BRPI0511430B1 - método de usar uma propriedade de formação - Google Patents

Abstract

método de usar uma propriedade de formação este pedido diz respeito a vários métodos e aparelhos para obter rapidamente dados precisos de propriedades de formação a partir de um furo de sondagem terrestre perfurado. uma vez obtidos, os dados de propriedades de formação, incluindo pressão de fluido de formação, podem ser corrigidos, calibrados e suplementados usando vários outros dados e técnicas aqui reveladas. além disso, os dados de propriedades de formação podem ser usados com inúmeros outros propósitos. por exemplo, os dados podem ser usados para corrigir ou suplementar outra informação obtida do furo de sondagem; eles podem ser usados para suplementar imagens ou modelos da formação; ou podem ser usados para ajustar um parâmetro de perfuração ou produção. vários outros usos de dados de propriedades de formação obtidos de forma precisa e rápida são também revelados.

Description

“MÉTODO DE USAR UMA PROPRIEDADE DE FORMAÇÃO” FUNDAMENTOS DA INVENÇÃO

Durante a perfuração e completação de poços de óleo e gás, pode ser necessário realizar operações auxiliares, tais como o monitoramento da operabilidade do equipamento usado durante o processo de perfuração ou avaliação das capacidades de produção das formações interceptadas pela perfuração de poço, Por exemplo, depois que um poço ou intervalo de poço tiver sido perfurado, zonas de interesse são geralmente testadas para determinar várias propriedades de formação, tais como permeabilidade, tipo de fluido, qualidade do fluido, temperatura de formação, pressão de formação, ponto de bolha e gradiente de pressão de formação, Esses testes são realizados a fim de determinar se a exploração comercial das formações interceptadas é viável e como otimizar a produção.

Testadores de formação por cabo de perfuração (WFT) e teste da coluna de perfuração (DST) têm sido normalmente usados para realizar estes testes. A ferramenta de teste DST básica consiste de um ou vários obturadores, válvulas ou orifícios que podem ser abertos e fechados a partir da superfície e dois ou mais dispositivos de registro de pressão. A ferramenta é abaixada em urna coluna de trabalho até a zona a ser testada. O obturador ou obturadores são montados, e fluido de perfuração é evacuado para isolar a zona da coluna de fluido de perfuração. As válvulas ou orifícios são então abertas para permitir escoamento da formação para a ferramenta para o teste enquanto os registradores traçam o gráfico das pressões estáticas. Uma câmara de amostragem aprisiona fluidos da formação limpos no final do teste. WFTs em geral empregam as mesmas técnicas de teste, mas usam um cabo de perfuração para abaixar a ferramenta de teste na perfuração de poço depois que a coluna de perfuração tiver sido recuperada da perfuração de poço, embora a tecnologia WFT seja algumas vezes desdobrada em uma coluna de tubos. A ferramenta de cabo de perfuração tipicamente usa obturadores também, embora os obturadores sejam colocados próximos uns dos outros, comparados com testadores transferidos pelos tubos da perfuração, para um teste da formação mais eficiente. Em alguns casos, não são usados obturadores. Nesses casos, a ferramenta de teste é colocada em contato com a formação interceptada e o teste é feito sem isolamento zonal através do vão axial da circunferência da parede do furo de sondagem. WFTs podem também incluir um conjunto de sonda para encaixar na parede do furo de sondagem e adquirir amostras de fluido da formação. O conjunto de sonda pode incluir um bloco isolante para encaixar na parede do furo de sondagem. O bloco isolante sela na formação e em tomo de uma sonda oca, que coloca uma cavidade interna em comunicação fluida com a formação. Isto cria um caminho de fluido que permite que fluido da formação escoe entre a formação e o testador de formação ao mesmo tempo que é isolado do fluido do furo de sondagem. A fim de adquirir uma amostra válida, a sonda tem que permanecer isolada da alta pressão relativa do fluido do furo de sondagem. Portanto, a integridade da vedação que é formada pelo bloco isolante é crítica para o desempenho da ferramenta. Se o fluido do furo de sondagem puder vazar para os fluidos da formação coletados, uma amostra não representativa será obtida e o teste terá que ser repetido.

Exemplos de blocos isolantes e sondas usadas em WFTs podem ser encontrados em ferramentas DT, SFTT, SFT4 e RDT da Halliburton. Blocos isolantes que são usados com WFTs são tipicamente blocos de borracha fixos na extremidade da sonda de amostra de extensão. A borracha é normalmente fixa em uma chapa metálica que dá suporte à borracha, bem como uma conexão na sonda. Esses blocos de borracha são geralmente moldados para se encaixarem no furo de diâmetro específico no qual elas estarão operando.

Com o uso de WFTs e DSTs, a coluna de perfuração com a broca de perfuração deve ser retraída do furo de sondagem. Então, uma coluna de trabalho separada contendo o equipamento de teste, ou, com WFTs, a coluna da ferramenta de cabo de perfuração, tem que ser abaixada no poço para conduzir operações secundárias. A interrupção do processo de perfuração para realizar teste da formação pode adicionar quantidades significativas de tempo a um programa de perfuração. DSTs e WFTs podem também causar aderência da ferramenta ou danos na formação. Pode também haver dificuldades em descer WFTs em poços altamente desviados ou de alcance estendido. WFTs também não têm furos de fluxo para o escoamento de lama de perfuração, nem são projetados para suportar cargas de perfuração, tais como torque e peso na broca.

Adicionalmente, a precisão de medição de pressão de formação de testes da coluna de perfuração e, especialmente, de testes da formação por cabo de perfuração pode ser afetada pela invasão de filtrado e acúmulo de depósito de lama da lama de perfuração, em virtude de quantidades significativas de tempo terem decorrido antes de um DST ou WFT se encaixar na formação. A invasão de filtrado de lama ocorre quando os fluidos da lama de perfuração deslocam fluidos da formação. Em virtude de o ingresso do filtrado de lama na formação começar na superfície do furo de sondagem, ele é mais prevalecente aí, e em geral diminui ainda mais para dentro na formação. Quando ocorre invasão de filtrado, pode tomar-se impossível obter uma amostra representativa de fluidos da formação ou, no mínimo, a duração do período de amostragem tem que ser aumentada, primeiramente para remover o fluido de perfuração e, em seguida, obter uma amostra representativa de fluidos da formação. O depósito de lama é constituído de partículas sólidas que se aderem no lado do poço pela lama de perfuração circulante durante a perfuração. A prevalescência do depósito de lama da lama de perfuração na superfície do furo de sondagem cria uma "parede". Assim, pode haver um "efeito parede", em virtude de os testadores da formação poderem extrair somente fluidos de distâncias relativamente pequenas na formação, distorcendo assim a amostra representativa de fluidos da formação por causa do filtrado. O depósito de lama também age como uma região de menor permeabilidade adjacente ao furo de sondagem. Assim, uma vez que o depósito de lama se forma, a precisão das medições de pressão do reservatório diminui, afetando os cálculos de permeabilidade e produtividade da formação.

Um outro aparelho de teste é o testador de medição durante a perfuração (FTWD). Equipamento de teste de formação FTWD típico é adequado para integração com uma coluna de perfuração durante operações de perfuração. Vários dispositivos ou sistemas são usados para isolar uma formação do restante da perfuração de poço, extrair fluido da formação e medir propriedades físicas do fluido e da formação. Por exemplo, o FTWD pode usar uma sonda similar a um WFT que se estende até a formação e uma pequena câmara de amostra para extrair fluidos da formação através da sonda para testar a pressão de formação. Para realizar um teste, a coluna de perfuração para de girar e o procedimento de teste, similar a um WFT supra descrito, é realizado. O documento US 6157893 revela um aparelho e método para a obtenção de amostras de formação intocada ou fluido formação, utilizando uma coluna de trabalho designada para a realização de outros trabalhos no furo descendente, tais como perfuração, as operações de recondicionamento (“workover”), ou operações de reentrada. O documento US 6044325 revela um método para a geração de uma estimativa melhorada de condutividade horizontal, ângulo de mergulho, parâmetro de azimute e anisotropia de uma formação terrestre penetrada por um furo de poço a partir de medições de indução eletromagnética transversais de frequência dupla. No entanto, nenhum destes documentos compreende as características da presente invenção que será descrita a seguir.

DESCRIÇÃO RESUMIDA DOS DESENHOS

Para uma descrição mais detalhada de modalidades preferidas da presente invenção, será feita agora referência aos desenhos anexos, ern que: A figura 1 é uma vista em elevação esquemãtica, pardalmente em seção transversal, de uma modalidade de um aparelho de teste de formação disposto em um poço subterrâneo.

As figuras 2A-2E são vistas em elevação, parcialmente em seção transversal, de partes do conjunto de furo de fundo e conjunto de teste de formação mostrados na figura 1; A figura 3 é uma vista em elevação ampliada, parcialmente em seção transversal, da parte da ferramenta de teste de formação do conjunto de teste de formação mostrado na figura 2D; A figura 3A é uma vista em seção transversal ampliada do pistão de rebaixamento e câmara mostrados na figura 3; A figura 3B é uma vista em seção transversal ampliada ao longo da linha 3B-3B da figura 3: A figura 4 é uma vista em elevação da ferramenta de teste de formação mostrada na figura 3; A figura 5 é uma vista seccional transversal do conjunto de sonda da formação feita ao longo da linha 5-5 mostrada na figura 4;

As figuras 6A-6C são vistas seccionais transversais de uma parte do conjunto de sonda da formação feitas ao longo da mesma linha vista na figura 5, o conjunto de sonda estando mostrado em uma posição diferente em cada uma das figuras 6A-6C; A figura 7 é uma vista em elevação do bloco de sonda montada na saia empregada no conjunto de sonda da formação mostrado nas figuras 4 e 5; A figura 8 é uma vista de topo do bloco de sonda mostrado na figura 7; A figura 9 é uma vista esquemática de um circuito hidráulico empregado na atuação do aparelho de teste de formação; A figura 10 é um gráfico da pressão de fluido de formação comparada com o tempo medido durante a operação do aparelho de teste; A figura 11 é um outro gráfico da pressão de fluido de formação comparada com o tempo medido durante a operação do aparelho de teste e mostrando pressões medidas por diferentes transdutores de pressão empregados no testador de formação; A figura 12 é um outro gráfico da pressão de fluido de formação comparada com o tempo medido durante a operação do aparelho testador que pode ser usado para calibrar os transdutores de pressão; e A figura 13 é um gráfico do espaço anular e pressões de fluido da formação em resposta a pulsos de pressão.

DESCRIÇÃO DETALHADA DE MODALIDADES PREFERIDAS

Certos termos são usados em toda a descrição e reivindicações seguintes para referir-se a componentes de sistema particulares. Este documento não pretende distinguir componentes que diferem no nome, a não ser na função.

Na discussão seguinte e nas reivindicações, os termos "incluindo" e "compreendendo" são usados de uma maneira ampla, e assim devem ser interpretados de modo a significar "incluindo, mas sem limitações". Também, os termos "acoplar", "acopla" e "acoplado" usados para descrever qualquer conexão elétrica devem cada qual significar e referir tanto uma conexão elétrica direta como indireta. Assim, por exemplo, se um primeiro dispositivo "acopla" ou é "acoplado" a um segundo dispositivo, essa interconexão pode ser por meio de um condutor elétrico que interconecta diretamente os dois dispositivos, ou por meio de uma conexão elétrica indireta através de outros dispositivos, condutores e conexões. Adicionalmente, referência a "para cima" ou "para baixo" são feitas com propósitos de facilitar a descrição, "para cima" significando em direção à superfície do furo de sondagem, e "para baixo" significando em direção à base ou extremidade distai do furo de sondagem. Além do mais, na discussão e reivindicações seguintes, pode ser algumas vezes declarado que certos componentes ou elementos estão em comunicação fluida. Entende-se por isto que os componentes são construídos e inter-relacionados de maneira tal que um fluido possa se comunicar entre eles, tal como por meio de um caminho de passagem, tubo ou conduto. Também, as designações "MWD" ou "LWD" são usadas para significar todo aparelho e sistemas de medição durante a perfuração ou registro de lama durante a perfuração.

Para entender a mecânica de teste de formação, é importante entender primeiramente como hidrocarbonetos são armazenados em formações subterrâneas. Hidrocarbonetos tipicamente não ficam localizados em grandes piscinas subterrâneas, mas, em vez disso, são encontrados dentro de furos muito pequenos, ou espaços de poros, dentro de certos tipos de rocha. Portanto, é crítico conhecer certas propriedades tanto da formação como do fluido nela contido. Em vários momentos durante a discussão seguinte, certas propriedades de formação e do fluido da formação serão referidas em um sentido geral. Tais propriedades de formação incluem, mas sem limitações: pressão, permeabilidade, viscosidade, mobilidade, mobilidade esférica, porosidade, saturação, porosidade compressibilidade acoplada, danos na parede e anisotropia. Tais propriedades de fluido da formação incluem, mas sem limitações: viscosidade, compressibilidade, compressibilidade de fluido da linha de escoamento, densidade, resistividade, composição e ponto de bolha.

Permeabilidade é a capacidade de uma formação rochosa permitir que hidrocarbonetos se movam entre seus poros e, consequentemente, para uma perfuração de poço. A viscosidade do fluido é uma medida da capacidade de hidrocarbonetos escoarem, e a permeabilidade dividida pela viscosidade é denominada "mobilidade". Porosidade é a relação de espaço vazio para o volume massivo da formação rochosa contendo esse espaço vazio. Saturação é a fração ou porcentagem do volume de poros ocupado por um fluido específico (por exemplo, óleo, gás, água, etc.). Danos na parede é uma indicação de como o filtrado da lama ou depósitos de lama mudou a permeabilidade próximo à perfuração de poço. Anisotropia é a relação das permeabilidades vertical e horizontal da formação.

