BR112016018830B1

BR112016018830B1 - Aparelho e método para avaliar uma formação de terra cruzada por um poço inacabado

Info

Publication number: BR112016018830B1
Application number: BR112016018830-6A
Authority: BR
Inventors: Gregory B. Itskovich; Steven A. Morris; Teruhiko Hagiwara
Original assignee: Baker Hughes Incorporated
Priority date: 2014-02-21
Filing date: 2015-02-19
Publication date: 2022-07-26
Also published as: EP3108272A4; EP3108272A1; EP3108272B1; BR112016018830A2; WO2015127010A1; US9482777B2; US20150241592A1

Abstract

FERRAMENTA ELETROMAGNÉTICA TRANSIENTE MONTADA EM TUBO DE CONDUTIVIDADE REDUZIDA. Trata-se de sistemas, dispositivos e métodos para avaliar uma formação de terra. O aparelho pode incluir um transportador configurado para condução em um poço inacabado que inclui um tubo condutor que compreende uma porção de condutividade reduzida produzida a partir de material de condutividade reduzida adjacente a pelo menos uma dentre (i) pelo menos uma antena transmissora e (ii) pelo menos uma antena receptora no transportador. O material pode ser um compósito e pode ter uma resistividade entre 10-4 e 102 ohm-metros. Os métodos e o aparelho podem ser configurados para produzir sinais eletromagnéticos transientes dependentes do tempo (TEM) com o uso do(s) transmissor(es) e do(s) receptor(es) e estimar um valor de uma propriedade de resistividade com o uso dos sinais. O aparelho pode ser usado na perfuração e pode incluir uma montagem de parte inferior de poço com uma broca de perfuração, e o valor pode ser indicativo de uma porção da formação de terra à frente da broca. O valor pode ser usado para conduzir outras operações em um poço inacabado, incluindo geodirecionamento.

Description

Campo da revelação

[001] Em um aspecto, a presente revelação refere-se, de modo geral, a métodos, sistemas e dispositivos para perfilagem de poço eletromagnético. Mais especificamente, os aspectos da presente revelação referem-se a medições que usam sinais eletromagnéticos transientes. Antecedentes da revelação

[002] As formações geológicas são usadas para muitos propósitos tal como a produção de hidrocarboneto e água. Poços inacabados são tipicamente perfurados na terra a fim de interceptar e acessar as formações.

[003] Instrumentos de resistividade de indução eletromagnética têm sido usados por algum tempo para determinar a condutividade elétrica de formações terrestres que cercam um furo de poço. Mais recentemente, o desenvolvimento de ferramentas de busca profunda com base em comportamento de campo transiente, que pode ter capacidade de avaliação de formação em distâncias na faixa de dezenas a centenas de metros, tem sido tentado. Em métodos eletromagnéticos transientes (TEM), pulsos de tensão ou corrente que são excitados em um transmissor iniciam a propagação de um sinal eletromagnético na formação terrestre. O transmissor e o receptor podem estar na superfície ou dentro do furo de poço. Correntes elétricas difundem-se para fora das proximidades do transmissor para a formação circundante. Em diferentes momentos, informações chegam ao sensor de medição predominantemente a partir de profundidades de investigação diferentes. Geralmente, sinais de tempo precoce referem-se predominantemente a respostas de zona próxima (profundidades de investigação menores) e sinais de tempo posterior referem-se predominantemente a respostas de zona remota (profundidades de investigação maiores).

Sumário da revelação

[004] Os aspectos da presente revelação incluem sistemas, métodos e dispositivos para avaliar uma formação de terra cruzada por um poço inacabado. As modalidades de aparelho incluem um transportador configurado para ser conduzido em um poço inacabado, em que o transportador inclui um tubo condutor; pelo menos um transmissor no tubo condutor configurado para induzir uma corrente na formação de terra mediante ativação no poço inacabado; pelo menos um receptor no tubo condutor configurado para receber um sinal transiente correspondente induzido pela formação de terra em resposta à corrente; e pelo menos um processador configurado para: estimar um valor de uma propriedade de resistividade da formação de terra com o uso do sinal transiente correspondente responsivo a uma ativação transiente da pelo menos uma antena transmissora; e em que o tubo condutor compreende uma porção de condutividade reduzida adjacente a (i) pelo menos uma antena transmissora e (ii) pelo menos uma antena receptora, em que a porção de condutividade reduzida compreende um material de condutividade reduzida.

[005] A porção de condutividade reduzida pode ser substancialmente todo o tubo condutor. A porção de condutividade reduzida pode incluir pelo menos um inserto no tubo condutor. O material de condutividade reduzida pode ter uma resistividade entre 10-4 ohm-metros e 102 ohm-metros. O material de condutividade reduzida pode ser configurado para operar no poço inacabado a uma carga de tração em operação de 1.600 kN e uma carga de torção de 65 kN. O material de condutividade reduzida pode ser configurado para operar no poço inacabado a uma pressão interna de pelo menos 65 mPa e uma temperatura de 150 graus Celsius. O material de condutividade reduzida pode ser anisotrópico em relação à resistividade. O material de condutividade reduzida pode ser um material compósito. O material de condutividade reduzida pode incluir pelo menos um dentre: i) fibras de carbono; e ii) fitas de carbono. O material de condutividade reduzida pode ser não condutivo em baixa frequência. O material de condutividade reduzida pode ser não metálico. A propriedade de resistividade da formação de terra pode ser selecionada dentre (por exemplo, uma dentre): (i) uma resistividade da formação, (ii) uma condutividade da formação e (iii) uma constante dielétrica da formação.

[006] O transportador pode incluir uma montagem de parte inferior de poço que inclui uma broca de perfuração. A propriedade de resistividade da formação de terra pode ser uma distância até uma interface na formação de terra, e o pelo menos um processador pode ser configurado para controlar uma direção de perfuração da montagem de parte inferior de poço com o uso do valor estimado da distância até a interface. O pelo menos um processador pode ser, ainda, configurado para estimar a propriedade de resistividade para uma porção da formação de terra à frente da broca de perfuração.

[007] Alternativa ou adicionalmente, o pelo menos um processador pode ser, ainda, configurado para estimar o valor da propriedade de resistividade da formação de terra realizando-se uma inversão com o uso de um modelo 1-D sem usar uma representação do tubo condutor. O pelo menos um transmissor e o pelo menos um receptor podem ser colocados no mesmo inserto do pelo menos um inserto. O aparelho pode incluir pelo menos duas antenas de recepção separadas, em que o pelo menos um processador é configurado para estimar o valor da propriedade de resistividade da formação de terra com o uso do primeiro e do segundo sinais transientes de uma primeira e uma segunda das pelo menos duas antenas receptoras separadas, respectivamente, em que cada uma é responsiva a uma ativação transiente da pelo menos uma antena transmissora. O pelo menos um processador pode ser configurado para estimar a propriedade de resistividade da formação de terra com o uso do primeiro e do segundo sinais transientes para derivar um sinal compensado substancialmente não afetado pelo tubo.

