BRPI0614416A2

BRPI0614416A2 - método para uso em uma operação de perfuração de um poço terrestre, método para uso em uma operação de perfuração de desequilìbrio a menor de um poço terrestre, e aparelho para uso em uma operação de perfuração de um poço terrestre

Info

Publication number: BRPI0614416A2
Application number: BRPI0614416-0A
Authority: BR
Inventors: Qiming Li; Brian Clark; Shyam B Mehta; Remi Hutin; Christopher P Reed; David Santoso; Lise Hvatum; Raghu Madhavan; Jean-Marc Follini; Geoffrey C Downton; Walter D Aldred
Original assignee: Prad Res & Dev Nv
Priority date: 2005-08-04
Filing date: 2006-08-04
Publication date: 2011-03-29
Also published as: DE602006014975D1; NO339693B1; JP2009503308A; NO20080467L; EP1915504B1; WO2007019319A1; MX2008001175A; CA2617062C; US20070029112A1; CA2617062A1; EP1915504A1; US7913773B2; ATE471431T1

Abstract

METODO PARA USO EM UMA OPERAçãO DE PERFURAçãO DE UM POçO TERRESTRE, METODO PARA USO EM UMA OPERAçãO DE PERFURAçAO DE DESEQUILìBRIO A MENOR DE UM POçO TERRESTRE, E APARELHO PARA USO EM UMA OPERAçãO DE PERFURAçãO DE UM POçO TERRESTRE A divulgação possui aplicação para uso em conjunto com uma operação de perfuração de um poço terrestre (11) usando: uma sonda, uma coluna de perfuração (12) tendo sua extremidade geralmente superior mecanicamente acoplável e suspensa a partir da sonda, e uma composição de fundo adjacente à extremidade inferior da coluna de perfuração, a composição de fundo (100) incluindo uma broca de perfuração (15) na sua extremidade inferior. Um método é apresentado para obter informações sobre pelo menos um parâmetro detectado na composição de fundo, incluindo as seguintes etapas: provisão de pelo menos um dispositivo de medição na composição de fundo, dito pelo menos um dispositivo de medição produzindo dados de medição representativos de uma condição medida na composição de fundo; provisão de um sistema processador de superficie na superfície terrestre; provisão de um sistema de telemetria da coluna de perfuração acoplado a pelo menos um dispositivo de medição e acoplado ao sistema processador de superficie; e transmissão dos dados do dispositivo de medição ao sistema processador de superfície através do sistema de telemetria da coluna de perfuração.

Description

MÉTODO PARA USO EM UMA OPERAÇÃO DE PERFURAÇÃO DE UM POÇOTERRESTRE, MÉTODO PARA USO EM UMA OPERAÇÃO DE PERFURAÇÃO DEDESEQUILÍBRIO A MENOR DE UM POÇO TERRESTRE, E APARELHO PARAUSO EM UMA OPERAÇÃO DE PERFURAÇÃO DE UM POÇO TERRESTRE

CAMPO DA INVENÇÃO

Essa invenção se refere aos campos da perfuração eprodução de poços de hidrocarbonetos, bem como à mediçãodas características de formação do fundo do poço, e àcomunicação bidirecional das informações de controle emedição entre o fundo do poço e o equipamento nasuperfície.

ANTECEDENTES DA INVENÇÃO

O advento da perfuração com medição (MWD) e daperfuração com perfilagem (LWD), bem como o desenvolvimentodo controle na superfície dos processos de perfuraçãoespeciais, tal com perfuração direcional, têm sido avançosimportantes na arte da perfuração e produção dos poços dehidrocarbonetos. Esses processos demandam comunicação, eraambas as direções, entre a superfície e o equipamento demedição e perfuração no fundo do poço. No momento atual,telemetria por pulsos de lama é a única técnica em amplouso comercial para perfuração com comunicação entre oequipamento no fundo do poço e a superfície. [Salvo se deoutro modo indicado, as referências com relação a"perfuração com", ou semelhantes, pretendem indicar que acoluna de perfuração está rio fundo do poço ou parcialmenteno fundo do poço, fazendo parte de uma operação deperfuração global, incluindo perfuração, paralisaçãotemporária, e/ou manobras, e não necessariamente que umabroca de perfuração esteja girando]. Na telemetria porpulsos de lama, dados são transmitidos como pulsos depressão no fluido de perfuração. Porém, a telemetria porpulsos de lama tem limitações bastante conhecidas,incluindo comunicação relativamente lenta, baixa taxa dedados, e confiabilidade marginal. A atual tecnologia porpulsos de lama é capaz de enviar dados MWD/ LWD somente acerca de 12 bits por segundo. Em muitos casos, essa taxa éinsuficiente para enviar todos os dados que são coletadospor uma coluna de ferramenta LWD, ou é limitada naconfiguração de uma coluna de ferramenta desejada. Alémdisso, a tecnologia por pulsos de lama não funciona bem empoços profundos. A transmissão de sinais da superfície atéo fundo do poço, através da regulagem do fluxo da bomba delama, a fim de controlar processos, tais como as funções deferramenta e de perfuração direcional, também é lenta, epossui uma taxa de informações muito baixa. Além disso, sobcertas circunstâncias, por exemplo perfuração dedesequilíbrio a menor empregando gases ou fluido deperfuração espumado, a telemetria por pulsos de lama atualnão pode funcionar.

