BRPI0502149B1

BRPI0502149B1 - conjunto de operação por cabo de perfuração passível de posicionamento em um furo de poço que penetra uma formação subterrânea, método de avaliação de uma formação subterrânea, ferramenta de interior de poço, e método para colheita de amostras de interior de poço

Info

Publication number: BRPI0502149B1
Application number: BRPI0502149A
Authority: BR
Inventors: Edward Harrigan; Lennox Reid; William E Brennan Iii
Original assignee: Schlumberger Surenco Sa
Priority date: 2004-06-29
Filing date: 2005-06-20
Publication date: 2016-03-22
Also published as: GB2415718A; CA2509604A1; NO20052649D0; CA2669480A1; US20070215349A1; CN1721654A; GB0511637D0; AU2005202359A1; DE102005029349A1; CA2509604C; FR2872198A1; RU2363846C2; MXPA05006833A; RU2005120075A; CA2669480C; GB2415718B; SA05260187B1; NO20084139L; US20050284629A1; US7303011B2

Abstract

"conjunto de operação por cabo de perfuração passível de posicionamento em um furo de poço que penetra uma formação subterrânea, método de avaliação de uma formação subterrânea, ferramenta de interior de poço, e método para colheita de amostras de interior de poço". as configurações da invenção referem-se a um conjunto de operação por cabo de perfuração que inclui uma ferramenta de testemunhagem para colheita de testemunhos da formação e uma ferramenta de teste de formação para colheita de amostras de fluido da formação, em que a ferramenta de teste de formação é acoplada operacionalmente à ferramenta de testemunhagem. em algumas configurações, o conjunto de operação por cabo de perfuração inclui uma ferramenta de testemunhagem de baixo requisito energético. em outras configurações, a ferramenta de testemunhagem inclui uma linha de fluxo para teste de formações.

Description

CONJUNTO DE OPERAÇÃO POR CABO DE PERFURAÇÃO PASSÍVEL DE POSICIONAMENTO EM UM FURO DE POÇO QUE PENETRA UMA FORMAÇÃO SUBTERRÂNEA, MÉTODO DE AVALIAÇÃO DE UMA FORMAÇÃO SUBTERRÂNEA, FERRAMENTA DE INTERIOR DE POÇO, E MÉTODO PARA COLHEITA DE AMOSTRAS DE INTERIOR DE POÇO

Antecedentes da Invenção São geralmente perfurados poços no solo para recuperação de jazidas naturais de petróleo e gás, bem como de outros materiais desejáveis, que se encontram aprisionados em formações geológicas na crosta terrestre. Um poço é perfurado para o interior do solo e é orientado para alcançar a localização geológica tida como alvo, a partir de uma sonda de perfuração localizada na superfície terrestre.

Quando é alcançada uma formação geológica de interesse, os sondadores muitas vezes investigam a formação e seu conteúdo mediante utilização de ferramentas de avaliação de formações subterrâneas. Alguns tipos de ferramentas de avaliação de formações geológicas fazem parte de uma coluna de perfuração e são utilizadas durante o processo de perfuração. Estas ferramentas são designadas, por exemplo, como ferramentas de perí Üagem-durante-a-perfuraçâo ("Logging-While-Driiiing” - LWD) ou ferramentas de mediçâo-durante-a-perfuração ("Measurement-While-Driiling" - MWD). Outras ferramentas de avaliação de formações geológicas são utilizadas algum tempo após o poço ter sido perfurado. Tipicamente, estas ferramentas são descidas para o interior do poço mediante utilização de urn cabo de perfuração ("wireline") para transmissão de comunicações eletrônicas e energia. Estas ferramentas são designadas como ferramentas de cabo de perfuração {"wireline tools").

Um tipo de ferramenta de cabo· de perfuração é designado como uma "ferramenta de teste de formação". O termo "ferramenta de teste de formação" é utilizado para descrever uma fer.ram.enta de avaliação de formações geológicas capaz de retirar fluido da formação para o interior da. ferramenta de interior de poço. Na prática, uma f errarnenta de teste de formação pode envolver muitas funções de avaliação de formação, tais como capacidade para realização de medições (isto é, temperatura e pressão de fluido), processamento de dados e/ou colheita e armazenagem de amostras do fluido da formação. Assim, r.a presente divulgação, o termo ferramenta de teste de formação abrange uma ferramenta de interior de poço que colhe fluido de uma formação para o interior da ferramenta de interior de poço para propósitos de avaliação, quer a ferramenta armazene ou não as amostras. Exemplos de ferramentas de teste de formação são ilustrados e descritos nas patentes norte-americanas US 4,860,581 e US 4,936,139, ambas sob cessão ao cessionário da presente invenção.

Durante as operações de teste de formação, o fluido de interior de poço é tipicamente colhido para o interior da ferramenta de interior de poço e é medido, analisado, capturado, e/ou descartado. Nos casos em que é capturado fluído (r.ormalmente fluido da formação), em uma operação por vezes referida como "amostragem de fluido", é tipicamente colhido um fluido para o interior de uma câmara de amostragem e o fluido é transportado para a superfície para ser submetido a análises adicionais {frequentemente realizadas em. um laboratório) .

Enquanto o fluido é colhido para o interior da ferramenta, diversas medições de fluidos de interior de üüço sac tipicamente realizadas para determinação de condições e propriedades da formação, tais como a pressão de fluido na formação, a permeabilidade da formação e o ponto de .borbulhamento ("bubble point") do fluido da formação. A permeabilidade refere-se ao potencial de fluxo da formação. Uma alta permeabilidade corresponde a uma baixa resistência ao fluxo de fluido. O ponto de borbulhamento refere-se à pressão de fluido na qual os gases dissolvidos no mesmo serão liberados na forma de bolhas saindo do fluido da formação. Estas e outras propriedades podem ser importantes para a tomada de decisões referentes a operações no interior do poço.

Uma outra ferramenta de interior de poço tipicamente utilizada em um furo de poço através de um cabo de perfuração é designada como uma "ferramenta de testemunhagem" ("coring tool"5, De forma diferente das ferramentas de teste de formação, que são utilizadas principalmente para colheita de amostras de fluidos, uma ferramenta de testemunhagem é utilizada para obtenção de uma amos era da rocha da formação.

Uma ferramenta de testemunhagem típica inclui una broca de perfuração vazada, designada como "broca de testemunhagem" ("coring bit"), que é feita avançar para o interior da parede da formação de tal forma que uma amostra, designada como um "testemunho" ("core sample") possa ser retirada da formação. Um testemunho pode então ser transportado para a superfície, onde pode ser analisado para determinação, entre outras coisas, da capacidade de armazenagem da jazida (designada como porosidade) e a permeabilidade do material que forma a jazida; da composição química e minerai dos fluidos e depósitos de minerais contidos nos poros da formação; e/ou do conteúdo de água não passível de redução do material da formação. As informações obtidas da análise de um testemunho podem igua.mente ser utilizadas para t ornada de decisões referentes a operações r.o interior de poços.

As operações de testemunhagem de interior de poço dividem-se gera.lm.ente em duas categorias: testemunhagem axial e de parede lateral. A "testemunhagem axial", ou t: e s t emu n h a ger convencional, envolve o aplicação de uma força axial, para fazer avançar uma broca de testemunhagem para c fundo do poço. Tipicamente, esta operação é realizada após a coluna de perfuração ter sido removida, ou "após a manobra", do furo de poço, quando subseqüentemente uma broca de testemunhagem. rotativa com uma parte interna vazada para acolhimento do testemunho é descida para o interior do poço na extremidade da coluna de perfuração. Um exemplo de uma ferramenta de cestemunhagem axial encontra-se ilustrado na patente norte-americana n° US 6,006,844, cujo cessionário é a empresa Baker Hughes.

Em contraste, em uma operação de "testeir.unhagem de parede lateral", a broca de testemunhagem é estendida radialmente a partir da ferramenta de interior de poço e é feita avançar através da parede lateral de um furo perfurado, ha testemunhagem de parede lateral, a coluna de perfuração náo pode tipicamente ser utilizada para imprimir rotação à broca de testemunhagem, nem pode prover o peso necessário para impulsionar a broca para o interior da formação. Ac invés disso, a própria ferramenta de testemunhagem deve gerar tanto o torque que causa o movimento de rotação da broca de testemunhagem, quanto a força axial, designada como peso-na-broca ("Weiçht-on-Bit" - WüBj necessários para inserção da broca de testemunhagem para o interior da formação. Um outro desafio na operação de testemunhagem de parede lateral reside nas limitações dimensionai s do furo perfurado, 0 espaço disponível ê 1:m:t ad o pe1 o d í ãmet r o do f uro perfurado. Deverá existir um espaço suficiente para alojar os dispositivos que operam a broca de testemunhagem e um espaço suficiente para retirada e armazenagem de um testemunho. Um testemunho de parede lateral típico tem cerca de 1,5 polegada (~ 3,8 cm) de diâmetro e menos de 3 polegadas de comprimento (- 7,6 cm), muito embora os tamanhos possam variar com o tamanho do furo perfurado, Exemplos de ferramentas de testemunhagem de parede lateral são ilustrados e descritos rias patentes norte-americanas n° US 4,714,119 e n0, US 5,667, 025, ambas sob cessão ao cessionário da presente invenção.

Tal como no caso da ferramenta de teste de formação, as ferramentas de testemunhagem sào tipicamente instaladas no furo de poço através de um cabo de perfuração, após ter sido completada a perfuração, com propósitos de análise de condições no interior do poço. As etapas adicionais de instalação de uma ferramenta de teste de formação montada em cabo de perfuração, com posterior e adicional instalação de uma ferramenta de testemunhagem montada em cabo de perfuração, retardam adicionalmente as operações no furo· de poço. É desejável que as operações de tone de formação com cabo de perfuração e de testemunhagem com cabo de perfuração sejam combinadas em uma única ferramenta de cabo de perfuração. Entretanto, os requisitos energéticos das ferramentas cie testemunhagem convencionais têm sido até agora incompatíveis com os requisitos energéticos das ferramentas existentes de teste de formação com cabo de perfuração. Uma ferramenta de testemunhagem de parede lateral típica requer cerca de 2,5 - 4 kW de energia. Em contraste, as ferramentas de teste de formação· convencionais são tipicamente projetadas para gerarem somente cerca de 1 kW de energia. As ligações eletrônicas e de alimentação de energia em uma ferramenta de teste de formação não são geralmente projetadas para provisão de energia necessária para suporte de uma ferramenta de testemunhagem de parede lateral operada por cabo de perfuração.