[008] As modalidades do método podem incluir conduzir um transportador em um poço inacabado, em que o transportador inclui um tubo condutor que tem pelo menos um transmissor e pelo menos um receptor no tubo condutor, em que o tubo condutor compreende uma porção de condutividade reduzida adjacente a pelo menos uma dentre (i) a pelo menos uma antena transmissora e (ii) a pelo menos uma antena receptora, em que a porção de condutividade reduzida compreende um material de condutividade reduzida; induzir uma corrente na formação de terra; receber um sinal transiente correspondente induzido pela formação de terra em resposta à corrente; e usar pelo menos um processador para estimar um valor de uma propriedade de resistividade da formação de terra com o uso do sinal transiente correspondente.

[009] Os recursos exemplificativos da revelação foram resumidos, de forma ampla, a fim de que a descrição detalhada dos mesmos que se segue possa ser mais bem compreendida e a fim de que as contribuições que os mesmos representam à técnica possam ser observadas.

Breve descrição das figuras

[010] Para uma compreensão detalhada da presente revelação, deve-se fazer referência à revelação detalhada das modalidades a seguir, tomadas em conjunto com os desenhos anexos, nos quais aos elementos semelhantes são fornecidos números similares, em que:

[011] As Figuras 1A a 1C ilustram ferramentas para uso em perfilagem eletromagnética transiente (TEM) em conformidade com as modalidades da presente revelação;

[012] A Figura 2 ilustra respostas modeladas de uma ferramenta coaxial (ZZ) que tem um mandril de aço;

[013] A Figura 3 ilustra respostas compensadas de uma ferramenta coaxial (ZZ) que tem um material de condutividade reduzida em conformidade com os aspectos da presente revelação;

[014] A Figura 4 é um diagrama esquemático de um sistema de perfuração exemplificativo em conformidade com uma modalidade da revelação;

[015] A Figura 5 ilustra um método para estimar uma propriedade da formação de terra em conformidade com as modalidades da presente revelação; e

[016] A Figura 6 ilustra um método para realizar uma medição transiente em conformidade com as modalidades da presente revelação.

Descrição detalhada

[017] Os aspectos da presente revelação referem-se a aparelhos e métodos para perfilagem de poço de indução eletromagnética para avaliar uma formação terrestre. Alguns aspectos referem-se particularmente a estimar as propriedades da formação em relação às medições eletromagnéticas transientes (TEM). A formação pode ser cruzada por um furo de poço que é formado por uma montagem de parte inferior de poço ("BHA") de uma coluna de perfuração. As medições TEM são coletadas no furo de poço e podem ser usadas para estimar um parâmetro de interesse. Mais especificamente, a presente revelação refere-se a estruturas de ferramenta que possibilitam medições de resistividade de medição profunda durante perfuração ("MWD") adequadas para geodirecionamento e medições à frente da broca.

[018] Os aspectos da presente revelação mitigam efeitos parasíticos de um tubo (por exemplo, cano de perfuração, colar de perfuração) na coluna de perfuração enquanto mantêm a robustez do tubo. Os aspectos adicionais podem incluir um transportador que inclui um tubo que compreende materiais compósitos que têm uma combinação adequada de características de resistência, desgaste e condutividade elétrica de modo a serem adequados para medições eletromagnéticas transientes (TEM) profundas em aplicações de MWD.

[019] Um aspecto de aplicações de medição durante perfuração (MWD) é a estimativa da distância da broca de perfuração até uma interface na formação de terra que tem um contraste de resistividade através da interface. A interface pode ser um limite de leito e/ou uma interface de fluido entre um fluido não condutor (por exemplo, um hidrocarboneto) e um fluido condutor (por exemplo, salmoura).

[020] A presente revelação é suscetível a modalidades de formas diferentes. São mostradas nos desenhos e serão aqui descritas com detalhes modalidades específicas da presente revelação com a compreensão de que a presente revelação deve ser considerada como uma exemplificação dos princípios da presente revelação e não é destinada a limitar a presente revelação ao que é ilustrado e descrito no presente documento.

[021] As ferramentas eletromagnéticas transientes (TEM) são configuradas para efetuar alterações em um transmissor para induzir uma corrente dependente do tempo em uma formação. Os sinais transientes ocorrem nas antenas de receptor, as quais são induzidas pelas correntes parasitas na formação. O sinal induzido contém informações sobre as características de formação. Assim, o receptor produz uma resposta indicativa das características de formação, tal como, por exemplo, uma propriedade de resistividade da formação. Os produtos eletrônicos podem ser configurados para medir o sinal eletromagnético transiente dependente do tempo (TEM) induzido pelas correntes parasitas na formação.

[022] Em uma ferramenta de indução transiente típica, um dipolo magnético é abruptamente revertido no ciclo do transmissor. Por exemplo, a corrente em uma bobina transmissora cai de seu valor inicial I0 para 0 no momento t=0. Subsequentemente, as medições são coletadas enquanto a ferramenta giratória está se movendo ao longo da trajetória do poço inacabado. As correntes induzidas na formação e o cano de perfuração começam a se difundir da região próxima à bobina transmissora em todas as direções em torno do transmissor. Essas correntes induzem os componentes de campo eletromagnético que podem ser medidos por receptores (por exemplo, bobinas de indução) posicionados ao longo do tubo condutivo a alguma distância do transmissor.

[023] Seria desejável ter medições transientes profundas (isto é, maior que 30 metros) para geodirecionamento e outros propósitos. Atualmente, os obstáculos principais que impedem o geodirecionamento profundo além de 30 metros com o uso de medições eletromagnéticas transientes são causados pela presença do cano de perfuração de metal ubíquo; tipicamente, o tubo de perfuração é feito de aço. As contribuições de sinal devido às correntes parasitas no cano são parasíticas. O sinal devido a essas correntes pode ser muito maior (em diversas ordens de magnitude) que o sinal da formação. O tubo metálico também resulta em momento magnético reduzido dos transmissores e receptores. Ademais, a interferência entre o sinal do tubo e o sinal da formação aumenta significativamente a complexidade de interpretação das informações obtidas a partir dos sinais.

[024] O sinal transiente medido é gravemente afetado pelas correntes parasitas no cano que limitam a resolução das medições dos parâmetros de formação, tal como, por exemplo, a distância até um limite de resistividade. Maximizando-se a distância entre o transmissor e o receptor, é possível reduzir a influência do sinal do cano de perfuração enquanto se aumenta a contribuição do sinal da formação. No entanto, tais sistemas resultam em uma resolução limitada em relação aos parâmetros de interesse, e os requisitos dimensionais de tais sistemas (até 30 metros) podem ser proibitivos para aplicações de MWD. Seria desejável reduzir os sinais parasíticos causados pelas correntes parasitas no tubo de perfuração em métodos de detecção de sinal de campo transiente em distâncias menores entre o transmissor e o receptor.

