BR112015010634B1

BR112015010634B1 - Aparelho e método para estimativa de propriedade de formação terrestre

Info

Publication number: BR112015010634B1
Application number: BR112015010634-0A
Authority: BR
Inventors: Francisco Galvan- Sanchez; Olufemi A. Adegbola; Chris Morgan; Gigi Zhang; Matthias Meister
Original assignee: Baker Hughes Incorporated
Priority date: 2012-11-14
Filing date: 2013-11-08
Publication date: 2022-01-11
Also published as: US9359891B2; GB2524410B; US20140131033A1; BR112015010634A2; BR112015010634A8; NO346936B1; GB201510161D0; GB2524410A; WO2014078192A1; NO20150434A1

Abstract

APARELHO E MÉTODO PARA ESTIMATIVA DE PROPRIEDADE DE FORMAÇÃO TERRESTRE. A presente invenção refere-se a um aparelho para estimar uma propriedade de uma formação terrestre que inclui um portador (5) configurado para ser transportado através de um poço penetrando a formação e uma única sonda (17) configurada para ser estendida a partir do portador (5) e para vedar com uma parede do poço. O aparelho inclui adicionalmente um sensor de análise de fluido (14) disposto no portador (5) e configurado para detectar uma propriedade de uma amostra de fluido de formação extraída da formação pela sonda (17). Um dispositivo de formação de núcleo é disposto no portador (5) e configurado para estender para dentro da sonda (17), para perfurar a parede do poço, e para extrair uma amostra de núcleo. Um sensor de análise de amostra de núcleo é disposto no portador (5) e configurado para detectar uma propriedade da amostra de núcleo. Um processador (12) é configurado para receber os dados do sensor de análise de fluido (14) e sensor de análise de amostra de núcleo e para estimar a propriedade utilizando os dados.

Description

Referência Cruzada a Pedidos Relacionados

[001] Esse pedido reivindica os benefícios do pedido U.S. No. 13/676.225, depositado em 14 de novembro de 2012, que é incorporado aqui por referência em sua totalidade.

Antecedentes

[002] As formações terrestres podem ser utilizadas para muitas finalidades tal como produção de hidrocarboneto, produção geotérmica e sequestro de dióxido de carbono. A perfuração de poços em formações terrestres a fim de se obter acesso pode ser muito cara. Portanto, é importante se utilizar de forma eficiente os recursos existentes e se caracterizar corretamente as formações antes de se comprometer mais recursos.

[003] Uma técnica utilizada para a caracterização de uma formação é o transporte de uma ferramenta de arquivamento através de um poço que penetra a formação. A ferramenta de arquivamento é projetada para realizar medições na formação a partir de dentro do poço utilizando um ou mais sensores dispostos na ferramenta de arquivamento. Pode haver limites na precisão das propriedades determinadas a partir dos dados desses sensores devido ao sensor remoto de dentro da ferramenta. Dessa forma, seria bem recebido na indústria de perfuração se as ferramentas de caracterização de poço pudessem ser aperfeiçoadas.

Breve Sumário

[004] É descrito um aparelho para estimativa de uma propriedade de uma formação terrestre. O aparelho inclui: um portador configurado para ser portado através de um poço penetrando a formação; uma única sonda configurada para ser estendida a partir do portador e para vedar com uma parede do poço; um sensor de análise de fluido disposto no portador e configurado para perceber uma propriedade de uma amostra de fluido da formação extraída da formação pela sonda; um dispositivo de formação de núcleo disposto no portador e configurado para se estender para dentro da sonda, para perfurar dentro da parede do poço, e para extrair uma amostra de núcleo; um sensor de análise de amostra de núcleo disposto no portador e configurado para perceber uma propriedade da amostra de núcleo, e um processador configurado para receber dados do sensor de análise de fluido e do sensor de análise de amostra de núcleo e estimar a propriedade utilizando os dados.

[005] Além disso, é descrito um método para estimativa de uma propriedade de uma formação terrestre. O método inclui o transporte de um portador através de um poço penetrando a formação terrestre; estendendo uma única sonda a partir do portador para uma parede do poço e vedando a parede do poço; extraindo uma amostra de fluido de formação através da sonda; analisando a amostra de fluido utilizando um sensor de análise de fluido disposto no portador; extraindo uma amostra de núcleo da formação terrestre através da sonda utilizando um dispositivo de formação de núcleo; analisando a amostra de núcleo utilizando um sensor de análise de amostra de núcleo disposto no portador; e estimando a propriedade utilizando um processador que recebe dados do sensor de análise de fluido e sensor de análise de amostra de núcleo.

