode ser tanto 89,5° graus ou tão baixo como 0,5° grau (57), como indicado nas Figuras 5, 6, 7 e 8, a ferramenta incorpora uma fonte acústica (51) e o receptor acústico (52). O desempenho da ferramenta é verificado usando um microprocessador, mostrado na localização (55), o qual compara os dados da fonte do receptor ou um transdutor (51,52,53), com uma trajetória do poço pré-programado, assim, detecta formações e características de formação. A ferramenta também é programada e automatizada para conduzir o diagnóstico, de acordo com um circuito lógico ou programa de diagnóstico armazenados no processador (55), a fim de assegurar que o poço seja colocado de forma ideal. Uma vez que as medidas corretivas foram tomadas, e se a ferra-5 menta indica que a trajetória planejada não é a ideal à luz do sensoriamento frontal de dados, um sinal de alerta é enviado via transponder (64) e pulsador de lama (64) para a plataforma de superfície (10) ou a um operador remoto, de modo que a ação de controle azimutal ou inclinação BHA (40) possa ser tomada. Um módulo de memória (não mostrado) associado com o processador (55) pode armazenar informação acústica que pode ser baixada na superfície quando a ferramenta é recuperada, ou enviada para a superfície por telemetria através de um transponder (64) e pulsador de lama (64a) ou por outros meios de comunicação. Um meio de alimentar a fonte e os receptores ou transdutores é mostrado por (54).

[0093] A ferramenta é provida de uma ligação interna para um sistema de comunicação que pode ser um sistema de telemetria de pulso de lama (64) que também serve para monitorar os dados de tempo real da formação e características. Uma ou mais fontes, receptores ou transdutores (51, 52, 53) estão espaçados dentro do perfil do corpo da ferramenta (58), a fim de emitir uma série de ondas sonoras durante um dado período de tempo que são refletidas de volta pelo poço próximo (40) ou pela formação distante (110, 120, 130) no caso de uma formação cavernosa e apanhado pelos receptores de reflexão acústica ou transdutores (52,53). O microprocessador (55) estabelece as formações (110, 120, 130) e as características de formação (160) através de uma série de cálculos derivados de assinaturas de velocidade acústica e compara esta à trajetória do poço pré-programado ou desejado. Se as duas medidas corresponderem a determinadas tolerâncias definida pelo usuário continua a ferramenta a totalizar a profundidade da secção do poço. Se os dados de formação não coincidirem, o circuito lógico determina uma série de etapas de diagnóstico, os quais são discutidos em relação à Figura 9 abaixo.

[0094] Conforme ainda mostrado na Figura 5, um rasgo de chaveta (56) fornece um canal para a fiação (56) a partir dos receptores acústicos ou transdutores (51,52,53) para o processador (55), e também a um transponder (64), que pode ser ligado a um gerador de impulsos de lama (64a). A fiação é utilizada para transmitir dados de avaliação de formação recuperados pelos receptores acústicos ou transdutores (51, 52, 53) como características de formação do poço (110, 120, 130, 160) a partir dos receptores ou transdutores (52,53) para o processador (55) e transponder (64) e pulsador de lama (64a). O rasgo de chaveta pode ser selado e preenchido com um meio para absorver a vibração e manter os fios em posição, tais como gel de silicone ou graxa (não mostrado).

[0095] O transponder (64) converte os dados do microprocessador (55) de modo que ele possa ser transmitido para a superfície (10) e possa estar conectado ao pulsador de lama (64a), o qual transmite os dados à superfície utilizando uma série de códigos binários em uma dada frequência usando fluido de perfuração, como meio de pulsação lama. Outros meios de transferência de dados podem ser usados como a transmissão sem fio, pequenos saltos por radiofrequência para pulsador de lama adicional ou pulsos eletromagnéticos.

[0096] A Figura 7 mostra uma configuração alternativa com um perfil de estabilização ou de proteção (61) e mostra um eixo axial central, através da passagem (59) para o fluxo de fluido de perfuração (não mostrado) através do conjunto de fundo de poço (40).