Resistividade de um fluido é a propriedade do fluido que resiste à passagem de corrente elétrica. Ponto de bolha ocorre quando uma pressão de fluido é reduzida a uma taxa rápida, e a uma pressão baixa o bastante, para que o fluido, ou partes do mesmo, mude para a fase gasosa. Os gases dissolvidos no fluido são levados para fora do fluido e assim gás fica presente no fluido em um estado não dissolvido. Tipicamente, este tipo de mudança de fase nos hidrocarbonetos da formação que está sendo testada e medida é indesejável, a menos que o teste do ponto de bolha esteja sendo administrado para determinar qual é a pressão do ponto de bolha.

Nos desenhos e descrição seguintes, partes iguais são marcadas em toda a especificação e desenhos com os mesmos números de referência, respectivamente. As figuras dos desenhos não estão necessariamente em escala. Certos recursos da invenção podem estar mostrados exagerados na escala ou de uma forma ligeiramente esquemática, e alguns detalhes de elementos convencionais podem não estar mostrados por questão de clareza e concisão. A presente invenção é suscetível a modalidades de diferentes formas. Modalidades específicas estão descritas com detalhes e estão mostradas nos desenhos, com o entendimento de que a presente revelação deve ser considerada uma exemplificação dos princípios da invenção, e não visa limitar a invenção ao que foi aqui ilustrado e descrito. Deve-se entender completamente que os diferentes preceitos das modalidades discutidas a seguir podem ser empregados separadamente, ou em qualquer combinação adequada para produzir resultados desejados. As várias características supramencionadas, bem como outros recursos e características descritos com mais detalhes a seguir, ficarão prontamente aparentes aos versados na técnica mediante leitura da descrição detalhada seguinte das modalidades, e com referência aos desenhos anexos.

Referindo-se à figura 1, está mostrada uma ferramenta de teste de formação MWD 10 como uma parte do conjunto de furo de fundo (BHA) 6 que inclui um sub MWD 13 e uma broca de perfuração 7 na sua extremidade mais inferior. O conjunto de furo de fundo 6 é abaixado por uma plataforma de perfuração 2, tal como um navio ou outra plataforma convencional, por meio da coluna de perfuração 5. A coluna de perfuração 5 é disposta através da coluna de ascensão 3 e da cabeça de poço 4. Equipamento de perfuração convencional (não mostrado) é suportado dentro do guindaste 1 e gira a coluna de perfuração 5 e a broca de perfuração 7, fazendo com que a broca 7 forme um furo de sondagem 8 através do material da formação 9. O furo de sondagem 8 penetra em zonas ou reservatórios subterrâneos, tal como o reservatório 11, que se acredita contenham hidrocarbonetos em uma quantidade comercialmente viável. Deve-se entender que o testador de formação 10 pode ser empregado em outros conjuntos de furo de fundo e com outros aparelhos de perfuração em perfuração baseada em terra, bem como perfuração ao largo, mostrado na figura 1. Em todos os casos, além do testador de formação 10, o conjunto de furo de fundo 6 contém vários aparelhos e sistemas convencionais, tais como um motor de perfuração de furo de poço, ferramenta dirigível rotativa, sistema de telemetria de pulso de lama, sensores e sistemas de medição durante a perfuração e outros bem conhecidos na tecnologia.

Deve-se também entender que, embora o testador de formação MWD 10 esteja ilustrado como parte da coluna de perfuração 5, as modalidades da invenção descritas a seguir podem ser transferidas para baixo no furo de sondagem 8 por meio de tecnologia de cabo de perfuração, conforme está parcialmente descrito anteriormente. Deve-se entender também que a exata configuração física do testador de formação e do conjunto da sonda não é uma exigência da presente invenção. A modalidade descrita a seguir serve para fornecer apenas um exemplo. Exemplos adicionais de um conjunto de sonda e métodos de uso estão descritos nos pedidos de patente U.S. 10/440.593, depositado em 19 de maio de 2003 e intitulado "Method and Apparatus for MWD Formation Testing", 10/440.835, depositado em 19 de maio de 2003 e intitulado "MWD Formation Tester", e 10/440.637, depositado em 19 de maio de 2003 e intitulado "Equalizer Valve", cada um dos quais está aqui incorporado pela referência com todos os propósitos. Exemplos adicionais de ferramentas de teste de formação, conjuntos de sonda e métodos de uso, quer transferidos por meio de uma coluna de perfuração ou cabo de perfuração, ou qualquer outro método, incluem o pedido de patente U.S. intitulado "Downhole Probe Assembly", que tem o número do selo do correio expresso U.S. EV 303483549 US e número da pasta do procurador 1391-52601, pedido de patente U.S. intitulado "Formation Tester Tool Assembly and Methods of Use" que tem o número do selo do correio expresso U.S. EV 303483552 US e pasta do procurador número 1391-53801, pedido de patente U.S. intitulado "Methods and Apparatus for Measuring Formation Properties" que tem o número do selo do correio expresso U.S. EV 303483566 US e pasta do procurador número 1391-53901, pedido de patente U.S. intitulado "Methods and Apparatus for Controlling a Fomation Tester Tool Assembly" que tem o número do selo do correio expresso U.S. EV 303483362 e pasta do procurado número 1391-54101 e pedido de patente U.S. intitulado "Methods for Measuring a Formation Supercharge Pressure" que tem o número de série do pedido de patente 11/069.649, cada um dos quais está aqui incorporado pela referência com todos os propósitos. A ferramenta de teste de formação 10 fica mais bem entendida com referência às figuras 2A-2E. O testador de formação 10 em geral compreende um alojamento de parede espessa 12 feito de múltiplas seções de colar de perfuração 12a, 12b, 12c e 12d que encaixam de forma rosqueada umas nas outras de maneira a formar o alojamento completo 12. O conjunto inferior 6 inclui furo de escoamento 14 formado em todo seu comprimento para permitir a passagem de fluidos de perfuração provenientes da superfície através da coluna de perfuração 5 e através da broca 7. O fluido de perfuração passa através de bicos na face da broca de perfuração e escoa para cima através do furo de sondagem 8 ao longo do espaço anular 150 formado entre o alojamento 12 e a parede do furo de sondagem 151.

Referindo-se às figuras 2A e 2B, a seção superior 12a do alojamento 12 inclui extremidade superior 16 e extremidade inferior 17. A extremidade superior 16 inclui uma caixa rosqueada para conectar o testador de formação 10 na coluna de perfuração 5. A extremidade inferior 17 inclui uma caixa rosqueada para receber uma extremidade de pino correspondentemente rosqueada da seção do alojamento 12b. Dispostas entre as extremidades 16 e 17 na seção do alojamento 12a estão três luvas ou insertos tubulares 24a, b, c alinhados e conectados que criam um espaço anular 25 entre as luvas 24a, b, c e a superfície interna da seção do alojamento 12a. O espaço anular 25 é selado do furo de escoamento 14 e provido para alojar uma pluralidade de componentes elétricos, incluindo pacotes de batería 20, 22. Pacotes de baterias 20, 22 são interconectados mecanicamente no conector 26. Conectores elétricos 28 são providos para interconectar pacotes de batería 20, 22 em um barramento de energia comum (não mostrado). Por baixo dos pacotes de batería 20, 22 e também disposto em tomo do inserto de luva 24c no espaço anular 25 está o módulo eletrônico 30. O módulo eletrônico 30 inclui as várias placas de circuito, bancos de capacitores e outros componentes elétricos, incluindo os capacitores mostrados em 32. Um conector 33 é provido adjacente à extremidade superior 16 na seção do alojamento 12a para acoplar eletricamente os componentes elétricos na ferramenta de teste de formação 10 a outros componentes do conjunto de furo de fundo 6 que estão acima do alojamento 12.

Abaixo do módulo eletrônico 30 na seção do alojamento 12a está um inserto do adaptador 34. O adaptador 34 é conectado no inserto de luva 24c na conexão 35 e retém uma pluralidade de anéis espaçadores 36 em um furo central 37 que forma uma parte do furo de escoamento 14. A extremidade inferior 17 da seção do alojamento 12a é conectada na seção do alojamento 12b na conexão rosqueada 40. Espaçadores 38 são dispostos entre a extremidade inferior do adaptador 34 e a extremidade de pino da seção do alojamento 12b. Em virtude de conexões rosqueadas, tal como a conexão 40, em vários momentos terem que ser cortadas e reparadas, o comprimento das seções 12a, 12b pode variar. O emprego de espaçadores 36, 38 permite que sejam feitos ajustes no comprimento da conexão rosqueada 40. A seção do alojamento 12b inclui uma luva interna 44 disposta através dela. A luva 44 se estende ao interior da seção do alojamento 12a acima, e ao interior da seção do alojamento 12c abaixo. A extremidade superior da luva 44 apoia espaçadores 36 dispostos no adaptador 34 na seção do alojamento 12a. Uma área anular 42 é formada entre a luva 44 e a parede do alojamento 12b e forma um caminho de fio para condutores elétricos que se estendem acima e abaixo da seção do alojamento 12b, incluindo condutores que controlam a operação do testador de formação 10 da maneira descrita a seguir.

Referindo-se agora às figuras 2B e 2C, a seção do alojamento 12c inclui extremidade da caixa superior 47 e extremidade da caixa inferior 48 que encaixam de forma rosqueada a seção do alojamento 12b e seção do alojamento 12c, respectivamente. Pelos motivos previamente explicados, espaçadores de ajuste 46 são providos na seção do alojamento 12c adjacentes à extremidade 47. Conforme previamente descrito, a luva de inserção 44 se estende ao interior da seção do alojamento 12c onde ela perfura o mandril interno 52. A extremidade inferior do mandril interno 52 perfura a extremidade superior do mandril do testador de formação 54, que é composto de três seções axialmente alinhadas e conectadas 54a, b e c. Estendendo-se através do mandril 54 fica uma parte do furo de escoamento desviado 14a. O desvio do furo de escoamento 14 para o caminho do furo de escoamento 14a fornece espaço suficiente dentro da seção do alojamento 12c para os componentes da ferramenta da formação descritos com mais detalhes a seguir. Conforme mais bem mostrado na figura 2E, o furo de escoamento desviado 14a eventualmente centraliza próximo à extremidade inferior 48 da seção do alojamento 12c, mostrado no geral no local 56. Referindo-se momentaneamente à figura 5, o perfil seccional transversal do furo de escoamento desviado 14a pode ser não circular no segmento 14b, de maneira a fornecer o máximo ambiente possível para o conjunto de sonda da formação 50.

Mais bem mostrado nas figuras 2D e 2E, dispostos em tomo do mandril do testador de formação 54 e dentro da seção do alojamento 12c estão o motor elétrico 64, bomba hidráulica 66, coletor hidráulico 62, válvula equalizadora 60, conjunto de sonda da formação 50, transdutores de pressão 160 e pistão de rebaixamento 170. Acumuladores hidráulicos providos como parte do sistema hidráulico 200 para operar o conjunto de sonda da formação 50 são também dispostos em tomo do mandril 54 em vários locais, um acumulador desses 68 estando mostrado na figura 2D. O motor elétrico 64 pode ser um motor de ímã permanente acionado por pacotes de batería 20, 22 e bancos de capacitores 32. O motor 64 é interconectado na bomba hidráulica 66, e aciona a mesma. A bomba 66 fornece pressão de fluido para atuar o conjunto de sonda da formação 50. O coletor hidráulico 62 inclui várias válvulas solenoides, válvulas de retenção, filtros, válvulas de alívio de pressão, válvulas de alívio térmico, transdutor de pressão 160b e conjunto de circuitos hidráulicos empregados na atuação e controle do conjunto de sonda da formação 50, explicado com mais detalhes a seguir.

Referindo-se novamente à figura 2C, o mandril 52 inclui um segmento central 71. Disposto em tomo do segmento 71 do mandril 52 estão o pistão de equilíbrio de pressão 70 e a mola 76. O mandril 52 inclui uma extensão limitadora de mola 77 na extremidade superior do segmento 71. O anel limitador 88 é rosqueado no mandril 52 e inclui um ressalto limitador do pistão 80 para encaixar o ressalto anular correspondente 73 formado no pistão de equilíbrio de pressão 70. O pistão de equilíbrio de pressão 70 inclui adicionalmente uma vedação anular corrediça ou barreira 69. A barreira 69 consiste de uma pluralidade de vedações de anel-O e virolas internas e externas dispostas axialmente ao longo do comprimento do pistão 70.