Breve Descrição dos Desenhos

[006] As descrições a seguir não devem ser consideradas limitadoras de forma alguma. Com referência aos desenhos em anexo, elementos similares são numerados de forma similar:

[007] A FIGURA 1 ilustra uma modalidade ilustrativa de uma ferramenta de perfuração disposta em um poço penetrando uma forma- ção terrestre;

[008] A FIGURA 2 apresenta aspectos da parte de análise de fluido de um módulo de análise de formação incluído na ferramenta de perfuração;

[009] A FIGURA 3 apresenta aspectos de uma parte de análise de amostra de núcleo do módulo de análise de formação; e

[0010] A FIGURA 4 é um fluxograma de um método para estimativa de uma propriedade de uma formação terrestre.

Descrição Detalhada

[0011] Uma descrição detalhada de uma ou mais modalidades do aparelho e métodos descritos apresentados aqui por meio de exemplificação e não de imitação com referência às figuras.

[0012] São descritos um aparelho e método para caracterizar uma formação terrestre. O aparelho e método se referem à utilização de uma ferramenta de poço ou sistema possuindo sensores para medir propriedades da formação. Quando determinadas características são indicadas pelas medições, então um fluido de formação e uma amostra de núcleo são extraídos. As amostras extraídas são analisadas no poço e armazenadas para análise laboratorial depois que a ferramenta de poço é removida do poço. Exemplos não limitadores de propriedades medidas e/ou determinadas pela ferramenta incluem composição química, densidade, viscosidade, impedância acústica, e resistividade elétrica.

[0013] A FIGURA 1 ilustra uma vista transversal de uma modalidade ilustrativa de um sistema para estimar uma propriedade de uma formação terrestre. Um conjunto de fundo de poço (BHA) 10 é disposto em um poço 2 penetrando na terra 3, que inclui uma formação terrestre 4. A formação terrestre 4 representa qualquer material de subsu- perfície de interesse que deve ser caracterizado. O BHA 10, que pode se referido como uma ferramenta de poço 10, inclui módulos, dispositi- vos e componentes que são utilizados para caracterizar ou estimar uma propriedade da formação 4.

[0014] BHA 10 é transportado através do poço por um portador 5. Na modalidade da FIGURA 1, o portador 5 é um cordão de perfuração 6 (ou tubular de perfuração) em uma modalidade referida como arquivamento durante perfuração (LWD) ou medição durante perfuração (MWD). Uma broca de perfuração é disposta em uma extremidade distal do cordão de perfuração 6. Uma armação de perfuração 8 é configurada para conduzir as operações de perfuração tal como a rotação do cordão de perfuração 6 e, dessa forma, a broca de perfuração 7 a fim de perfurar o poço 2. Adicionalmente, a armação de perfuração é configurada para bombear fluido de perfuração através do cordão de perfuração 6 a fim de lubrificar a broca de perfuração 7 e cortes nivelados do poço 2. Partes eletrônicas de poço 9 podem ser configuradas para operar os módulos, dispositivos e componentes de BHA 10, processar os dados obtidos no poço, ou fornecer uma interface com telemetria 11 para comunicação com um sistema de processamento de computador 12 disposto na superfície da terra 3. Modalidades não limitadoras da telemetria 11 incluem telemetria de pulso de lama e tubo de perfuração com fio. A telemetria 11 é configurada para comunicar informação, dados ou comandos entre os módulos, dispositivos e componentes de BHA 10 e o sistema de processamento de computador 12. As operações de operação, controle ou processamento podem ser realizadas pelas partes eletrônicas de poço 9, o sistema de processamento de computador 12, ou uma combinação de dois. Enquanto os módulos, dispositivos e componentes de BHA 10 são ilustrados em BHA 10, também podem ser dispostos em outros locais ao longo do portador 5.