[0097] Meios de fonte acústica do receptor, ou um transdutor (51, 52) ou transdutor integrado (53), são tipicamente alojados no interior do alojamento (53a) no corpo de ferramenta (50) em um elemento perfilado (58) em uma disposição angular para fora de 9 (57).

[0098] O alojamento do transdutor (53) pode também ser convenientemente adaptado e tratado para o uso de outros tipos de sensores, especialmente, sensores eletromagnéticos para estabelecer resistividade de fluidos na formação à frente da broca de perfuração (60). Em tal caso, alimentação, comunicação e processamento de dados podem ser otimizados para se adequar as aplicações de resistividade.

[0099] O corpo da ferramenta (50) é um tubo cilíndrico de aço de grau elevado adaptado para formar parte de composição de fundo (BHA) 40. As Figuras 5, 6 e 7 mostram uma vista lateral esquemática do corpo da ferramenta (50) em modalidades com uma ferramenta independente (Figura 5, 50), a ferramenta de sensoriamento frontal configurada com um orientável rotativo (Figura 6, 50, 62) e uma ferramenta adicional (Figura 7 50, 61) configurada com um elemento de estabilização ou de proteção. Na Figura 5, na extremidade de leitura de dentro do poço há conexão de pino (63) para uma broca de perfuração, no centro está uma seção perfilada (58) de fontes de alojamento, receptores ou transdutores (51, 52, 53) e as funções de controle (55). Na Figura 6, uma secção posterior (62) na extremidade até o poço, com inclinação e os membros de controle de direção (69), está ligado à ferramenta ou a BHA (40). Na Figura 7, em ambas, as extremidades da ferramenta (50) um estabilizador (61) pode ser colocado para estabilizar a ferramenta durante a perfuração. Fontes, receptores e transdutores podem ser construídos e alojados integralmente e geralmente designados como (51, 52,53), exceto que os números adicionais de receptores possam adicionalmente ser colocados em torno da fonte para formar uma zona de detecção (Figura 4, 50). Na modalidade de uma capacidade eletromagnética adicional, as fontes e os receptores ou transdutores geralmente designados como acústicos podem ser construídos e estão alojados integralmente para enviar e receber dados eletromagnéticos. Em todas as modalidades que haja, pelo menos, uma superfície que é difícil enfrentar ou revestir com um material resistente à abrasão rígida. Os meios para prender o corpo da ferramenta a uma broca de perfuração de broca compreende um fio de rosca do pino (não mostrado) fornecido no corpo da ferramenta, que é engatável com uma caixa de broca de perfuração (não mostrado).

[00100] Nesta configuração alternativa, a ferramenta está configurada, para além de capacidade de investigação, com o corpo da ferramenta de estabilização incorporando rígidos blocos cortador virados para atuar como um estabilizador. Os atos que enfrentam duras para evitar a abrasão de corte durante a perfuração. Isto elimina alguns dos problemas associados com a perda de controle direcional devido a um estabilizador sob medida próximo à broca de perfuração diretamente por trás da broca de perfuração.

[00101] O estabilizador pode ser direta ou indiretamente acima ou abaixo da secção central de detecção e pode ser com ou sem fio em conformidade de modo a assegurar o pulsador-lama (64a) que possa transmitir dados para a superfície (10). A ferramenta pode ser fornecida com um pulsador lama, como uma ferramenta autônoma ou o gerador de impulsos de lama em si pode ser fornecida por um terceiro como seria o caso quando uma suíte de medição durante a perfuração ou perfilagem durante a perfuração adequada de ferramentas está localizado na BHA abaixo da invenção. A configuração de fiação da ferramenta pode ser alterada para atender tal pedido.

[00102] A Figura 8a corresponde à Figura 8, em que uma pluralidade de fontes, os receptores ou transdutores estão alojados no corpo da ferramenta disse. A Figura 8b corresponde à Figura 8, tal como uma modalidade alternativa, em que a zona em torno do alojamento pode ser tratada para ativamente receber pulsos de eco que o tornem uma zona de detecção, a qual permite a um método de avaliação de formação, que utiliza a zona tratada para ativamente enviar ou receber impulsos de eco.

