BRPI1001083A2 - método de atuação durante as operações de perfuração - Google Patents
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Abstract
MéTODO DE ATUAçãO DURANTE AS OPERAçOES DE PERFURAçãO. Uma sequência de colunas de perfuração é disposta no furo de sondagem que possui uma EHA e uma broca de perfuração que avança no furo de sondagem. Entre outros componentes da BRA, que inclui uma unidade de telemetria e uma unidade de aquisição de dados, numa configuração superfície-furo de sondagem, um receptor (ou arranjo de receptores) é posicionado nas proximidades imediatas da ponta da broca de perfuração no furo de sondagem, enquanto que uma fonte (ou arranjo de fontes) é posicionada na superfície terrestre. Alternativamente, em uma configuração furo de sondagem-superfície a fonte pode estar posicionada nas proximidades imediatas da ponta da broca no furo de sondagem enquanto que um receptor (ou arranjo de receptores) é posicionado na superficie. O sistema superfície-furo de sondagem, ou furo de sondagem-superfície, permite uma visão eletromagnética ao redor mesmo durante a execução das operações de perfuração.
Description
MÉTODO DE ATUAÇÃO DURANTE AS OPERAÇÕES DE PERFURAÇÃO
Fundamentos da Invenção
A invenção está de modo geral relacionada a sistemas emétodos para medir os campos eletromagnéticos nasproximidades imediatas atrás da broca de perfuração paradeterminar a posição de uma base sal relativamente ao localde medição para detectar a localização de sal que seencontra mais à frente da broca.
Fundamentos da Invenção
O uso de métodos eletromagnéticos (EM) situados nasuperfície para uso em furos de sondagem tem uma longahistória na indústria de mineração. Em geral, essastécnicas usam uma fonte EM produzida pelo homem, e situadana superfície do terreno, com as medições feitas de várioscomponentes EM situados no interior do poço. Comparado aosmétodos de análise somente de superfície, as técnicas deanálise de superfície ao interior do poço oferecemaprimorada resolução nas profundidades da região do poço.Até a presente data, os métodos conhecidos de análisesuperfície-furo de sondagem geralmente têm descrito asmedições feitas após um poço já ter sido perfurado, e nãodurante o processo de perfuração, e geralmente sãodirecionados para a caracterização da pós-perfuração dereservatórios para aplicações tais como o monitoramento dofluido adiante e do monitoramento e controle da produção.Uma geometria de análise superficie-furo de sondagem, talcomo aquela descrita no Pedido de Patente U.S. Serial No.12/603053, depositado em 21 de outubro de 2009 (Atty Docket23,0706) aqui incorporada por referência em sua totalidade,é também conhecida por medições feitas após um furo tersido perfurado.
Por exemplo, W02005085909 intitulado "Combinedsuperfície e furo de sondagem electromagnetic measurementsystem e method for determining formation fluid properties"para Strack descreve análises de superficie-poço pós-perfuração para o monitoramento do movimento do fluido noreservatório. A Patente U.S. No. para Aronstam descrevesensores sísmicos no furo de sondagem para a monitorar aprodução quando a perfuração estiver completa. A PatenteU.S. No. 5.597.042 e Patente U.S. No. 5.662.165, ambas paraTubel et al., descrevem sensores de diversos tipos,instalados de modo permanente para o monitoramento doreservatório e controle de produção quando a perfuraçãoestá completa.
É altamente desejável detectar as características daformação que estejam adiante e/ou ao redor do equipamentode perfuração enquanto a perfuração está sendo realizada,de modo a evitar problemas que surjam decorrentes depenetrar a uma zona com sobrepressão, problemas surgidos aocruzar por falhas, e limites de leitos, e semelhantes.Todavia, o conhecimento durante a perfuração daquilo que seencontra adiante e daquilo que se encontra ao redor nãodetecta as anomalias da formação .a tempo e distânciasuficientes situadas mais à frente da broca ou BHA comaceitável resolução espacial e profundidade deinvestiqação. Adicionalmente, os métodos complexos dainversão descritos na técnica relacionada para acaracterização do reservatório, monitoramento do fluido econtrole de produção não são adequados para as aplicaçõesdurante perfuração aqui propostas, dado que a complexidadecomputacional e o tempo requerido para serem- completadospodem não permitir uma resposta em tempo para evitar osproblemas descritos acima.