[025] No caso de medições à frente da broca, o posicionamento do sistema de indução em relação à broca de perfuração apresenta outra complicação. Os primeiros 3 a 4 metros na proximidade da broca de perfuração não estão disponíveis para o posicionamento do transmissor/receptor, devido ao fato de que o equipamento que apoia o processo de perfuração ocupa esse espaço. Se for desejável olhar cerca de 5 metros à frente da broca, o sistema de transmissor/receptor poderia ser separado da região de interesse por 8 a 9 metros de distância, mas nenhuma das ferramentas de resistividade existentes compatíveis com MWD tem capacidade para medição confiável a tal profundidade de investigação.

[026] Até esse ponto, era considerado necessário usar materiais não condutores (ou substancialmente não condutores) no tubo para atingir redução suficiente no efeito parasítico para permitir a medição de TEM profunda desejada. Os compósitos de fibra de vidro são um exemplo. No entanto, após pesquisa extensiva, não foi encontrado nenhum material substancialmente não condutor que atenda aos requisitos de resistência e robustez para tubo relacionado à perfuração. Por exemplo, os compósitos de fibra de vidro têm diversos problemas sob condições de perfuração devido ao fato de que tendem a deteriorar rapidamente em ambientes quentes e úmidos.

[027] A presente revelação refere-se ao uso de materiais de condutividade reduzida para o tubo em conexão com a perfuração. Conforme usado no presente documento, o material de condutividade reduzida é definido como materiais que têm uma resistividade entre 104 ohm-metros e 102 ohm-metros. Para reduzir o efeito parasítico de correntes no tubo condutor, são descritas técnicas no presente documento que empregam um tubo condutor que compreende uma porção de condutividade reduzida adjacente a pelo menos uma dentre (i) a pelo menos uma antena transmissora e (ii) a pelo menos uma antena receptora. A porção de condutividade reduzida compreende um material de condutividade reduzida. Por exemplo, a porção de condutividade reduzida pode ser produzida a partir de um material de condutividade reduzida, o que significa que as propriedades elétricas, tal como, por exemplo, resistividade, da porção é característica do material. Ou seja, a porção de condutividade reduzida, como um todo, tem uma resistividade entre 10-4 ohm-metros e 102 ohm-metros. Em algumas modalidades, a porção de condutividade reduzida pode compreender todo ou substancialmente todo o tubo. Em outras modalidades, a porção pode ser um inserto no tubo. O termo inserto é usado em contraste aos revestimentos que podem ser aplicados a um tubo. Deve-se perceber que os valores de resistividade, conforme usados no presente documento, referem-se aos valores de resistividade a uma respectiva frequência de operação.

[028] O material de condutividade reduzida da porção de condutividade reduzida mitiga a intensidade das correntes parasitas na proximidade tanto do transmissor como dos receptores e, como resultado, diminui o efeito parasítico do tubo. A mitigação adicional do efeito parasítico pode ser atingida com o uso de dois receptores e realizando-se compensação para suprimir o sinal do tubo e recuperar o sinal da formação.

[029] Os materiais de condutividade reduzida podem ser contrastados com os materiais condutivos, definidos como tendo uma resistividade menor que 10-5 ohm-metros (por exemplo, cobre, prata, aço, etc.), e com materiais substancialmente não condutivos, definidos como tendo uma resistividade acima de 103 ohm-metros (por exemplo, ferrita). Em algumas modalidades, o material pode ter uma resistividade entre 10-4 ohm-metros e 10-2 ohm-metros. Em uma modalidade particular, o material pode ser aproximadamente 1.000 vezes mais resistivo que o aço.

[030] Os materiais de condutividade reduzida exemplificativos incluem materiais compósitos, metais em pó e assim por diante. Um tipo específico de materiais compósitos inclui materiais compósitos reforçados com carbono. A resistividade e a resistência de materiais compósitos reforçados com carbono estão tipicamente ligadas à quantidade de fibra de carbono (ou fita de carbono) usada no compósito. Esses materiais têm filamentos de carbono condutivos incorporados em seu material de matriz (por exemplo, resina), o que os torna ligeiramente condutivos. Tipicamente, tanto a resistência como a condutividade aumentarão, de modo geral, com a porcentagem de fibra de carbono. A condutividade em tais materiais é altamente anisotrópica, no entanto, sendo que a condutividade máxima é paralela aos filamentos de carbono, e a condutividade mínima perpendicular aos filamentos.

[031] Os materiais de fibra de carbono alternativos podem empregar projetos em que os filamentos de carbono podem ser depositados de tal forma que estejam isolados um do outro, resultando em corpos de ferramenta que são essencialmente não condutores em baixas frequências (por exemplo, 1 kHz), mas apresentam condutividade reduzida em frequências mais altas (por exemplo, 10 MHz). Recentemente, materiais que incorporam malhas de fibra de vidro e fibra de carbono foram desenvolvidos.

[032] Os compósitos comercialmente disponíveis, particularmente compósitos reforçados com fibra de carbono (por exemplo, fibra em matriz de resina), podem ter propriedades mecânicas suficientes para uso como tubo de perfuração em aplicação no interior de poço. Por exemplo, para tubo compósito de comprimentos até 9,14 metros (30 pés) que têm um diâmetro externo de 15,24 a 19,05 centímetros (6 a 7,5 polegadas) e um diâmetro interno de 5,08 a 12,7 centímetros (2 a 5 polegadas), o tubo pode ser configurado para carga de tração em operação de 1.200 a 2.200 kN, carga de torção de 40 a 75 kN, pressão interna de 60 a 75 mPa e temperatura em operação de 125 a 250 graus Celsius. Tal tubo compósito pode ser configurado para 20 g de vibração, 50 g de resistência ao impacto, torque de 5 a 15 kN/metro, força de compressão de 800 a 1.000 kN e resistência à tração de 1.000 a 1.500 kN. O tubo pode tolerar uma dobra de furo de poço de 1 a 4 graus por 25 metros durante a rotação para 1 a 5 milhões de rotações e pode tolerar ângulos de dobra de deslizamento maiores. Em uma modalidade exemplificativa, o tubo compósito pode ser configurado para carga de tração em operação de pelo menos 1.600 kN, carga de torção de pelo menos 65 kN, pressão interna de pelo menos 65 mPa e temperatura em operação de 150 graus Celsius. Em outras modalidades, o tubo pode ser configurado para uma força de compressão de 900 kN ou mais e/ou ter uma resistência à tração de pelo menos 1.200 kN.