[0015] Na modalidade da FIGURA 1, BHA 10 inclui um módulo de energia 13, um módulo de sensor 14, um módulo de extração e análise de amostra de fluido 15, e um módulo de extração e análise de amostra de núcleo 16. O módulo de energia 13 é configurado para suprir energia, tal como energia elétrica ou hidráulica, para o BHA 10. O modulo de extração e análise de fluido 15 é configurado para extrair uma amostra de fluido a partir da formação 4 e analisar e/ou armazenar a amostra para análise futura. Adicionalmente, o módulo 15 também pode ser configurado para medir a pressão de formação 4. O módulo de extração e análise de núcleo 16 é configurado para extrair uma amostra de núcleo da formação 4 e analisar e/ou armazenar a amostra de núcleo para análise futura. Ambos o módulo de extração e análise de fluido 15 e módulo de extração e análise de núcleo 16 utilizam uma única sonda comum 17 que é configurada para estender a partir de BHA 10 e vedar contra uma parede do poço 2. A sonda também pode incluir uma parte de vedação 18 que é deformável para auxiliar na vedação contra a parede do poço. A parte de vedação 18 impede que o fluido anular contamine as amostras de fluido e núcleo. Ambas as amostras de fluido e as amostras de núcleo são obtidas através da sonda 17. BHA 10 também inclui uma braçadeira 19 configurada para se estender a partir de BHA 10 e fornecer suporte suficiente para a sonda 17 para vedar contra a parede do poço.

[0016] Em uma ou mais modalidades, o módulo de energia 13 inclui uma turbina e gerador elétrico onde a turbina interage com o fluxo de fluido de perfuração no cordão de perfuração 6 para girar o gerador elétrico para gerar energia elétrica. Em uma ou mais modalidades, o módulo de energia 13 inclui uma turbina e gerador hidráulico onde a turbina interage com o fluxo de fluido de perfuração no cordão de perfuração 6 para girar o gerador hidráulico para gerar energia hidráulica.

[0017] O módulo de sensor 14 inclui um ou mais sensores 50. Os sensores 50 são configurados para perceber ou medir uma propriedade da formação 4 a partir de dentro de BHA 10. Os dados desses sen sores podem ser transmitidos continuamente para um operador ou analista de petróleo para análise na superfície utilizando a telemetria 11. Modalidades não limitadoras dos sensores 50 incluem um sensor de pressão, um sensor de temperatura, um gravímetro (que pode ser utilizado para determinar a profundidade vertical verdadeira ou propriedades de formação), um detector de radiação, uma fonte de nêutron a ser utilizada em conjunto com o detector de radiação, um sensor de ressonância magnética nuclear, um sensor acústico, e um sensor de resistividade elétrica.

[0018] Referência pode agora ser feita à FIGURA 2, que apresenta os aspectos do módulo de extração e análise de amostra de fluido (FSEAM) 15 e a sonda 17 em uma vista transversal. Um acionador linear 20 é configurado para aplicar uma força à sonda 17 para fazer com que a sonda 17 se estenda a partir de BHA 10. O acionador linear 20 pode incluir um sensor de força 21 que é configurado para medir a força ou pressão exercida pela sonda 17 contra a parede do poço. O sensor de força 21 pode registrar um sinal para um controlador, tal como pode ser incluído na parte eletrônica do poço 9, de modo que o controlador possa fornecer controle de retorno do acionador linear 20. O controle de retorno faz com que a sonda 17 mantenha uma força constante contra a parede do poço a fim de manter a vedação. Uma porta operada de forma remota 22 é fornecida para isolar um dispositivo de formação de núcleo 23 a partir do fluido extraído e analisado pelo FSEAM 15.

[0019] FSEAM 15 inclui uma bomba 24, um sensor de pressão 25, e um sensor de fluxo 26. A bomba 24 é configurada para bombear o fluido de formação da formação 4 através da sonda 17 e para dentro do FSEAM 15. O sensor de pressão 25 é configurado para perceber a pressão do fluido de formação quando começa a fluir (como percebido pelo sensor de fluxo 26) a fim de determinar a pressão da formação 4. O sensor de fluxo 26 fornece uma indicação de uma quantidade de fluxo de fluido a fim de enxaguar o FSEAM 15 de qualquer fluido de poço antes de obter uma amostra de fluido de formação limpa. Um sensor de análise de fluido 27, que pode incluir uma câmara de teste, é configurado para perceber ou medir uma propriedade da amostra de fluido. Modalidades não limitadoras do sensor de análise de fluido incluem um sensor de temperatura, um sensor de espectroscopia transmissiva, um sensor de espectroscopia refletiva, e um ressonador mecânico de flexão (tal como um diapasão piezelétrico). Os sensores de espectroscopia incluem uma fonte de luz 28 e um fotodetector 29. Em espectroscopia transmissiva, o fotodetector 29 recebe luz que é transmitida através da amostra de fluido. Na espectroscopia refletiva, o fotodetector 29 recebe luz que é refletida pela amostra de fluido. A luz recebida pelo fotodetector 29 é então analisada e correlacionada com uma propriedade tal como uma composição química da amostra de fluido. O ressonador mecânico de flexão ressona ou vibra na amostra de fluido com uma característica que pode ser correlacionada com uma propriedade (tal como densidade ou viscosidade) da amostra de fluido.