Observa-se que a patente norte-americana n° US 6,157,893, sob cessão à empresa Baker Hughes, ilustra uma ferramenta de perfuração com uma ferramenta de testemunhagem e uma sonda ("probe"). De forma diferente das up;1 cações com cabe de perfuração, as ferramentas de perfuração possuem capacidades energéticas adicionais geradas cen base no fluxo de lama através da coluna de perfuração. A energia adicional provida pela ferramenta de perfuração nâo se encontra atualmente disponível para aplicações de cabo de perfuração. Desta forma, subsiste uma necessidade de um conjunto operado por cabo de perfuração que possua tanto capacidades de amostragem de fluido quanto de testemunhaç- -m. Ê adrnona imente desejável que qualquer ferramenta de interior de poço que apresente uma combinação de capacidades de testemunhagem e de teste de formação apresento uma ou mais das seguintes características, entre outras: operação aperfeiçoada de teste e/cu amostragem, redução dimensional da ferramenta, capacidade para realização de testemunhagem e teste de formação em uma única localização no furo de poço e/ou através da mesma ferramenta, e/ou capacidade para combinar de forma cômoda e eficiente ferramentas separadas de testemunhagem e amostragem em um mesmo componente e/ou ferramenta de interior de poço.

Ainda, são citados os seguintes documentos relevantes da técnica anterior: 0 documento ÜS 5,517,854 {Dl), publicado em 21/05/1996, que revela um método e aparato passível de posicionamento em um furo de poço que penetra uma formação subterrânea. Este aparato compreende câmara de amostragem para fluido de formação, sensores para análise dos testemunhos de formação coletados, bomba hidráulica e motor de testemunhagem. c método de avaliação de uma formação compreende etapas de obtenção de um testemunho da formação mediante utilização de uma broca de testemunhagem, recuperação do aparato de teste, análise do testemunho e análise da amostra de fluido (figuras 1-5; coluna 3, linhas 2/-60}; 0 documento US 4,660,581 {D2}, publicado em 29/08/1989, revela uma ferramenta para determinação das propriedades de uma formação. Esta ferramenta é composta por câmara de amostragem segmentada, linha de fluxo, broca de testemunhagem, elementos de vedação, sensores de teste de formação, bomba hidráulica e motor de testemunhagem {figuras 1-2; coluna 5, linhas 11-33); e 01 documento US 6,006, 844 dD3), publicado em 28/12/1999, revela um dispositivo e método para avaliação de uma formação subterrânea (figuras 1-7; coluna 3, linhas 32-64).

Sumário da Invenção Em uma ou mais configurações, a invenção refere-se a um conjunto operado· por cabo de perfuração que inclui uma ferrainenta de amostragem para colheita de testemunhos da formação e uma ferramenta de teste de formação para colheita de amostras de fluido da formação, em que a ferramenta de teste de formação é operacionalmente acoplada à ferramenta de testemunhagem.

Em uma ou mais configurações, a invenção refere-se a um método para avaliação de uma formação que inclui a descida de um conjunto operado por cabo de perfuração para o interior de um. furo perfurado, ativação de uma ferramenta de teste de formação acoplada ao conjunto operado por cabo de perfuração para obtenção de uma amostra de fluido da formação, e ativação de uma ferramenta de testemunhagem acoplada ao conjunto operado por cabo de perfuração para obtenção de um testemunho.

Em uma ou mais configurações, a invenção refere-se a uma ferramenta de interior de poço que inclui um corpo de ferramenta possuindo uma abertura, uma broca de testemunhagem disposta na proximidade da abertura no corpo de ferramenta e passível de extensão seletiva através da mesma, uma linha de fluxo disposta na proximidade da broca de testemunhagem e uma superfície de vedação disposta na proximidade de uma extremidade distai da linha de fluxo.

Em uma ou mais configurações, a invenção refere-se a um método para colheita de amostras de interior de poço que inclui a obtenção de urr. testemunho utilizando uma broca de testemunhagem disposta em um bloco de amostragem em uma ferramenta de interior de poço, rotação do bloco de amostragem, estabelecimento de comunicação fluida entre uma linha de fluxo no bloco de amostragem e uma formação, e retirada de um fluído de formação da formação através da linha de fluxo.

Err. uma ou mais configurações, a invenção refere-se a um método para colheita de ferramentas de interior de poço que inclui o estabelecimento de comunicação fluida cotio uma linha do fluxo em uma ferramenta de interior de poço e uma formação mediante extensão de um tampão ("packer") de vedação para entrar em contato com uma formação, obtenção de um testemunho mediante utilização de um.a broca de testemunhagem configurada para se estender no interior de uma área de vedação do tampão ("packer") de vedação, ejeção do testemunho da broca de testemunhagem e para o interior de urr.a câmara de amostragem, e retirada de um fluido de formação da formação através da linha de fluxo.

Em uma ou mais configurações, a invenção refere-se a uma junta de operação de campo ("field joint") para acoplamento de módulos de ferramenta que inclui um módulo superior possuindo um conector de fundo de junta de campo em uma extremidade inferior do módulo superior e um módulo inferior possuindo um conector de topo de junta de campo em uma extremidade superior do módulo inferior. O módulo superior pode compreender um alojamento cilíndrico para. acolhimento do módulo inferior, uma primeira .linha de fluxo, uma divisória de conector fêmea possuindo pelo menos um primeiro conector fêmea. 0 módulo inferior pode compreender uma segunda linha de fluxo, uma divisória de conector de pino macho, e um ou mais pinos machos dispostos na divisória de conector de pino macho de tal forma que pe..c mcncs uma parte dc(s) um ou mais pinos machos fica protuberante para o lado de cima a partir da divisória de conector de pino macho.

Em, uma ou mais configurações, a invenção refere-se a uir método para acoplamento de dois módulos de ura conjunto de interior de poço que inclui a inserção de um módulo inferior para o interior de um alojamento cilíndrico de um módulo superior, inserção de pinos machos em uma divisória de conector de pino macho nc módulo inferior para o interior de orifícios de conector fêmea em uma divisória de conector fêmea no módulo superior, depressão da divisória do conector de pino macho utilizando a divisória de conector fêmea, e inserção de um conector macho para linha de fluxe no módulo superior para o interior de um conector fêmea para linha de fluxo do módulo inferior.

Outros aspectos e vantagens da invenção serão aparentes com base na descrição que se encontra a seguir e nas xeivindicações em anexo.

Breve Descrição dos Desenhos A FIG. 1 ilustra na forma de diagrama um conjunto de cabo de perfuração que inclui uma ferramenta de teste de formação e uma ferramenta de testemunhagem. A FIG. 2A é um diagrama de uma ferramenta de testemunhagem da técnica anterior. A FIG, 2B ilustra na forma de diagrama uma ferramenta de testemunhagem de acordo com uma configuração da invenção. A FIG, 3 ilustra um gráfico ilustrativo da eficiência de um motor de testemunhagem em função de potência de saída para duas diferentes taxas de fluxo de fluido hidráulico para um motor de testemunhagem, A FIG. 4 é um gráfico do torque requerido por uma broca de testemunhagem em função de velocidade de rotação e taxa de penetração. A FIG. 5 é um diagrama de um sistema de controle de peso-na-broca de acordo com uma configuração da invenção. A FIG. 6 é um gráfico ilustrativo da vantagem mecânica de uma broca de testemunhagem em função da posição da broca relativamente a uma broca de testemunhagem típica. Λ FIG. 7A ilustra um corte transversal de uma junta de operação de campo ("fieid joint") antes do acoplamento, de acordo com uma configuração da invenção. A FIG. 7B ilustra um corte transversal de uma junta de operação de campo ("field joint") antes do acoplamento, de acordo com uma configuração da invenção. A FIG. 7C ilustra uma seção ampliada de um ccrte transversal de um junta de operação de campo ("field joint") anteriormente ao acoplamento, de acordo com uma configuração da presente invenção, A FIG. 8A ilustra um corte transversal de uma parte de uma ferramenta de interior de poço de acordo com unia configuraçáo da invenção. A FIG. 8B ilustra um corte transversal de uma parte do uma ferramenta de interior de poço de acordo com um,a cor,: 1 au raç á o da invenção. A FIG. 3C ilustra um corte transversal de uma parte de uma ferramenta de interior de poço de acordo com uma configuração da invenção. A FIG. 9 ilustra um corte transversal de uma parte de uma ferramenta de interior de poço de acordo com uma configuração da invenção. A FIG. 10 ilustra uma configuração de um método de acordo com ã invenção, A FIG. 11 ilustra uma configuração de um método de acordo com a invenção. A FIG. 12 ilustra uma configuração de um método de acordo com a invenção.

Descrição Detalhada Algumas configurações da presente invenção referem-se a um conjunto de cabo de perfuração que inclui uma ferramenta de testemunhagem de baixa potência que pode ser acoplada a uma ferramenta de teste de formação. Outras confiqurações da invenção referem-se a uma junta de geração de campo field joint") que pode scr utilizada para acoplar uma ferramenta de testemunhagem a uma ferramenta de teste de formação. Algum,as configurações da invenção referem-se a uma ferramenta de interior de poço •que inclui um. conjunto combinado de reste de formação e t e 5 v e m. u n hagem. A FIG. 1 ilustra r.a forma de diagrama um aparelho de cato de perfuração 10’ noiccadc em operação no interior de um furo de poço 105 a partir de uma sonda 100 de acordo com uma configuração da invenção. O aparelho de cabo de perfuração 101 inclui uma ferramenta de teste de formação 102 e uma ferramenta de testemunhagem 103. A ferramenta de teste de formação 102 é acoplada operacionalmente à ferramenta de testemunhagem 103 através da junta de operação de campo ('*fie 1 d joint") 104. A ferramenta de teste de formação 102 inclui uma sonda 111 que pode ser estendida da ferramenta de teste de formação 102 para estabelecer comunicação fluida com uma formação F. Podem ser incluídos pistões de apoio 112 na ferramenta 101 para auxiliarem a operação na qual a sonda 111 ê empurrada para entrar em contato com a parede lateral do furo de poço e para estabilização da ferramenta 102 no· furo perfurado·. A ferramenta de teste de formação 102 ilustrada na FIG. 1 também inclui uma bomba 114 para bombeamento do fluido de amostragem através da ferramenta, bem como câmaras de amostragem 113 para armazenagem de amos:, ras de f .1 u: do . Outros componentes podem igualmente ser írxluídos, tais como um módulo de alimentação de energia, um módulo hidráulico, um módulo de análise de fluído, e outros dispositivos. A ferramenta de testemunhagem 103 inclui um conjunto de testemunhagem 125 com uma broca de t est ernunhagem 121, uma área de armazenagem 124 para armazenagem oe testemunhos, e os mecanismos de controle associados 123 (por exemplo, os mecanismos ilustrados na FIG. 5} . Em algumas configurações, conforme será descrito mais adiante com referência à FIG. 2B, a ferramenta de testemunhagem 103 consome menos que cerca de 2 kW de energia. Em certas configurações especificas, uma ferramenta de testemunhagem 103 pode consumir menos que cerca de 1,5 kW, e em pelo menos uma configuração, uma ferramenta de testemunhagem 103 consome menos que I kW.