Várias tentativas foram feitas ao longo dos anospara desenvolver alternativas à telemetria de pulsos delama, que são mais rápidas, possuem maiores taxas de dados,e não necessitam da presença de um tipo especifico defluido de perfuração. Por exemplo, telemetria acústica foiproposta, a qual transmite ondas acústicas a través dacoluna de perfuração. Taxas de dados são estimadas paraficarem a uma ordem de grandeza superior à telemetria porpulsos de lama, mas são ainda limitadas, e o ruidoconstitui um problema. Telemetria acústica não se tornouainda disponível no comércio. Outro exemplo é a telemetriaeletromagnética através da terra. Esta técnica éconsiderada ter alcance limitado, depender decaracterísticas, especialmente a resistividade, dasformações envolvendo o poço, e também possuir taxas dedados limitadas.

A instalação de fios em tubos de perfuração paraconduzir sinais tem sido proposta há tempos. Alguns métodosrecentes para uma coluna de perfuràção com fio sãodivulgados na Patente norte americana U.S. N0 4.126.848,Patente norte americana U.S. N0 3.957.118 e na Patentenorte americana U.S. N0 3.807.502, e na publicação "QuatroSistemas Distintos Usados Para MWD", W. J. McDonald, TheOil and Gás Journal, págs. 115-124, 3 abril de 1978.

A idéia de usar acopladores indutivos, tais como asemendas de tubo, foi também proposta. As divulgações aseguir usam acopladores indutivos em uma coluna deperfuração: Patente norte americana U.S. N0 4.605.268,Pedido de Patente Publicado pela Federação Russa 2140527,depositado a 18 de dezembro de 1997, Pedido de PatentePublicado pela Federação Russa 2040691, depositado a 14 defevereiro de 1992, e Publicação WO 90/ 14497A2. Ver tambéma Patente norte americana U.S. N0 5.052.941, Patente norteamericana Ü.S. N0 4.806.928, Patente norte americana Ü.S.N0 4.901.069, Patente norte americana Ü.S. N0 5.531.592,Patente U.S. norte americana N0 5.278.550, e Patente norteamericana U.S. N0 5.971.072.

A Patente norte americana U.S. N0 6.641.434descreve uma emenda de tubo de perfuração com fio, querepresentou um avanço significativo na arte dos tubos deperfuração com fio para transmitir, com confiança, dados demedição em altas taxas de dados, bidirecionalmente, entreuma estação na superfície e locais no poço. A Patente *434divulga uma emenda de tubo com fio de baixa perda, ondecamadas condutoras reduzem as perdas da energia de sinal aolongo da extensão da coluna de perfuração, pela redução dasperdas resistivas e das perdas de fluxo em cada acopladorindutivo. A emenda de tubo com fio é robusta, em que elapermanece operacional na presença de vazios na camadacondutora. O desempenho presente nesses e outros avanços naarte da telemetria da coluna de perfuração proporcionaoportunidade para inovação, onde os problemas anteriores dealcance, velocidade, e taxa de dados têm constituído alimitação anterior no desempenho do sistema.

Um dos objetos da presente invenção é proporcionaroperações aperfeiçoadas de perfilagem de formação emedição, bem como controle e otimização melhorados dosparâmetros de perfuração, que não foram até entãoalcançados por vários motivos, usando combinaçõessinérgicas com avançada telemetria bidirecional de colunade perfuração.