[033] As Figuras 1A a 1C ilustram ferramentas para uso em perfilagem eletromagnética transiente (TEM) de acordo com as modalidades da presente revelação. Referindo-se à Figura 1A, a ferramenta 100 inclui um tubo 130 composto inteiramente de modo substancial por um material de condutividade reduzida. A ferramenta pode incluir um transmissor 110 e os receptores 120 e 125 dispostos ao longo do tubo 130. Outras modalidades podem incluir transmissores ou receptores adicionais. O transmissor 110 pode ser configurado para induzir uma corrente dependente do tempo na formação. Por exemplo, o transmissor 110 pode incluir uma bobina de antena acoplada a uma fonte de corrente. Os receptores 120, 125 podem ser configurados para converter um sinal eletromagnético transiente dependente do tempo induzido pela formação em resposta à corrente em um sinal de saída. A ferramenta 100 pode ser configurada para causar o sinal eletromagnético transiente alterando abruptamente um momento magnético do transmissor 110. Isso pode ser executado ativando-se e desativando-se uma corrente na bobina transmissora para gerar pulsos. O transmissor 110 pode incluir uma bobina de antena acoplada a uma fonte de corrente e um núcleo magnético que tem magnetização residual. A corrente de comutação na bobina de antena resulta na inversão de magnetização no núcleo magnético e alteração no momento dipolar magnético da antena. Algumas modalidades podem incluir uma antena de indução para os sinais de transmissão e recepção e/ou uma ou mais bobinas de compensação ou outros componentes de compensação.

[034] Muitas variações nas configurações de transmissor e receptor podem ser empregadas de modo bem-sucedido. Os transmissores e receptores podem variar em número, localização (por exemplo, em relação à ferramenta, um ao outro, à broca de perfuração, e assim por diante) e orientação (por exemplo, transversal, longitudinal, inclinada, etc.).

[035] Em operação, a ferramenta 100 é configurada para efetuar alterações em um transmissor para induzir uma corrente dependente do tempo na formação. Sinais transientes ocorrem nas antenas receptoras que são induzidos pela formação em resposta à corrente. O sinal induzido contém informações sobre as características de formação. Assim, o receptor produz uma resposta indicativa das características de formação, tal como o parâmetro de interesse. Um processador é configurado para medir o sinal eletromagnético transiente dependente do tempo (TEM) induzido pela formação.

[036] Em outras modalidades, a ferramenta pode incluir um único receptor (nenhuma bobina de compensação) e prosseguir com um receptor em espaçamento reduzido ou zero (sistema coincidido). Em algumas implantações, insertos não condutivos podem ser usados.

[037] Conforme modelado, a ferramenta TEM 100 está situada próxima a uma interface de formação 105. O transmissor 110 e os receptores 120, 125 estão situados ao longo de um eixo geométrico comum 101 que é horizontalmente posicionado no meio espaço superior 102 perpendicular à interface e é separado por uma distância da interface. Nesse exemplo, o espaçamento entre transmissor e receptor é 5 e 7 metros, respectivamente. O termo “interface” inclui uma interface de fluido entre os dois fluidos diferentes em uma formação terrestre (por exemplo, uma frente de fluido) assim como um limite entre dois intervalos geológicos ou estratigráficos diferentes na terra (por exemplo, a distância para leito). Os exemplos a seguir usam a distância para leito para a conveniência de ilustração, mas deve ser prontamente evidente que as modalidades em que a distância a uma interface de um tipo diferente é estimada são abrangidas pelo escopo da revelação. O meio espaço superior 102 tem uma resistividade de 50 Q-m e a formação remota (meio espaço inferior) 103 é mostrada como tendo uma resistividade de 1 Q-m. Deve ser notado que a configuração de transmissor-receptor coaxial mostrada no presente documento não deve ser interpretada como uma limitação e qualquer disposição adequada incluindo, porém, sem limitação, uma disposição que tem um transmissor transversal e/ou um receptor transversal pode ser usada.

[038] Apresentam-se resultados de modelagem numérica no caso do sistema transiente posicionado em um poço vertical em formação com duas camadas tanto para um mandril de aço tradicional como para o compósito de condutividade reduzida de tubo 130 na ferramenta 100 acima. A ferramenta é posicionada no meio espaço superior resistivo de 50 ohm-m que tem limite com meio espaço de 1 ohm-m posicionado na distância de 16 m abaixo da broca de perfuração.

[039] Os parâmetros do modelo usado na modelagem foram os seguintes: Raio do tubo = 7 cm Espessura do tubo = 3 cm Condutividade de perfuração de aço = 1,4 E+06 (ohm-m)-1 Condutividade de perfuração de compósito = 1,4 E+03 (ohm-m)-1 Raio de bobinas de transmissor/receptor = 8,5 cm.

[040] A Figura 2 ilustra respostas modeladas de uma ferramenta coaxial (ZZ) que tem um mandril de aço em contraste àquelas de uma ferramenta coaxial que tem um material de condutividade reduzida (como na Figura 1) em conformidade com os aspectos da presente revelação conforme medidos na bobina receptora de 7 metros. As respostas são medidas (em Volts) como a ordenada, e o tempo é mostrado (em segundos) como a abscissa. A resposta da formação 202 é a mesma em ambos os casos. No entanto, é facilmente perceptível que a resposta atribuível ao tubo de aço tradicional 201 é muito maior que a resposta atribuível ao tubo de material de condutividade reduzida (por exemplo, compósito) 203.

[041] É facilmente perceptível, a partir da Figura 2, que a resposta atribuível ao tubo de material de condutividade reduzida decai muito mais rápido em comparação à resposta atribuível ao tubo de aço e é muito menor que o sinal da formação. Isso possibilita medições transientes até diversos milissegundos, o que será traduzido em uma profundidade de investigação aumentada em três vezes para geodirecionamento. Sob condições favoráveis, o limite entre óleo e água pode ser detectado na distância de 100 metros da ferramenta.

[042] A Figura 3 ilustra respostas compensadas de uma ferramenta coaxial (ZZ) que tem um material de condutividade reduzida (como na Figura 1) em conformidade com os aspectos da presente revelação normalizados pelos momentos de transmissor/receptor correspondentes. Aqui, o sinal do cano compósito é adicionalmente suprimido combinando-se respostas nos sinais de receptor de 7 metros e 5 metros com o uso de um coeficiente de compensação K derivado do cubo da razão de espaçamento do receptor (por exemplo, (5/7)3 ou aproximadamente 0,3644). A curva 301 mostra a resposta quando um cano de perfuração compósito está presente, enquanto a curva 302 mostra a resposta se nenhum cano de perfuração estiver presente. Conforme pode ser visto a partir da Figura 3, os dois sinais normalizados coincidem por quase todo o intervalo de tempo de interesse. Isso sugere que o sinal compensado para o modelo com o cano de perfuração compósito tem o mesmo formato que o sinal na ausência de cano de perfuração, e respostas 1D (modelos sem nenhum colar de perfuração) podem ser usadas para interpretação das respostas 2D (ou 3D) (modelos com tubo e insertos) - um fato prático importante, já que a modelagem de resposta 1D é muito mais simples de realizar em comparação à modelagem de resposta 2D/3D. Por exemplo, uma inversão do modelo de formação exclusivo do tubo pode ser usada, o que simplifica grandemente a modelagem direta. Em contraste, no caso de um colar de perfuração de aço, tende a haver uma interação entre correntes parasitas no cano e na formação. Essa interação torna a inversão mais difícil e dispendiosa de realizar.