Por baixo do pistão 70 e estendendo-se abaixo do mandril interno 52 fica uma câmara de óleo inferior ou reservatório 78, descrito com mais detalhes a seguir. Uma câmara superior 72 é formada no espaço anular entre a parte central 71 do mandril 52 e a parede da seção do alojamento 12c, e entre a parte de suporte da mola 77 e o pistão de equilíbrio de pressão 70. A mola 76 é retida dentro da câmara 72. A câmara 72 é aberta através do orifício 74 para o espaço anular 150. Como tal, fluidos de perfuração encherão a câmara 72 em operação. Uma vedação anular 67 fica disposta em tomo da parte de suporte da mola 77 para impedir que fluido de perfuração migre acima da câmara 72. A barreira 69 mantém uma vedação entre o fluido de perfuração na câmara 72 e o óleo hidráulico que enche e fica contido no reservatório de óleo 78 por baixo do pistão 70. A câmara inferior 78 se estende da barreira 69 até a vedação 65 localizada em um ponto no geral notado como 83 e logo acima de transdutores 160 na figura 2E. O óleo no reservatório 78 enche completamente todo espaço entre a seção do alojamento 12c e o mandril do testador de formação 54. O óleo hidráulico na câmara 78 pode ser mantido com pressão ligeiramente maior que a pressão hidrostática do fluido de perfuração no espaço anular 150. A pressão do espaço anular é aplicada ao pistão 70 por meio do fluido de perfuração que entra na câmara 72 através do orifício 74. Em virtude da câmara de óleo inferior 78 ser um sistema flechado, a pressão do espaço anular que é aplicada por meio do pistão 70 é aplicada em toda a câmara 78. Adicionalmente, a mola 76 fornece uma pressão ligeiramente maior ao sistema de óleo fechado 78, de maneira tal que a pressão na câmara de óleo 78 seja substancialmente igual à pressão de fluido do espaço anular mais a pressão adicionada pela força da mola. Esta pressão de óleo ligeiramente maior é desejável de maneira a manter pressão positiva em todas as vedações na câmara de óleo 78. Ter essas duas pressões no geral equilibradas (mesmo que a pressão de óleo seja ligeiramente maior) é mais fácil de manter do que se houvesse uma grande diferença de pressão entre o óleo hidráulico e o fluido de perfuração. Entre a barreira 69 no pistão 70 e o ponto 83, o óleo hidráulico enche todo o espaço entre o diâmetro externo dos mandris 52, 54 e o diâmetro interno da seção do alojamento 12c, esta região sendo marcada como a distância 82 entre os pontos 81 e 83. O óleo no reservatório 78 é empregado no circuito hidráulico 200 (figura 9) usado para operar e controlar o conjunto de sonda da formação 50 da maneira descrita com mais detalhes a seguir. A válvula equalizadora 60, mais bem mostrada na figura 3, fica disposta no mandril do testador de formação 54b entre o coletor hidráulico 62 e o conjunto de sonda da formação 50. A válvula equalizadora 60 fica em comunicação fluida com a passagem hidráulica 85 e com a passagem de fluido longitudinal 93 formada no mandril 54b. Antes da atuação do conjunto de sonda da formação 50 de maneira a testar a formação, o fluido de perfuração enche as passagens 85 e 93 já que a válvula 60 está normalmente aberta e se comunica com o espaço anular 150 através do orifício 84 na parede da seção do alojamento 12c. Quando fluidos da formação estão sendo amostrados pelo conjunto de sonda da formação 50, a válvula 60 fecha a passagem 85 para impedir que fluidos de perfuração provenientes do espaço anular 150 entrem na passagem 85 ou passagem 93.

Conforme mostrado nas figuras 3 e 4, a seção do alojamento 12c inclui uma parte rebaixada 135 adjacente ao conjunto de sonda da formação 50 e válvula equalizadora 60. A parte rebaixada 135 inclui uma superfície plana ou "parte plana" 136. Os orifícios através dos quais fluido pode passar para a válvula equalizadora 60 e conjunto de sonda 50 se estendem através da parte plana 136. Desta maneira, à medida que a coluna de perfuração 5 e o testador de formação 10 são rotacionados no furo de sondagem, o conjunto de sonda da formação 50 e a válvula equalizadora 60 são mais bem protegidas de impacto, abrasão e outras forças. A parte plana 136 é rebaixada pelo menos 1/4 de polegada (6,35 milímetros) e pode estar a pelo menos 1/2 polegada (12,7 milímetros) do diâmetro externo da seção do alojamento 12c. Partes planas 137, 138 similares são também formadas em tomo da seção do alojamento 12c em geral na mesma posição axial da parte plana 136 para aumentar a área de escoamento para o fluido de perfuração no espaço anular 150 do furo de sondagem.

Disposto em tomo da seção do alojamento 12c adjacente ao conjunto de sonda da formação 50 fica o estabilizador 154. O estabilizador 154 pode ter um diâmetro externo próximo à dimensão nominal do furo de sondagem. Conforme explicado a seguir, o conjunto de sonda da formação 50 inclui um bloco de vedação 140 que é extensível até uma posição fora do alojamento 12c para encaixar na parede do furo de sondagem 151. Conforme explicado, o conjunto da sonda 50 e bloco de vedação 140 do conjunto de sonda da formação 50 são rebaixados a partir do diâmetro externo da seção do alojamento 12c, mas eles são de outra forma expostos ao ambiente do espaço anular 150 onde eles poderíam ser impactados pela parede do furo de sondagem 151 durante a perfuração ou durante inserção ou recuperação do conjunto de furo de fundo 6. Dessa maneira, sendo posicionado adjacente ao conjunto de sonda da formação 50, o estabilizador 154 fornece proteção adicional ao bloco de vedação 140 durante a inserção, recuperação e operação do conjunto de furo de fundo 6. Ele também fornece proteção para o bloco 140 durante operação do testador de formação 10. Em operação, um pistão estende o bloco de vedação 140 até uma posição onde ela encaixa a parede do furo de sondagem 151. A força do bloco 140 contra a parede do furo de sondagem 151 tendería mover o testador de formação 10 no furo de sondagem, e tal movimento faria com que o bloco 140 se danificasse. Entretanto, à medida que o testador de formação 10 se move para os lados dentro do furo de sondagem à medida que o pistão é estendido para encaixe com a parede do furo de sondagem 151, o estabilizador 154 encaixa a parede do furo de sondagem e fornece uma força reativa para contrabalançar a força aplicada no pistão pela formação. Desta maneira, o movimento adicional da ferramenta de teste de formação 10 encontra resistência.

Referindo-se à figura 2E, o mandril 54c contém a câmara 63 para alojar transdutores de pressão 160a, c e d, bem como componentes eletrônicos para acionar e ler esses transdutores de pressão. Além do mais, os componentes eletrônicos na câmara 63 contém memória, um microprocessador e conjunto de circuitos de conversão de energia para utilizar devidamente a energia proveniente do barramento de energia (não mostrado).

Referindo-se ainda à figura 2E, a seção do alojamento 12d inclui extremidades de pinos 86, 87. A extremidade inferior 48 da seção do alojamento 12c encaixa de forma rosqueada a extremidade superior 86 da seção do alojamento 12d. Por baixo da seção do alojamento 12d, e entre a ferramenta de teste de formação 10 e a broca de perfuração 7, estão outras seções do conjunto de furo de fundo 6 que constituem ferramentas MWD convencionais, mostradas em geral na figura 1 como sub MWD 13. Em um sentido geral, a seção do alojamento 12d é um adaptador usado para fazer a transição da extremidade inferior da ferramenta de teste de formação 10 para o restante do conjunto de furo de fundo 6. A extremidade inferior 87 da seção do alojamento 12d encaixa de forma rosqueada outros subconjuntos incluídos no conjunto de furo de fundo 6 por baixo da ferramenta de teste de formação 10. Conforme mostrado, o furo de escoamento 14 se estende através da seção do alojamento 12d até tais subconjuntos inferiores e finalmente até a broca de perfuração 7.

Referindo-se novamente à figura 3 e à figura 3A, o pistão de rebaixamento 170 é retido no coletor de rebaixamento 89 que é montado no mandril do testador de formação 54b dentro do alojamento 12c. O pistão 170 inclui vedação anular 171 e é recebido de forma deslizante no cilindro 172. A mola 173 predispõe o pistão 170 para sua posição superior ou apoiada mostrada na figura 3A. Linhas hidráulicas separadas (não mostradas) interconectam o cilindro 172 acima e abaixo do pistão 170 nas partes 172a, 172b para mover o pistão 170 tanto para cima como para baixo dentro do cilindro 172, da maneira descrita com mais detalhes a seguir. Um êmbolo 174 é integral com o pistão 170, e se estende a partir dele. O êmbolo 174 fica disposto de forma deslizante no cilindro 177 coaxial com 172. O cilindro 175 está na parte superior do cilindro 177 que está em comunicação fluida com a passagem longitudinal 93 mostrada na figura 3A. O cilindro 175 é inundado com fluido de perfuração por meio de sua interconexão com a passagem 93. O cilindro 177 é cheio com fluido hidráulico por baixo da vedação 166 por meio de sua interconexão com o cilindro hidráulico 200. O êmbolo 174 também contém raspador 167 que protege a vedação 166 de detritos no fluido de perfuração. O raspador 167 pode ser uma vedação de virola energizada de anel-O.

Mais bem mostrado na figura 5, o conjunto de sonda da formação 50 em geral inclui haste 92, uma luva de fixação 94, pistão 96 adaptado para alternar dentro da luva de fixação 94 no geral cilíndrica e um conjunto de esnórquel 98 adaptado para movimento alternado dentro do pistão 96. A seção do alojamento 12c e o mandril do testador de formação 54b incluem aberturas alinhadas 90a, 90b, respectivamente, que juntas formam a abertura 90 para receber o conjunto de sonda da formação 50. A haste 92 inclui uma parte de base circular 105 com um flange externo 106. Estendendo-se a partir da base 105 fica uma extensão tubular 107 com passagem central 108. A extremidade da extensão 107 inclui roscas internas em 109. A passagem central 108 está em comunicação fluida com a passagem de fluido 91 que, por sua vez, está em comunicação fluida com a câmara ou passagem de fluido longitudinal 93, mais bem mostradas na figura 3. A luva de fixação 94 inclui extremidade interna 111 que encaixa o flange 106 da haste 92. A luva de fixação 94 é presa dentro da abertura 90 por encaixe rosqueado no mandril 54b no segmento 110. A extremidade externa 112 da luva de fixação 94 se estende de forma a ficar substancialmente alinhada com a parte plana 136 formada no elemento do alojamento 12c. Espaçada circunferencialmente em tomo da superfície mais externa da luva de fixação 94 está uma pluralidade de recessos de encaixe da ferramenta 158. Esses recessos são empregados para rosquear o adaptador 94 para encaixe e desencaixe com o mandril 54b. A luva de fixação 94 inclui superfície interna cilíndrica 133 que tem partes de menor diâmetro 114, 115. Uma vedação 116 é disposta na superfície 114. O pistão 96 é retido de forma deslizante dentro da luva de fixação 94 e em geral inclui seção de base 118 e uma parte de extensão 119 que inclui superfície cilíndrica interna 120. O pistão 96 inclui adicionalmente furo central 121. O esnórquel 98 inclui uma parte de base 125, uma extensão do esnórquel 126 e uma passagem central 127 que se estende através da base 125 e da extensão 126. O aparelho de teste de formação 50 é montado de maneira tal que a base do pistão 118 possa alternar ao longo da superfície 113 da luva de fixação 94. Similarmente, a base do esnórquel 125 fica disposta dentro do pistão 96 e a extensão do esnórquel 126 é adaptada para movimento alternado ao longo da superfície do pistão 120. A passagem central 127 do esnórquel 98 é alinhada axialmente com a extensão tubular 107 da haste 92 e com a tela 100.

Referindo-se às figuras 5 e 6C, a tela 100 é um elemento no geral tubular que tem um furo central 132 que se estende entre uma extremidade de entrada de fluido 131 e extremidade de saída 122. A extremidade de saída 122 inclui uma abertura central 123 que fica disposta em tomo da extensão da haste 107. A tela 100 inclui adicionalmente um flange 130 adjacente à extremidade de entrada de fluido 131 e um segmento fendado intemamente 133 que tem fendas 134. Aberturas 129 são formadas na tela 100 adjacentes à extremidade 122. Entre o segmento fendado 133 e as aberturas 129, a tela 100 inclui segmento rosqueado 124 para encaixar de forma rosqueada a extensão do esnórquel 126. O raspador 102 inclui um furo central 103, extensão rosqueada 104 e aberturas 101 que estão em comunicação fluida com o furo central 103. A seção 104 encaixa de forma rosqueada a seção rosqueada intemamente 109 da extensão da haste 107, e fica disposta dentro do furo central 132 da tela 100.

Referindo-se agora às figuras 5, 7 e 8, o bloco de vedação 140 pode ter forma geral de rosca, tendo superfície de base 141, uma superfície de vedação oposta 142 para selar na parede do furo de sondagem, uma superfície de borda circunferencial 143 e uma abertura central 144. Na modalidade mostrada, a superfície de base 141 é no geral plana e é ligada em uma saia de metal 145 que tem borda circunferencial 153 com recessos 152 e quinas 2008. O bloco de vedação 140 sela e impede que fluido de perfuração entre no conjunto da sonda 50 durante teste da formação de maneira a permitir que transdutores de pressão 160 meçam a pressão do fluido da formação. A taxa na qual a pressão medida pela ferramenta de teste de formação aumenta é uma indicação da permeabilidade da formação 9. Mais especificamente, o bloco de vedação 40 sela no depósito de lama 49 que se forma na parede do furo de sondagem 151. Tipicamente, a pressão do fluido da formação é menor que a pressão dos fluidos de perfuração que são circulados no furo de sondagem. Uma camada de resíduo do fluido de perfuração forma um depósito de lama 49 na parede do furo de sondagem e separa as duas áreas de pressão. O bloco 140, quando estendida, adequa sua forma à da parede do furo de sondagem e, juntamente com o depósito de lama 49, forma uma vedação através da qual fluidos da formação podem ser coletados.

Mais bem mostrado nas figuras 3, 5 e 6, o bloco 140 é dimensionado para que ela possa ser retraída completamente dentro da abertura 90. Nesta posição, o bloco 140 é protegido tanto pela parte plana 136 que envolve a abertura 90 como pelo recesso 135 que posiciona a face 136 na posição para trás em relação à superfície externa do alojamento 12. O bloco 140 é preferivelmente feito de um material elastomérico, mas não está limitada a um material como esse.