Tsto torna desejável combinar a ferramenta de testemunhagem 103 com a ferramenta de teste de formação 102. 0 braço de suporte 122 é utilizado para estabilizar a ferramenta 101 no furo perfurado {não ilustrado) durante o funcionamento· da broca de testemunhagem 121. O apa rolho da FIG. 1 é ilustrado com múltiplos módulos operacionalmente acoplados entre si. Entretanto, o aoarelho pode também ser parcialmente ou totalmente unitário. Por exemplo, conforme se encontra ilustrado na FIG. 1, a ferramenta de teste de formação 1C2 pode ser unitária, com a ferramenta de testemunhagem alojada em um módulo separado cperaci onalmente acoplado pela junta de operação de campo ("field joint”) 104. Alternativamente, a ferramenta de testemunhagem poderá ser incluída de forma unitária no alojamento em geral do aparelho 101.

As ferramentas de interior de poço incluem frequentemente vários módulos {isto é, seções da ferramenta que realizam funções diferentes). Adicionalmente, mais que um componente ou ferramenta de interior de poço poderá ser combinado nc mesmo cabo de perfuração para realização de um,a multiplicidade de tarefas de interior de poço em uma mesma operação de cabo de perfuração. Os módulos sào tipicamente acoplados por "juntas de operação de campo {"field joints")”, tal como a junta de operação de campo (field joint") 104 da FIG. 1. Por exemplo, um módulo de uma ferramenta de teste de formação possuí tipicamente um tipo de conector em sua extremidade de topo e um segundo tipo de conector em sua extremidade de fundo. Os conectores de topo e de fundo sào formados para se acoplarem operacionalmente entre si. Mediante utilização de módulos c ferramentas com configurações de conectores similares, iodos os módulos e ferramentas podem ser acoplados topo-a-tcpo para formação do conjunto de operação por cabo de perfuração. Uma junta de operação de campo ("field joint") pode prover uma ligação elétrica, uma ligação hidráulica, e uma ligação de linha de fluxo, dependendo dos requisitos cias ferramentas operadas pelo cabo de perfuração. Uma ligação elétrica proporciona tipicamente tanto capacidades de alimentação de energia quanto de comunicação.

Na prática, uma ferramenta de operação por cabo de perfuração incluirá na generalidade vários componentes diferentes, alguns dos quais podem ser compreendidos por dois ou mais módulos (por exemplo, um módulo de amostragem o um. módulo de bornbeam.ento de uma ferramenta de teste de formação). Na presente divulgação, o termo "módulo" é utilixado para descrição de qualquer uma das ferramentas separadas ou módulos de ferramenta individuais que podem ser acoplados em um cor', junte de operação por cabo de perfuração. 0 termo "módulo’' descreve qualquer parte do conjunto de operação por cabo de perfuração, independentemente de o módulo fazer parte de uma ferramenta maior ou constituir em si mesmo uma ferramenta separada. Deverá igualmente ser observado que o termo "ferramenta de operação por cabo de perfuração" é por vezes utilizado na têcr.ica para descrição do conjunto inteiro de operação por cabe de perfuração, incluindo todas as ferramentas individuais que formam o conjunto. Na presente divulgação, o termo "conjunto de operação por cabo de perfuração" ê utilizado para impedir qualquer confusão com as ferramentas individuais que formam o conjunto de operação por cabo de perfuração (por exemplo, uma ferramenta de testemunhagem, uma ferramenta de teste de formação, e uma ferramenta de RMN (ressonância magnética nuclear) podem ser todas incluídas em um único conjunto de operação por cabo de poiiuraçao). A FIG. 2 A é um diagrama de uma ferramenta de testemunhagem operada por cabo de perfuração 210 de acordo com a técnica anterior. A ferramenta de testemunhagem 210 inclui um conjunto de testemunhagem 204 com um motor hidráulico de testemunhagem 202 que aciona uma broca de testemunhagem 201. A broca de testemunhagem 201 é utilizada para remover um testemunho (não ilustrado) de uma formação geol6gic a.

Para impulsionar a broca de testemunhagem 201 para c interior da formação, a mesma deverá ser pressionada para o interior da formação enquanto· é feita rodar. Assim, a ferramenta de testemunhagem 210 aplica ura peso-na-broca (Weight On Bit - "KOB") (isto é, a força que pressiona a broca de testemunhagem 201 para o interior da formação) e um torque á broca de testemunhagem 201. A ferramenta de testemunhagem 210 ilustrada na FIG. 2A inclui mecanismos para aplicação de ambas as forças. Exemplos de um aparelho de testemunhagem com mecanismos para aplicação de WOB e torque são divulgados na patente norte-americana n° 6.371.221, que se encontra sob cessão ao cessionário da presente invenção. O WOB da ferramenta de testemunhagem 210 da técnica anterior é gerado por um motor de corrente alternada (AC) 212 e um conjunto de controle 211 que inclui uma bomba hidráulica 213, uma válvula de controle de fluxo de retorno íFeedback Flcw Controi - "FFC") 214, e um pistão de efeito einemático 215. O motor AC 212 fornece energia para a bomba hidráulica 213. O fluxo de fluido hidráulico da bomba hidráulica 213 é regulado pela válvula de controle de fluxo de retorno 214, e a pressão de fluido hidráulico aciona o pistão de efeito cinemático 215 para aplicar um WOB à broca de t e stemunhagem 201. O torque ê fornecido por um outro motor de AC 216 e uma tomba de engrenagens 217, 0 segundo motor de AC 216 aciona a bomba de engrenagens 217, que fornece um fluxo constante de fluido hidráulico para o motor hidráulico de testemunhagem 202. O motor hidráulico de testemunhagem 202, por sua vez, transmite um torque à broca de testemunhagem 201 que causa a rotação da broca de testemunhagem 201. Tipicamente, a bomba de engrenagens 217 bombeia cerca de 4,5 çpm (galões por minuto) (- 17 Ipm (litros por minuto)) □ e 11 uido Hidráulico com uma pressão de cerca de 500 psi [-3,44 M?a / 35,078 kgf/cm2} . Isto gera um torque de cerca de 135 in.-oz. (polegadas por onça) (~ 0,953 N-M) consumindo simui tar.eamente entre 2,5 kw e 4,0 kW, dependendo da eficiência do sistema. Uma velocidade de operação típica da broca de testemunhagem 201 è de cerca de 3.000 rpm (revoluções por minuto).

Fazendo agora referência á FIG. 2B, uma ferramenta de testemunhagem 220 de acordo com uma configuração da invenção utiliza dois motores DC (de corrente continua) sem escovas 222, 226 ao invés dos motores AC da FIG. 2A. Os motcr e s DC sem escovas 222, 226 são pro jetado s pa ra operarem com mais eficiência que os motores AC, permitindo que a ferramenta 220 seja operada com menos energia. A ferramenta, de testemunhagem 22C da FIG. 2B pode ser utilizada, por exemplo, na ferramenta de testemunhagem 103 cl5 flG, 1. Muito embora as capacidades de potência menores da ferramenta de testemunhagem tornem a mesma utilizável em aplicações de operação per cabo de perfuração (com ou sem um dispositivo de teste de formação), a mesma pode içuaImente ser utilizada em outras ferramentas de interior de poço. 0 primeiro· motor de corrente continua (DC) sem escovas 222 é acoplado operacionalmente a um conjunto de controle 221 incluindo uma bomba hidráulica 223, uma válvula 224, e um pistão de efeito cinemático 225. O motor de corrente continua (DC) 222 aciona a bomba hidráulica 22 3, e um. fluído hidráulico é bombeado através de uma válvula 224. A válvula 224 consiste preferencialmente em uma válvula áe solenóide do tipo de modulação de amplitude dc pulse ;pulse-width modulated - "PWM°). A válvula pode ser operada de forma a controlar a quantidade de WGB. Cor.forme será descrito com referência ás FIGS. 6A e 6B, a válvula de solenóide poderá ser controlada de tal forma que um pistão de efeito cinemático 225 aplique um WOB constante ou de tal forma que o WOB seja alterado para manter um torque constante na broca de testemunhagem 201.

Um segundo motor de corrente contínua (DC) sem escova:; 226 aciona uma bomba de engrenagens 22? de alta pressão que fornece um fluído hidráulico para o motor hidráulico de testemunhagem 202. Em algumas configurações, a bomba de engrenagens de alta pressão 227 é utilizada para fornecimento de fluido hidráulico com uma pressão mais elevada e uma taxa de fluxo menor que nas ferramentas de testemunhagem da técnica anterior, Este sistema proporciona aquilo que é aqui referido como "baixa potência". Por exemplo, a ferramenta de testemunhagem 220 ilustrada na FIG. 2B pode bombear fluido hidráulico a uma taxa de cerca de 2,5 gpm 9,46 Ipm) a uma pressão de cerca de 535 psi (- 3,7 MPa / 37,729 kgf/cm2; . A reduzida taxa de fluxo de fluido hidráulico para o motor hidráulico de testemunhagem 202 irá operar a broca de testemunhagem 201 a uma velocidade mais baixa. Por exemplo, uma taxa de fluxo de 2,5 gpm a 535 psi 9,46 Ipm e - 3,7 MPa / 37,729 kgf/cm'"'} irá gerar uma velocidade de broca de testemunhagem de cerca de 1.600 rpm.