[00103] Como mostrado nas Figuras 4, 5, 6, 7, 8 e 9, o exemplo ilustrado de uma ferramenta de acordo com a invenção é uma ferramenta de avaliação do sensoriamento frontal da formação que utiliza um microprocessador (55) e meios eletrônicos para determinar uma 5 melhor trajetória do peço. Fontes, receptores e meios de transdução determinar as características de formação de reais (110, 120, 130, 160) e envia sinais correspondentes de volta para o processador (55).

[00104] Conforme requerido, as fontes, os receptores e os transdutores (51, 52, 53) podem ser protegidos e alojados (53) em uma pluralidade de orientações angulares para frente (57) dirigidas para fora de um corpo de ferramenta perfilada (58) e em todos os momentos antes da broca de perfuração (60) e determinado como uma orientação ideal com base na formação e considerações de componentes BHA. As fontes, receptores ou transdutores podem ser recebidos dentro do perfil de alojamento do corpo da ferramenta numa caixa de reentrância do receptor de origem, ou um transdutor (53) que também é adequadamente protegido de desgaste por abrasão e danos por meio de, pelo menos, um revestimento de proteção ou de cobertura. O revestimento de proteção de aço pode ser com um revestimento de HVOF, carboneto de tungstênio, níquel-boro, titânio, epóxi, Kevlar ou outra proteção adequada para os requisitos. O sensor pode também ser fornecido com um material de amortecimento ou mecanismo, tais como gel de silicone ou uma mola (não mostrado).

[00105] A fonte e o receptor ou transdutor pode, então, ser provido de meios (54) para a condução dos impulsos sonoros e receber os ecos a partir da formação distante (110, 120, 130, 160), perto da formação ou poço (80). Os meios de controle de microprocessador (55) pode ser convenientemente adaptados para receber os dados de formação a partir dos sensores (51, 52) e para controlar a frequência em resposta ao mesmo. Um procedimento comutação pode ser convenientemente incorporado para descartar uma variedade de frequências de ruído de fundo ou por meio do estabelecimento de uma medição de referência máxima e envolvente com tal máxima ou por meio do estabelecimento de qualquer outra assinatura de velocidade acústico.

[00106] A Figura 10 mostra uma modalidade alternativa em que o aparelho compreende, pelo menos, três dos dois corpos e, pelo menos, um corpo de ferramenta é configurado com fontes e receptores (51, 52) que são utilizados em associação com uma broca de perfuração (60) que tem uma fonte, receptor ou um transdutor para enviar ou receber ondas acústicas através da formação à frente da própria broca de perfuração a ser também recebido por um dos referidos corpos de ferramentas. Isto permite uma maior flexibilidade de colocação e menores ângulos de investigação para e a partir das formações à frente da broca pode ser sondado e esses dados podem ser processados pelo microprocessador e as comunicações dentro do referido corpo da ferramenta.

[00107] A Figura 11 corresponde à Figura 10 e mostra o referido aparelho, no qual um corpo de ferramenta secundária com fontes e receptores (Figura 4, 50) é utilizado em associação com uma broca de perfuração que tem uma fonte, receptor ou um transdutor para enviar ondas acústicas através da formação à frente da própria broca de perfuração. Este corpo de ferramenta secundário foi colocado mais para trás a partir da broca de perfuração permitindo extensa investigação. Pode ser visto a partir destas modalidades que muitas configurações são possíveis e permanecem dentro do propósito e escopo da invenção, o qual é para todos os momentos um sensoriamento frontal da broca de perfuração e obter dados sobre formações ou características da formação antes da broca de perfuração tenha penetrado a dita formações.

[00108] Compensação de pressão pode ser fornecida para lidar com as variações de pressão dentro do poço em comparação com as condições de atmosféricas da superfície em que a ativação é oposta por uma fonte de pressão externa. Esta pode compreender uma porta de uma fonte de fluido de perfuração para uma câmara adequadamente ligada à área dentro da ferramenta requerendo compensação de pressão (não mostrado).