Como um recurso para um bom bloco de vedação, a ferramenta 10 pode incluir, entre outras coisas, centralizadores para centralizar o conjunto de sonda da formação 50 e assim normalizar o bloco 140 em relação à parede do furo de sondagem. Por exemplo, o testador de formação pode incluir pistões de centralização acoplados a um circuito de fluido hidráulico configurado para estender os pistões de uma maneira tal a proteger o conjunto da sonda e bloco, e também fornecer um bom bloco de vedação. O circuito hidráulico 200 usado para operar o conjunto da sonda 50, válvula equalizadora 60 e pistão de rebaixamento 170 está ilustrado na figura 9. Um controlador a base de microprocessador 190 é acoplado eletricamente a todos os elementos controlados no circuito hidráulico 200 ilustrado na figura 10, embora as conexões elétricas a tais elementos sejam convencionais e não estejam ilustradas, a não ser esquematicamente. O controlador 190 fica localizado no módulo eletrônico 30 na seção do alojamento 12a, embora ele possa ficar alojado em qualquer lugar no conjunto de furo de fundo 6. O controlador 190 detecta os sinais de controle transmitidos de um controlador principal (não mostrado) alojado no sub MWD 13 do conjunto de furo de fundo 6 que, por sua vez, recebe instruções transmitidas da superfície por meio de telemetria de pulso de lama, ou qualquer dos vários outros mecanismos convencionais para transmitir sinais para ferramentas de furo descendente.

Quando o controlador 190 recebe um comando para iniciar teste da formação, a coluna de perfuração para de girar. Conforme mostrado na figura 9, o motor 64 é acoplado na bomba 66 que extrai fluido hidráulico do reservatório hidráulico 78 através de uma tela reparável 79. Conforme será descrito, a bomba 66 direciona fluido hidráulico para o circuito hidráulico 200 que inclui conjunto de sonda da formação 50, válvula equalizadora 60, pistão de rebaixamento 170 e válvulas solenoides 176, 178, 180. A operação do testador de formação 10 é mais bem entendida com referência à figura 9 em conjunto com as figuras 3A 5 e 6A-C. Em resposta a um sinal de controle elétrico, o controlador 190 energiza a válvula solenoide 180, e dá partida no motor 64. A bomba 66 então começa a pressurizar o circuito hidráulico 200 e, mais particularmente, carrega o acumulador de retração da sonda 182. O ato de carregar o acumulador 182 também garante que o conjunto de sonda 50 seja retraído, e que o pistão de rebaixamento 170 fique na sua posição apoiada inicial descrita com referência à figura 3A. Quando a pressão no sistema 200 atinge um valor predeterminado, tal como 1.800 psi (12.402 MPa), detectada pelo transdutor de pressão 160b, o controlador 190 (que monitora continuamente a pressão no sistema) energiza a válvula solenoide 176 e desenergiza a válvula solenoide 180, que faz com que o pistão da sonda 96 e esnórquel 98 comecem se estender em direção à parede do furo de sondagem 151. Simultaneamente, a válvula de retenção 194 e válvula de escape 193 selam o acumulador de retração da sonda 182 a uma carga de pressão entre aproximadamente 500 e 1.250 psi (3.448 a 8.619 MPa). O pistão 96 e o esnórquel 98 se estendem da posição mostrada na figura 6A para a mostrada na figura 6B onde o bloco 140 encaixa o depósito de lama 49 na parede do furo de sondagem 151. Com continuidade de suprimento de pressão hidráulica no lado de extensão do pistão 96 e do esnórquel 98, o esnórquel então penetra no depósito de lama, conforme mostrado na figura 6C. Existem duas posições expandidas do esnórquel 98, mostradas no geral nas figuras 6B e 6C. O pistão 96 e o esnórquel 98 se movem para fora juntos até que bloco 140 encaixe a parede do furo de sondagem 151. Este movimento combinado continua até que a força da parede do furo de sondagem contra o bloco 140 atinja uma magnitude predeterminada, por exemplo, 5.500 lbs (2.495 kg), fazendo com que o bloco 140 seja comprimido. Neste ponto, ocorre um segundo estágio de expansão, com o esnórquel 98 então se movendo dentro dos cilindros 120 no pistão 96 para penetrar no depósito de lama 49 na parede do furo de sondagem 151 e receber fluidos da formação. O bloco de vedação 140 é pressionado contra a parede do furo de sondagem, a pressão no circuito 200 aumenta e, quando ela atinge uma pressão predeterminada, a válvula 192 se abre de maneira a fechar a válvula equalizadora 60, isolando assim a passagem de fluido 93 do espaço anular. Desta maneira, a válvula 192 garante que a válvula 60 se fecha somente depois que o bloco de vedação 140 tiver enfiado em contato com o depósito de lama 49 que reveste a parede do furo de sondagem 151. A passagem 93, agora fechada para o espaço anular 150, está em comunicação fluida com o cilindro 175 na extremidade superior do cilindro 177 no coletor de rebaixamento 89, mais bem mostrado na figura 3A.

Com a válvula solenoide 176 ainda energizada, o acumulador da vedação da sonda 184 é carregado até que o sistema atinja uma pressão predeterminada, por exemplo, 1.800 psi (12.411 MPa), detectada pelo transdutor de pressão 160b. Quando essa pressão é atingida, o controlador 190 energiza a válvula solenoide 178 para começar o rebaixamento. A energização da válvula solenoide 189 permite que fluido pressurizado entre na parte 172a do cilindro 172, fazendo com que o pistão de rebaixamento 170 retraia. Quando isso ocorre, o êmbolo 174 se move dentro do cilindro 177 de maneira tal que o volume da passagem de fluido 93 aumente no volume da área do êmbolo 174 vezes o comprimento de seu curso ao longo do cilindro 177. Este movimento aumenta o volume do cilindro 175, aumentando assim o volume da passagem de fluido 93. Por exemplo, o volume da passagem de fluido 93 pode ser aumentado em 10 cm3 em decorrência de o pistão 170 ser retraído. À medida que o pistão de rebaixamento 170 é atuado, fluido da formação pode ser assim extraído pela passagem central 127 do esnórquel 98 e através da tela 100. O movimento do pistão de rebaixamento 170 dentro de seu cilindro 172 diminui a pressão na passagem fechada 93 para uma pressão abaixo da pressão de formação, de maneira tal que o fluido da formação seja extraído através da tela 100 e esnórquel 98 para a abertura 101, e em seguida através da passagem da haste 108 para a passagem 91 que está em comunicação fluida com a passagem 93 e parte do mesmo sistema de fluido fechado. No total, câmaras de fluido 93 (que incluem o volume de várias passagens de fluido interconectadas, incluindo passagens no conjunto de sonda 50, passagens 85, 93 (figura 3), as passagens 93 interconectando o pistão de rebaixamento 170 e transdutores de pressão 160 a, c) podem ter um volume de aproximadamente 40 cm3. A lama de perfuração no espaço anular 150 não é extraída para o esnórquel 98 em virtude do bloco de vedação 140 selar no depósito de lama. O esnórquel 98 serve como um conduto através do qual o fluido da formação pode passar e a pressão do fluido da formação pode ser medida na passagem 93 enquanto o bloco de vedação 140 serve como uma vedação para impedir que fluidos anulares entrem no esnórquel 98 e invalidem a medição de pressão de formação.

Referindo-se momentaneamente à figura 6B, fluido da formação é extraído primeiramente para o furo central 132 da tela 100. Ele passa então através de fendas 134 no segmento fendado da tela 133 de maneira tal que partículas no fluido sejam filtradas do fluxo e não sejam extraídas para a passagem 93. O fluido da formação então passa entre a superfície externa da tela 100 e da superfície interna da extensão do esnórquel 126 onde ele em seguida passa através das aberturas 123 na tela 100 e para dentro de uma passagem central 108 da haste 92 passando através das aberturas 101 e furo de passagem central 103 do raspador 102.

Referindo-se novamente à figura 9, com o bloco de vedação 140 selado na parede do furo de sondagem, a válvula de retenção 195 mantém a pressão desejada que age no pistão 96 e no esnórquel 98 para manter a devida vedação do bloco 140. Adicionalmente, em virtude de o acumulador da vedação da sonda 184 estar completamente carregado, caso a ferramenta 10 se mova durante o rebaixamento, volume de fluido hidráulico adicional pode ser suprido ao pistão 96 e ao esnórquel 98 para garantir que o bloco de vedação 140 permaneça hermeticamente selada na parede do furo de sondagem. Além do mais, caso a parede do furo de sondagem 151 se mova nas proximidades do bloco 140, o acumulador da vedação da sonda 184 suprirá volume de fluido hidráulico adicional ao pistão 96 e esnórquel 98 para garantir que o bloco de vedação 140 permaneça hermeticamente selado na parede do furo de sondagem 151. Sem o acumulador 184 no circuito 200, o movimento da ferramenta 10 ou parede do furo de sondagem 151, e assim do conjunto de sonda da formação 50, resultaria em uma perda de vedação no bloco 140 e uma falha no teste da formação.

Com o pistão de rebaixamento 170 na sua posição completamente retraída e o fluido da formação extraído para o sistema 93 fechado, a pressão se estabilizará e permitirá que transdutores de pressão 160 a, c detectem e meçam pressão do fluido da formação. A pressão medida é transmitida ao controlador 190 na seção dos componentes eletrônicos, onde a informação é armazenada na memória e, altemativamente, ou adicionalmente, é comunicada ao controlador principal na ferramenta MWD 13 abaixo do testador de formação 10, onde ela pode ser transmitida à superfície por meio de telemetría de pulso de lama ou por qualquer outro mecanismo de telemetria convencional.

Quando o rebaixamento é completado, o pistão 170 atua uma chave de contato 320 montada na tampa de extremidade 400 e pistão 170, conforme mostrado na figura 3A. O conjunto da chave de rebaixamento consiste de contato 300, fio 308 acoplado no contato 300, êmbolo 302, mola 304, mola terra 306 e anel de retenção 310. O pistão 170 atua a chave 320 fazendo com que o êmbolo 302 encaixe o contato 300 que faz com que o fio 308 acople no terra do sistema pelo contato 300 no êmbolo 302 na mola terra 306 no pistão 170 na tampa de extremidade 400 que está em comunicação com o terra do sistema (não mostrado).

Quando a chave de contato 320 é atuada, o controlador 190 responde desligando o motor 64 e a bomba 66 para economizar energia. A válvula de retenção 196 aprisiona a pressão hidráulica e mantém o pistão 170 na sua posição retraída. No caso de qualquer vazamento de fluido hidráulico que possa permitir que o pistão 170 comece se mover para sua posição apoiada original, o acumulador de rebaixamento 186 proverá o volume de fluido necessário para compensar qualquer tal vazamento e manter assim força suficiente para reter o pistão 170 na sua posição retraída.

Durante este intervalo, o controlador 190 monitora continuamente a pressão na passagem de fluido 93 por meio de transdutores de pressão 160a, c até que a pressão estabilize, ou depois de um intervalo de tempo predeterminado.

Quando a pressão medida estabiliza, ou depois de um intervalo de tempo predeterminado, o controlador 190 desenergiza a válvula solenoide 176. A desenergização da válvula solenoide 176 remove pressão do lado fechado da válvula equalizadora 60 e do lado de extensão do pistão da sonda 96. A mola 58 então retoma a válvula equalizadora 60 para seu estado normalmente aberto, e o acumulador de retração da sonda 182 fará com que o pistão 96 e o esnórquel 98 se retraiam, de maneira tal que o bloco de vedação 140 fique desencaixado da parede do furo de sondagem. Em seguida, o controlador 190 novamente aciona o motor 64 para acionar a bomba 66 e novamente energiza a válvula solenoide 180. Esta etapa garante que o pistão 96 e o esnórquel 98 sejam completamente retraídos e que a válvula equalizadora 60 fique aberta. Dado este arranjo, a ferramenta da formação tem um mecanismo redundante de retração da sonda. A força de retração ativa é provida pela bomba 66. Uma força de retração passiva é suprida pelo acumulador de retração da sonda 182 que é capaz de retrair a sonda mesmo no caso de perda de potência. O acumulador 182 pode ser carregado na superfície antes de ser empregado no fundo do poço para fornecer pressão para reter o pistão e o esnórquel no alojamento 12c.

Referindo-se novamente de forma rápida às figuras 5 e 6, à medida que o pistão 96 e o esnórquel 98 se retraem de suas posições normais mostradas na figura 6C para as da figura 6B, e em seguida da figura 6A, a tela 100 é rebaixada no esnórquel 98. À medida que isto ocorre, o flange na borda externa do raspador 102 arrasta e assim raspa a superfície interna do elemento de tela 100. Desta maneira, material peneirado do fluido da formação mediante sua entrada na tela 100 e no esnórquel 98 é removido da tela 100 e depositado no espaço anular 150. Similarmente, o raspador 102 raspa a superfície interna do elemento de tela 100 quando o esnórquel 98 e a tela 100 se estendem em direção à parede do furo de sondagem.

Depois que uma pressão predeterminada, por exemplo 1.800 psi (12.411 MPa), é detectada pelo transdutor de pressão 160b e comunicada ao controlador 190 (indicando que a válvula equalizadora está aberta e que o pistão e o esnórquel estão completamente retraídos), o controlador 190 desenergiza a válvula solenoide 178 para remover pressão do lado 172a do pistão de rebaixamento 170. Com a válvula solenoide 180 permanecendo energizada, pressão positiva é aplicada no lado 172b do pistão de rebaixamento 170 para garantir que o pistão 170 retorne para sua posição original (mostrada na figura 3). O controlador 190 monitora a pressão por meio do transdutor de pressão 160b e, quando uma pressão predeterminada é atingida, o controlador 190 determina que o pistão 170 retornou completamente e desliga o motor 64 e a bomba 66, e desenergiza a válvula solenoide 180. Com todas válvulas solenoides 176, 178, 180 retomadas para suas posições originais e com o motor 64 desligado, a ferramenta 10 volta para sua condição original e a perfuração pode ser novamente iniciada. A válvula de escape 197 protege o sistema hidráulico 200 de sobrepressâo e de transientes de pressão. Várias válvulas de escape adicionais podem ser providas. A válvula de escape térmico 198 protege seções de pressão aprisionada contra sobrepressâo, A válvula de retenção 199 impede refluxo na bomba 66. A ferramenta de teste de formação 10 pode operar cm dois modos gerais: operação com bombas ligadas e operação com bombas desligadas. Durante uma operação com bombas ligadas, lama bombeia 11 uido de perfuração da bomba da superfície através da coluna de perfuração 6 e de volta para cima no espaço anular 150 durante o teste. Usando essa coluna de fluido de perfuração, a ferramenta 10 pode transmitir dados para a superfície usando telemetria de pulso de lama durante o teste da formação. A ferramenta 10 pode também receber comandos de telemetria de pulso de lama da superfície. Durante um teste da formação, o tubo de perfuração e a ferramenta de teste de formação não giram. Entretanto, pode ser o caso em que um movimento intermediário ou rotação da coluna de perfuração é necessário. Como um recurso de segurança, a qualquer momento durante o teste da formação, um comando de abortar pode ser transmitido da superfície para a ferramenta de teste de formação 10. Em resposta a este comando de abortar, a ferramenta de teste de formação imediatamente interromperá o teste da formação e retrairá o pistão da sonda para sua posição normal retraída para perfuração. O tubo de perfuração pode então se mover ou rotacionar sem causar danos na ferramenta de teste de formação.