Um especifico problema premente experimentado durantea perfuração de um poço de petróleo é a detecção da base decorpos de sal antes da saida. 0 sedimento abaixo de umcorpo de sal pode estar com sobrepressão, uma condição queleva a estouros e outras situações perigosas se aplataforma de perfuração e os controles não estiveremajustados para se acomodar ao excesso de pressão. Como tal,a detecção precisa e rápida de corpos de sal situadosadiante da broca de perfuração durante as operações deperfuração é altamente valiosa.
Breve Descrição dos DesenhosA Figura 1 mostra uma geometria de análise superfície-furo de sondagem da técnica já existente para acaracterização de reservatório e monitoramento quando aperfuração está completada.
A Figura 2 mostra uma geometria de análise de furo desondagem-superficie da técnica já existente para acaracterização de reservatório e monitoramento quando aperfuração está completada.
A Figura 3 ilustra uma configuração da percepção maisà frente da broca durante as operações de perfuração deacordo com as modalidades da presente invenção.
A Figura 4 mostra uma configuração ilustrativa defonte-receptor e modelo da base sal para um cenário deoperações realizadas durante a perfuração em ambientemarinho acordo com uma modalidade da presente invenção.
A Figura 5 descreve o campo elétrico vertical medidoem seis diferentes profundidades para a configuração daFigura 4.
A Figura 6 descreve o campo horizontal em resposta àfonte dipolo elétrico vertical para a configuração daFigura 4 .
A Figura 7 mostra a resposta magnética de campo totalpara os dois modelos para a configuração da Figura 4.
A Figura 8 mostra uma configuração ilustrativa defonte-receptor para operação do tipo furo de sondagem-superficie para um segundo cenário de acordo com umamodalidade da presente invenção.
A Figura 9 descreve a amplitude do campo elétrico de0, 25 Hz normalizado pela força da fonte e a separaçãoreceptor-eletrodo como uma função da profundidade dotransmissor e da posição do receptor para a configuração daFigura 8.
A Figura 10 representa a diferença de amplitude entreas duas respostas para a configuração da Figura 8.
A Figura 11 representa um exemplo da amplitude docampo magnético em nT para a configuração da Figura 8.
A Figura 12 representa a diferença em respostas com esem o reservatório parado para a configuração da Figura 8.
Descrição Detalhada
Na descrição apresentada a seguir, numerosos detalhessão apresentados para fornecer uma compreensão da presenteinvenção. Todavia, será entendido por aqueles usualmenteversados na técnica que a presente invenção pode serpraticada sem esses detalhes e que numerosas variações oumodificações a partir das modalidades descritas sãopossíveis.
Os termos apresentados adiante possuem um especialsignificado nessa revelação. Embora muitos sejamconsistentes com os significados que possam ser a elesatribuídos por aqueles usualmente versados na técnica, ossignificados também são aqui especificados.
A Figura 1 mostra uma já existente geometria deanálise de superficie-furo de sondagem, que é uma análisepor indução EiXl em que um ou mais transmissores EM sãoposicionados na ou nas proximidades da superfície terrestre(por exemplo, superfície do terreno, ou leito marinho) ourebocada em um leito de água (para pesquisas marinhas), ourebocada ao ar acima da superfície (para pesquisa dematerial aerotransportado), e um ou mais ou mais receptoresEM são posicionados em um furo de sondagem para detectarsinais EM transmitidos pelo(s) transmissor(s) EM einfluenciada pela formação subterrânea entre a superfíciedo terreno e o furo de sondagem. A Figura 2 mostra a jáexistente análise furo de sondagem-superfície, isto é, umaanálise por indução EM em que um ou mais transmissores EMsão posicionados em um furo de sondagem e um ou maisreceptores EM são posicionados próximo da superfície paradetectar sinais EM transmitidos pelo(s) transmissor(s) EM einfluenciados pela formação subterrânea entre a superfíciedo terreno e o furo de sondagem. Em uma ou outra geometria,o número de receptores empregado pode variar, como umarranjo no furo de sondagem ou sobre a superfície,respectivamente. 0(s) receptores podem incluir hardwareusado para corrigir o sinal recebido para atenuaçãoprovocada pela sequencia de colunas tubulares derevestimento.