[043] O resultado não previsto e surpreendente obtido a partir dos modelos das Figuras 2 e 3 é que materiais de condutividade reduzida são suficientes para reduzir efeitos parasíticos — materiais não condutivos não são necessários. Determinando-se que materiais de condutividade reduzida têm propriedades eletromagnéticas adequadas para uso em um tubo de perfuração no contexto de MWD TEM, o número de materiais aceitáveis é aumentado em grande medida e permite a seleção de materiais que têm características de desgaste e resistência vastamente aprimoradas. Os materiais podem ser, então, selecionados para uso com base nas propriedades de resistência e desgaste adequadas em combinação com condutividade reduzida. Os materiais adequados podem ter propriedades de resistência e desgaste que se aproximam ao aço ou podem ser de outro modo adequados para uso em sistemas de perfuração típicos.

[044] A Figura 4 é um diagrama esquemático de um sistema de perfuração exemplificativo 10 em conformidade com as modalidades da revelação. A Figura 4 mostra uma coluna de perfuração 420 que inclui uma montagem de parte inferior de poço (BHA) 490 conduzida em um poço inacabado 426. O sistema de perfuração 10 inclui uma torre convencional 411 erguida em uma plataforma ou piso 412 que sustenta uma mesa rotativa 414 que é girada por um motor primário, como um motor elétrico (não mostrado), a uma velocidade rotacional desejada. Uma tubulação (como um cano de perfuração articulado 422) que tem a montagem de perfuração 490 fixada nessa extremidade de fundo se estende desde a superfície até o fundo 451 do poço inacabado 426. Uma broca de perfuração 450, fixada na montagem de perfuração 490, desintegra as formações geológicas quando a mesma é girada para perfurar o poço inacabado 426. A coluna de perfuração 420 é acoplada a um guincho de perfuração 430 por meio de uma junta Kelly 421, uma cabeça injetora 428 e uma linha 429 através de uma polia. O guincho de perfuração 430 é operado para controlar o peso sobre a broca (“WOB”). A coluna de perfuração 420 pode ser girada por um top drive (não mostrado) em vez de pelo motor primário e pela mesa rotativa 414. Alternativamente, uma tubulação espiral pode ser usada como a tubulação 422. Um injetor de tubulação 414a pode ser usado para conduzir a tubulação espiral que tem a montagem de perfuração fixada a sua extremidade inferior. As operações do guincho de perfuração 430 e do injetor de tubulação 414a são conhecidas na técnica e não são, assim, descritas em detalhes no presente documento.

[045] Um fluido de perfuração adequado 431 (também chamado de “lama”) a partir de uma fonte 432 do mesmo, como um tanque de lama, é circulado sob pressão através da coluna de perfuração 420 por uma bomba de lama 434. O fluido de perfuração 431 passa da bomba de lama 434 para dentro da coluna de perfuração 420 por meio de um amortecedor de surtos de pressão 436 e da linha de fluido 438. O fluido de perfuração 431a do cano de perfuração é descarregado no fundo do poço inacabado 451 através de aberturas na broca de perfuração 450. O fluido de perfuração de retorno 431b circula poço acima através do espaço anular 427 entre a coluna de perfuração 420 e o poço inacabado 426 e retorna para o tanque de lama 432 por meio de uma linha de retorno 435 e tela de corte de perfuração 485 que remove os detritos de perfuração 486 do fluido de perfuração de retorno 431b. Um sensor S1 na linha 438 fornece informações sobre a taxa de fluxo de fluido. Um sensor de torque de superfície S2 e um sensor S3 associado à coluna de perfuração 420 fornecem, respectivamente, informações sobre o torque e a velocidade rotacional da coluna de perfuração 420. A velocidade de injeção de tubulação é determinada a partir do sensor S5, enquanto o sensor S6 fornece a carga de gancho da coluna de perfuração 420.

[046] O sistema de controle de poço 447 é colocado na extremidade superior do poço inacabado 426. O sistema de controle de poço 447 inclui um conjunto de preventores (BOP) de superfície 415 e um estrangulador de superfície 449 em comunicação com um anel de furo de poço 427. O estrangulador de superfície 449 pode controlar o fluxo de fluido para fora do poço inacabado 426 para fornecer uma contrapressão, conforme necessário, para controlar o poço.

[047] Em algumas aplicações, a broca de perfuração 450 é girada apenas pela rotação do cano de perfuração 422. Entretanto, em muitas outras aplicações, um motor de parte inferior de poço 455 (motor de lama) disposto na BHA 490 também gira a broca de perfuração 450. A taxa de penetração (ROP) para uma determinada BHA depende grandemente do WOB ou da força de impulso na broca de perfuração 450 e sua velocidade rotacional.

[048] Uma unidade de controle de superfície ou controlador 440 recebe sinais a partir dos sensores e dispositivos de parte inferior de poço por meio de um sensor 443 colocado na linha de fluido 438 e sinais a partir dos sensores S1 a S6 e de outros sensores usados no sistema 10 e processa tais sinais de acordo com as instruções programadas fornecidas à unidade de controle de superfície 440. A unidade de controle de superfície 440 exibe parâmetros de perfuração desejados e outras informações em um visor/monitor 441 que são utilizados por um operador para controlar as operações de perfuração. A unidade de controle de superfície 440 pode ser uma unidade baseada em computador que pode incluir um processador 442 (como um microprocessador), um dispositivo de armazenamento 444, como uma memória de estado sólido, fita ou disco rígido e um ou mais programas de computador 446 no dispositivo de armazenamento 444 que são acessíveis ao processador 442 para executar instruções contidas em tais programas. A unidade de controle de superfície 440 pode, ainda, se comunicar com uma unidade de controle remota 448. A unidade de controle de superfície 440 pode processar dados relacionados às operações de perfuração, dados a partir dos sensores e dispositivos na superfície e dados recebidos a partir da parte inferior de poço; e pode controlar uma ou mais operações dos dispositivos de parte inferior de poço e de superfície. Os dados podem ser transmitidos em forma analógica ou digital.

[049] A BHA 490 pode incluir uma ferramenta 400 configurada para realizar as medições eletromagnéticas transientes (TEM). A BHA 490 pode também conter outros sensores ou dispositivos de avaliação de formação (também referidos como sensores de medição durante perfuração (“MWD”) ou perfilagem durante perfuração (“LWD”)) que determinam a resistividade, densidade, porosidade, permeabilidade, as propriedades acústicas, propriedades magnéticas nucleares, pressões de formação, propriedades ou características dos fluidos de parte inferior de poço e outras propriedades desejadas da formação 495 ao redor da BHA 490. Para conveniência, todos esses sensores são geralmente denotados no presente documento pelo numeral 465. A BHA 490 pode incluir adicionalmente uma variedade de outros sensores e dispositivos 459 para determinar uma ou mais propriedades da BHA 490, tal como vibração, momento de flexão, aceleração, oscilações, giro, aderência-deslizamento, peso sobre a broca, taxa de fluxo de fluidos, pressão, temperatura, taxa de penetração, azimute, face de ferramenta, rotação de broca de perfuração, etc.