[00109] O sistema pode compreender um meio de microprocessador para os dados de controle de formação de avaliação e as posições relativas de estruturas de formação em que o meio de microprocessador pode incluir um meio de automaticamente antecipar qualquer formação ou detecção de uma característica de uma formação ou detecção de uma alteração na característica de uma formação, assim, guiando o sistema de controle direcional para assegurar a trajetória ideal e colocação do poço.

[00110] A ferramenta compreende normalmente uma pluralidade de fontes e receptores dispostos simetricamente em torno da ferramenta e dispostos exteriormente em orientações angulares. A fonte e o receptor podem ser configurados como um transdutor integrante ou separados como uma fonte e vários receptores conhecidos como uma “zona de detecção”. Dois transdutores poderiam estar em lados opostos da ferramenta, três transdutores poderiam estar separados por 120 graus, quatro por 90 graus, e seis por 60 graus. Um número de corpos de ferramenta alojando a referida fonte e os receptores podem ser configurados de uma pluralidade de combinações com o objetivo de garantir a zona de investigação pulsada e a zona de captação de eco sejam otimizadas. Em operação, a ferramenta de sensoriamento frontal é tipicamente girada em coluna de perfuração, bem como sendo movida axialmente ao longo do poço.

[00111] Em conformidade com um aspecto particularmente preferido da invenção, o transdutor ou fonte e matriz receptora é fornecido com um rasgo de chaveta interno para orientar energia de uma fonte de dentro da ferramenta e fornecer comunicações para e do receptor do sensor. A fonte de energia pode ser uma bateria dentro da ferramenta ou dentro de outro suporte para a ferramenta adequadamente adaptada para o efeito. As comunicações podem ser um processador no interior da ferramenta, ou na superfície ou outro suporte para a ferramenta adequadamente adaptada para o efeito. Alternativa ou adicionalmente, a fonte e o corpo do receptor ou transdutor ou ferramenta pode ser provido com um meio de comunicação sem fio para um processador interno ou externo. Em cada caso, as comunicações bidirecionais fornecem a transmissão de dados, o refinamento operacional e a captura de dados.

[00112] A fim de manter a fonte de receptor ou um transdutor limpo e impedir a acumulação de detritos de entupimento da operação de perfuração, o alojamento do sensor pode ser proporcionado com um revestimento especializado para minimizar a residência ou remover o material completamente.

[00113] Em um aspecto preferido a presente invenção incorpora um meio de som otimamente orientado e espaçado com base de avaliação da formação, o qual é praticamente aplicável e pode ser de ultrassons.

[00114] Em outro aspecto da presente invenção, alojamentos para outros tipos de sensores são fornecidos dentro do perfil que oferece uma localização robusta e ideal. Isto não tem sido possível com as ferramentas anteriores, devido às suas limitações inerentes de concepção que se baseiam em orientações que são laterais, ortogonais ou perpendiculares ao eixo da ferramenta.

[00115] A ferramenta pode ainda compreender meios de comunicação de dados de telemetria dentro do poço e sinais de controle entre a ferramenta e uma interface de superfície, que pode, entre outras funções, controlar a coluna de perfuração durante a operação de avaliação da formação.

[00116] Em outro aspecto, a invenção proporciona um método de operação de uma ferramenta de perfilagem para investigar uma formação ou parâmetro de interesse à frente de uma broca de perfuração ou ferramenta direcional ou semelhante, para guiar e otimamente colocar um poço de perfuração, o qual compreende a localização de uma ferramenta, de acordo com a invenção em um poço sobre um suporte por trás de uma broca de perfuração, ativando a fonte ou receptores ou transdutores de emitir e receber ondas sonoras em conformidade a partir da formação e estabelecer os dados sobre formações e características das mesmas, a sua distância relativa, azimute e tamanho da ferramenta numa modalidade preferida de um alojamento de ferramenta de aço perfilado, girando a ferramenta rotativa e movendo-se axialmente ao longo do poço na coluna de ou outro suporte, investigando a formação pelo sensor acústico ou receptor ou transdutor, e continuando a investigação a velocidade acústica até uma colocação ideal do poço.