Uma tal configuração pode permitir que uma broca de testemunhagem 220 consuma menos que 2 kW de energia. Em algumas configurações, uma ferramenta de testemunhagem 220 pode consumir menos que 1 kW de energia. A FIG. 3 ilustra um gráfico 300 da eficiência de um motor de testemunhagem (eixo das ordenadas (Y-axis) em %) em função de potência de saída íeixo das abscissas (X-axis) em. Watts} para duas ferramentas de testemunhagem, Este gráfico compara eficiência em função de potência para a ferramenta de testemunhagem 210 da FIG, 2A e para a ferramenta de testemunhagem. 220 da FIG. 2B, dentro da faixa de operação de a té 30 C Wa 11 s d e pot ê nci a. A primeira curva 301 ilustrei a eficiência do motor de testemunharem 202 da E"IG. 2A a uma taxa de fluxo de 4,5 gpm 17,03 Ipm) . A 300 W, um rendimento de potência máximo típico para uma ferramenta de testemunhagem, a eficiência alcança seu valor máximo 303 de cerca de 301. A segunda curva 302 ilustra a eficiência do motor de testemunhagem 202 da FIG. 23 a uma taxa de fluxo de 2, 5 gpm 9,46 lpm). A segunda curva 302 ilustra uma eficiência máxima 304 de mais de 50% com 300 W de rendimento. Assim, mediante redução da taxa de fluxo de 4,5 gpm (~ 17,03 lpm) para 2,5 gpm (~ 9,46 lpm), a eficiência do motor de testemunhagert; pode ser aumentada para um valor acima de 50%, Com 300 W de rendimento de potência, um motor de testemunhagem com uma eficiência de 501 irá requerer menos de I kW de potência de entrada. Esta redução da potência requerida permite a utilização de uma ferramenta de testemunhagem em combinação com uma ferramenta de teste de formação. A fíG. 4 ilustra em um gráfico tridimensional 400 o torque requerido· baseado em rpm e taxa de penetração {rate of penetration - "ROP") para uma formação típica. Uma ferramenta de testemunhagem típica perfura um testemunho em cerca de 2-4 minutos. Nessa faixa, o torque requerido nào sofre grandes alterações relativamente à velocidade da ci oca de perfuração. Por exemplo, no ponto 402 para 3.000 rpm e 2 minutos/testemunho, a ferramenta de testemunhagem irá requerer um torque ligeirarnente maior que 100 in.-oz. (- 0, 706 N-K) . No ponto 404 para 1.500 rpm e 2 m: m;tos/testemunho, a broca de perfuração também requer um pouco mais que 100 in.-oz. de torque í~ 0,706 N-M). Assim, numa ferramenta de testemunhagem de acordo com certas configurações da invenção é projetada para perfurar e obter um testemunho em uma quantidade de tempo idêntica à das ferramentas de testemunhagem da técnica anterior, utilizando para esse efeito um menor valor de energia.

As ferramentas de teste de formação típicas são geralmente incapazes de transmitirem a potência requerida pelas ferramentas de testemunhagem da técnica anterior, A ferramenta de testemunhagem de baixa potência da FIG. 23 pode consumir menos de cerca de I kW de potência. Com este requ;s:to de potência reduzido, uma ou mais configurações de uma ferramenta de testemunhagem de baixa potência podem ser combinadas com uma ferramenta de teste de formação permitindo obter tanto amostras de fluido quanto testemunhos durante uma mesma operação de cabo de perfuração. Uma vantagem adicional consiste no fato de ser possível obter tanto uma amostra de fluido quanto um testemunho de uma mesma localização no furo perfurado, permitindo uma análise tanto da rocha da formação quanto do fluido contido na mesma. As ferramentas de testemunhagem e de teste podem ser posicionadas para realização de testes e/ou para colheita de amostras de localizações idênticas ou relativas. Ainda assim, uma pessoa normalmente versada na técnica poderá reconhecer que é possível obter uma ou mais das vantagens da presente invenção· sem utilização de uma ferramenta de testemunhagem de baixa potência, A FIG, 5 ilustra um conjunto de controle 500 mediante o qual é possível regular o valor de WOB aplicado sobre urra broca de testemunhagem. O conjunto de controle pode ser utilizado, por exemplo, como conjunto de controle para a ferramenta de testemunhagem da FIG. 2B, O conjunto de controle 500 inclui uma bomba hidráulica 503 que bombeia fluido hidráulico através de uma linha hidráulica 506 para um pistão de efeito cinemático 507. A bomba hidráulica 503 retira fluido hidráulico de um reservatório 505 e bombeia o íLei do hidráulico para o pistão de efeito cinemático 507 através de uma linha de fluxo 506. O pistão de efeito cir.cmáticc 507 converte a pressão hidráulica em uma força que atua sobre o motor de testemunhagem 502 para provisão de um WOB. uma válvula 504 err, uma linha de alivio 509 permite desviar fluido hidráulico da linha de fluxo 506 de uma maneira controlada, de tal forma que é possível controlar cora precisão a pressão hidráulica na linha de fluxo 506, e dessa forma controlar com precisão o pistão de efeito cinemático 507. h válvula 504 pode ser uma válvula de solenóide do tipo de modulação de amplitude de pulso (pulse-width modulated - "PWMM5. A válvula 504 é acoplada operacionalmente a um controlador de PWM 508. O controlador SC8 opera a válvula com base em entradas provenientes de sensores 521, 531. Freferenciaimente, uma válvula de solenóide do tipo PWM {isto é, a válvula 504} é comutada uutie d posição aberta e a posição fechada a uma elevada nequência. Por exemplo, a válvula 501 pode ser operada a uma freqüêneia entre cerca de 12 Hz e 25 Hz, A fração de tempo durante o qual a válvula 504 fica aberta irá controlar a quantidade de fluido hidráulico que flui através da válvula 504. Quanto mais elevada for a taxa de fluxo através da válvula 504, menor será a pressão na linha de fluxo 506 e menor será o WGB aplicado pelo pistão de efeito cinemático 507. Quanto menor for a taxa de fluxo através da válvula 504, maior será a pressão na linha de fluxo 506 e maior será c WOB aplicado pelo pistão de efeito cinemático 507.

Um dispositivo controlador de ?WM 508 pode ser operacionalmente acoplado a um ou mais sensores 521, 531.

Preferencialmente, o dispositivo controlador do tipo de moauiação de amplitude de pulso (PWM) 508 é acoplado a pelo menos um sensor de pressão 521 e um. sensor de torque 531, O sensor de pressão 521 é acoplado á linha de fluxo 506 de forma a responder à pressão hidráulica na linha de fluxo 5 0 6, e o sensor de torque 531 é acoplado ao motor de testemunhagem 5C2 de forma a responder ao torque produzido pe.lv.· motor ae testemunhagem 502. A válvula 504 pode ser controlada de forma a manter uma característica de operação em um valor desejado. Por exemplo, a válvula 504 pode ser controlada para manter um WOB substancialmente constante. A válvula 504 pode igualmente ser controlada para manter uma produção de torque substanciaImente constante do motor de testemunhagem D ZZ .

Quando a válvula 504 é controlada para manter um WC3 constante, o dispositivo controlador do tipo de modulação de amplitude de pulso (PWM) 508 controlará a válvula 504 com base em uma entrada do sensor de pressão 521. Quando o WQB se tornar exeessivaraente elevado, o controlador 508 poderá operar a válvula 504 para manter a posição aberta durante uma fração de tempo mais longa, Q fluido hidráulico na linha de fluxo 506 poderá então fluir através da válvula 504 com uma taxa de fluxo mais elevada, que reduzirá a pressão aplicada ao pistão de efeito cinemático 507, reduzindo dessa forma o WQB.

Inversamente, quando o WOB cai para um valor abaixo da pressão desejada, o controlador 5C8 poderá operar a válvula 504 para manter a posição fechada durante uma fração de tempo mais longa. 0 fluido hidráulico na linha de fluxo 506 flui através da válvula 504 em uma taxa de fluxo menor, o que irá aumentar a pressão aplicada ao pistão de efeito cinemático 507, aumentando dessa forma o WQB.

Quando o sistema é controlado com base no torque, o sensor de torque 531 mede o torque que é aplicado ao motor de testemunhaqem. Para uma determinada velocidade de rotação, o torque aplicado pelo motor de testemunhagem 502 irá depender das propriedades da formação e do WQB. O dispositivo cont rolador 518 opera a válvula 504 de tal forma que o torque produzido pelo motor de testemunhagem 502 permanece próximo de um nível constante. 0 rendimento de torque desejado poderá variar dependendo da ferramenta e da aplicação. Em algumas configurações, o rendimento de torque desejado tem um valor entre 100 in.-oz. {- 0,706 N->·; e 400 in.-oz. (- 2,82 N-M) . Em algumas configurações, o rendimento de torque desejado é de cerca de 135 in.-oz. (~ 0,953 N-M), Era outras configurações, o rendimento de torque desejado é de cerca de 250 in.-oz. (~ 1,77 N-M).

Quando o torque produzido pelo motor de tp i- * >.■■" geir. 502 se encontra acima do nlvei desejado, o disensitivo controlador 508 opera a válvula 504 de forma a que a mesma fique aberta durante uma fração mais longa de tempo. Ocorre então uma taxa de fluxo mais elevada do fluído hidráulico que flui através da válvula 504. Isto reduz a pressào na linha de fluxo 506, reduzindo a pressão hidráulica no pistão de efeito cinemático 507. Um decréscimo de pressão no pistão de efeito cinemático 507 tem coreó resultado ura decréscimo de WOB e um decréscimo do torque requerido para manutenção da velocidade de rotação da broca de testemunhagem (não ilustrada na FIG. 5}. Assim, o torque produzido pelo motor de testemunhagem 502 rei orna tá para o nível desejado, Quando o torque produzido pelo motor de testemunhagem 502 se encontrar abaixo do nível desejado, o dispositivo controlador 508 irá operar a válvula 504 de tal forma que a mesma fique em sua posição fechada durante uma fração de tempo mais longa. 0 fluido hidráulico flui através da válvula 504 a uma taxa de fluxo menor, isto aumenta a pressão na linha de fluxo 506, aumentando a pressão hidráulica no pistão de efeito cinemático 507. Um acréscimo de pressão no pistão de efeito cinemático 507 terá como resultado um acréscimo de WOB e um acréscimo do torque requerido para manutenção da velocidade de rotação da broca de testemunhagem. A FIG. 5 ilustra um sistema de controle 500 que por ml cí.· o controle de WOB para manutenção de um WOB constante ou para manutenção de cm torque constante aplicado â broca de testemunhagem. Outros sistemas podem incluir somente um sensor e controlarem uma válvula com base em medições de somente um sensor. Essas configurações não se afastam do escopo da invenção. A FIG. 5 ilustra uma configuração na qual, por exemplo, a válvula 504 se encontra ligada em uma linha de alivio 509 que flui para um reservatório 508. Isto não constitui entretanto uma limitação para a presente invenção. São previstas outras configurações, tal como configurações nas quais a válvula desvia o fluxo de outras formas, conforme é conhecido na técnica. Adiciona Imente, poderão ser utilizadas diversas combinações de controle de torque e/ou pressão. A FIG. 6 è um gráfico que ilustra a vantagem, mecânica (eixo das ordenadas (Y-axis} } para o SOB com base na posição de broca (eixo das abscissas fX-axis)} em polegadas/centímetros) para uma ferramenta de testemunhagem típica. 0 gráfico 601 ilustra que a vantagem mecânica varia ao longo da faixa de posições da broca. Devido ao fato de ocorrer uma variação de vantagem, mecânica, o valor real de WOB irá também variar com cada posição da broca, mesmo que seja mantida constante a pressão hidráulica aplicada ao pistão de efeito cinemãtico (por exemplo, 516 na FIG. 5) . Este gráfico indica que uma manutenção cuidadosa da pressão hidráulica nâo irá de forma geral manter um valor constante de ,\OB, Assim., em algumas situações será preferencial controlar a pressão hidráulica com base em torque.