Durante uma operação com bombas desligadas, um recurso de segurança similar pode também ser ativado. A ferramenta de teste de formação 10 e/ou ferramenta MWD 13 podem ser adaptados para detectar quando bombas de escoamento de lama estão ligadas. Consequentemente, o ato de ligar as bombas e restabelecer o fluxo através da ferramenta pode ser detectado pelo transdutor de pressão 160d ou por outros sensores de pressão no conjunto de furo de fundo 6. Este sinal será interpretado por um controlador na ferramenta MWD 13 ou outro controle e comunicado ao controlador 190 que é programado para disparar automaticamente um comando de abortar na ferramenta de teste de formação 10. Neste ponto, a ferramenta de teste de formação 10 imediatamente interromperá o teste da formação e retrairá o pistão da sonda para sua posição normal para perfuração. O tubo de perfuração pode então se mover ou rotacionar sem causar danos na ferramenta de teste de formação.

Os comandos de ligação ascendente ou ligação descendente não são limitados a telemetria de pulso de lama. A título de exemplo, e não de limitação, outros sistemas de telemetria podem incluir métodos manuais, incluindo ciclos de bombeamento, bandas de fluxo/pressão, rotação de tubo ou combinações destes. Outras possibilidades incluem métodos eletromagnéticos (EM), acústicos e telemetria por cabo de perfuração. Uma vantagem de usar métodos de telemetria alternativos se baseia no fato de que telemetria de pulso de lama (tanto ascendente como descendente) exige bombeamento ativo, mas outros sistemas de telemetria não. O comando de abortar de segurança, portanto pode ser transmitido da superfície à ferramenta de teste de formação usando um sistema de telemetria alternativo independente se as bombas de escoamento de lama estão ligadas ou desligadas. O receptor de furo descendente para ligação descendente de comandos ou dados da superfície pode residir dentro da ferramenta de teste de formação ou dentro de uma ferramenta MWD 13 com a qual ele comunica. Similarmente, o transmissor de furo descendente 10 para ligação ascendente de comandos ou dados de furo descendente pode residir dentro da ferramenta de teste de formação 10 ou dentro de uma ferramenta MWD 13 com a qual ele comunica. Os receptores e transmissores podem cada qual ficar posicionados na ferramenta MWD 13 e os sinais do receptor podem ser processados, analisados e transmitidos a um controlador principal na ferramenta MWD 13 antes de ser transmitidos ao controlador local 190 na ferramenta de teste de formação 10.

Comandos ou dados transmitidos da superfície para a ferramenta de teste de formação podem ser usados sem ser para transmitir um comando de abortar de segurança. A ferramenta de teste de formação pode ter muitos modos de operação pré-programados. Um comando da superfície pode ser usado para selecionar o modo de operação desejado. Por exemplo, um de uma pluralidade de modos de operação pode ser selecionado, transmitindo uma sequência de cabeçalho indicando uma mudança no modo de operação seguida por um número de pulsos que corresponde a esse modo de operação. Outros mecanismos de seleção de um modo de operação certamente serão conhecidos pelos versados na técnica.

Além dos modos de operação discutidos, outras informações podem ser transmitidas da superfície para a ferramenta de teste de formação 10. Esta informação pode incluir dados operacionais críticos, tais como profundidade ou densidade da lama de perfuração da superfície. A ferramenta de teste de formação pode usar esta informação para ajudar refinar as medições ou cálculos feitos no fundo do poço ou selecionar um modo de operação. Comandos da superfície podem também ser usados para programar a ferramenta de teste de formação para realizar um modo que não seja pré-programado.

Medição de Propriedades de formação Referindo-se novamente à figura 9, a ferramenta de teste de formação 10 pode incluir quatro transdutores de pressão 160: dois medidores de cristal de quartzo 160a, lóOd, um medidor de deformação resistivo I60c e um medidor de deformação resistivo diferencial 160b. Um dos medidores de cristal de quartzo 160a está em comunicação com a lama do espaço anular e também detecta pressões da formação durante o teste da formação. O outro medidor de cristal de quartzo lóOd está em comunicação com o furo de escoamento 14 a todo momento. Além do mais, ambos os medidores de cristal de quartzo 160a e 160d podem ter sensores de temperatura associados com os cristais. Os sensores de temperatura podem ser usados compensar os efeitos térmicos na medição de pressão. Os sensores de temperatura podem também ser usados para medir a temperatura dos fluidos próxima aos transdutores de pressão. Por exemplo, o sensor de temperatura associado com o medidor de cristal de quartzo 160a é usado para medir a temperatura do fluido próxima ao medidor na câmara 93. O terceiro transdutor é um medidor de deformação resisti vo 160c e está em comunicação com a lama do espaço anular e também detecta pressões da formação durante o teste da formação. Os transdutores de quartzo 160a, 160d fornecem informação de pressão de estado estacionário precisa, ao passo que o medidor de deformação resisti vo 160c fornece resposta transiente mais rápida. Na realização do sequenciamento durante o teste da formação, a câmara 93 é fechada e tanto o medidor de quarto 160a como o medidor de deformação resistivo 160a do espaço anular medem pressão no interior da câmara fechada 93. O transdutor de medidor de deformação resistivo 160c essencialmente é usado para suplementar as medições do medidor de quartzo 160a. Quando o testador de formação 10 não está em uso, os transdutores de quartzo 160a, 160d podem medir operacionalmente a pressão durante a perfuração para servir como uma pressão durante a perfuração da ferramenta.

Referindo-se agora à figura 10, um gráfico de pressão em função do tempo ilustra de uma maneira geral a pressão detectada pelos transdutores de pressão 160a, 160c durante a operação do testador de formação 10. À medida que fluido da formação é extraído para o testador, leituras de pressão são feitas continuamente pelo transdutor 160a, 160c. A pressão detectada inicialmente será igual à pressão do espaço anular mostrada no ponto 201. À medida que o bloco 140 se estende e a válvula equalizadora 60 é fechada, haverá um ligeiro aumento na pressão, mostrada em 202. Isto ocorre quando o bloco 140 sela na parede do furo de sondagem 151 e comprime o fluido de perfuração aprisionado na passagem 93, agora isolada. À medida que o pistão de rebaixamento 170 é atuado, o volume da câmara fechada 93 aumenta, fazendo com que a pressão diminua, conforme mostrado na região 203. Isto é conhecido como pré-teste de rebaixamento. A combinação da vazão e diâmetro interno do esnórquel determina uma faixa efetiva de operação do testador 10. Quando o pistão de rebaixamento desaloja do cilindro 172, existe uma pressão diferencial com o fluido da formação, fazendo com que o fluido na formação se mova em direção à área de baixa pressão e, portanto, fazendo com que a pressão aumente com o tempo, conforme mostrado na região 240. A pressão começa a estabilizar, e no ponto 205 atinge a pressão do fluido da formação na zona que está sendo testada. Depois de um tempo fixo, tal como três minutos depois do final da região 230, a válvula equalizadora 60 novamente se abre, e a pressão no interior da câmara 93 equaliza de volta para a pressão do espaço anular, mostrado em 206.

Em uma modalidade alternativa da sequência de teste da formação típica, a sequência de teste é interrompida depois que o bloco 140 se estende e a válvula equalizadora 60 é fechada, e o ligeiro aumento na pressão é registrado, conforme mostrado em 202 na figura 10. A sequência de teste normal é interrompida para que uma resposta ao aumento na pressão 202 possa ser observada. Uma vez que a sequência de teste tenha sido interrompida antes de o pistão de rebaixamento 170 ser atuado, nenhum fluxo de fluido foi induzido pelo conjunto de sonda da formação; o conjunto de sonda da formação está mantendo uma condição substancialmente sem fluxo. A resposta de pressão sem fluxo ao aumento 202 pode ser registrada e interpretada para determinar propriedades do depósito de lama, tal como mobilidade. Se a resposta ao aumento 202 for uma rápida equalização da pressão de volta para a hidrostática 201, então o depósito de lama tem alta permeabilidade, e provavelmente não é muito espesso ou durável. Se a resposta for uma lenta diminuição na pressão, então o depósito de lama provavelmente é mais espesso e mais impermeável.

Para ajudar na determinação da espessura do depósito de lama, além do método supra descrito, o indicador de posição no conjunto da sonda, descrito no pedido de patente U.S. intitulado "Downhole Proble Assembly", tendo o número do selo do correio expresso EV 303483549 US e número da pasta do procurador 1391-52601, pode ser usado para medir quanto o conjunto da sonda se estende depois do encaixe no filtrado da lama. Esta medição dá uma indicação de qual é a espessura do filtrado da lama, e pode ser usada para apoiar os dados obtidos usando resposta de pressão supra descrita. Novamente, esta medição pode ser feita em uma condição sem fluxo do conjunto de sonda da formação, conforme previamente descrito.

Quando se realizam medições de pressão, é também possível usar os diferentes transdutores de pressão para verificar cada leitura do medidor comparada com a de outros. Adicionalmente, com múltiplos transdutores, pressão hidrostática no furo de sondagem pode ser usada para verificar novamente os medidores em algum local, confirmando que eles estão realizando medições hidrostáticas similares. Em virtude de os medidores de quartzo serem mais precisos, a resposta do medidor de quartzo pode ser usada para calibrar o medidor de deformação resistivo, se a resposta não for altamente transiente. A figura 11 ilustra curvas de pressão de teste de formação representativas. A curva cheia 220 representa leituras de pressão Psg detectadas e transmitidas pelo medidor de deformação resistivo 160c. Similarmente, a pressão Pq, indicada pelo medidor de quartzo 160a, está mostrada como uma linha tracejada 222. Conforme notado antes, transdutores de medidor de deformação resistivo em geral não proporcionam a precisão apresentada pelos transdutores de quartzo, e transdutores de quartzo não proporcionam a resposta transiente oferecida pelos transdutores de medidor de deformação resistivo. Consequentemente, as pressões de teste da formação instantâneas indicadas pelos transdutores de medidor de deformação resistivo 160c e de quartzo 160a provavelmente são diferentes. Por exemplo, no início de um teste da formação, as leituras de pressão Phydi indicadas pelo transdutor de quartzo Pq e transdutor de medidor de deformação resistivo Psg são diferentes, e a diferença entre esses valores é indicada como E0ffSi na figura 11.

Considerando-se que a leitura do medidor de quartzo Pq é a mais precisa das duas leituras, as pressões reais do teste da formação podem ser calculadas somando ou subtraindo o erro de desvio apropriado E0ffS nas pressões indicadas pelo medidor de deformação resistivo Psg enquanto durar o teste da formação. Desta maneira, a precisão do transdutor de quartzo e a resposta transiente do medidor de deformação resistivo podem ser ambas usadas para gerar uma pressão de teste corrigida, caso desejado, é usada para cálculo em tempo real das características da formação ou para calibração de um ou mais dos medidores. À medida que o teste da formação continua, é possível que as leituras do medidor de deformação resistivo se tomem mais precisas, ou que a leitura do medidor de quartzo se aproxime das pressões reais na câmara de pressão, mesmo que a pressão esteja mudando. De qualquer maneira, é provável que a diferença entre as pressões indicadas pelo transdutor de medidor de deformação resistivo e o transdutor de quartzo em um dado ponto de tempo possa mudar com a duração do teste da formação. Consequentemente, pode ser desejável considerar um segundo erro de desvio que é determinado no final do teste, onde condições de estado estacionário foram retomadas. Assim, como as pressões Phyd2 desnivelam no final do teste da formação, pode ser desejável calcular um segundo erro de desvio E0ffS2· Este segundo erro de desvio E0frS2 pode então ser usado para fornecer um ajuste depois do fato nas pressões do teste da formação, ou calibração do medidor de deformação resistivo.

Os valores de desvio E0frsi e E0frS2 podem ser usados para ajustar pontos de dados específicos no teste. Por exemplo, todos pontos críticos até Ρ^, podem ser ajustados usando os erros E0ffSi, ao passo que todos os demais pontos podem ser ajustados usando o erro E0ffS2. Uma outra solução pode ser calcular uma média ponderada entre os dois valores de desvio e aplicar este único desvio médio ponderado a todas as leituras de pressão do medidor de deformação resistivo feitas durante o teste da formação. Outros métodos de aplicar os valores de erro de desvio para determinar precisamente as pressões reais do teste da formação podem ser usados de forma correspondente e são de entendimento dos versados na técnica.

Conforme previamente descrito de forma geral, medidores de quartzo são usados para precisão, em virtude de eles serem equilibrados e estáveis com o tempo e de manterem suas calibrações em uma ampla variedade de condições. Entretanto, eles são lentos para responder ao seu ambiente. Existem alterações na pressão que ocorrem durante a medição que os medidores de quartzo não podem detectar. Por outro lado, medidores de deformação resistivos são suscetíveis a alteração e aos efeitos da calibração. Entretanto, eles são rápidos para responder a alterações no seu ambiente. Assim, ambos os medidores podem ser usados, com o medidor de quartzo usado para conseguir uma leitura de pressão precisa, ao passo que o medidor de deformação resistivo é usado para mostrar as diferenças de pressão.