[0020] FSEAM 15 também inclui uma ou mais câmaras de amostra de fluido 18. Cada câmara de amostra de fluido 18 é configurada para conter uma amostra de fluido em condições de poço de pressão e/ou temperatura. Cada câmara de amostra pode ser isolada e pode ter elementos de aquecimento e/ou resfriamento e um controlador configurado para manter as amostras de núcleo em condições de poço. Vál-vulas operadas remotamente 19 são utilizadas para isolar as câmaras de amostra 18 depois que as amostras de fluido são dispostas em câmaras de amostras respectivas 18. Em uma ou mais modalidades, uma válvula de isolamento operada remotamente 190 é utilizada para isolar FSEAM 15 quando uma amostra núcleo está sendo extraída pe- lo dispositivo de formação de núcleo 23.

[0021] Referência pode ser feita agora à FIGURA 3, que apresenta os aspectos do módulo de extração e análise de amostra de núcleo (CSEAM) 16 e dispositivo de formação de núcleo 23. O dispositivo de formação de núcleo 23 inclui um motor 30 configurado para girar uma broca de formação de núcleo oca 31 para perfuração dentro da formação 4 e extração de uma amostra de núcleo dentro da região oca da broca de formação de núcleo 31. Em uma ou mais modalidades, o motor 30 é um motor elétrico sem escovas de acionamento direto, que fornece o controle preciso da operação de perfuração de núcleo para uma perfuração de núcleo mais eficiente e confiável. Um motor de acionamento linear 32 com conexão de acionamento 33 tal como uma chave de fenda é configurado para empurrar o dispositivo de formação de núcleo na direção da formação 4 para perfurar a formação 4. Depois da extração da amostra de núcleo, o motor de acionamento linear 32 retira o dispositivo de formação de núcleo 23 contendo a amostra de núcleo para dentro do CSEAM 16. O dispositivo de formação de núcleo 23 e a broca de formação de núcleo 31 são configurados para girar por cerca de 90 graus uma vez que o dispositivo de formação de núcleo é retirado para dentro do CSEAM 16. Uma vez que a broca de formação de núcleo 31 é girada para baixo, um pistão 35 se estende para ejetar a amostra de núcleo para um suporte de amostra de núcleo 36. O suporte de amostra de núcleo 36 é configurado para suportar a amostra de núcleo em uma posição determinada para medições de análise por um ou mais sensores de análise de amostra de núcleo 37. Modalidades não limitadoras do sensor de análise de amostra de núcleo 37 incluem um sensor de ressonância magnética nuclear, um sensor acústico, um detector de radiação, uma fonte de nêutron (que é utilizada em conjunto com o detector de radiação), e um sensor de re- sistividade elétrica. As medições de amostra de núcleo são fornecidas para as partes eletrônicas de poço 9 e/ou sistema de processamento de computador 12 para processamento.

[0022] Depois que as medições da amostra de núcleo são completadas, o suporte de amostra de núcleo 36 move para permitir que a amostra de núcleo seja depositada em um recipiente de amostra de núcleo 38 que é configurado para manter a amostra de núcleo depositada em condições de poço tal como pressão e temperatura. Em uma ou mais modalidades, uma pluralidade de recipientes de amostra de núcleo é configurada como um cassete rotativo onde uma vez que a amostra de núcleo é depositada, o cassete gira para cobrir a abertura do recipiente de amostra de núcleo que acabou de ser abastecido e colocar um recipiente de amostra de núcleo vazio 38 na posição para receber a próxima amostra de núcleo. Os recipientes de amostra de núcleo 38 podem ser isolados e possuir elementos de aquecimento e/ou resfriamento e um controlador configurado para manter as amostras de núcleo em condições de poço.