As FIGS. 7A e 7.3 ilustram cortes transversais de uma junta de operação de campo {"field joint") 700 de acordo com uma configuração da invenção. A junta de operação de campo í"field joint") ICC pode ser utilizada, por exemple, como a junta de operação de campo (”field joint") 104 da FIG. 1. Esta junta tíe operação de campo ("field joint") pode ser utilizada para combinação de diversos componentes ou módulos de qualquer ferramenta de interior de poço, tal como uma ferramenta operada por cabo de perfuração, por tubagem espíralada, uma ferramenta de perfuração, ou outra ferramenta. A FIG. 7A ilustra um módulo superior 701 e um módulo inferior 702 imediatamente ar.tes do acoplamento. O módulo superior 701 inclui uma luva cilíndrica 706 no interior da qual se encaixa o módulo infericr' 7 02, O módulo superior 701 incluí um conector macho para linha de fluxo 711 com vedações 727 para impedir a passagem de fluido em corno do conector macho para linha de fluxo 711. 0 conector macho para linha de fluxo 711 pode ser, por exemplo, acoplado por roscas ao módulo superior 701 (por exemplo, em uma área ilustrada na generalidade com o numeral 712). Um conector fêmea para linha de fluxo 751 no módulo inferior 702 é posicionado para acolher o conector macho para linha de fluxo 711 quando a junta de operação de campo ("fiel ri jolnt"} 7 00 é acoplada (condição acoplada ilustrada na fc'lG. 73). O conector de linha de fluxo 711 acopla a linha de fluxo 717 no módulo superior 701 á linha de fluxo 757 no módulo Inferior 702 de tal forma que existe comunicação fluida entre as linhas de fluxo 717, 757. O módulo superior 701 também, inclui uma divisória de conector fêmea 714. Furos de acoplamento 753 ficam localizados na divisória de conector fêmea 714. Os furos de acoplamento 753 são posicionados no medo superior 701 para impedirem que fluidos estranhos sejam aprisionados ou acumulados nos furos de acoplamento 753. O módulo inferior 702 inclui uma divisória de conector de pino macho 754 com pinos machos 713 que se estendem, no sentido ascendente a partir da divisória de conector de pino macho 754. Λ divisória de conector tíe pino macho 7 54 e os pinos machos 713 são dispostos em. uma luva protetora 773. Em algumas configurações, a luva protetora 7 73 é ligeiramente mais alta que o topo dos pinos machos 713. Em algumas configurações, a divisória de conector de pino macho 754 é móvel relativamente ao módulo inferior 702 e a luva protetora 773. Por exemplo, a FIG. 7A ilustra uma mela '78 3 que empurra a divisória de conector de pino macho 154 para umâ posição de limite superior.

Opcionalmente, a superfície superior da divisória de conector de pino macho 754 ê coberta por uma vedação de interface 771 que é unida ao topo da divisória 754 e que possui saliências que formam uma vedação em torno de cada pine macho 713. A vedação de interface 771 é ilustrada mais detalhadamente na ETG. 7C. Os pinos machos 713 estendem-se no sentido ascendente a partir da divisória de conector de pino macho 751. Uma vedação de interface 771 é disposta no topo da divisória de conector de pino macho 754. A vedação de interface 77], consiste preferencialmente em um material elastomérico, tal como borracha, disposto em torno dos pinos machos 713 para impedir o ingresso de fluido na divisória de conector de pino macho 754 e para interferência com quaisquer circuitos que possam encontrar-se localizados no interior da divisória de conector de pino macho 754. Adicionalmente, a vedação de interface 771 forma uma vedação centra a face da divisória 714 para forçar a sarua ue í „ u ido ac espaço entre a divisória de conector de pino macho 7 54 e a divisória de conector fêmea 714. A, FIG, 7C é uma ilustração ampliada de u.xa posição acoplada. As saliências em torno de cada pino na vedação- de interface 771 vedam os furos de conector fêmea 753 de tal forma que não é possível o ingresso de fluido na área de ligações elétricas após o acoplamento des módulos 701, 702. Esta configuração de vedação ó utilizada para isolar eletricamente cada pino/conector fêmea de outros pinos e da massa da ferramenta. A luva protetora 773 pode ser perfurada ou porosa. Isto permite que os fluidos aprisionados no- interior da luva protetora 773 fluam através da luva protetora para uma posição na qual os fluidos não possam interferir com as ligações elétricas er.tre os pinos machos 713 e os furos de conector fêmea 753 quando a junta de operação de campo ("field joint") 700 é acoplada. A FIG. 7 3' ilustra em corte transversal â junta de operação de campo ("field joint") 700 após o acoplamento. O módulo inferior 702 é posicionado no interior da luva cilíndrica 706 dc módulo superior 701. As vedações 765 {por exemplo, anéis tóricos (o-rings)) no módulo inferior 702 formam uma vedação contra a parede interna do alojamento cilíndrico 706 para impedirem, o ingresso de fluido na junta de operação de campo ("field joint"] 700. 0 conector macho para linha de fluxo 711 do módulo superior 7Cl é acolhido no conector fêmea para linha de fluxo 75l do módulo inferior 702. Vedações 728 no conector macho para linha de tluxo 711 formam uma vedação contra a superfície interna do conector fêmea para linha de fluxo 751 para impedir o fluxo de fluido em torno do conector de fluxo 711. Na posição acoplada, o conector macho para linha de fluxo 711 estabelece comunicação fluida entre a linha de fluxo 717 no módulo superior 701 e a linha de fluxo 757 no ττ ό d u 1 ο inferior 7 0 2 .

Observa-se que a presente descrição é referente a vedações que são posicionadas em um elemento para estabelecerem uma vedação· contra um segundo elemento. Uma pessoa normalmente versada na técnica poderá observar que poder ia ser disposta uma vedação no segundo elemento para estabelecimento de vedação contra o primeiro elemento. Nenhuma limitação é pretendida por qualquer descrição de uma vedação disposta sobre ou em um elemento especifico. Configurações alternativas não se afastam do escopo da invenção.

Na posição acoplada, a divisória de conector fêmea 7' 14 exerce uma pressão no sentido descendente sobre a divisória de conector de pino macho 754. A mola 780 permite o movimento descendente da divisória de conector de pino macho 754. Os pinos machos 713 são posicionados nos orifícios de conector fêmea 753 para formação de contatos elétricos. A divisória de conector fêmea 714 é posicionada pelo menos parcialmente no interior da luva protetora 773.

Na junta de operação de campo (”field joint") ilustrada na F1G. 7B, a luva protetora 773 permanece estacionári a com relação ao módulo inferior 702. Os pinos machos 713 são também, preferencialmente localizados no interior da luva protetora 773. Durante o acoplamento, a divisória, de fêmeas de pino encaixa-se na luva protetora 773 para acoplamento com os pinos machos 713 localizados na divisória de conector tie pino macho 754, simultaneamente empurrando a divisória de conector de pino macho 754 no sentido descendente. A FIG. 7C ilustra urna vista ampliada de uma seçào da junta de operação de campo {"field joint'1) (700 nas FIGS. 7A e 7B) na posição acoplada. A face inferior da divisória de conector fêmea 714 é posicionada contra a vedação de interface 771 no topo da divisória de conector de pino macho 7 54. Os pinos .machos 713 são acolhidos nos orifícios de conector fêmea 753. A vedação de interface 771 veda os orifícios de conector fêmea 753 de tal forma que não é possível ocorrer ingresso de fluído na área de contatos elétricos após os módulos 701, 702 terem sido accp]ados. A luva protetora 773 pode incluir uma vedação 775. Na posição nâo acoplada (ilustrada na FIG. 7A), a vedação 775 forma uma vedação contra a divisória de conector de pino macho 754 para impedir o ingresso de fluido no módulo inferior (702 nas FIGS. 7A e 7B) . Na posição acoplada ilustrada nas FIGS. 7B e 7C, a divisória de conector fêmea 7 14 é posicionada de forma a ficar em contato com. a vedação 775, Na configuração acoplada, a vedação 775 impede que um fluido na junta de operação de campo ("field joint") ingresse na área localizada entre a divisória de conector de pino macho 754 e a divisória de fêmeas de pinos 7,14 e interfira nos contatos elétricos. A. vedação 775 é igualmente utilizada para impedir que um fluido na junta de operação de campo (" f ield joint11} ingresse no módulo inferior 702.

Conforme foi discutido acima, a luva protetora 773 pode ser perfurada ou porosa para permitir um fluxo de fluido através da luva protetora 773. A luva protetora 773 pode ser porosa acima da vedação 775, porém não pode ocorrer fluxo de fluido através da luva protetora 773 abaixo da vedação 775, a vedação 775 impede um fluxo de fluido através da luva protetora porosa 773 para uma posição entre a divisória de conector de pino macho 754 e a divisória de fêmeas dc pino 714, e para o interior do módulo inferior 702.