SUMÁRIO DA INVENÇÃO

A presente invenção possui aspectos, os quais,dentre outros, se utilizam dos recentes avanços natelemetria da coluna de perfuração. Comunicaçãobidirecional praticamente em tempo real é usada de maneiravantajosa nas presentes modalidades, para melhorar amedição e o controle durante os processos de perfuração (eparalisação temporária, e/ou manobras), para melhorar aoperação e a tomada de decisões.

Um formato da invenção possui aplicação para uso emconjunto com uma operação de perfuração de um poçoterrestre, usando: uma sonda, uma coluna de perfuraçãotendo sua extremidade geralmente superior mecanicamenteacoplável e suspensa a partir da sonda, e uma composição defundo adjacente à extremidade inferior da coluna deperfuração, a composição de fundo incluindo uma broca deperfuração na sua extremidade inferior. Um método édescrito para obter informações sobre pelo menos umparâmetro detectado ria composição de fundo, incluindo asseguintes etapas: provisão de pelo menos um dispositivo demedição na composição de fundo, dito pelo menos umdispositivo de medição produzindo dados de mediçãorepresentativos de uma condição medida na composição defundo; provisão de um sistema processador de superfície, nasuperfície terrestre; provisão de um sistema de telemetriada coluna de perfuração acoplado ao dito pelo menos umdispositivo de medição e acoplado ao sistema processador desuperfície; e transmissão dos ditos dados do dispositivo demedição ao sistema processador de superfície através dosistema de telemetria da coluna de perfuração. (Conformeaqui usadas, referências à superfície terrestre pretendemenglobar locais na, ou próximo à, superfície de qualquerterreno, água, ou gelo, para perfuração em terra oumarítima).

Em uma modalidade dessas, a condição medida nacomposição de fundo é uma característica medida deformações terrestres envolvendo a composição de fundo, e aetapa da provisão de pelo menos um dispositivo de mediçãona composição de fundo compreende a provisão de umdispositivo de perfuração com perfilagem na composição defundo. Nessa modalidade, a etapa da provisão de umdispositivo de perfuração com perfilagem compreende aprovisão de um dispositivo selecionado dentre o grupoconstituído de um dispositivo medidor de resistividade, umdispositivo medidor de resistividade direcional, umdispositivo medidor sônico, um dispositivo medidor nuclear,um dispositivo medidor de ressonância magnética nuclear, umdispositivo medidor de pressão, um dispositivo medidorsísmico, um dispositivo processador de imagens, e umdispositivo amostrador de formação.

Em outra modalidade, a condição medida nacomposição de fundo é uma característica de perfuraçãomedida, e a etapa da provisão de pelo menos um dispositivode medição na composição de fundo compreende a provisão deum dispositivo de perfuração com medição na composição defundo. Nessa modalidade, a etapa da provisão de umdispositivo de perfuração com medição compreende a provisãode um dispositivo selecionado dentre o grupo constituído deum dispositivo medidor de peso sobre a broca, umdispositivo medidor de torque, um dispositivo medidor devibração, um dispositivo medidor de choques, um dispositivomedidor de atrito, um dispositivo medidor de direção, e umdispositivo medidor de inclinação. Em outra modalidade, acomposição de fundo inclui um subsistema de perfuraçãodirecional, e a etapa de produzir sinais de controle, noprocessador de superfície, compreende a produção de sinaisde controle direcionais. Em um formato dessa modalidade, osubsistema de perfuração direcional compreende um sistemadirecionador rotativo, e a etapa de produzir sinais decontrole no processador de superfície compreende a produçãode sinais de controle direcionais para o sistemadirecionador rotativo.

Em um formato da invenção, a etapa da provisão depelo menos um dispositivo de medição na composição de fundocompreende a provisão de uma pluralidade de dispositivos demedição na composição de fundo, a pluralidade dedispositivos de medição produzindo dados de mediçãorepresentativos de uma pluralidade de condições nacomposição de fundo.