[050] A BHA 490 pode incluir um aparelho ou ferramenta de direção 458 para direcionar a broca de perfuração 450 ao longo de uma trajetória de perfuração desejada. Em um aspecto, o aparelho de direção pode incluir uma unidade de direção 460, que tem um número de membros de aplicação de força 461a a 461n. Os membros de aplicação de força podem ser montados diretamente na coluna de perfuração, ou os mesmos podem ser pelo menos parcialmente integrados ao motor de perfuração. Em outro aspecto, os membros de aplicação de força podem ser montados em uma luva, a qual é giratória ao redor do eixo geométrico central da coluna de perfuração. Os membros de aplicação de força podem ser ativados com o uso de atuadores eletromecânicos, eletro-hidráulicos ou hidráulicos de lama. Em ainda outra modalidade, o aparelho de direção pode incluir uma unidade de direção 458 que tem um sub angular e um primeiro dispositivo de direção 458a para orientar o sub angular no furo de poço e o segundo dispositivo de direção 458b para manter o sub angular ao longo de uma direção de perfuração selecionada. A unidade de direção 458, 460 pode incluir inclinômetros e magnetômetros próximos à broca.

[051] O sistema de perfuração 10 pode incluir sensores, conjunto de circuitos e software de processamento e algoritmos para fornecer informações sobre os parâmetros de perfuração desejados em relação à BHA, à coluna de perfuração, à broca de perfuração e ao equipamento de parte inferior de poço tal como um motor de perfuração, uma unidade de direção, impulsionadores, etc. Muitos sistemas de perfuração atuais, especialmente para perfurar furos de poço altamente desviados ou horizontais, utilizam tubulação espiral para conduzir a montagem de perfuração ao fundo do poço. Em tais aplicações, um impulsor pode ser posicionado na coluna de perfuração 420 para fornecer a força exigida na broca de perfuração.

[052] Os sensores exemplificativos para determinar os parâmetros de perfuração incluem, porém sem limitação, sensores de broca de perfuração, um sensor RPM, um sensor de peso sobre broca, sensores para medir parâmetros de motor de lama (por exemplo, temperatura de estator de motor de lama, pressão diferencial através de um motor de lama e taxa de fluxo de fluidos através de um motor de lama) e sensores para medir a aceleração, vibração, giro, deslocamento radial, aderência-deslizamento, torque, choque, vibração, deformação, estresse, momento de flexão, ricochete de broca, impulso axial, atrito, rotação para trás, aperto de BHA e impulso radial. Os sensores distribuídos ao longo da coluna de perfuração podem medir as quantidades físicas tais como aceleração e deformação de coluna de perfuração, pressões internas no furo de coluna de perfuração, pressão externa no anel, vibração, temperatura, intensidades de campo magnético e elétrico dentro da coluna de perfuração, furo da coluna de perfuração, etc. Os sistemas adequados para fazer medições de parte inferior de poço dinâmicas incluem COPILOT, um sistema de medição de parte inferior de poço, fabricado junto à BAKER HUGHES INCORPORATED.

[053] O sistema de perfuração 10 pode incluir um ou mais processadores de parte inferior de poço em uma localização adequada, tal como 493 na BHA 490. O(s) processador(es) pode(m) ser um microprocessador que usa um programa de computador implantado em um meio legível por computador não transitório adequado que permite que o processador realize o controle e processamento. O meio legível por computador não transitório pode incluir um ou mais ROMs, EPROMs, EAROMs, EEPROMs, Memórias Flash, RAMs, Discos Rígidos e/ou discos Ópticos. Outro equipamento, tal como barramentos de potência e dados, fontes de alimentação e similares serão evidentes ao versado na técnica. Em uma modalidade, o sistema MWD utiliza telemetria de pulso de lama para comunicar dados de uma localização no fundo do poço para a superfície enquanto operações de perfuração ocorrem. O processador de superfície 442 pode processar os dados medidos em superfície juntamente com os dados transmitidos do processador de parte inferior de poço para avaliar a formação. Embora uma coluna de perfuração 420 seja mostrada como um dispositivo de condição para a ferramenta 400, deve ser entendido que as modalidades da presente revelação podem ser usadas em conexão com as ferramentas conduzidas por meio de sistemas de condução rígidos (por exemplo, tubo articulado ou tubulação espiral) assim como não rígidos (por exemplo, cabo de aço, linha delgada, linha elétrica, etc.). O sistema de perfuração 10 pode incluir uma montagem de parte inferior de poço e/ou sensores e equipamento para implantação das modalidades da presente revelação em uma coluna de perfuração ou um cabo de aço.

[054] Um ponto de inovação do sistema ilustrado na Figura 4 é que o processador de superfície 442 e/ou o processador de parte inferior de poço 493 são configurados para realizar determinados métodos (discutidos abaixo) que não estão na técnica anterior. O processador de superfície 442 ou o processador de parte inferior de poço 493 pode ser configurado para controlar o aparelho de direção 458, a bomba de lama 434, o guincho de perfuração 430, a mesa giratória 414, o motor de parte inferior de poço 455, outros componentes da BHA 490 ou outros componentes do sistema de perfuração 10. O processador de superfície 442 ou o processador de parte inferior de poço 493 pode ser configurado para controlar os sensores descritos acima e para estimar uma propriedade de formação de terra de acordo com os métodos descritos no presente documento.

[055] O controle desses componentes pode ser executado com o uso de um ou mais modelos que utilizam os métodos descritos abaixo. Por exemplo, o processador de superfície 442 ou o processador de parte inferior de poço 493 pode ser configurado para modificar as operações de perfuração i) autonomamente mediante condições de ativação, ii) em resposta aos comandos de operador, ou iii) combinações dos mesmos. Tais modificações podem incluir alterar os parâmetros de perfuração, direcionar a broca de perfuração (por exemplo, geodirecionamento) e assim por diante. O controle desses dispositivos e dos vários processos do sistema de perfuração pode ser geralmente executado de uma maneira completamente automatizada ou através da interação com pessoal por meio de notificações, representações gráficas, interfaces de usuário e similares. As informações de referência acessíveis ao processador podem também ser usadas. Em algumas modalidades gerais, o processador de superfície 442, o processador de parte inferior de poço 493 ou outros processadores (por exemplo, processadores remotos) podem ser configurados para operar a ferramenta TEM 400 para induzir e medir os sinais TEM.

[056] Retornando à Figura 1B, a ferramenta 100’ inclui um tubo 130 composto inteiramente de modo substancial por um material de condutividade reduzida. A ferramenta inclui um transmissor 110 e um único receptor 120’ dispostos ao longo do tubo 130’.