As FIGS. 8 e 9 ilustram ferramentas de avaliação de forma ção que incluem tanto capacidades de testemunhagem quanto capacidades de amostragem. Uma tal ferramenta pode consistir em uma ferramenta de operação por cabo de perfuração ou pode fazer parte de outras ferramentas de interior de poço, tais como uma ferramenta de perfuração, uma ferramenta de tubagem espiralada, uma ferramenta de c o m p 1 e t a ção o u. o u t r a ferramenta. Λ r"IG. 6A ilustra em corte transversal uma ferramenta de interior de poço 800 com um conjunto combinado 801 de teste e testemunhagem de acordo com uma configuração da invenção. O conjunto combinado pode ser posicionado na ferramenta de interior de poço ou pode ser alojado em um módulo passível de combinação com a ferramenta de interior de poço. A ferramenta de interior de poço 800 possui um c o r p o de f e r ramen t a BC2 que e:: vo1ve o conjunto combinado 801. Uma abertura 804 no corpo de ferramenta 802 permite obter testemunhos e amostras de fluido da formação. A abertura 804 é preferencialmente passível de fechamento seletivo para impedir fluxo de fluido para o interior da ferramenta de interior de poço. O conjunto combinado 801 inclui urn bloco de amostragem 806. O bloco de amostragem. 8Ü6 é posicionado na adjacência da abertura 8 04 de tal forma que o bloco de amostragem 806 tem acesso à abertura 804 . 0 bloco de amostragem 806 pode incluir uma sonda de fluido 8 07 e uma broca de testemunhagem 8 08 em lados adjacentes. 0 bloco de amostragem 806 pode ser feito rodar de tal forma que qualquer um, seja a sonda de fluido 807 ou a broca de testemunhagem 808, fique em uma posição adequada para acesso á abertura 804. A FIG. BA ilustra um bloco de ame st ragem 806 em uma posição com a sonda de fluido 807 posicionada de forma a poder acessar a abertura 804, A presente invenção não pretende ser limitada pela construção exata de uma sonda de fluido. A descrição a seguir é dada somente a título de exemplo. A sonda de fluido 807 inclui uma superfície de vedação 810, tal como um tampão ("packer"), destinada a exercer uma pressão contra a parede do furo perfurado {não exibido}. Quando a superfície de vedação 810 cria uma vedação contra a parede do furo perfurado, a linha de fluxo 812 na sonda de fluido 807 é disposta em comunicação fluida com a formação. A â uoe r: ic ie de vedação 3 10 pode compreender um liampáo {"packer") ou outra vedação para estabelecimento de comunicação fluida entre a linha de fluxo e a formação.

Conforme se encontra ilustrado na FIG. 8A, uma tubagem 803 pode ser utilizada para ligação da linha de fluxo 812 no bloco de amostragem 806 à linha de amostragem de fluido 814 r.a ferramenta 800. A ligação entre a linha de fluxo 812 e a tubagem 813 dispõe a sonda de fluido 8 07 em comunicação fluida com a linha de amostragem de fluido 814. A tubagem 813 é preferencialmente uma tubagem flexível que mantém a ligação entre a segunda linha de fluxo 812 e a iir.ha de amostragem de fluido 614 quando o bloco de amostragem 806 é feito rodar. A tubagem 813 permite movimento relativo entre a linha de fluxo 812 no bloco de amostragem 806 e a linha de amostragem de fluido 814 na ferramenta 800, mantendo ainda a comunicação fluida. Por exemplo, a FIG. 8B ilustra a ferramenta 800 com o bloco de amostragem 806 rodado de tal forma que a broca de testemunhagen 808 se encontra adjacente à abertura 804. A ubaqem 813 também se moveu de tal forma que c mantida ainda uma comunicação fluida entre a linha de fluxo 812 no bJ oco de amostragem 806 e a linha de amostragem de fluido 814 na ferramenta 800.

Em algumas configurações, a tubagem 813 é uma tubagem rígida telescópica que permite uma faixa dinâmica de posições. Outros tipos de tubagem ou conduto podem ser utilizados sem afastamento do escopo da invenção.

Para obtenção de uma amostra, o bloco de amostragem 806 estende-se através da abertura 804 de tal forma que a superfície de vedação 810 (por exemplo, um tampão ("packer"), conforme se encontra ilustrado nas FIG5. 8A e 8B> contata a formação (não exibida} . A superfície de vedação 810 exerce uma pressão contra a formação de tal forma que a linha de fluxo 812 fica disposta era comunicação fluída com a formação. O fluído da formação pode ser retirado para o interior do corpo de ferramenta 802 através da linha de fluxo 812. A broca de testemunhagem 808 no bloco de amostragem 806 pode ser feita avançar para o interior da formação para obtenção de um testemunho do material da formação. A FIG. 9B ilustra a ferramenta 800 com o bloco de amostragem 806 rodado de tal forma que a broca de testemunhagem 808 fica localizada na adjacência da abertura 804. Nesta posição, a broca de testemunhagem 808 pode ser estendida para obtenção de ..r:. testemunho da formação (não ilustrada) . Após um testemunnc ter sido capturado na broca de testemunhagem 8 08, a broca de testemunhagem. 806 pode ser novarcente retraída para c interior da ferramenta 80C. A FIG. 8B ilustra a broca de testemunhagem 808 em uma posição retraída.

Fazendo novamente referência à FIG. 8A, após um testemunho ter sido capturado na broca de testemunhagem 808, o bloco de amostragem 806 pode ser feito rodar de tal forma que a broca de testemunhagem 8 08 fica disposta err. uma posição vertical. A partir desta posição, um dispositivo de impulsão de testemunho 823 pode empurrar o testemunho (nâo ilustrado) da broca de testemurshagera 808 para o interior de uma passagem de testemunho 822. Em algumas configurações, o testemunho pode ser armazenado na passagem de testemunho 622. Em outras configurações, a passagem de testemunho 822 pude conduzir a um mecanismo de armazenagem de testemunho, tal como aquele que se encontra ilustrado na FIG. 8C. A FIG. 8C ilustra uma câmara de armazenagem de testemunho 850 de acordo com uma configuração da invenção. A câmara de armazenagem, de testemunho 850 pode ser localizada imediatamente abaixo de um mecanismo de broca de testemunbagem e ejeção de testemunho, tal como a broca de testemunhagem 808 e o dispositivo de impulsão de testemunho 823 ilustrados na FIG. 8A. Um testemunho pode ser deslocado ou feito passar para o interior da câmara de armazenagem de testemunho 850 de tal forma que poderá ser recuperado posteriormente para análise.

Uma câmara de testemunho 850 pode incluir válvulas de retenção 852, 853. As válvulas de retenção 852, 853 podem ser utilizadas para isolar seções da câmara de testemunho 850 formando compartimentos separados de tal rorma que uma pluralidade de testemunhos podem ser armazenados sem ocorrência de contaminação entre os testemunhos. Por exemplo, a válvula de retenção inferior 353 poderá ser fechada em preparação para a armazenagem de um testemunho. Um testemunhe poderá então ser deslocado para o interior da câmara de testemunho 850, e a válvula de retenção inferior 853 isolará o testemunho de qualquer coisa que se encontrar abaixo da válvula de retençáo inferior 853 (por exemplo, testemunhos colhidos anteriormente). Após o testemunho se encontrar no lugar, a válvula de retenção superior 852 poderá ser fechada para isolar o testemunho de qualquer coisa que se encontrar anima da válvula de retenção superior 852 {por exemplo, testemunhos colhidos pôsteriormer.te5 , Utilizando-se uma pluralidade de válvulas de retençáo (por exemplo, as válvulas de retençáo 852, 853), uma câmara de testemunho poderá ser dividida em compartimentos separados que são isolados de outros compartimentos.

Observa-se que podem ser utilizados com a invenção mecanismos de isolação diversos de válvulas de retenção. Por exemple, uma válvula de diafragma ("iris vaive”) ou uma vá)vu:a clastomérica poderâc ser utilizadas para isolar um compartimento em uma câmara de testemunho. O tipo de válvula não deverá limitar a invenção.

Em algumas configurações, uma câmara de testemunho 85C poderá ser acoplada à linha de amostragem de fluido 814 por uma linha de preenchimento 857. A linha de preenchimento 857 pode incluir uma válvula de preenchimento 856 para colocação seletiva da câmara de testemunho 850 em comunicação fluida com a linha de amostragem de fluido 814. Em algumas configurações, a câmara de testemunho 850 pode ser ligada ao ambiente de furo perfurado através de uma linha de ejeção 8 55. Uma válvula de ejeção 854 poderá ser operada seletivaroente para colocação seletiva da câmara de testemunho 850 em comunicação fluida com o furo perfurado. 0 termo "furo perfurado" é utilizado para descrever o volume que fci perfurado. Idealmente, existe uma disposição de lama acumulada contra a parede do furo perfurado de tal forma que o interior do furo perfurado é vedado relatívamente â formação. Quando a linha de fluxo (por exemplo, 812 na FIG. Qh) se encontra em comunicação fluida com a formação, em algumas configurações, a linha de ejeção 855 fica disposta em comunicação fluida com o furo perfu rado.

Uma linha de preenchimento 857 permite que uma amostra de fluido seja armazenada no mesmo compartimento de uma câmara de testemunho que o testemunho que foi obtido da mesma posição no furo perfurado. Após um testemunho se e.oconr rar em uma posição armazenada (isto é, entre as válvuias de retenção 852, 853, que se encontram fechadas), a válvula de preenchimento 856 é aberta e o fluido de amostragem pode ser bombeado para o interior da câmara de testemunho, no mesmo compartimento que o testemunho. A linha de ejeção 855 permite ejetar fluido para o interior do furo perfurado até o testemunho ficar completamente imerso no fluido de formação nativo dessa localização.