A Figura 3 mostra uma configuração de 3 umaconfiguração de percepção mais à frente da broca durante asoperações de perfuração de acordo com as modalidades dapresente invenção. Uma seqüência de colunas de perfuraçãoestá disposta no furo de sondagem possuindo uma BHA e umabroca de perfuração que avança no furo de sondagem. Entreoutros componentes da BHA, que inclui uma unidade detelemetria e uma unidade de aquisição de dados, numaconfiguração superficie-furo de sondagem um receptor (ouarranjo de receptores) é posicionado nas proximidades daponta da broca no furo de sondagem, enquanto que uma fonte(ou arranjo de fonte) é posicionado na superfícieterrestre. Alternativamente, em uma configuração furo desondagem-superficie a fonte pode estar posicionada nasproximidades da ponta da broca no furo de sondagem enquantoque um receptor (ou arranjo de receptores) está posicionadona superfície. 0 equipamento de superfície, não mostrado, éoperável para receber medições adquiridas no receptor (oufonte) no interior do poço, transferidas por meio de umaunidade de telemetria (empregando qualquer dos diversosmétodos de telemetria durante as operações de perfuração,que incluem mas não limitados a telemetria de pulso delama, telemetria eletromagnética, telemetria acústica, e/outubagem de perfuração cabeada). A unidade de aquisição dedados processa as medições em bruto na forma de um sinaltransferivel ao equipamento de superfície por meio daunidade de telemetria, e opcionalmente, pode ainda realizara análise descrita adiante. Alternativamente, o equipamentode superfície pode estar configurado para realizar aanálise descrita adiante.
Aqueles usualmente versados na técnica deverãoreconhecer que a presente invenção pode se estender paraaplicações no mar, nas quais fontes EM simples ou múltiplassão implementadas nas proximidades do leito marinho aalguma distância da plataforma onde o furo de sondagem estásendo perfurado. Alternativamente, a presente invenção podetambém se estender a operações de perfurações terrestrespor meio do que a fonte está situada na superfícieterrestre. A fonte pode ser adicionalmente flutuada ourebocada. Para geometrias furo de sondagem-superfície, omesmo pode ser aplicado para o receptor.
A(s) fonte (s) pode ser ou uma fonte elétrica quemediante a injeção de uma corrente estática ou variante como tempo é injetada para dentro do terreno/leito marinhoatravés de dois eletrodos, uma fonte magnética onde acorrente com variação no tempo flui em um "loop" de fios ousolenóide, ou uma combinação de ambos. Tais fontes podemtransmitir um sinal EM de baixa freqüência consistindo dequalquer número de formas de ondas periódicas incluindo umimpulso repetido, uma onda senoidal, uma onda quadrática,ou uma onda quadrática de ciclo de trabalho limitado onde osinal fica ativo por algum período de tempo e em seguidadesliga por algum período de tempo. Adicionalmente, para afonte elétrica, o sinal pode ser uma corrente DC de estadoestável.