Em uma outra modalidade para calibrar o medidor de deformação resistivo usando o medidor de quartzodine, um ajuste linear simples pode ser usado. Referindo-se à figura 12, a curva de pressão 500 está ilustrada representando uma curva de rebaixamento e de acúmulo típica medida durante um teste de pressão de formação. A parte 502 da curva 500 mostra uma pressão estável, que é tipicamente uma medida da pressão do espaço anular por causa de o teste da formação não ter ainda começado. A pressão do espaço anular normalmente será maior que a pressão de formação em virtude de a maioria dos poços ser perfurada em situações sobrebalanceadas, onde o fluido de perfuração no espaço anular é mantido a uma pressão mais alta que a da formação de maneira a estabilizar o furo de sondagem e impedir deterioração e estouro do furo de sondagem.

As pressões medidas pelo medidor de quartzo, PAI, e a do medidor de deformação resistivo corrigida, Psgi, serão as mesmas na parte da curva 502, onde a pressão é estável e próxima da hidrostática, e antes de qualquer resposta dinâmica ser detectada por qualquer medidor. Uma vez que o teste de pressão de formação tenha começado, um ligeiro aumento na pressão está ilustrado em 501 antes do rebaixamento começar, ilustrado pela parte da curva 504. Depois de o rebaixamento ser completado, a pressão de formação pode subir de volta até que ela estabilize, ilustrado na parte da curva 506. Agora um segundo conjunto de pressões estabilizadas pode ser tomado, Pq2 e Psg2, e provavelmente elas serão diferentes, em virtude de a resposta dinâmica do medidor de deformação resistivo ser muito menos precisa que a resposta dinâmica do medidor de quartzo.

Para recalibrar o medidor de deformação, dois valores desconhecidos são identificados e um ajuste linear simples é aplicado aos valores conhecidos e desconhecidos. Os valores desconhecidos podem ser identificados como P0fr, representando o deslocamento de pressão entre os dois conjuntos de medições de pressão estáveis, e Psiope, representando a inclinação da curva entre os dois conjuntos de medições de pressão estáveis. Os valores conhecidos são Pqi, Psgi, Pq2 e Psg2· As equações de ajuste linear podem ser representadas como: que podem ser expressas como: que podem ser expressos como: Com duas equações e duas incógnitas, as equações podem ser solucionadas da maneira apresentada para chegar a PSGCOmgida, um valor corrigido obtido do medidor de deformação resistivo. Altemativamente, o medidor de deformação resistivo pode ser corrigido com base apenas em valores conhecidos, substituindo P0fr e Psi0pe para adquirir a equação: Adicionalmente, essas correções do medidor podem ser feitas "em tempo de execução", ou depois de cada teste, à medida que cada teste seqüencial é completado na perfuração de poço. As correções podem ser feitas em tempo de execução usando transmissão dos dados em fluxo contínuo em tempo real para a superfície usando mecanismos de telemetria, ou, altemativamente, usando processadores de fundo de poço e suporte lógico colocado na ferramenta.

Usando o suporte lógico incorporado na ferramenta MWD (e técnicas de rede neuronais) e um padrão de referência de fundo de poço, tal como o medidor de quartzo, cada ponto de profundidade no furo de sondagem pode ser corrigido com a referência. Em um testador de formação, tipicamente haverá vários tipos de medidores para medir a pressão nas linhas de escoamento que levam fluidos da formação. Por exemplo, as linhas de escoamento de fluido da formação, tais como as linhas 91, 93, podem estar em comunicação fluida com medidores de quartzo e medidores de deformação resistivos, tais como os transdutores 160a, 160c da figura 9. Depois de um rebaixamento, onde fluidos da formação são extraídos para o testador de formação, a extração de fluidos é interrompida e os fluidos podem se acumular até a pressão de formação em volta. Depois de diversos rebaixamentos de nível e acúmulos de pressão, os medidores de deformação resistivos podem apresentar grandes erros nas suas leituras. Assim, conforme mencionado antes, esses transdutores de pressão de medidor de deformação resistivo precisam ser calibrados. Em uma modalidade, as leituras de pressão em cada ponto no poço onde a pressão foi medida podem ser usadas como um ponto de referência para calibração contínua dos medidores de deformação resistivos, eliminando assim a necessidade de calibrar e recalibrar os medidores de deformação resistivos.

Cada localização no poço tem uma pressão distinta e temperatura associada à medida que ocorre a estabilização do poço. Cada vez que é feito um teste de pressão, a pressão tomada pelo medidor de quartzo pode ser usada como um ponto de calibração contínua para os medidores de deformação resistivos. Se os dados forem coletados continuamente, um gráfico tipo contorno tridimensional de pressão em função da temperatura pode ser criado. As três dimensões que podem ser usadas são pressão medida, pressão de referência, tal como descrita, e temperatura. Então, técnicas de redes neuronais encontradas no suporte lógico incorporado na ferramenta podem ser aplicadas aos dados coletados, de maneira tal que os transdutores de medidor de deformação resistivo não exijam recalibração.

Transdutores de pressão tipicamente têm uma faixa de entrada de dados de pressão na qual sua precisão é definida, tal como zero a 10.000 psi (60.895 MPa), ou zero a 20.000 psi (137.900 MPa). A precisão é normalmente medida como uma porcentagem da escala total, e assim a precisão de um medidor de 10.000 psi (60.895 MPa) será maior, em virtude de o valor percentual desse medidor ser menor que o mesmo valor percentual de 20.000 (137.900 MPa). Para aumentar a precisão da ferramenta de teste de formação, diversos medidores podem ser usados para cobrir as faixas possíveis de pressões a ser testadas, em vez de usar um medidor que cobre toda a faixa. Portanto, para tomar a ferramenta mais precisa, múltiplos medidores são usados.

Altemativamente, a faixa de um medidor pode ser calibrada para uma menor faixa para tomar o medidor mais preciso. O fabricante do medidor pode configurar os componentes eletrônicos para detectar uma ampla faixa de pressões. Os componentes eletrônicos, que são bastante similares entre um medidor e outro, podem ser ajustados na escala do transdutor em uma menor faixa, melhorando assim a precisão. Similarmente, o mesmo transdutor pode ser usado para diferentes faixas de pressão usando duas ou mais tabelas de caiibração. O efeito da saída de dados de pressão do transdutor para toda a faixa de entrada de pressão pode ser determinado para um transdutor de pressão, e então duas ou mais tabelas de caiibração podem ser estabelecidas para interpretar a informação de saída dada pelos transdutores para diferentes faixas de entrada de pressão. Portanto, a precisão pode ser aumentada sem o uso de múltiplos transdutores. A determinação precisa da pressão de formação é vital para o uso adequado das pressões medidas da formação. Entretanto, alterar as densidades de fluidos nas linhas de escoamento da ferramenta de teste de formação pode ser problemático. A pressão medida pode ser corrigida pela densidade do fluido na coluna vertical da linha de escoamento. Os transdutores de pressão podem estar medindo pressões precisas dos fluidos da formação com os quais os transdutores se comunica, mas esses transdutores são removidos do local da sonda que coleta os fluidos da formação. Por exemplo, transdutores 160a, 160c, lôOd ficam localizados abaixo do conjunto da sonda, ilustrado na figura 2D-E. Assim, a pressão na sonda pode ser diferente da pressão medida nos transdutores por causa deste deslocamento do local.

Preferivelmente, o deslocamento vertical entre o ponto de referência do transdutor e o ponto de entrada de fluido da sonda é uma distância conhecida. Adicionalmente, se a ferramenta de teste de formação estiver localizada em um poço desviado ou inclinado, a orientação da ferramenta pode ser conhecida a partir de um pacote navegacional. Assim, a distância vertical entre o transdutor e a entrada da sonda pode ser calculada para qualquer inclinação da ferramenta no poço. Finalmente, se o fluido presente na linha de escoamento que conecta o transdutor e entrada da sonda for conhecida, então o gradiente de pressão desse fluido pode ser usado para calcular a pressão na entrada da sonda com relação à pressão no transdutor.

Por exemplo, água tem um gradiente de pressão de 0,433 psi (2,986 MPa) por pé (30,48 cm). Se fosse sabido que água estava presente na linha de escoamento e que existia uma diferença de pé entre o transdutor de pressão e a entrada da sonda, uma correção de 0,433 psi (2,986 MPa) pode ser feita na leitura do transdutor de pressão.

Assim, é preferível que os transdutores de pressão fiquem dispostos o mais perto possível do conjunto de sonda.

Em uma outra modalidade de teste de formação, embora o conjunto de sonda da formação esteja encaixado no furo de sondagem, em vez de arrastar fluidos para o conjunto da sonda, ou depois de arrastar fluidos para o conjunto da sonda, fluidos podem ser arrastados para fora do conjunto para a formação. Assim, comunicação fluida pode ser estabelecida com a formação na direção que é oposta à de rebaixamento, com tal comunicação tendendo pressurizar a formação. Isto pode ser obtido por meio de ajustes na sequência de eventos previamente descrita. Agora, a resposta a esta pressurização pode ser registrada, e a pressão com o tempo pode ser observada para uma parte da formação. Como a formação responde pode ser interpretada para se obterem muitas das propriedades de formação previamente descritas. Especificamente, a resposta de transiente de pressão à alteração na pressão de formação pode ser usada para determinar a permeabilidade do depósito de lama, estimando o dano na formação da perfuração de poço próxima e calculando a mobilidade da formação. Para detalhes adicionais sobre o processo supra descrito, pode-se fazer referência ao trabalho da Society of Petroleum Engineers número 36.524 intitulado "Supercharge Pressure Compensation Using a New Wireline Method and Newly Develope Early Time Spherical Flow Model" e patente U.S. 5.644.075, intitulada "Wireline Formation Tester Supercharge Correction Method", cada qual aqui incorporado pela referência com todos os propósitos.

Além disso, a formação pode ser pressurizada da maneira supra descrita, exceto pelo ponto onde o material da formação se rompe ou fratura. Isto é denominado teste de injetividade, e pode ser feito com fluido da mesma área (no presente local de medição), ou fluido, tal como água, que pode ser obtido de uma outra área da formação. Os fluidos obtidos de uma outra área podem ser armazenados tanto em um vaso de pressão como em um conjunto de pistão de rebaixamento, e então injetado em uma outra área que contém um fluido diferente. Fluidos podem também ser levados da superfície e seletivamente injetados na formação.

Se as taxas de injeção forem altas o bastante para materialmente romper ou induzir fratura na formação, uma mudança na pressão pode ser observada e interpretada, conforme já foi previamente descrito, para obter propriedades de formação, tal como pressão da fratura, que podem ser usadas para projetar eficientemente programas de completação e estimulação de fratura. Deve-se notar que a injetividade pode ser realizada para testar a capacidade de o depósito de lama impedir ingresso de fluido na formação. Alternativamente, o teste pode ser feito depois de um rebaixamento e o depósito de lama não estarem mais presentes.

Testadores de formação podem também ser usados para obter informação adicional além das propriedades dos fluidos de hidrocarbonetos produtíveís. Por exemplo, os instrumentos da ferramenta de teste da formação podem ser usados para determinar a resistividade da água, que pode ser usada no cálculo da saturação da água da formação. Conhecer a saturação de água ajuda prever a produtividade da formação. Pacotes de sensores, tais como pacotes de indução ou pacotes de eletrodo tipo botão, podem ser adicionados adjacentes ao conjunto da sonda que é adequado para medir a resistividade da água ligada na formação. Esses sensores, preferivelmente, ficariam dispostos nas partes de extensão do conjunto da sonda, tal como o esnórquel 98 que pode penetrar no depósito de lama e na formação, conforme ilustrado na figura 6C. Além do mais, sensores podem ser dispostos nas linhas de escoamento, tais como linhas de escoamento 91, 93, para medir propriedades da água nos fluidos que são extraídos para o conjunto de teste de formação. A vantagem da ferramenta de teste de formação tipo sonda aqui descrita é a flexibilidade de colocar a sonda em uma posição específica sobre o furo de sondagem para melhor obter a pressão de formação, ou, altemativamente, não colocar a sonda em um local indesejado. Uma ferramenta tal como um dispositivo de formação de imagem acústico pode fornecer uma imagem em tempo real do furo de sondagem para que o operador possa determinar onde fazer um teste de pressão. Adicionalmente, a imagem proveniente de uma ferramenta tipo porosidade pode fornecer informação sobre qualidade da porosidade em uma orientação dentro de uma parte do poço a uma profundidade constante, ou em uma direção ao longo da perfuração de poço (azimute constante). Ela pode fornecer também uma imagem em tempo real de fraturas que interceptam a perfuração de poço, provendo a oportunidade de evitar que essas fraturas obtenham um bom teste de pressões da matriz, ou para testar nessas fraturas para determinar propriedades da fratura. A imagem dessas ferramentas pode ser sensível o bastante para determinar que a sonda do dispositivo de pressão realmente testou na posição predeterminada e verificar se o teste foi feito na posição escolhida. Essas ferramentas podem também ser usadas para examinar a condição da perfuração de poço. Isto pode ser significativo em perfurações de poço de grande ângulo ou horizontais, onde detritos tais como aparas não removidas podem estar ainda no lugar ou podem interferir na obtenção de uma medição precisa da pressão de formação. É comum o furo de sondagem apresentar anormalidades por causa da erosão pela coluna de perfuração ou fluidos de perfuração circulados. Anormalidades podem também existir por causa de linhas com problemas e diferentes tipos de formações se apoiando umas nas outras. Assim, geralmente é necessário ter uma imagem pré-existente da formação para que as medições de pressão possam ser feitas em locais exatos, em vez de locais aleatórios na formação. Técnicas de formação de imagem acústico, sônico, densidade, resistividade, raios-gama e outras técnicas podem ser usadas para formar imagem a formação em tempo real. Então, a ferramenta de teste de formação pode ser orientada azimultalmente para locais de maior ou menor porosidade, permeabilidade, densidade ou outra propriedade de formação, dependendo de o que deve se ganhar da medição de pressão ou de outra medição da ferramenta de teste de formação. Nos casos em que ferramentas de formação de imagem indicam uma vedação ou zona "hermética", medições de pressão podem ser usadas para verificar se existe ou não uma comunicação fluida. Altemativamente, as ferramentas de formação de imagem podem ser usadas para encontrar zonas que não devem ser testadas com relação a pressão, tais como zonas altamente densas ou impermeáveis.