[057] Referindo-se à Figura 1C, a ferramenta 100’’ inclui um tubo 130 composto por aço ou outro material resistivo. O tubo é dotado de um inserto localizado 135 composto por material de condutividade reduzida. A ferramenta 100’’ pode incluir um transmissor 110 e os receptores 120 e 125 dispostos ao longo do tubo 130’’. Na Figura 1C, o transmissor 110 e os receptores 120 e 125 são dispostos no mesmo inserto 135. Outras modalidades podem incluir uma pluralidade de insertos, com o transmissor 110 disposto em um primeiro inserto e os receptores 120 e 125 compartilhando um segundo inserto ou, alternativamente, cada receptor tendo um inserto correspondente. Implantações adicionais podem usar um conjunto de insertos que circundam axialmente o transmissor 110 e os receptores 120 e 125, sozinhos ou coletivamente.

[058] A Figura 5 ilustra um método 500 para estimar uma propriedade de formação de terra em conformidade com as modalidades da presente revelação. As medições de calibração transientes são realizadas 501 em uma zona homogênea, tal como em ar (isto é, sem formação em torno), e dois sinais C1(t) e C2(t) são recebidos nos receptores R1 e R2. Na etapa 503, um coeficiente dependente do tempo K(t) = C2(t)/C 1(t) (1) é calculado com o uso de um processador. (Alternativamente, o coeficiente de compensação pode ser estimado de acordo com a fórmula:

, em que ri,r - distâncias entre o transmissor e um primeiro e um segundo receptores de modo correspondente).

[059] As etapas 501 e 503 compreendem um modo de compensação. Na etapa 505, as medições transientes no interior de poço são realizadas, e dois sinais S1(t) e S2(t) são adquiridos. Em seguida, um processador é usado para processar os dois sinais S1(t) e S2(t) para estimar o sinal diferencial (compensado) e é executado na etapa 507 de acordo com a equação ΔS(t) = S2(t) - K(t) • S1(t). (2)

[060] As etapas 505 e 507 constituem o modo operacional principal. Em seguida, uma inversão do sinal diferencial (compensado) ΔS(t)é realizada na etapa 509, gerando um resultado que é substancialmente não afetado pelo tubo condutivo para encontrar valores de propriedades da formação circundante (por exemplo, propriedades de resistividade). A propriedade para a qual um valor é estimado pode incluir uma resistividade de formação, uma condutividade de formação, uma constante dielétrica de formação, uma distância até uma interface, tal como contato entre água e óleo, e/ou uma distância até uma interface à frente da formação de perfuração. No caso de uma disposição de duas bobinas (sem compensação), as etapas 501 e 503 não são necessárias. Assim, K(t) = 0. A etapa opcional 511 pode incluir modificar operações de perfuração no poço inacabado (por exemplo, geodirecionamento) dependendo de um ou mais valores estimados da propriedade de formação (por exemplo, distância até a interface).

[061] A Figura 6 ilustra um método para realizar uma medição transiente em conformidade com as modalidades da presente revelação. A etapa opcional 605 do método 600 pode incluir realizar uma operação de perfuração em um poço inacabado. Por exemplo, uma coluna de perfuração pode ser usada para formar (por exemplo, perfurar) o poço inacabado. A etapa opcional 610 pode incluir conduzir uma ferramenta TEM 600 que tem um tubo de condutividade reduzida no poço inacabado em um dispositivo de condução. Por exemplo, uma ferramenta (por exemplo, a ferramenta 100) pode ser conduzida na coluna de perfuração.

[062] A etapa 620 do método 600 inclui induzir uma corrente dependente do tempo na formação. Isso pode ser executado alterando-se abruptamente um momento magnético de um transmissor no poço inacabado. A etapa 630 do método 600 inclui medir um sinal eletromagnético transiente dependente do tempo (TEM) induzido pela formação em resposta à corrente que produz uma medição de TEM. O sinal pode ser gerado no receptor (ou indicativo do sinal gerado no receptor) e causado pela formação em resposta à corrente.

[063] Modelos matemáticos, tabelas de consulta, redes neurais ou outros modelos que representam as relações entre os sinais e os valores das propriedades de formação podem ser usados para caracterizar a operação de perfuração, otimizar um ou mais parâmetros de perfuração de uma operação de perfuração, alterar a direção da perfuração ou modificar de outro modo as operações de perfuração no poço inacabado. O sistema pode executar essas ações através de notificações, avisos e/ou controle inteligente.

[064] O termo "dispositivo de condução" ou "transportador", conforme usado acima, significa qualquer dispositivo, componente de dispositivo, combinação de dispositivos, meios e/ou membro que podem ser usados para conduzir, alojar, sustentar ou, de outro modo, facilitar o uso de outro dispositivo, componente de dispositivo, combinação de dispositivos, meios e/ou membro. Os dispositivos de transporte não limitantes exemplificativos incluem colunas de perfuração do tipo de tubo flexível, do tipo de cano articulado e qualquer combinação ou porção dos mesmos. Outros exemplos de dispositivo de condução incluem canos de invólucro, cabos de aço, sondas de cabo de aço, sondas de linha delgada, drop shots, subs de parte inferior de poço, BHA's, insertos de coluna de perfuração, módulos, alojamentos internos e porções de substrato dos mesmos e tratores autopropelidos. “Tubo”, conforme usado no presente documento, significa um ou mais segmentos de tubo, incluindo, por exemplo, cano de perfuração, colar de perfuração, mandril e assim por diante. “Tubo de condutividade reduzida” refere-se a um tubo que inclui uma porção de condutividade reduzida.

[065] O termo “informações”, conforme usado no presente documento, inclui qualquer forma de informações (analógica, digital, EM, impressa, etc.). Conforme usado no presente documento, um processador é qualquer dispositivo de processamento de informações que transmite, recebe, manipula, converte, calcula, modula, transpõe, porta, armazena ou, de outra forma, utiliza informações. Em diversos aspectos não limitantes da revelação, um processador inclui um computador que executa instruções programadas para realizar vários métodos. Essas instruções podem fornecer operação de equipamento, controle, coleta de dados e análise e outras funções adicionalmente às funções descritas nesta revelação. O processador pode executar as instruções armazenadas na memória do computador acessível ao processador ou pode empregar a lógica implantada como arranjos de porta programável por campo (“FPGAs”), circuitos integrados de aplicação específica (“ASICs”), outro hardware lógico combinatório ou sequencial e assim por diante.

[066] Assim, a configuração do processador pode incluir a conexão operacional com a memória residente e periféricos para executar as instruções programadas. Em algumas modalidades, a estimativa do parâmetro de interesse pode envolver aplicar um modelo. O modelo pode incluir, porém, sem limitação, (i) uma equação matemática, (ii) um algoritmo, (iii) um banco de dados de parâmetros associados ou uma combinação dos mesmos.

[067] Por “substancialmente todo”, quer-se dizer uma porção majoritária suficientemente grande para permitir o uso de sinais TEM gerados em conexão com a mesma para determinar um valor de uma propriedade da formação à frente da broca, em que os exemplos de tal porção incluem, por exemplo, pelo menos 70 por cento, pelo menos 90 por cento, pelo menos 95 por cento, pelo menos 99 por cento, pelo menos 99,9 por cento e assim por diante, até incluir a totalidade do tubo.