Uma unidade receptora está posicionada na seqüência decolunas de perfuração logo acima da broca de perfuração nageometria superfície-furo de sondagem. Em um sentido maisgeral, o receptor pode medir entre um a três componentes docampo elétrico, e/ou um a três componentes do campomagnético. As medições do componente do campo elétricopodem ser feitas ou mediante simplesmente medir asvoltagens entre dois eletrodos, pela medição das correntesentre duas placas metálicas como delineado na Patente U.S.No. 7.633.296 para Safinya et al. (usualmente consignadacom o presente pedido, e aqui incorporado por referência emsua totalidade), ou mediante simplesmente empregar bobinastoroidais. As medições do campo magnético pode envolver ouso de bobinas de indução ou magnetômetros fluxgate (tambémconhecidos como magnetômetros de fluxo magnético), ououtros dispositivos de medição de campo magnético queincluem magnetômetros de campo total. As medições pode serou produzidas enquanto a seqüência de colunas de perfuraçãoestá girando durante a perfuração, ou enquanto ela estivertemporariamente parada, por exemplo, enquanto uma novasecção de coluna de perfuração estiver sendo acrescentada.A medição enquanto a seqüência de colunas de perfuraçãoestá temporariamente em repouso pode fornecer medições demelhor qualidade. As medições resultantes do campo elétricoe/ou magnético podem ser então enviadas para a superfíciepor meio de qualquer das diversas técnicas de telemetriacomo indicado acima.
Após as medições terem sido recebidas na superfície,os dados serão analisados em tempo real para determinarquão próximo a ponta da broca está da base de sal. Isso iráenvolver o processamento dos dados básicos e a rotação docomponente o que pode ser feito automaticamente. Em seguidatécnicas simplificadas de análises de dados para determinarquão rápido os diversos componentes estão se alterandodesde uma profundidade para a próxima, modelo que écompatível com o envolvimento de um ou outro modelossimples ID ou modelos 2D/3D pré-preparados por computador,e/ou técnicas de imagiologia rápida/inversão, serãoaplicadas. 0 resultado final será uma avaliação dadistância entre a ponta da broca e o ponto de saída do salque irá permitir aos operadores da broca melhor seprepararem para a possibilidade de condições desobrepressão. Em algumas modalidades, todavia, écontemplado que a análise análoga no interior do furo étambém factível.Mais especificamente, a análise consiste de duasetapas primárias, todavia, aqueles usualmente versados natécnica poderão vislumbrar métodos adicionais deprocessamento de dados e de análise que envolvam umaresposta em tempo real, e os exemplos apresentados a seguirnão são pretendidos serem exclusivos ou limitantes.
Primeiro, o processamento dos dados básicos e arotação do componente é aplicado. Essa etapa pode ocorrerou não automaticamente. A análise do controle de qualidadedos dados básicos, condicionamento do sinal, filtragem earmazenamento, bem como as medições de rotação e deorientação estão inclusas.
A análise dos dados para avaliar a distância e adireção da ponta da broca relativamente a anomalia daformação (tal como uma interface sal) pode ser realizada emum número de modos, dependendo da complexidade do cenário.
A análise dos dados pode consistir da simples análise dosdados que derivam da distância relativamente à anomalia daformação com base em quão rapidamente os campos se tornamalterados com a profundidade. Esse tipo de análise podeenvolver estudos de modelagem mais avançados do tempo paradeterminar teoricamente quão rapidamente os campos deverãose alterar sob dadas condições, tal que uma análise possaser uma comparação simples da velocidade das alterações decampo ao longo da extensão da profundidade relativamenteaos modelos.
Do mesmo modo, modelos que compatibilizam com modelospré-computacionais de 1D, 2D e 3D podem ser empregados paraa segunda etapa de análise de dados. Tais modelos podem serderivados a partir de outros dados geológicos e geofísicos,particularmente dados sísmicos bem como dos resultados daimagiologia provenientes de outras análises EM de FonteControlada (CSEM) ou Magnetotelúricas (MT). Uma abordagemda inversão emprega técnicas numéricas para descobririnterativamente um modelo de propriedade eletromagnéticaque produza resultados que se ajustem nos dados. Duasabordagens possíveis incluem uma abordagem de base pixel em"2,5D forward and inverse modeling for interpreting Iow-frequency electromagnetic measurements" por y Abubakar etal., GEOPHYSICS, VOL. 73, NO. 4 JULY-AUGUST 2008; P. F165-F177 (aqui incorporada por referência em sua totalidade),ou uma abordagem de refinamento dos limites, descrita em"Integration of multiple electromagnetic imaging einversion techniques for prospect evaluation" por Hoverstenet al., SEG Expanded Abstracts, 25, 719-723 (aquiincorporada por referência em sua totalidade) . Ambas umaabordagem de base pixel e uma abordagem de refinamento doslimites se beneficiam dos modelos de partida derivados dasanálises de dados providas pelas análises EM de pré-perfuração.Um estudo de modelagem servirá para demonstrar ainvenção. Os modelos sob consideração são mostrados naFigura 4 e simulam uma camada de sal de resistividade 100Qm a 2km de profundidade recoberto por sedimentos de 1 Qm.