Em seguida, as técnicas de formação de imagem previamente mencionadas podem ser usadas para verificar onde foi feita a medição de pressão ou outra medição. O bloco de vedação pode deixar uma impressão na parede do furo de sondagem, e assim uma ferramenta de formação de imagem elétrico ou ferramenta de varredura acústica pode ser usada para formar imagem depois do teste para verificar o local do bloco na parede do furo de sondagem.

Medições de pressão e outras medições da ferramenta de teste de formação podem ser feitas com as bombas de lama ligadas ou desligadas. Pressão no espaço anular é maior com as bombas ligadas do que com as bombas desligadas, e a pressão cai na direção de escoamento. Com maiores pressões de circulação, existe uma maior taxa de influxo de fluidos de perfuração e filtrado penetrando na formação, formando assim um depósito de lama mais rapidamente. A densidade circulante equivalente (ECD) é uma medida da densidade do fluido de perfuração levando-se em conta aparas de perfuração suspensas, compressibilidade de fluido e perdas de pressão por atrito relacionadas com o escoamento de fluido. ECD diminuirá com o tempo se a circulação continuar, mas a perfuração parar, em virtude de, à medida que a lama da perfuração circula, a maior parte das aparas de perfuração é filtrada, enquanto novas aparas não estão sendo adicionadas. Se as medições de pressão estiverem sendo feitas pelo testador de formação, uma diferença pode ser observada na pressão de formação por causa da mudança no ECD de bombas ligadas para bombas desligadas.

Por exemplo, o conjunto de sonda da formação pode se estender e um teste de rebaixamento ser feito em que a pressão diminui à medida que fluidos são extraídos para o testador de formação. Em seguida, depois que a câmara de rebaixamento está cheia, a pressão pode aumentar de volta para equilibrar com a pressão na formação não perturbada. Agora, se as bombas forem ligadas, o ECD no espaço anular aumenta, aumentando a pressão detectada pelo testador de formação. Se as bombas forem desligadas, a pressão retomará para a pressão original antes de as bombas serem ligadas. Esta diferença de pressão é por causa da diferença no ECD e a pressão hidrostática, e pode ser usada para indicar quanto o fluido de perfuração está penetrando na formação, ou quanto existe de comunicação entre os fluidos de perfuração e a formação. Esta diferença pode ser equacionada para mobilidade ou transientes de pressão, obtendo-se assim medições mais precisas. Esses efeitos são associados com pressões e efeitos de sobrecarga, que estão descritos mais detalhadamente em várias das modalidades previamente incorporadas.

Com as bombas ligadas, pulsos de pressão são transmitidos ao furo descendente pelas bombas de lama, pulsadores de comunicação ou outros dispositivos, e pode-se perceber que os pulsos apresentam comportamento senoidal. Durante um teste de pressão, com o conjunto da sonda estendido, a sonda pode detectar esses pulsos de pressão através da formação em virtude de o interior do conjunto da sonda ser relativamente isolado dos fluidos da perfuração de poço. Os pulsos de pressão detectados na perfuração de poço podem ser comparados com os pulsos de pressão detectados pelo testador de formação.

Referindo-se agora à figura 13, uma curva de pulso de pressão 600 representa pressões criadas pelas bombas de lama ou pulsadores e detectadas por um sensor de pressão em comunicação com o espaço anular tal como um sensor PWD na ferramenta MWD 13, ou outra ferramenta LWD. A curva de pressão 602 representa pressões detectadas pelo conjunto de sonda da formação, que são os pulsos de pressão que deslocaram do espaço anular, através da formação, e para dentro do conjunto da sonda isolado. Curvas de pressão 600 e 602 têm picos 604, 606 e 608, 610, respectivamente. Esses picos podem ser usados para determinar deslocamentos de pico ou atraso de fase 612 e diferença de amplitude 614. Com o atraso de fase 612 e diferença de amplitude 614, as propriedades do depósito de lama, tais como permeabilidade, porosidade e espessura, podem ser determinadas. Adicionalmente, propriedades similares da formação podem ser determinadas.

Em uma modalidade alternativa da modalidade supra descrita, a ferramenta de teste de formação inclui mais de um conjunto de sonda da formação. Em vez de criar pulsos de pressão na superfície da perfuração de poço, os pulsos podem ser criados por um conjunto da sonda, enquanto o outro conjunto da sonda faz medições. Enquanto pelo menos dois conjuntos de sonda da formação se estendem e encaixam a parede do furo de sondagem, um conjunto da sonda pode pulsar fluido para o conjunto e de volta para a formação alternando os pistões de rebaixamento. Nesse ínterim, o outro conjunto da sonda faz medições da maneira supra descrita.

Testes da formação podem ser feitos com a ferramenta de teste de formação assim que a broca de perfuração tiver penetrado na formação. Por exemplo, os testes da formação podem ser feitos imediatamente depois que a formação tiver sido perfurada, tal como em dez minutos de penetração. A realização de testes neste momento significa que existe menos invasão de lama e menos depósito de lama para combater, resultando em melhores testes de pressão e/ou permeabilidade, melhores amostras de fluido da formação (menos contaminação) e menos tempo de plataforma de perfuração exigido para se obterem esses dados. A realização dos testes imediatamente depois da perfuração também permitirá que o operador de perfuração procure pontos do revestimento imediatamente. Esses testes podem também indicar se a zona se esgotou, ou se o colapso do furo é iminente. Ações corretivas podem então ser tomadas, tais como revestimento do furo, mudança de propriedades da lama, continuidade da perfuração ou outros.

Adicional mente, a formação pode ser testada a caminho do furo perfurado e na saída do furo para observar alterações no depósito de lama e na formação com o tempo. Os dois conjuntos de medições podem ser comparados para identificar alterações que estão ocorrendo no furo de sondagem e na formação em volta. As diferenças com o tempo podem indicar efeitos de sobrecarga, mais completamente desenvolvidos nas várias referências previamente mencionadas, e podem ser usadas para corrigir um modelo de formação para levar em conta a pressão de sobrecarga, A previsão da pressão de poro é tipicamente obtida medindo-se a magnitude da compactação da formação. Compactação da formação tipicamente ocorre em folhelhos, e assim formações de folhelhos devem ser perfuradas e feito o registro da perfuração para se obterem os dados necessários para criar modelos de previsão de poros. A ferramenta de teste de formação aqui descrita pode medir pressão de poros diretamente. Esta medição é mais precisa e pode ser usada para calibrar os modelos preditores de pressão de poros.

Uso de Dados de Propriedade de formação Depois de medir a pressão de formação, permeabilidade e outras propriedades de formação, esta informação pode ser transmitida para a superfície usando telemetria de pulso de lama, ou qualquer dos vários outros mecanismos convencionais para transmitir sinais de ferramentas de furo descendente. Na superfície, o operador de perfuração pode usar esta informação para otimizar as propriedades de corte da broca, ou parâmetros de perfuração ou operação de furo descendente. O conhecimento das propriedades do depósito de lama permite ajustes de certos parâmetros de perfuração se o depósito de lama diferir de um valor predeterminado conhecido ou desejado; ajustes no próprio sistema de lama podem também ser feitos para melhorar as propriedades da lama e reduzir a espessura do depósito de lama ou taxa de invasão de filtrado. Por exemplo, se for observado que o depósito de lama está contaminado ou é impermeável, as propriedades da lama de perfuração podem ser ajustadas para reduzir a pressão no depósito de lama ou reduzir a quantidade de contaminantes que ingressam no depósito de lama, ou produtos químicos podem ser adicionados ao sistema de lama para corrigir a espessura do depósito de lama.

Além disso, medições de pressão feitas no furo descendente podem indicar a necessidade de fazer ajustes de pressão no furo descendente, e se, novamente, as medições de furo descendente diferirem de um valor conhecido ou predeterminado desejado. Entretanto, em vez de ajustar as propriedades da lama, outros meios mecânicos podem ser usados para controlar a pressão do fundo do poço. Por exemplo, com um controle de restritor ou um sistema de segurança contra explosões (BOP), o restritor ou restrição do BOP rotativo pode ser manipulada para aumentar ou diminuir mecanicamente a resistência ao escoamento na superfície, ajustando assim a pressão do fundo do poço.

Um parâmetro de perfuração exemplar que pode ser ajustado é a taxa de penetração da broca de perfuração. Com o uso do testador de formação das maneiras supra descritas, certas propriedades da rocha, também supra descritas, podem ser medidas. Essas propriedades podem ser direcionadas para a superfície em tempo real para que otimize a velocidade de penetração durante a perfuração. Com uma certa forma de sonda, e conhecendo a forma da área de contato frontal da parede do furo de sondagem, certas propriedades de formação podem ser medidas. Se um conjunto de sonda da formação, tal como o ilustrado nas figuras 5 e 6A-C, ou no pedido de patente U.S. intitulado "Downhole Probe Assembly", previamente mencionado e incorporado pela referência, for usado para encaixar a formação, a força em função do deslocamento do conjunto da sonda pode então ser determinada usando um medidor de deformação ou potenciômetro. A informação de força em função de deslocamento pode ser usada para calcular a resistência compressiva, módulo compressivo e outras propriedades dos próprios materiais da formação. Essas propriedades do material da formação são usadas para determinar e otimizar a velocidade de penetração da broca de perfuração.

Medições feitas pela ferramenta de teste de formação podem ser usadas para otimizar aplicações de perfuração adicionais. Por exemplo, a pressão de formação pode ser usada para determinar exigências de revestimento. As pressões da formação feitas no furo descendente podem ser usadas para determinar o tamanho ideal e a resistência do revestimento exigidos. Se for considerado que a formação tem uma alta pressão de formação, então o furo pode ser encamisado com um material de revestimento relativamente resistente para garantir que a integridade do furo de sondagem seja mantida na formação a alta pressão. Se for considerado que a formação tem uma baixa pressão, o tamanho do revestimento pode ser reduzido e diferentes materiais podem ser usados para reduzir custos. Medições de resistência da rocha feitas com a ferramenta podem também auxiliar nas exigências do revestimento. Formações de rocha sólidas exigem menos material de revestimento em virtude de elas serem estáveis, ao passo que formações compostas de sedimentos exigem revestimento mais espesso.

Em poços inclinados ou horizontais, e particularmente quando o fluido de perfuração parar de circular, partículas de maior densidade no fluido de perfuração se sedimentam em direção ao lado inferior do furo de sondagem. Esta condição é indesejável em virtude de a densidade efetiva do fluido ser diminuída. Quando a formação em volta está a uma pressão mais alta que a do fluido de perfuração, estouro do furo toma-se mais provável. Para detectar esta condição, a ferramenta de teste de formação pode ser orientada para o lado de baixo do furo de sondagem, onde medições podem agora ser feitas. Em uma modalidade, o conjunto da sonda pode se estender e medições pressões serem feitas. Preferivelmente, os transdutores de pressão que estão em comunicação com o espaço anular, tais como o transdutor 160c ou o sensor PWD na ferramenta MWD, podem ser usados para medir a pressão do fluido do espaço anular sem estender a sonda. Se for observado que o fluido no lado baixo do furo de sondagem tem uma maior densidade ou peso que a densidade ou peso do fluido de perfuração equivalente, então as propriedades do fluido de perfuração podem ser ajustadas para corrigir esta condição. Altemativamente, ou em adição, as medições podem ser feitas em outros locais no furo de sondagem, tal como no lado superior.

Formações anisotrópicas apresentam propriedades, qualquer propriedade, com diferentes valores, quando medidas em direções diferentes. Por exemplo, a resistividade pode ser diferente na direção horizontal em relação à direção vertical, que pode ser atribuída à presença de múltiplos leitos da formação ou estratificação em certos tipos de rochas.

Por exemplo, anisotropia de formação pode ser determinada fazendo medições da formação, tais como pressão e temperatura, reorientando a ferramenta rotacionalmente e fazendo medições adicionais em ângulos adicionais em tomo do furo de sondagem. Altemativamente, se múltiplos conjuntos de sonda ou outros dispositivos de medição forem dispostos em tomo da ferramenta, essas medições feitas em tomo da ferramenta podem ser feitas simultaneamente. Além de fazer medições diretas da formação, a ferramenta pode fazer outras medições, tais como medições sônicas ou eletromagnéticas. Depois de todas tais medições terem sido feitas, a anisotropia de formação para cada tipo de medição pode ser calculada. Um valor de anisotropia de formação pode ser ligado ou comparado com medições acústicas, de resistividade, ou de outras medições feitas por outras ferramentas. Isto permitiría, por exemplo, que a resistividade fosse correlacionada com alterações na permeabilidade usando modelos de formação conhecidos (descritos com detalhes a seguir).