[068] O termo “predominantemente” refere-se a uma quantidade de corrente induzida em uma profundidade de investigação na formação terrestre em relação a uma quantidade de corrente induzida em outra profundidade na formação terrestre. Uma quantidade predominantemente maior de corrente induzida na profundidade de interesse fornecerá uma resposta de energia eletromagnética que pode ser relacionada a uma propriedade da formação terrestre na profundidade de investigação. Conforme usado no presente documento, o termo “predominantemente” refere-se pelo menos a uma quantidade mínima de aumento nas correntes induzidas na profundidade de investigação em relação a outras profundidades, sendo que a quantidade mínima é necessária para ter a capacidade de estimar uma propriedade da formação terrestre na profundidade de investigação a partir da resposta.

[069] Embora a presente revelação seja discutida no contexto de um poço de produção de hidrocarboneto, deve ser entendido que a presente revelação pode ser usada em qualquer ambiente de poço inacabado (por exemplo, um poço geotérmico ou de água).

[070] A presente revelação é suscetível a modalidades de formas diferentes. São mostradas nos desenhos, e serão descritas no presente documento com detalhes, as modalidades específicas da presente revelação com o entendimento de que a presente revelação deve ser considerada como uma exemplificação dos princípios da revelação e não são destinadas a limitar a revelação ao ilustrado e descrito no presente documento. Embora a revelação anterior seja direcionada às modalidades de um modo da revelação, várias modificações ficarão evidentes para os indivíduos versados na técnica. Espera-se que todas as variações sejam abrangidas pela revelação supracitada.

Claims

1. Aparelho para avaliar uma formação de terra cruzada por um poço inacabado, em que o aparelho é caracterizado pelo fato de que compreende: um transportador (420) configurado para ser conduzido em um poço inacabado, o transportador incluindo um tubo condutor (130); pelo menos uma antena transmissora (110) no tubo condutor (130) configurada para induzir uma corrente na formação de terra mediante ativação no poço inacabado (620); pelo menos uma antena receptora (120, 125) no tubo condutor (130) configurada para receber um sinal transiente correspondente induzido pela formação de terra em resposta à corrente; e pelo menos um processador (493) configurado para: estimar um valor de uma propriedade de resistividade da formação de terra com o uso do sinal transiente correspondente em resposta a uma ativação transiente da pelo menos uma antena transmissora (110); e em que o tubo condutor (130) compreende uma porção de condutividade reduzida adjacente a pelo menos uma da (i) pelo menos antena transmissora (110) e da (ii) pelo menos uma antena receptora (120, 125), e em que a porção de condutividade reduzida compreende um material de condutividade reduzida tendo uma resistividade entre 10-4 ohm-metros e 102 ohm-metros.

2. O aparelho, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que o material de condutividade reduzida é configurado para operar no poço inacabado (620) a uma carga de tração em operação de 1.600 kN e uma carga de torção de 65 kN.

3. O aparelho, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que o material de condutividade reduzida é configurado para operar no poço inacabado (620) a uma pressão interna de pelo menos 65 mPa e uma temperatura de 150 graus Celsius.

4. O aparelho, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que o material de condutividade reduzida é anisotrópico em relação à resistividade.

5. O aparelho, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que o material de condutividade reduzida é um material compósito.

6. O aparelho, de acordo com a reivindicação 5, caracterizado pelo fato de que o material de condutividade reduzida compreende pelo menos um dentre: i) fibras de carbono; e ii) fitas de carbono.

7. O aparelho, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que o material de condutividade reduzida é não metálico.

8. O aparelho, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que a propriedade de resistividade da formação de terra é selecionada dentre: (i) uma resistividade da formação, (ii) uma condutividade da formação e (iii) uma constante dielétrica da formação.

9. O aparelho, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que o transportador (420) compreende, ainda, uma montagem de parte inferior de poço (490) que inclui uma broca de perfuração (450); a propriedade de resistividade da formação de terra compreende uma distância até uma interface na formação de terra, e o pelo menos um processador (493) é, ainda, configurado para controlar uma direção de perfuração da montagem de parte inferior de poço (490) com o uso do valor estimado da distância até a interface.

10. O aparelho, de acordo com a reivindicação 9, caracterizado pelo fato de que o pelo menos um processador (493) é, ainda, configurado para estimar a propriedade de resistividade para uma porção da formação de terra à frente da broca de perfuração (450).

11. O aparelho, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que o pelo menos um processador (493) é, ainda, configurado para estimar o valor da propriedade de resistividade da formação de terra realizando-se uma inversão com o uso de um modelo 1-D sem usar uma representação do tubo condutor (130).

12. O aparelho, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que a porção de condutividade reduzida compreende substancialmente todo o tubo condutor (130).

13. O aparelho, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que a porção de condutividade reduzida compreende pelo menos um inserto (135) no tubo condutor (130).

14. O aparelho, de acordo com a reivindicação 13, caracterizado pelo fato de que a pelo menos uma antena transmissora (110) e a pelo menos uma antena receptora (120, 125) são colocadas no mesmo inserto (135) do pelo menos um inserto.

15. O aparelho, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que compreende pelo menos duas antenas de recepção separadas (120, 125), em que o pelo menos um processador (493) é configurado para estimar o valor da propriedade de resistividade da formação de terra com o uso do primeiro e do segundo sinais transientes de uma primeira e uma segunda das pelo menos duas antenas de recepção separadas (120, 125), respectivamente, em que cada uma é responsiva a uma ativação transiente da pelo menos uma antena transmissora (110).

16. O aparelho, de acordo com a reivindicação 15, caracterizado pelo fato de que o pelo menos um processador (493) é, ainda, configurado para estimar a propriedade de resistividade da formação de terra com o uso do primeiro e do segundo sinais transientes para derivar um sinal compensado substancialmente não afetado pelo tubo.

17. Método para avaliar uma formação de terra cruzada por um poço inacabado, em que o método é caracterizado pelo fato de que compreende: conduzir um transportador (420) em um poço inacabado (620), em que o transportador (420) inclui um tubo condutor (130) que tem pelo menos uma antena transmissora (110) e pelo menos uma antena receptora (120, 125) no tubo condutor (130), em que o tubo condutor (130) compreende uma porção de condutividade reduzida adjacente a pelo menos uma dentre (i) a pelo menos uma antena transmissora (110) e (ii) a pelo menos uma antena receptora (120, 125), em que a porção de condutividade reduzida compreende um material de condutividade reduzida tendo uma resistividade entre 10-4 ohmmetros e 102 ohm-metros; induzir uma corrente na formação de terra; receber um sinal transiente correspondente induzido pela formação de terra em resposta à corrente; e usar pelo menos um processador (493) para estimar um valor de uma propriedade de resistividade da formação de terra com o uso do sinal transiente correspondente.