Ma FIG. 8C, a linha de preenchimento 857 é ligada a um compartimento (isto é, entre as válvulas de retenção 652, 853} na proximidade do topo do compartimento, e a linha de eieçàó 8 55 é ligada na proximidade do fundo do compartimento. Um testemunho pode ser armazenado em uma posição com a margem que fazia parte da parede do furo perfurado disposta de face para baixo. Mesta posição, as áreas do testemunho que foram afetadas por invasão de lama ficam dispostas na proximidade do fundo do testemunho. Mediante acoplamento das linhas de preenchimento e de ejeção 857, 85 5 ao topo e ao fundo do compartimento, respect i vamente, o fluido de amostragem pode enxaguar e retirar o filtrado de lama do testemunho enquanto o compartimento é preenchido com fluido nativo da formação (isto é, uma amostra de fluido). A F1G, 9 ilustra em corte transversal uma parte de uma ferramenta de testemunhagem 900 incluindo uma ferramenta combinada 901 de testemunhagem e teste de formação de acordo com uma configuração da invenção. A ferramenta combinada cie testemunhagem e teste de formação 901 inclui uma sonda 503 com uma broca, de testemunhagem 902 posicionada na mesma. A sonda pode ser seletivamente estendida para contatar a parede do furo de poço e criar uma vedação com a formação. A broca de testemunhagem 902 pode ser então seletivamente estendida {com ou sem extensão ou retração da sonda) para contatar a parede do furo de poço. A broca de testemunhagem 902 da FIG. 9 encontra-se .bs:rada em uma posição retraída, mas poderá ser estendida para o interior da formação 912 para obtenção de um testemunho. A ferramenta de testemunhagem 900 também inclui preferencialmente um dispositivo de impulsão de testemunho ou ejetor de testemunho 904. Após um testemunho ser acolhido na broca de testemunhagem 902, a broca de testemunhagem 902 pode ser feita rodar e o dispositivo de impulsão de testemunho 904 pode ser estendido para ejetar o testemunho da broca de testemunhagem 902 para o interior de uma câmara de armazenagem {não ilustrada). O conjunto combinado de testemunhagem e teste de formação pode ser retraido para o interior da ferramenta de interior de poço e pode ser feito rodar de cal forma que o testemunho possa ser ejetado para o interior da câmara de amostragem. Alternativamente, o testemunho poderá ser retido na broca de testemunhagem para ser removido quando a ferramenta de interior de poço for recuperada na superfície. A sonda 903 inclui igualmente uma vedação de fluido ou tampão {"packer") 906 e uma linha de fluxo 908 para obtenção de amostras de fluido. Quando o tampão ("packer") 906 é pressionado contra a parede da formação, a linha de fluxo 908 é isolada do ambiente do furo perfurado e fica em comunicação fluida com a formação. Os fluidos da formação podem ser retirados para o interior da ferramenta de testemunhagem 900 através da linha de fluxo 908. 0 tampão {"packer") 906 cria uma área de vedação contra a formação 912. Uma comunicação fluida com a formação é estabelecida no interior da área de vedação do tampão ("packer"} . Uma abertura da linha de fluxo 908 fica preferencialmente localizada no interior da área de vedação na adjacência do tampão ("packer”) 906. A linha de fluxo 908 é igualmente preferencialmente adaptada para receber fluidos da formação através da área de vedação. A broca de testeraunhaçem 902 é passível de extensão para o interior e através da área de vedação do tampão {"packer"J 9C6.

Em algumas configurações, a ferramenta de testemunhageir. das FIGS. 8-9 pode ser provida com câmaras de amostragem para armazenagem de testemunhos e/ou amostras de fluido. Em pelo menos uma configuração, a ferramenta de testemur.hagem pode ser utilizada com uma câmara de amostragem que armazena testemunhos em fluido de formação obtidos da mesma localização no furo perfurado que a amostra de fluido (por exemplo, a câmara de amostragem 850 ilustrada na FIG. 8C) . Uma ferramenta de interior de poço pode incluir uma câmara de amostragem separada para armazenagem de amestras de fluido, conforme é conhecido na técnica. A descrição· acima nào tem propósitos de limitação da invenção. 0 conjunto combinado de testemunhagem e urr.es: ragem. pode igualmente ser provido com uma bomba de fluido (não ilustrada), dispositivos de análise de fluido e outros dispositivos para facilitar o fluxo de fluido na linha de fluxo e/ou a análise do mesmo. A FIG. 10 ilustra uma configuração de um método de acordo com a invenção. 0 método incluí a descida de um conjunto operado por cabo de perfuração para. c interior de um furo perfurado, na etapa .1002. G método também inclui a ativação de uma ferramenta de teste de formação acoplada ao· conjunto operado por cabo de perfuração para colheita de fluido de formação do fluido da formação, na etapa 1004. O conjunto de operação por cabo de perfuração pode igualmente incluir uma ferramenta de testemunhagem que é acoplada ao cor.junto de operação por cabo de perfuração. 0 método pode então incluir a ativação de uma ferramenta de testemunhagem acoplada ao conjunto de operação por cabo de perfuração para obtenção de um testemunho, na etapa 1006.

Em. seguida, o método pode incluir o direcionamento do testemunho para uma câmara de amostragem, na etapa 1008; e o direcionamento da amostra de fluido para o interior da câmara de amostragem, na etapa 1010. As etapas 1008, 1010 são ilustradas nesta ordem devido ac fato de c testemunho ser preferencialmente deslocado para o interior da câmara de amostragem antes da amostra de fluido ser enviada para a câmara ae amostragem. Isto permite que a câmara de amostragem seja totalmente preenchida com fluido de amostragem após o testemunho já ter sido posicionado na câmara de amostragem. Entretanto, aqueles que são normalmente versados na técnica poderão observar que estas etapas podem ser realizadas em qualquer ordem. Observa-se ígualmente que as etapas 1008, 1010 não sâo requeridas em todas ãs circunstâncias possíveis. Por exemplo, um testemunho pode permanecer no interior da broca de testemunhagem para transporte para a superfície.

Finalmente, o método pode incluir a recuperação do conjunto de operação por cabo de perfuração e análise das amostras, nas etapas 1012, 1014. A análise da amostra pode fornecer informações que serão utilizadas em. operações adicionais de perfuração, completação, ou produção do poço. A FIG. 11 ilustra uma outra configuração de um método de acordo con a. invenção. O método inclui a obtenção de um. testemunho da rocha da formação, na etapa 1102. Esta etapa poderá ser realizada estendendo-se uma broca de testemunhagem para a formação e aplicando-se um torque e uma força de WOB à broca de testemunhagem.

Em seguida, o método pode incluir a rotação de um bloco de amostragem na ferramenta de interior de poço, etapa 1104. Isto fará rodar a broca de testemunhagem de tal forma que o testemunho poderá ser ejetado da broca de testemunhagem, etapa 1106. 0 método pode igualmente incluir o estabelecimento de uma comunicação fluida entre uma linha de fluxo e a formação, etapa 11,08. Em seguida, o fluido poderá ser colhido da formação, etapa 1110. Finalmente, o ; ,ic oü ai i.os tragem é preferencialmente enviado para uma câmara de amostragem, etapa 1112. A FIG. 1.2 ilustra uma outra configuração de um método de acordo com a invenção. O método inclui, o estabelecimento de comunicação fluida com a formação, etapa 1202, Em seguida, o método pode incluir a obtenção de um testemunho mediante extensão da broca de testemunhagem através de uma área de vedação do tampão {"packer"), etapa 1204. Observa-se que um testemunho pode ser obtido anteriormente ao estabelecimento de comunicação fluida. A ordem de ocorrência das operações nâo deverá ser interpretada como uma limitação da invenção. 0 método pode incluir a ejeção do testemunho da broca de testemunhagem para o ir.terior de uma câmara de amostragem, etapa 1206. O método pode igualmente incluir a colheita de uma amostra de fluido da formação mediante retirada de fluido através de uma linha de fluxo cora sua exiremidade distai localizada no interior da área de vedação do tampão ί"packer”; de vedação, etapa 1210.

Finalmente, o método pode incluir o envio do fluido de amostragem, para o interior da câmara de amostragem, etapa 1212.

As configurações da presente invenção podem apresentar uma ou mais amostra de interior de poço seguintes vantagens. Algumas configurações da invenção pern.tem a inclusão tanto de uma ferramenta de testemunhagem quanto de uma ferramenta de teste de formação em, um mesmo conjunto de operação por cabo de perfuração ou conjunto de perfilagem tipo LWD. Vantajosamente, isto permite a obtenção de testemunhos e amostras de fluido de uma mesma posição no interior de um furo perfurado. A possibilidade de obtenção de um testemunho e de uma amostra de fluido de uma mesma posição permite uma maior precisão na análise da formação e de seu conteúdo. Adicionalmente, um ou mais componentes de testemunhagem e/cu amostragem separados ou integrais poderão ser providos em uma variedade de configurações em torno da ferramenta de interior de poço.

Venta 3 csamerite, certas configurações de uma ferramenta de testemunhagem operam com uma alta eficiência. Uma maior eficiência permite a operação de uma ferramenta de testemunhagem utilizando menos energia.

Vantajosamente, as configurações da invenção que incluem uma ferramenta de testemunhagem de baixa potência permitem a obtenção de um testemunho utilizando menos energia que na técnica anterior. Em certas configurações, uma ferramenta de testemunhagem de baixa potência utiliza menos de 1 kW de energia. Vantajosamente, os circuitos necessários para fornecimento de alimentação de energia para uma ferramenta de testemunhagem de baixa potência envolvem exigências muito menores que aquelas impostas por ferramentas de testemunhagem da técnica anterior. Assim, uma ferramenta de testemunhagem de baixa potência poderá ser utilizada na mesma conjunto de operação por cabo de perfuração com outras ferranerstas de interior de poço que não podem tipicamente fornecer a alta potência requerida pelas ferramentas de testemunhagem da técnica anterior.

Algumas configurações da ferramenta de testemunhagem de acordo com a invenção incluem válvulas de soienóide do tipo de modulação de amplitude de pulso (pulse widr.h modulation - PWM) como parte de um enlace de retorno para controle ca pressác hidráulica aplicada a um pistão de efeito cinemáticc ou outro dispositivo destinado a aplicar uma força de peso-sobre-a-broca (weight-on-bit - WOB). Vantajosamente, uma válvula de solenôide do tipo PWM poderá ser controlada coir, precisão de forma a manter o valor de WOB em ou na proximidade de um valor desejado.

Em pelo menos uma configuração, uma válvula de solenôide do tipo PWM é controlada com base em um torque que ê fornecido a uma broca de testemunhagem. Vantojosamente, uma ferramenta de testemunhagem com un tal dispositivo de controle poderá controlar com precisão a válvula de solenôide de tipo PWM de tal forma que a pressão aplicada a um pistão de efeito cinemático terá como resultado o fornecimento de um torque substancialmente ccr.star.te à broca de testemunhagem.

Algumas configurações da invenção referem-se a um con;unto ae operação por cabo de perfuração que inclui uma junta de operação de campo ("field joint”) com orifícios de conector fêmea localizados no fundo de uma ferramenta ou módulo. Vantajosamente, não poderá ocorrer aprisionamento de fluido nos orifícios de conector fêmea, e a junta de operação de campo ("field joint"5 será relativamente livre de interferência com os contatos elétricos. Vantajosamente, algumas configurações incluem uma luva protetora para ímoedír danos aos pinos machos que podem ser dispostos nc tono de um módulo ou ferramenta. Ari 5e1 ona Imente, as configurações de uma luva protetora que apresenta perfurações ou porosidade permitem que um fluido, que pcderia de outra forma interferir cora um contato elétrico. possa fluir através da luva protetora e sem contato com os contatos elétricos.

Ai.g uma s co n í í g u raçòe s de um oon j urt t o de ope ração por cabe de perfuração de acordo com a invenção incluem uma câmara de amostragem que permite a armazenagem de um testemunho na mesma câmara ou compartimento de uma amostra de fluído. Vantajosamente, um testemunho poderá ser armazenado circundado pelo fluido da formação que é nativo da posição da qual foi colhido o testemunho.