Tipicamente, medições de pressão de formação são estimadas e/ou previstas interpretando-se certas medições da formação, sem ser a medição direta da pressão de formação. Por exemplo, as medições de pressão durante a perfuração (PWD) e registro de lama durante a perfuração (LWD) são obtidas e analisadas para prever qual é a real pressão de formação. A análise de dados tais como propriedades da rocha e orientação da tensão, e de modelos tais como modelos de gradiente de fratura e modelos baseados em tendência, podem ser usados para prever a real pressão de formação. Além disso, medições diretas da formação podem ser usadas para suplementar, corrigir ou ajustar esses dados e modelos para prever mais precisamente pressões da formação. A vantagem com as ferramentas de teste da formação aqui descritas e referenciadas é que a pressão e outros dados da formação podem ser transmitidos furo acima em tempo real, permitindo assim que os modelos sejam atualizados em tempo real.

Adicionalmente, cada propriedade de formação medida, incluindo aquelas previamente listadas e definidas, podem por si ser usadas para mapear ou formar imagem a formação. Finalmente, é desenvolvido um modelo de formação e assim sabe-se com que a formação se parece em uma tela de computador na superfície do furo de sondagem. Um exemplo de um modelo de formação como esse é o modelo da terra de Landmark. Cada propriedade medida adicional da formação pode ser usada para fazer imagens complementares, com cada nova propriedade e imagem somando a precisão do modelo ou imagem da formação. Assim, as propriedades obtidas pelas ferramentas de teste da formação aqui referenciadas, particularmente dados de pressão, podem ser usadas para criar melhores modelos, ou melhorar os existentes, para entender melhor as formações que estão sendo penetradas. Conforme descrito antes, esses modelos e dados podem ser atualizados "durante a operação" para calibrar vários modelos para melhores previsões de pressão de formação.

Similarmente, dados de teste da formação, tais como pressão, temperatura e outros dados previamente descritos, obtidos usando uma ferramenta de teste de formação 10 podem ser usados para melhorar ou corrigir outras medições, e vice-versa. Outras medições que podem se beneficiar dos dados de pressão e informação de gradiente de pressão em tempo real incluem: pressão durante a perfuração (PWD), medições com ferramenta sônica ou acústica, formação de imagem por ressonância magnética nuclear, resistividade, densidade, porosidade, etc. Essas ferramentas de medições ou interpretivas, tais como ferramentas ou modelos de previsão de pressão de poro, podem ser atualizadas com base em medições físicas, e são pelo menos um pouco dependentes de pressão e outras propriedades de formação. As propriedades da lama de perfuração podem também ser ajustadas de uma maneira similar, com base nas medições da formação feitas em tempo real. Adicionalmente, os dados da formação podem ser usados para auxiliar em outros serviços, incluindo serviços de fluido de perfuração e serviços de completação, e operação de outras ferramentas.

Durante a perfuração, ferramentas LWD podem estar medindo a resistividade dos fluidos da formação e criando registros de resistividade. A partir do registro de resistividade e outros dados, saturação de água da formação pode ser calculada. Mudanças na saturação de água com a profundidade podem ser observadas e podem ser consolidadas em um gradiente. O nível de saturação de água está relacionado com que distância está a profundidade de teste acima de 100 % do nível de água livre. Os níveis de saturação de água e gradiente podem ser usados para criar uma curva de pressão capilar. Os dados de pressão da ferramenta de teste de formação podem ser casados com a curva de pressão capilar, que podem então ser projetados no fundo do poço para estimar o nível de água livre. O nível de água livre pode ser usado para determinar a quantidade de hidrocarbonetos, especialmente gás, que estão disponíveis para produção. No nível de 100 % de água livre, a produção não é viável. Assim, o nível de água livre pode ser determinado sem ter que testar abaixo até o nível de água livre real.

Medições de pressão podem também ser usadas para dirigir o conjunto de furo de fundo (BHA). Se medições de pressão de formação indicarem que a zona atual não é produtiva, ou é de outra forma não atrativa para perfuração, então o BHA, incluindo a broca de perfuração, pode ser conduzida para uma outra direção. Um exemplo de um conjunto BHA dirigível é o sistema GeoPilot de Halliburton. Tal perfuração direcional visa conduzir o BHA para partes de pressão mais alta do reservatório, manter o BHA na mesma zona de pressão, ou evitar uma zona de menor pressão. Novamente, dados petrofísicos, tais como propriedades de formação previamente mencionadas, podem também ser usados para dirigir mais precisamente o BHA. O ponto de bolha, previamente definido, pode ser uma medição em tempo real benéfica. A medição das alterações no ponto de bolha de fluidos da formação com a profundidade da ferramenta de teste de formação na perfuração de poço permite que o gradiente do ponto de bolha seja determinado. A plotagem do gráfico do gradiente do ponto de bolha em geral permite que transições para frente e para trás entre gás, água e óleo sejam observadas, ou a identificação de uma zona que não está conectada em uma outra zona com base em medições de pressão de furo descendente. O gradiente do ponto de bolha pode ser usado para dirigir o BHA. A direção para baixo no sentido de fluidos mais densos é desejável, já que fluidos mais leves, isto é, aqueles que têm pontos de vapor mais altos por causa de reter mais gases dissolvidos, tendem se mover para cima. Portanto, à medida que fluidos com pontos de vapor mais baixos são encontrados, o BHA é dirigido para esses fluidos. O gradiente do ponto de bolha, bem como outros gradientes, pode ser computado durante a operação, já que medições de ponto de bolha e de pressão são feitas em diferentes profundidades durante a mesma descida no furo de sondagem. Os dados são transmitidos para a superfície em tempo real para que os gradientes sejam calculados e usados.

Conforme descrito anteriormente, a pressão durante a perfuração, feita no espaço anular, e a verdadeira pressão de formação são duas medições distintas. Com a capacidade de se obter a verdadeira pressão de formação, essas duas medições podem ser combinadas e interpretadas por sinalizadores, ou alertas, e as sinalizações podem então ser transmitidas para a superfície. Antes do advento do FTWD, essas medições tinham que ser combinadas e interpretadas na superfície em virtude de a verdadeira pressão de formação poder ser obtida somente depois que a perfuração parasse. Portanto, o alerta podería ser determinado somente depois desse fato. Os tipos de sinalizações que podem ser transmitidas para a superfície incluem a pressão do espaço anular que está abaixo da pressão de formação e a pressão do espaço anular que está acima do gradiente de fratura. A discussão apresentada é para ser ilustrativa dos princípios e várias modalidades da presente invenção. Embora a modalidade preferida da invenção e seu método de uso tenham sido mostrados e descritos, suas modificações podem ser feitas pelos versados na técnica sem fugir do espírito e preceitos da invenção. As modalidades aqui descritas são apenas exemplares, e não limitantes. Muitas variações e modificações da invenção e aparelho e métodos aqui revelados são possíveis e estão de acordo com o escopo da invenção. Dessa maneira, o escopo de proteção não está limitado pela descrição supra apresentada, mas está limitado somente pelas reivindicações seguintes, esse escopo incluindo todos equivalentes da matéria objeto das reivindicações.

REIVINDICAÇÕES

Claims (22)

1. Método d.e usar uma propriedade de formação, caracterizado pelo fato de que compreende: dispor um conjunto de furo de fundo (6) adjacente à extremidade distai de uma coluna de perfuração, o conjunto de furo de fundo (6) tendo: uma broca de perfuração (7); e uma ferramenta de teste de formação (10) que tem uma sonda extensível (50) e um primeiro sensor, a sonda extensível (50) incluí um primeiro elemento extensível para além da ferramenta de teste de formação (10) e um esnórquel (98) extensível para além do primeiro elemento; perfurar um furo de sondagem (8) até uma primeira profundidade; estender o primeiro elemento da sonda para encaixar em uma formação; estender o esnórquel (98) da sonda para encaixar na formação; medir uma propriedade de formação; e ajustar um parâmetro de furo descendente se a propriedade de formação diferir de um valor conhecido,

2. Método de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que a propriedade de formação compreende pelo menos um de uma propriedade do depósito de lama, uma propriedade do material da formação (9) e uma pressão de fluido de formação.

3. Método de acordo com a reivindicação 2, caracterizado pelo fato de que compreende adicionalmente: registrar uma pluralidade de valores de força de encaixe da sonda e valores de desvio da sonda; e calcular pelo menos um de uma resistência compressiva e um módulo compressivo.

4. Método de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que o parâmetro de furo descendente compreende pelo menos um de uma taxa na qual um fluido de perfuração é bombeado, uma propriedade do fluido de perfuração, uma exigência do revestimento do furo de sondagem (8), uma taxa de penetração da broca de perfuração (7) e uma pressão de furo descendente*

5. Método de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que a propriedade de formação compreende uma pressão do fluido da formação, e ajustar um parâmetro de furo descendente compreende manipular mecanicamente uma pressão de furo descendente em uma superfície do furo de sondagem (8) se a pressão do fluido da formação diferir de um valor conhecido.

6. Método de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que a perfuração de um furo de sondagem (8) compreende perfurar um furo de sondagem (8) inclinado até uma primeira profundidade, o furo de sondagem (8) tendo um lado alto e um lado baixo, o método compreendendo adicional mente: orientar a sonda extensível (50) em direção a um local predeterminado; comunicar um fluido adjacente de um local predeterminado ao primeiro sensor; medir uma pressão do fluido; calcular um valor de densidade do fluido; e em que ajustar um parâmetro de furo descendente compreende ajustar um parâmetro de perfuração se o valor da densidade diferir de um valor conhecido.

7. Método de acordo com a reivindicação 6, caracterizado pelo fato de que o fluido é selecionado do grupo que consiste de fluido do espaço anular e fluido da formação.

8. Método de acordo com a reivindicação 6, caracterizado pelo fato de que o parâmetro de perfuração compreende uma propriedade do fluido de perfuração.

9. Método de acordo com a reivindicação 6, caracterizado pelo fato de que o valor conhecido compreende pelo menos um de uma densidade do fluido de perfuração equivalente, uma densidade circulante equivalente e uma densidade de fluido da formação equivalente.

10. Método de acordo com a reivindicação 9, caracterizado pelo fato de que o local predeterminado é o lado baixo do furo de sondagem (8), e ajustar um parâmetro de perfuração compreende adicional mente ajustar pelo menos uma das densidades, se o valor da densidade calculado for maior que a pelo menos uma densidade.

11. Método de acordo com a reivindicação 9, caracterizado pelo fato de que o local predeterminado é o lado alto do furo de sondagem (8), e ajustar um parâmetro de perfuração compreende adicional mente ajustar pelo menos uma das densidades, se o valor de densidade calculado for menor que a pelo menos uma densidade,

12. Método de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que: a propriedade de formação compreende um valor de ponto de bolha de um fluido da formação; e o parâmetro de furo descendente compreende uma direção de perfuração do conjunto de furo de fundo (6).

13. Método de acordo com a reivindicação 12, caracterizado pelo fato de que compreende adicionalmente: medir um segundo valor de ponto de bolha em uma segunda profundidade; e calculai' um gradiente de ponto de bolha.

14. Método de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que compreende adicional mente: comunicai' a propriedade de formação a um conjunto de dados de descrição da formação conhecidos durante a perfuração do furo de sondagem (8); e ajustar o conjunto de dados de descrição da formação conhecidos em resposta à propriedade de formação durante a perfuração do furo de sondagem (8).

15. Método de acordo com a reivindicação 14, caracterizado pelo fato de que a propriedade de formação compreende uma pressão do fluido da formação.

16. Método de acordo com a reivindicação 14, caracterizado pelo fato de que o conjunto de dados conhecidos compreende pelo menos um de um modelo de formação, medições de pressão durante a perfuração, medições sônicas, medições acústicas, medições de formação de imagem de ressonância magnética nuclear, medições de resistivídade, medições de densidade e medições de porosidade.

17. Método de acordo com a reivindicação 14, caracterizado pelo fato de que compreende adicionalmente: medir uma pluralidade de propriedades de formação a uma pluralidade de profundidades no furo de sondagem (8); comunicar continuamente cada uma da pluralidade de propriedades de formação depois que cada propriedade for medida; e ajustar continuamente o conjunto de dados conhecidos depois de cada propriedade ser comunicada.

18. Método de acordo com a reivindicação 14, caracterizado pelo fato de que a propriedade de formação compreende uma pressão de fluido e o conjunto de dados conhecidos compreende um conjunto de dados de resisti vi dade de fluido, e compreende adicionalmente prever um nível de saturação de água a uma segunda profundidade abaixo da primeira profundidade.

19. Método de usar uma propriedade de formação, caracterizado pelo fato de que compreende: dispor um colar de perfuração (12a, 12b, 12c, 12d) em um furo de sondagem (8) a uma primeira profundidade, o colar de perfuração (12a, 12b, I2e, i2d) compreendendo uma ferramenta de teste de fonnação (10), um conjunto de sonda da formação (50) e um primeiro sensor; medir uma primeira propriedade de formação em um primeiro local na primeira profundidade com o colar de perfuração (12a, 12b, 12c, 12d); medir uma segunda propriedade de formação em um segundo local na primeira profundidade com o colar de perfuração (12a, 12b, 12c, 12d); e manipular a primeira e segunda propriedades de formação para obter informação de furo descendente,

20. Método de acordo com a reivindicação 19, caracterizado pelo fato de que manipular a primeira e a segunda propriedades de formação compreende calcular uma anisotropia de formação.

21. Método de acordo com a reivindicação 20, caracterizado pelo fato de que compreende adicionalmente: medir uma terceira propriedade de formação; e correlacionar a terceira propriedade de formação e a anisotropia de fonnação entrando com os valores em um modelo de formação.

22. Método de acordo com a reivindicação 19, caracterizado pelo fato de que a primeira propriedade de formação é uma pressão de fluido do espaço anular e a segunda propriedade de formação é uma pressão de fluido de formação, e manipular as pressões de fluidos compreende calcular um valor de diferença entre as pressões, o método compreendendo adicionalmente: transmitir um alerta se o valor da diferença for diferente de um valor conhecido.