[00117] Para os técnicos versados no assunto, sabe-se que a estrutura da superfície de cabeça de poço (10) inclui um sistema de controle e de comunicações tendo uma interface para comunicação com a instrumentação de telemetria do poço incluindo um transponder e um decodificador que descodifica os dados e podem estar ligados diretamente ao usuário ou terminal perfurador. Os dados descodificados podem ser ainda também transmitidos por satélite ou outros meios, para um usuário remoto ou um centro de operações remoto por meio de uma ligação de telecomunicação. Este sistema de controle de superfície permite a comunicação completa de e para a ligação de baixo e ligação de cima com a invenção.

[00118] Como notado acima, a invenção proporciona um método de operação de uma ferramenta automaticamente direcional, de acordo com um processador, que detecta as diferenças entre as medições programada e real, utilizando os dados adquiridos a partir da frente da broca de perfuração.

[00119] É reconhecido que a ferramenta pode ser programada pelo técnico versado no assunto para cobrir muitos outros cenários.

[00120] Os técnicos versados no assunto terão em consideração que os exemplos da invenção dados pelas modalidades específicas ilustradas e descritas mostram uma nova ferramenta de sensoriamento frontal e sistema e método para avaliação de formação antes da broca, com numerosas variações sendo possíveis. Estas modalidades não se destinam a ser limitativas com respeito ao escopo da invenção. Substituições, alterações e modificações não limitadas às variações sugeridas no presente documento podem ser feitas nas modalidades divulgadas mantendo-se dentro do escopo da invenção.

Claims

1. Aparelho de Sensoriamento Frontal, (50), com meios para a fixação de um corpo de ferramenta direta ou indiretamente a uma broca (10) de perfuração ou suporte, pelo que ele pode ser girado e movido axialmente ao longo de uma passagem (20) compreendendo pelo menos um corpo de ferramenta, caracterizado pelo fato de que compreende: i. pelo menos um elemento perfilado (58), alojando pelo menos uma fonte e um receptor acústico ou transdutor integrado (51, 52, 53) disposto para fora em direção à extremidade dentro do poço do referido corpo da ferramenta e se projetando para a frente em um ângulo (cp) de pelo menos 0,25° ou tanto quanto 89,75° em relação ao eixo longitudinal da ferramenta adaptado para transmitir som e receber velocidades de assinatura acústica de uma formação ou de uma característica de uma formação; ii. pelo menos um microprocessador para processar as referidas velocidades de assinatura acústica usando a referida fonte, sendo o referido receptor e o referido transdutor para aumentar a recuperação de hidrocarbonetos através da otimização da trajetória do furo de poço com base em dados de formação adquiridos pela referida fonte acústica e referido receptor ou referido transdutor antes, durante ou depois de uma operação de perfuração ocorrer, mas em todos os momentos antes de uma formação ou característica de formação ter sido penetrada pela broca de perfuração.

2. Aparelho de Sensoriamento Frontal, (50), de acordo com a Reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que a referida fonte acústica e o referido receptor ou o referido transdutor integrado são recebidos no interior do referido elemento perfilado no referido corpo de ferramenta em um alojamento (53) tendo uma boca aberta e adequadamente protegido no mesmo.

3. Aparelho de Sensoriamento Frontal, (50), de acordo com qualquer uma das Reivindicações anteriores, caracterizado pelo fato de que a referida fonte, o referido receptor ou o referido transdutor podem ser fornecidos com uma superfície que é côncava (52a) ou convexa (52b) ou planar (52c).

4. Aparelho de Sensoriamento Frontal, (50), de acordo com a Reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que uma fonte de eletromagnética e receptor ou transdutor integrado são providos de meios para enviar e receber dados eletromagnéticos de e para a formação à frente de uma broca de perfuração e processados pelo referido microprocessador.