A água do mar é de 1 km de profundidade. No primeiro caso(Figura à esquerda) o sal se estende infinitamente,enquanto que ao lado direito o são tem espessura de apenas1 km e está recoberto por sedimentos de 2 Qm. A fonte é umafonte dipolo elétrico vertical com um eletrodo no fundo dooceano e o segundo 500 m acima. A resposta do campoelétrico variante com o tempo a para apenas uma etapa dacorrente na fonte foi calculada utilizando uma soluçãosemi-analitica unidimensional. Note que essa configuração éapenas uma das muitas configurações fonte-receptor quepodem ser empregadas nessa invenção.
A Figura 5 mostra o campo elétrico vertical medido emseis diferentes profundidades. Os círculos representam aresposta com os sedimentos subjacentes ao sal, enquanto queos diamantes representam a resposta do sal se estendendopara baixo infinitamente. A Figura 5 indica que os camposEz mostram uma diferença entre as respostas dos doismodelos nos primeiros momentos, e mesmo ainda uma diferençamaior nos momentos finais. Adicionalmente, à medida que aposição se movimenta mais profundamente existe aumento daseparação entre as duas indicando sensibilidade adicionalentre os dois modelos à medida que o sensor chega maispróximo da base de sal. Todavia, as diferenças não sãosignificativas na medida que o receptor se aproxima dolimite (profundidade de 2920, 2960 e 3000m). Isso indicaque a componente vertical tem limitada sensibilidade à medida que o receptor se aproxima dos limites.
A Figura 6 mostra a resposta de campo horizontal àfonte dipolo elétrico vertical. No sentido do topo do corpode sal (isto é, 2200m abaixo do leito marinho) existe muitopouca diferença entre as respostas aos dois modelosindicando pequena sensibilidade relativamente à base sal.Todavia, à medida que a profundidade do receptor aumenta,uma separação entre as duas respostas rapidamente aumenta,especialmente à medida que o receptor se aproxima da basede sal. Isso indica que para essa configuração fonte-receptor o componente horizontal é muito mais sensível àlocalização da base sal que o vertical. Isso tambémdemonstra uma necessidade de produzir medições multi-componentes.
Para demonstrar que os campos magnéticos também possuem alguma sensibilidade relativamente à base de sal, aFigura 7 mostra a resposta ao campo magnético total para osdois modelos. Note que essas respostas parecem similaresàquela do campo elétrico vertical.
Note que em cada um dos resultados de modelo existeuma diferença na respostas assintótica de baixa freqüência,ou DC. Isso sugere que se por causa do ruído, resposta dosensor ou considerações da medição do tempo, as mediçõestransientes completas não forem práticas paraimplementação, ainda assim uma resposta DC pode medida naprática para delinear uma base de sal. Um exemplo diferentede tecnologia de percepção mais à frente, ou maisapropriadamente, uma percepção ao redor ou de percepçãolateral é mostrada na Figura 8. Como mostrado na Figura 8,um poço penetra a um reservatório numa profundidade de 2 kmabaixo do leito marinho (3 km abaixo da superfície do leitodo mar) porém está ao lado de um segundo reservatóriohipotético. Desse modo surge uma questão: existe o segundoreservatório, tal como mostrado no lado direito da Figura,ou ele é ausente como mostrado no lado esquerdo? Nesseexemplo, uma fonte elétrica tal como uma fonte daSchlumberger Ε-Pulse™ é colocada logo acima da broca deperfuração, e as medições dos campos elétricos horizontaissão feitas pelos receptores no leito marinho similaresàqueles usualmente utilizados por WesterGeco EM. Adiferença mais notável nos receptores é que os receptoresempregam a comunicação em tempo real com a plataforma deperfuração que pode ser provida por transmissão acústicaatravés da água do mar, conexão cabeada a uma bóia decomunicação, ou alguma outra tecnologia. Os dados podem sertambém coletados utilizando um cenário do tipo leitomarinho-furo de sondagem tal como descrito anteriormentepara a patente de detecção base original-sal.