Vantajosamente, uma câmara de amostragem com uma ou mais linhas de preenchimento e ejeção permite o bombeamento de fluido da formação através da câmara de amostragem durante a permanência de um testemunho na câmara de amostragem. Vantajosamente, pelo menos uma parte do filtrado de lama localizado no testemunho (isto é, o filtrado do lama que invadiu a formação antes de se obtido o testemunho) poderá ser purgada do testemunho e da câmara de amostragem.

Muito embora a invenção ter.ha sido descrita com relação a um número limitado de configurações, aqueles que sãc versados na técnica e auferem o benefício da presente divulgação poderão apreciar que podem ser concebidas outras configurações que não se afastam do escopo da invenção conforme é aqui divulgado, besta forma, o escopo da :r.vonção deverá ser imitado somente pelas reivindicações em anexo. - REIVINDICAÇÕES -

Claims

1 . CONJUNTO DE OPERAÇÃO POR CABO DE PERFURAÇÃO PASSÍVEL DE POSICIONAMENTO EM UM FURO DE POÇO QUE PENETRA UMA FORMAÇÃO· SUBTERRÂNEA, compreendendo; um alojamento caracterizado por compreender: uma ferramenta de testemunhagem{103) para colheita de testemunhos da formação, em que a ferramenta de testemunhagem está disposta no alojamento e inclui uma broca de testemunhagem(808) extensível a partir do alojamento; e uma ferramenta de teste de formação(102) para colheita de amostras de fluído da formação, em que a ferramenta de teste de formação é acoplada operacionalinente à ferramenta de testemunhagem..

2. Conjunto de operação por cabo de perfuração, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado por a ferramenta de testemunhagem!103) compreender: um primeiro motor de corrente contínua {DC) sem escovas(222); uma bomba hidrãu1ica(223} acoplada ao primeiro motor de corrente contínua ’,ZC} sem escovas; e um motor de testemunhagem(202) acoplado hidraulicamente à primeira bomba hidráulica.

3. Conjunto de operação por cabo de perfuração, de acordo com a reivindicação 2, caracterizado por a ferramenta de testemunhagem compreender adicionalmente: um segundo motor de corrente continua (DC) sem escovas(226); uma segunda bomba hidráulica(227) acoplada operacionalmente ao segundo motor de corrente contínua (DC) sem escovas; e um pistão de efeito cinemático(225) em comunicação fluida com a segunda bomba hidráulica.

4. Conjunto de operação por cabo de perfuração, de acordo com a reivindicação 3, caracterizado por a ferramenta de testemunhagem compreender adicionalmente uma válvula de soler.óide do tipo de operação por modulação de amplitude de pulso ("pulse-wídth modulated,t) (224) em comunicação fluida com a segunda bomba hidráulica.

5. Cor.junto de operação por cabo de perfuração, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado por a ferramenta de testemunhagem compreender adicionalmente uma câmara de amostragem e uma primeira linha de fluxo, em que a primeira linha de fluxo se encontra em comunicação fluida com uma linha de fluxo na ferramenta de teste de formação e com a câmara de amostragem, e em que a câmara de amostragem é configurada para acolhimento de testemunhos de uma broca de testemunhagem disposta na ferramenta de testemunhagem,

6. Conjunto de operação por cabo de perfuração, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado por a ferramenta de testemunhagem e a ferramenta de teste de formação serem acopladas por meio de uma junta de operação de campo ("field joint1'}( 7 0 D > .

7. Conjunto de operação por cabo de perfuração, de acordo cora a reivindicação 6, caracterizado por a ferramenta de teste de formação compreender um módulo selecionado do grupo que consiste em um módulo superior e um módulo inferior, e a ferramenta de testemunhagem compreender o outro módulo do grupo que consiste no módulo superior e no módulo inferior, e em que a conexão compreende: uma conector de junta de operação de campo ("field joint"} de fundo(702) em uma extremidade inferior do módulo superior; e um conector de junta de operação de campo ("field joint"} de topei701} em uma extremidade superior do módulo inferior, em que o módulo superior compreende: um alojamento cilíndrico para acolhimento do módulo inferior; uma primeira linha de fluxo; e uma divisória de conector fêmea possuindo pelo monos um conector fêmea, e em que o módulo inferior compreende: uma segunda linha de fluxo; uma divisória de conector de pino macho; e um ou mais pinos machos dispostos na divisória de conector de pino macho de tal forma que pelo menos una parte dos um ou mais pinos fica protuberante no sentido ascendente a partir da divisória de conector de pino macho.

8. Conjunto de operação por cabo de perfuração, de acordo com a reivindicação 7, caracterizado por a ferramenta de teste de formação compreender o módulo 5 Up€? £ 10 Γ ■

9. Conjunto de operação por cabo de perfuração, de acordo com a reivindicação 7, caracterizado por a ferramenta de teste de formação compreender o módulo inferior.

10. Corijunto de operação por cabo de perfuração, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado por o módulo inferior compreender adicionaimente uma luva protetora disposta em torno da divisória de conector de pino macho.

11. Conjunto de operação por cabo de perfuração, de acordo com a reivindicação 7, caracterizado por a divisória de conector de pino macho· ser móvel relativamente ao módulo inferior, e em que o módulo inferior compreende adicionalmente uma mola disposta abaixo da divisória de conector de pino macho para exercer uma força de sentido asccnoente sobre a divisória de conector de pino macho.

12. MÉTODO DE AVALIAÇÃO DE UMA FORMAÇÃO SUBTERRÃNEA, compreendendo; descida de um conjunto de operação por cabo de oerfu ração(101} para o interior de um furo perfurado; ativação de uma ferramenta de teste de formação(102} acoplada ao conjunto de operação por cabo de perfuração para obtenção de uma amostra de fluido da formação; caracterizado por compreender ativação de uma ferramenta de testemunhagem(103) acoplada ao conjunto de operação por cabo de perfuração para; e estender uma broca de testemunhagem da ferramenta de testemunhagem a partir do conjunto de operação por cabo de perfuração em uma formação para obter uma amostragem de testemunho,

13. Método, de acordo com a reivindicação 12, caracterizado por compreender adicionalmer.te: direcionamento· do testemunho para o interior de uma câmara de amostragem(113) disposta no conjunto de operação por cabo de perfuração; e direcionamento da amostra de fluido para o interior da câmara de amostragem.

14. Método, de acordo com a reivindicação 13, caracterizado por compreender adiciona Imente: recuperação do conjunto de operação por cabo de perfuração; análise do· testemunho; e análise da amostra de fluido.

15. ferramenta de interior de poço, comp reer.dendo: um corpo de ferramenta possuindo uma abertura no mesmo; caracterizada por compreender uma broca de testemunhagem(508) disposta na proximidade da abertura no corpo de ferramenta e seletivamente extensível através da mesma; e uma linha de fluxo(812) disposta na proximidade da broca de testemunhagem; e uma área de vedação(810) disposta na proximidade de uma extremidade distai da linha de fluxo.

16. Ferramenta de interior de poço, de acordo com a reivindicação 15, caracterizada por compreender adicionaIrnento um bloco de amostragem (8C6) disposto na proxim:dace da abertura no corpo de ferramenta, em que a broca de testemunhagem é disposta em um primeiro lado do bloco de amostragem e a área de vedação é disposta em um segundo lado do bloco de amostragem,

17. Ferramenta de interior de poço, de acordo com a reivindicação 16, caracterizada por o bloco de amostragem ser acoplado à ferramenta de forma passível de rotação.

18. Ferramenta de interior de poço, de acordo com a reivindicação 17, caracterizada por a primeira linha de fluxo ser disposta no mesmo bloco de amostragem e por compreender adicionalmente: uma segunda linha de fluxo; e uma tubagem acoplada entre a primeira linha de fluxo e a linha de fluxo da ferramenta.

19. Ferramenta de interior de poço, de acordo com a reivindicação 15, caracterizada por a área de vedação compreender um tampão ("packer") de vedação, a broca de testemunhagem ser extensível através de um interior de uma área de vedação do tampão ("packer") de vedação; e a extremidade distai da linha de fluxo ser disposta no interior da área de vedação do tampão ("packer") de vedação e ser acoplada operacionalmente a uma bomba de fluído,

20. Ferramenta de interior de poço, de acordo com a reivindicação 15, caracterizada por compreender adicionalmente uma câmara de amostragem.

21. Ferramenta de interior de poço, de acordo com a reivindicação 20, caracterizada por a câmara de amostragem ser segmentada por uma ou mais válvulas.

22. Ferramenta de interior de poço, de acordo com a reivindicação 20, caracterizada por compreender adicior.almente uma linha de preenchimento acoplada à câmara de amostragem e acoplada à linha de fluxo.

23. MÉTODO PARA COLHEITA DE AMOSTRAS DE INTERIOR DE POÇO, por meio de uma ferramenta de interior de poço passível de posicionamento no interior de um furo de poço que penetra em uma formação subterrânea, caracterizado por compreender: obtenção de um testemunho da formação mediante utilização de uma broca de testemunhagem{808} disposta em um bloco de amostragem na ferramenta de interior de poço; rotação do bloco de amostragem(806); estabelecimento de comunicação fluida entre uma linha de fluxo(813) no bloco de amostragem e a formação; e retirada de um fluído da formação» da formação» através da linha de fluxo.

24. Método, de acordo com a reivindicação 23, caracterizado por o estabelecimento de comunicação fluída entre a linha de fluxo no bloco de amostragem e uma formação compreender a extensão do bloco de amostragem de tal forma que um tampão {"packer") {810} disposto no bloco de amostragem fique em contato com a formação.

25. Método, de acordo com a reivindicação 24, caracterizado por compreender adicionalmente: ejetar o testemunho da broca de testemunhagem para o interior de uma câmara de amostragem; e direcionar o fluido de formação para a câmara de amostragem.

26. MÉTODO PARA COLHEITA DE AMOSTRAS DE INTERIOR DE POÇO, compreendendo: estabelecimento de comunicação fluida entre uma linha de fluxo em, uma ferramenta de interior de poço e uma formação mediante extensão de um tampão {"packer") de vedação para colocação do mesmo em contato com urna formação; caracterizado por compreender: obter de um testemunho mediante utilização de uma broca de testemunhagem configurada para se estender para o interior de uma área de vedação do tampão ("packer"} de vedação; ejeção do testemunho da broca de testemunhagem e para o interior de uma câmara de amostragem; e retirada de um fluido de formação, da formação, através da linha de fluxo.

27. Método, de acordo com a reivindicação 26, caracterizado por compreender adicionalmente o direcior.am.en to do fluido de formação para a câmara de amostragem.