[0023] Pode-se apreciar que a ferramenta de poço 10 tem várias vantagens. Uma vantagem é que medições mais precisas podem ser realizadas em amostras extraídas devido à sua proximidade com os sensores mais do que seria possível com sensores que não estão remotos com relação aos materiais da formação sendo percebidos. Outra vantagem é que várias amostras de fluido e núcleo podem ser extraídas em profundidades de formação diferentes durante interrupções curtas na perfuração sem exigir a remoção de uma ferramenta de amostra de um poço cada vez que uma amostra é retirada, otimizando, assim, o uso dos recursos de perfuração. Em uma ou mais modalidades, todo o teste e amostragem de formação podem ser realizados em uma passada através do poço pela ferramenta de poço 10. Outra vantagem é que a ferramenta de poço 10 utiliza a única sonda 17 para a extração de ambas uma amostra de fluido e uma amostra de núcleo. O uso de uma única sonda fornece uma ferramenta de poço mais compacta 18 que pode encaixar dentro das restrições do poço 2 e do cordão de perfuração 6. Adicionalmente, o uso de uma única sonda fornece uma amostra de núcleo extraída antes de uma amostra de fluido ser extraída, limitando, assim, qualquer invasão de lama durante a amostragem de fluido (visto que a zona de invasão de lama na amostra de núcleo será extraída com a amostra de núcleo) e fornecendo, também, um percurso mais curto para a sonda para o fluido de formação virgem poder fluir. Outra vantagem é que ambas uma amostra de fluido e uma amostra de núcleo podem ser obtidas em poços horizontais ou altamente desviados. Outra vantagem é a capacidade de se obter medições petrofísicas de onde a qualidade e capacidade de produção do reservatório podem ser previstos especialmente em carbonatos onde isso é um desafio bem conhecido. Outra vantagem é que um operador ou analista de petróleo na superfície da terra pode monitorar continuamente medições de sensor realizadas na formação 4 por sensores no módulo de sensor 14. Quando esses sensores indicarem uma característica ou propriedade de interesse para o analista de petróleo, o operador pode enviar um comando para a ferramenta de poço 10 para obter uma amostra de fluido e uma amostra de núcleo e para realizar as medições nas amostras. Dessa forma, o operador e o analista de petróleo podem fazer um uso mais eficiente dos recursos de perfuração evitando localizações na formação 4 que podem não ser de interesse.

[0024] A FIGURA 4 é um fluxograma para um método 40 para estimativa de uma propriedade de uma formação terrestre. O bloco 41 exige o transporte de um portador através de um poço penetrando a formação terrestre. O bloco 42 exige a extensão de uma sonda única do portador para uma parede do poço e a vedação da parede do poço. O bloco 43 exige a extração de uma amostra de fluido de formação através da sonda. O bloco 44 exige a análise de amostra de fluido utilizando um sensor de análise de fluido disposto no portador. O bloco 45 exige a extração de uma amostra de núcleo da formação terrestre através da sonda utilizando um dispositivo de formação de núcleo. O bloco 46 exige a análise da amostra de núcleo utilizando um sensor de análise de amostra de núcleo disposto no portador. O bloco 47 exige a estimativa da propriedade utilizando um processador que recebe dados do sensor de análise de fluido e sensor de análise de amostra de núcleo. Pode ser apreciado que as etapas do método 40 podem ser realizadas em várias ordens sequenciais. Em uma ou mais modalidades, a amostragem e análise de fluido relacionadas com os blocos 43 e 44 são realizadas antes da amostragem e análise de núcleo relacionadas com os blocos 45 e 46 serem realizadas. Em uma ou mais modalidades, a amostragem e análise de núcleo relacionadas com os blocos 45 e 46 são realizadas antes de a amostragem e análise de fluido relacionadas com os blocos 43 e 44 serem realizadas. Pode ser vantajoso se realizar a amostragem e análise de núcleo antes da amostragem e análise de fluido visto que a remoção de uma amostra de núcleo da formação limitará a quantidade de invasão de lama durante a amostragem de fluido e também fornecerá um percurso mais curto ara o fluido de formação virgem.