A Figura 9 mostra um exemplo do tipo de dados quepodem ser coletados durante uma tal pesquisa. A Figura 9 é
um gráfico da amplitude do campo elétrico medido a 0,25 Hznormalizado pela força da fonte e separação receptor-eletrodo como uma função da profundidade do transmissor(eixo vertical) e posição do receptor (eixo horizontal).Esse caso particular mostra a resposta sem o reservatórioinferior. A Figura 10 mostra a diferença de amplitude entreas duas respostas com e sem o reservatório inferior. Noteque a diferença de amplitude entre os dois cenários estápróximo de 20% no lado negativo do furo de sondagem, quepode ser facilmente identificável utilizando as tecnologiasusuais de interpretação do furo de sondagem.
Para demonstrar que nem todo tipo de medição STB ouBTS é sensível ao reservatório inferior, foi tambémcomputado a resposta de campo magnético vertical nointerior do poço gerada por um dipolo elétrico logo acimado fundo do mar, e orientado perpendicular à página. AFigura 11 mostra um exemplo da amplitude do campo magnéticoem nT, e a Figura 12 a diferença nas respostas com e sem oreservatório parado. Note que apenas ocorrem diferençasquando a fonte está centrada sobre o furo do poço a 2000m,onde o sinal é muito pequeno e difícil para medir (Figura11) . O fato de que não exista resposta para fontesdistantes do furo de poço indica que existe poucasensibilidade nessa configuração particular relativamenteao reservatório inferior.
Embora a invenção tenha sido revelada com respeito aum número limitado de modalidades, aqueles usualmenteversados na técnica, possuindo o beneficio dessa revelação,irão notar que numerosas modificações e variações podem serfeitas a partir desta. É pretendido que as reivindicaçõesanexas abranjam todas as tais modificações e variações quese insiram no verdadeiro espirito e escopo da invenção.
Claims (38)
1. MÉTODO DE ATUAÇÃO DURANTE AS OPERAÇÕES DEPERFURAÇÃO, caracterizado por compreender:a) fornecer uma fonte de campo eletromagnético (EM) emuma locação na superfície terrestre;b)- fornecer um receptor de campo eletromagnético (EM)em uma seqüência de colunas de perfuração em furo desondagem em posicionamento nas proximidades imediatas dabroca de perfuração;c) gerar um campo eletromagnético (EM) na fonte;d) durante a perfuração do furo de sondagem, medirpelo menos um componente do campo EM no receptorposicionado nas proximidades da ponta da broca;e) durante a perfuração do furo de sondagem, analisarem tempo real o componente medido do campo EM comorepresentativo de uma distância entre a broca de perfuraçãoe a anomalia da formação situada mais à frente da broca deperfuração; ef) ajustar pelo menos um parâmetro de perfuração combase no componente medido do campo EM antes da broca deperfuração atingir a anomalia da formação.
2. Método, de acordo com a reivindicação 1,caracterizado por a interface formação anomalia compreenderuma selecionada a partir do grupo que compreende entrada emsal, saída em sal, limites de leito, e contato com fluido.
3. Método, de acordo com a reivindicação 1,caracterizado por adicionalmente compreender emitir umaestimativa da distância entre a broca de perfuração e aanomalia da formação situada mais à frente da broca deperfuração.
4. Método, de acordo com a reivindicação 1,caracterizado por adicionalmente compreender realizar, asetapas c) , d) , e e) de forma substancialmente simultâneacom a rotação da seqüência de colunas de perfuração.