5. Aparelho de Sensoriamento Frontal, (50), de acordo com qualquer uma das Reivindicações anteriores, caracterizado pelo fato de que o referido corpo de ferramenta é configurado com um sistema rotativo orientável (Figura 5, 62) com um elemento de contato de parede (69) no deslocamento furo acima ou levando à extremidade dentro do poço ou um alargador de rolo, um alargador expansível, um dispositivo de contenção de pressão ou um dispositivo de medição.

6. Aparelho de Sensoriamento Frontal, (50), de acordo com qualquer uma das Reivindicações de 1 a 5, caracterizado pelo fato de que compreende pelo menos um dentre os referidos elementos perfilados alojando a referida fonte e o referido receptor ou o referido transdutor, em posições separadas longitudinalmente ao longo do referido corpo de ferramenta, um primeiro referido corpo de ferramenta adaptado para investigar uma formação à frente da broca de perfuração e um segundo corpo de ferramenta referido adaptado para estabilizar a ferramenta durante a perfuração.

7. Aparelho de Sensoriamento Frontal, (50), de acordo com qualquer uma das Reivindicações de 1 a 6, caracterizado pelo fato de que compreende pelo menos um dos referidos elementos perfilados que aloja a referida fonte e o referido receptor ou o referido transdutor, em posições separadas longitudinalmente ao longo do referido corpo de ferramenta, sendo um primeiro referido corpo de ferramenta adaptado para estabilizar a ferramenta durante a perfuração e um segundo corpo de ferramenta referido adaptado para investigar uma formação à frente da broca de perfuração.

8. Aparelho de Sensoriamento Frontal, (50), de acordo com qualquer uma das Reivindicações anteriores, caracterizado pelo fato de que compreende meios de controle de microprocessador (55) adaptados para receber dados sobre a formação ou características da formação com base em velocidades de assinatura acústica reconhecidas pelos referidos receptores (52) ou referidos transdutores, detectar uma formação ou característica de formação e controlar uma ferramenta direcional em resposta a dados acústicos adquiridos a fim de maximizar a metragem de furo de poço perfurada em zonas de reservatório produtivas.

9. Aparelho de Sensoriamento Frontal, (50), de acordo com qualquer uma das Reivindicações anteriores, caracterizado pelo fato de que o referido corpo de ferramenta está provido de um rasgo de chaveta interno (56) levando a uma fonte de energia ou de comunicações dentro ou fora da ferramenta e é capaz de enviar um sinal de alerta para um usuário ou onde o referido elemento perfilado é disposto na tubulação de perfuração e usado para observar à frente de uma formação ou observar uma característica de uma formação.

10. Aparelho de Sensoriamento Frontal, (50), de acordo com a Reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que é disposto com uma pluralidade das referidas fontes, sendo referidos receptores ou referidos transdutores dirigidos para fora do referido corpo de ferramenta ou separadamente alojados e colocados ao longo da coluna de perfuração em corpos de ferramentas separados com BHA longitudinal ou espaçamentos de furo de poço para formar uma zona de detecção para capturar velocidades de assinatura acústicas ou onde ou fonte acústica ou receptor ou meios transdutores (52) são alojados numa superfície de broca de perfuração ou utilizados em associação com uma broca de perfuração para observar à frente e avaliar uma formação ainda não perfurada.

11. Aparelho de Sensoriamento Frontal, (50), de acordo com qualquer uma das Reivindicações anteriores, caracterizado pelo fato de que compreende ainda meios de comunicação para comunicar os referidos dados acústicos ou sinais eletromagnéticos e de controle entre a referida ferramenta e o referido aparelho e um decodificador de superfície e uma interface de usuário em tempo real, de modo a otimizar o desempenho.