[0025] Para suportar os ensinamentos apresentados aqui, vários componentes de análise podem ser utilizados, incluindo um sistema digital e/ou analógico. Por exemplo, as partes eletrônicas de poço 9, a telemetria 11, o processamento de computador de superfície 12, o FSEAM 15, o sensor de análise de fluido 27, o CSEAM 16, ou outro sensor de análise de amostra de núcleo 37 podem incluir o sistema digital e/ou analógico. O sistema pode ter componentes tal como um processador, meio de armazenamento, memória, entrada, saída, link de comunicações (com fio, sem fio, lama pulsada, ótico ou outro), in terfaces de usuário, programas de software, processadores de sinal (digital ou analógico) e outros componentes similares (tal como resisto- res, capacitores, indutores e outros) para fornecer a operação e análise do aparelho e métodos descritos aqui de qualquer uma das várias formas bem apreciadas na técnica. É considerado que esses ensinamentos podem ser, mas não precisam ser, implementados em conjunto com um conjunto de instruções executáveis por computador em um meio legível por computador não transitório, incluindo a memória (ROMs, RAMs), ótica (CD-ROMs), ou magnética (disquetes, discos rígidos), ou qualquer outro tipo que quando executado faça com que um computador implemente o método da presente invenção. Essas instruções podem fornecer para a operação do equipamento, controle, coleção de dados e análise e outras funções consideradas relevantes por um projetista de sistema, proprietário, usuário ou outro pessoal, em adição às funções descritas nessa descrição.

[0026] Adicionalmente, vários outros componentes podem ser incluídos ou exigidos para fornecimento de aspectos dos ensinamentos apresentados aqui. Por exemplo, um suprimento de energia (por exemplo, pelo menos um dentre um gerador, um suprimento remoto e uma bateria), componente de resfriamento, componente de aquecimento, ímã, eletroímã, sensor, eletrodo, transmissor, receptor, trans- ceptor, antena, controlador, unidade ótica, unidade elétrica, ou unidade eletromecânica pode ser incluído para suportar os vários aspectos discutidos aqui ou que suportam outras funções além dessa descrição.

[0027] O termo "portador" como utilizado aqui significa qualquer dispositivo, componente de dispositivo, combinação de dispositivos, mídia e/ou elemento que possa ser utilizado para portar, alojar, suportar ou de outra forma facilitar o uso de outro dispositivo, componente de dispositivo, combinação de dispositivos, mídia e/ou elemento. Outros portadores não limitadores ilustrativos incluem cordões de perfu- ração do tipo tubo espiralado, do tipo tubo unido ou qualquer combinação ou parte dos mesmos. Outros exemplos de portador incluem tubos de alojamento, linhas de cabo, sondas de cabo, sondas de cabo esti-cado, drop shots, conjuntos de fundo de poço, insertos de cordão de perfuração, módulos, alojamentos internos e partes de substrato.

[0028] O fluxograma apresentado aqui é apenas um exemplo. Pode haver muitas variações desse diagrama ou das etapas (ou operações) descritas aqui sem que se distancie do espírito da invenção. Por exemplo, as etapas podem ser realizadas em uma ordem diferente, ou etapas podem ser adicionadas, eliminadas ou modificadas. Todas essas variações são consideradas parte da invenção reivindicada.

[0029] Elementos das modalidades foram introduzidos com artigos "um", "uma". Os artigos devem significar que existe um ou mais dos elementos. Os termos "incluindo" e "possuindo" devem ser inclusivos de modo que possam ser elementos adicionais além dos elementos listados. A conjunção "ou" quando utilizada com uma lista de pelo menos dois termos deve significar qualquer termo ou combinação de termos. O termo "acoplar" se refere ao acoplamento de um primeiro componente a um segundo componente, direta ou indiretamente, através de um componente intermediário.

[0030] Será reconhecido que os vários componentes ou tecnologias podem fornecer determinadas funcionalidades ou características necessárias ou benéficas. De acordo, essas funções e características como podem ser necessárias para suportar as reivindicações em anexo e suas variações, são reconhecidas como sendo inerentemente incluídas como uma parte dos ensinamentos apresentados aqui e uma parte da invenção descrita.