5. Método, de acordo com a reivindicação 1,caracterizado por adicionalmente compreende realizar asetapas c), d) e e) de forma substancialmente simultânea comuma parada momentânea na rotação da seqüência de colunas de perfuração.
6. Método, de acordo com a reivindicação 1,caracterizado por a medição de pelo menos um componente docampo eletromagnético no receptor compreender medir oreferido componente para uma pluralidade de profundidades.
7. Método, de acordo com a reivindicação 1,caracterizado por a medição de pelo menos um componenteelétrico do campo EM no receptor situado nas proximidadesda ponta da broca de perfuração compreender medir avoltagem entre um par de eletrodos.
8. Método, de acordo com a reivindicação 1,caracterizado por a medição de pelo menos um componenteelétrico do campo EM no receptor situado nas proximidadesda ponta da broca de perfuração compreender medir ascorrentes entre uma pluralidade de chapas metálicas, [comoapresentado na Patente U.S. No. 7.633.296].
9. Método, de acordo com a reivindicação 1,caracterizado por a medição de pelo menos um componenteelétrico do campo EM no receptor situado nas proximidadesda ponta da broca de perfuração compreender medir umavoltagem induzida em uma bobina toroidal.
10. Método, de acordo com a reivindicação 1,caracterizado por a medição de pelo menos um componentemagnético do campo EM no receptor situado nas proximidadesda ponta da broca de perfuração compreender medir acorrente induzida em uma bobina de indução ou magnetômetrode fluxo magnético (fluxgate).
11. Método, de acordo com a reivindicação 1,caracterizado por a medição de pelo menos um componentemagnético do campo EM no receptor situado nas proximidadesda ponta da broca de perfuração compreender medir ocomponente magnético do campo EM com um magnetômetro decampo total.
12. Método, de acordo com a reivindicação 1,caracterizado por a análise em tempo real adicionalmentecompreender derivar uma distância como uma função de quãorapidamente o campo medido se altera relativamente com aprofundidade com base em um modelo.
13. Método, de acordo com a reivindicação 1,caracterizado por a análise em tempo real adicionalmentecompreender derivar a distância com base no modelo que secompatibiliza com um modelo derivado de um dado de pesquisaque compreende um ou mais selecionado a partir do grupo quecompreende dados de pesquisa sísmicas, dados de pesquisaeletromagnética de fonte controlada (CSEM) e dados depesquisa magnetotelúrica (MT).
14. Método, de acordo com a reivindicação 13,caracterizado por o modelo compreender um modelo 2D ou ummodelo 3D.
15. Método, de acordo com a reivindicação 13,caracterizado por os dados de pesquisa compreenderem dadoscoletados em uma pesquisa realizada durante as operações deperfuração ou em pesquisa realizada antes das operações deperfuração.
16. Método, de acordo com a reivindicação 1,caracterizado por a análise em tempo real adicionalmentecompreender derivar a distância com base em uma inversão dedados para solucionar interativamente em um modelo compropriedades EM.
17. Método, de acordo com a reivindicação 16,caracterizado por a inversão de dados estar baseada em umaabordagem de base pixel.
18. Método, de acordo com a reivindicação 16,caracterizado por a inversão de dados estar baseada em umaabordagem de refinamento dos limites.
19. Método, de acordo com a reivindicação 1,caracterizado por a análise em tempo real adicionalmentecompreender derivar a distância com base em uma técnica deaproximação por imagiologia.
20. MÉTODO DE ATUAÇÃO DURANTE AS OPERAÇÕES DEPERFURAÇÃO, caracterizado por compreender:a) fornecer um receptor de campo eletromagnético (EM)em uma locação na superfície terrestre;b) fornecer uma fonte de campo eletromagnético (EM) emuma seqüência de colunas de perfuração em furo de sondagemem posicionamento nas proximidades imediatas da broca deperfuração;c) gerar um campo eletromagnético (EM) na fontesituada nas proximidades da ponta da broca;d) durante a perfuração do furo de sondagem, medirpelo menos um componente do campo EM no receptor;e) durante a perfuração do furo de sondagem, analisarem tempo real o componente medido do campo EM comorepresentativo de uma distância entre a broca de perfuraçãoe a anomalia da formação situada mais à frente da broca deperfuração; ef) ajustar pelo menos um parâmetro de perfuração combase no componente medido do campo EM antes da broca deperfuração atingir a anomalia da formação.