12. Aparelho de Sensoriamento Frontal, (50), de acordo com as Reivindicações 1 e 11, caracterizado pelo fato de que os meios para fixar o corpo de ferramenta a um suporte compreendem uma rosca de parafuso fornecida no corpo de ferramenta que é adaptada para engatar com uma broca de perfuração, o sistema de controle direcional, o colar de perfuração (30) ou o comprimento estendido de tubulação espiralada (15) ou o corpo de ferramenta é incluído em composição de fundo que compreende uma broca de perfuração (60) ou utilizado no transporte ou colocação ideal de um sistema de perfuração, completação ou produção (não mostrado).

13. Método Automatizado de Operação de Ferramenta de Sensoriamento Frontal, para colocar otimamente um furo de poço ou uma tela tubular ou de areia ou sistema ou dispositivo de perfuração, completação ou produção semelhante com base em dados de formação adquiridos, caracterizado pelo fato de que compreende a localização de uma ferramenta ou aparelho, conforme definidos em qualquer uma das Reivindicações anteriores, em um poço, em uma broca de perfuração ou suporte em um furo de poço, a ativação da fonte acústica ou do receptor ou transdutor para enviar e receber dados de formação, a rotação da ferramenta ou do aparelho e a movimentação deles axialmente ao longo do poço na broca de perfuração ou suporte, o recebimento de dados por meio do receptor e a continuação da avaliação da formação até que uma colocação no furo de poço ideal seja alcançada usando programação lógica para diagnosticar e corrigir erros comuns ou falhas.

14. Método de Avaliação de Formação, que usa aparelho conforme definido em qualquer uma das Reivindicações anteriores, caracterizado pelo fato de que é provido de um meio de microprocessador de circuito fechado para detectar uma formação, detectando uma característica da formação comparando esta com uma trajetória do furo de poço pré-programada e automaticamente alertando um operador ou mudando a condição de um sistema de controle direcional em resposta ao mesmo (62) e em que a ferramenta ou o aparelho é suportado em uma broca de perfuração e coluna de perfuração (40) e uma interface de superfície controla e permuta os dados com a coluna de perfuração e qualquer um de seus componentes durante a operação de avaliação de formação de acordo com um programa para liberar uma colocação de furo de poço desejada; e/ou pelo fato de que as referidas fontes e os referidos receptores ou os referidos transdutores são otimamente sintonizados e controlados pelos meios do microprocessador para que ruído indesejável deixe de interferir com a avaliação da formação.

15. Método de Avaliação de Formação de Sensoriamento Frontal, que utiliza o referido aparelho conforme definido em qualquer uma das Reivindicações de 1 a 14, caracterizado pelo fato de que a referida ferramenta ou o referido aparelho proporciona avaliação imediata de uma formação a ser perfurada ou as características de uma formação ainda a ser perfurada e, se a referida ferramenta ou o referido aparelho detectar uma característica de uma formação ou uma mudança em uma característica de interesse, calcula automaticamente e corrige para uma trajetória ideal de poço e repete a avaliação até tal resultado ideal de trajetória de poço seja alcançado em tempo real pelo fato de que as referidas fontes e os referidos receptores ou os referidos transdutores são otimamente sintonizados e controlados pelos meios do microprocessador para que ruído indesejável deixe de interferir com a avaliação da formação.

16. Método de Avaliação de Formação de Sensoriamento Frontal, de acordo com a Reivindicação 15, caracterizado pelo fato de que são detectadas formações como tipos de rochas, formações de terra ou litologias com uma característica de interesse, destinadas a incluir, mas, sem limitação, a detecção da porosidade ou uma mudança na porosidade, a detecção da permeabilidade ou uma mudança de permeabilidade, uma zona de petróleo, uma zona de gás, uma zona de água, uma fratura, uma falha, um mergulho, um leito, uma formação vugular, um anticlinal, um sinclinal e uma trapa.

17. Método de Controle de Poço, otimizado, que utiliza a referida ferramenta ou o referido aparelho conforme definido em qualquer uma das Reivindicações de 1 a 14, caracterizado pelo fato de que é para detectar uma zona altamente pressurizada e antecipar um kick ou fluxo antes dele entrar no furo de poço.