[0031] Enquanto a invenção foi descrita com referência às modalidades ilustrativas, será compreendido que várias mudanças podem ser feitas e equivalências podem ser substituídas por elementos sem se distanciar do escopo da invenção. Adicionalmente, muitas modificações serão apreciadas para adaptar um instrumento, situação ou material em particular aos ensinamentos da invenção sem se distanciar do escopo essencial da mesma. Portanto, pretende-se que a invenção não seja limitada a qualquer modalidade particular descrita como o melhor modo contemplado para realização dessa invenção, mas que a invenção inclua todas as modalidades que se encontram dentro do escopo das reivindicações em anexo.

Claims

1. Aparelho para estimativa de uma propriedade de uma formação terrestre, caracterizado por compreender:um portador (5) configurado para ser portado através de um poço que penetra a formação;uma sonda (17) única configurada para ser estendida a partir do portador (5) e para vedar uma parede do poço;um sensor de análise de fluido (14) disposto no portador (5) e configurado para detectar uma propriedade de uma amostra de fluido de formação extraída da formação pela sonda (17) única;um dispositivo de formação de núcleo disposto no portador (5) e configurado para estender para dentro da sonda (17), para perfurar a parede do poço e extrair uma amostra de núcleo;um sensor de análise de amostra de núcleo disposto no portador (5) e configurado para detectar uma propriedade da amostra de núcleo;uma porta de isolamento disposta na sonda (17) única e configurada para isolar a sonda (17) única a partir do dispositivo de formação de núcleo quando a amostra do fluido de formação está sendo extraída; eum processador (12) configurado para receber dados do sensor de análise de fluido (14) e do sensor de análise de amostra de núcleo e para estimar a propriedade utilizando os dados.

2. Aparelho, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de compreender adicionalmente uma parte de vedação disposta na sonda (17) e configurada para vedar contra a parede do poço.

3. Aparelho, de acordo com a reivindicação 2, caracterizado pelo fato de compreender adicionalmente:um acionador configurado para aplicar pressão à parte contra a parede do poço;um sensor de vedação configurado para detectar uma força da parte exercida contra a parede do poço; eum controlador configurado para receber a força de parte detectada e enviar um sinal de controle para o acionador a fim de aplicar uma força em ou acima de um ponto de determinação de força selecionado.

4. Aparelho, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de compreender adicionalmente uma ou mais câmaras de amostra, cada câmara de amostra sendo configurada para conter uma amostra de fluido de formação extraída através da sonda (17) e para manter a amostra de fluido de formação extraída na pressão e temperatura de poço.

5. Aparelho, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de o dispositivo de formação de núcleo compreender um motor de acionamento linear de broca de formação de núcleo configurado para empurrar uma broca de formação de núcleo na direção da parede do poço para perfuração dentro da parede do poço.

6. Aparelho, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de o dispositivo de formação de núcleo ser configurado para girar de uma posição de perfuração a fim de ejetar uma amostra de núcleo de uma broca de formação de núcleo.

7. Aparelho, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de compreender adicionalmente um ou mais sensores de poço dispostos no portador (5) e configurados para detectar uma ou mais propriedades da formação terrestre a partir do portador (5).

8. Aparelho, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de compreender adicionalmente a telemetria para comunicar entre os componentes de poço do aparelho e um processador (12) de superfície disposto na superfície da terra.

9. Método de estimativa de uma propriedade de uma formação terrestre, caracterizado por compreender:transportar um portador (5) através de um poço penetrando a formação terrestre;estender uma única sonda (17) a partir do portador (5) para uma parede do poço e vedar na parede do poço;extrair uma amostra de fluido de formação através da única sonda (17), em que uma porta de isolamento disposta na sonda (17) isola a sonda (17) a partir de um dispositivo de formação de núcleo quando a amostra do fluido de formação está sendo extraída;analisar a amostra de fluido utilizando um sensor de análise de fluido (14) disposto no portador (5);extrair uma amostra de núcleo da formação terrestre através da sonda (17) única utilizando o dispositivo de formação de núcleo;analisar a amostra de núcleo utilizando um sensor de análise de amostra de núcleo disposto no portador (5); eestimar a propriedade utilizando um processador (12) que recebe dados do sensor de análise de fluido (14) e sensor de análise de amostra de núcleo.

10. Método, de acordo com a reivindicação 9, caracterizado pelo fato de compreender adicionalmente detectar uma ou mais propriedades da formação terrestre utilizando um ou mais sensores de poço dispostos no portador (5) e determinando uma propriedade na formação na qual se obtém a amostra de fluido de formação e amostra de núcleo.