21. Método, de acordo com a reivindicação 20,caracterizado por a interface formação anomalia compreenderuma selecionada a partir do grupo que compreende entrada emsal, saida em sal, limites de leito, e contato com fluido.
22. Método, de acordo com a reivindicação 20,caracterizado por adicionalmente compreender emitir umaestimativa da distância entre a broca de perfuração e aanomalia da formação situada mais à frente da broca deperfuração.
23. Método, de acordo com a reivindicação 20,caracterizado por adicionalmente compreender realizar asetapas c) , d), e e) de forma substancialmente simultâneacom a rotação da seqüência de colunas de perfuração.
24. Método, de acordo com a reivindicação 20,caracterizado por adicionalmente compreende realizar asetapas c), d) e e) de forma substancialmente simultânea comuma parada momentânea na rotação da seqüência de colunas deperfuração.
25. Método, de acordo com a reivindicação 20,caracterizado por a medição de pelo menos um componente docampo eletromagnético no receptor compreender medir oreferido componente quanto a uma pluralidade de posições deprofundidade relativamente à fonte nas proximidades da ponta da broca.
26. Método, de acordo com a reivindicação 20,caracterizado por a medição de pelo menos um componenteelétrico do campo EM no receptor compreender medir avoltagem entre um par de eletrodos.
27. Método, de acordo com a reivindicação 20,caracterizado por a medição de pelo menos um componenteelétrico do campo EM no receptor compreender medir ascorrentes entre um pluralidade de chapas metálicas.
28. Método, de acordo com a reivindicação 20,caracterizado por a medição de pelo menos um componenteelétrico do campo EM no receptor compreender medir umavoltagem induzida em uma bobina toroidal.
29. Método, de acordo com a reivindicação 20,caracterizado por a medição de pelo menos um componentemagnético do campo EM no receptor compreender medir acorrente induzida em uma bobina de indução ou magnetômetrode fluxo magnético (fluxgate).
30. Método, de acordo com a reivindicação 20,caracterizado por a medição de pelo menos um componente magnético do campo EM no receptor compreender medir ocomponente magnético do campo EM com um magnetômetro decampo total.
31. Método, de acordo com a reivindicação 20,caracterizado por a análise em tempo real adicionalmentecompreender derivar uma distância como uma função de quãorapidamente o campo medido se altera relativamente com aprofundidade com base em um modelo.
32. Método, de acordo com a reivindicação 20,caracterizado por a análise em tempo real adicionalmentecompreender derivar a distância com base no modelo que secompatibiliza com um modelo derivado de um dado de pesquisaque compreende um ou mais selecionado a partir do grupo quecompreende dados de pesquisa sísmicas, dados de pesquisaeletromagnética de fonte controlada (CSEM) e dados depesquisa magnetotelúrica (MT).
33. Método, de acordo com a reivindicação 32,caracterizado por o modelo compreender um modelo 2D ou ummodelo 3D.
34. Método, de acordo com a reivindicação 32,caracterizado por os dados de pesquisa compreenderem dadoscoletados em uma pesquisa realizada durante as operações deperfuração ou em pesquisa realizada antes das operações deperfuração.
35. Método, de acordo com a reivindicação 20,caracterizado por a análise em tempo real adicionalmentecompreender derivar a distância com base em uma inversão dedados para solucionar interativamente em um modelo compropriedades EM.
36. Método, de acordo com a reivindicação 35,caracterizado por a inversão de dados estar baseada em umaabordagem de base pixel.
37. Método, de acordo com a reivindicação 35,caracterizado por a inversão de dados estar baseada em umaabordagem de refinamento dos limites.
38. Método, de acordo com a reivindicação 20,caracterizado por a análise em tempo real adicionalmentecompreender derivar a distância com base em uma técnica deaproximação por imagiologia.
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