Em um formato da invenção, o sistema de telemetriada coluna de perfuração é bidirecional e inclui tubos deperfuração com fio em pelo menos uma parte da coluna deperfuração. Em uma modalidade desse formato da invenção, umacoplamento sem fio é proporcionado entre o sistema detelemetria da coluna de perfuração e o processador desuperfície. 0 sistema processador de superfície pode estarlocalizado nas proximidades da sonda, ou pode estar em umlocal afastado da dita sonda. 0 sistema de telemetria dacoluna de perfuração pode ser um sistema de telemetriahíbrido, incluindo uma pluralidade de tipos distintos demeios de telemetria. Em uma modalidade divulgada, o sistemade telemetria da coluna de perfuração híbrido compreendeuma seção de tubo de perfuração com fio, e pelo menos umaseção de meios de telemetria selecionados dentre o grupoconstituído de meios de cabo elétrico, meios de cabo ótico,e meios de transmissão sem fio. Nessa modalidade, a seçãodo tubo de perfuração com fio compreende tubos deperfuração conectados, cada tubo de perfuraçãocompreendendo uma extremidade de pino tendo um acopladorindutivo com um anel condutivo, uma extremidade de caixatendo um acoplador indutivo com um anel condutivo, e pelomenos um condutor acoplado entre os ditos acopladoresindutivos nas extremidades de pino e caixa, pelo qual tubosde perfuração adjacentes são indutivamente acoplados nassuas extremidades de pino/ caixa conectadas. Para extensõesmais longas, subsistemas repetidores podem ser previstosnas emendas entre os tubos de perfuração. Assim, em umformato da invenção, uma seção do tubo de perfuração comfio descrito pode ser prevista em uma extensão superior acerca de 2000 pés dos ditos tubos de perfuração conectados,sem quaisquer repetidores.

Em uma modalidade da invenção usando o tipodescrito da seção de tubo de perfuração com fio, a etapa detransmissão dos dados compreende a transmissão dos ditosdados sobre uma portadora tendo uma freqüência inferior acerca de 500 KHz. Nessa modalidade, os dados sãotransmitidos a uma taxa de pelo menos 100 bits por segundo,e a transmissão bidirecional é implementada praticamente emtempo real.

Em um formato da invenção, sinais de controle sãoproduzidos no processador de superfície e transmitidos paraa composição de fundo através do sistema de telemetria dacoluna de perfuração. Em uma modalidade desse formato dainvenção, a composição de fundo inclui um subsistema deperfuração direcional, e os sinais de controle são sinaisde controle direcionais. Nessa modalidade, os sinais decontrole são produzidos em resposta aos dados de medição.

Outros aspectos e vantagem da invenção ficarãoclaros através da descrição detalhada a seguir, quandotomada em conjunto com os desenhos anexos.

BREVE DESCRIÇÃO DOS DESENHOS

A fig. 1 é um diagrama, parcialmente em formaesquemática e parcialmente em forma de blocos, de umsistema, de acordo com as modalidades da invenção, e quepode ser usado para praticar as modalidades do método dainvenção.

A fig. 2A é um diagrama de blocos de um tipo deeletrônica do subsistema transceptor sem fio, que pode serusado em conjunto com uma modalidade da invenção.

A fig. 2B é um diagrama, parcialmente em seçãotransversal e parcialmente em forma de blocos, de umainterface com a superfície utilizando um transceptor semfio, com sua eletrônica e antena montadas na coluna deperfuração.

A fig. 3 é um diagrama de seção transversal detubos de perfuração com fio, indutivamente acoplados, edivulgados na Patente U.S. N0 6.641.434, que podem serusados pelo menos como parte do sistema de telemetria dacoluna cie perfuração, que é empregado em modalidades dapresente invenção.

A fig. 4 é uma vista em perspectiva parcialmenterecortada de um par justaposto dos elementos acopladoresindutivos do circuito de corrente da fig. 3.

A fig. 5A é uma vista de seção transversal do parjustaposto dos elementos acopladores indutivos do circuitode corrente da fig. 4, unidos entre si como parte de umacoluna tubular operacional, incluindo uma vista de seçãotransversal de um trajeto toroidal fechado de baixapermeabilidade e alta condutividade envolvendo ambos osnúcleos.

A fig. 5B é uma vista de seção transversalampliada, mostrando mais detalhes da montagem doscomponentes eletromagnéticos dos elementos acopladoresindutivos do circuito de corrente da fig. 5A.

A fig. 5C é uma vista em perspectiva parcialmenterecortada do elemento acoplador indutivo do circuito decorrente na extremidade de caixa da fig. 5B, mostrandodetalhes da bobina e do cabo elétrico interno.

A fig. 6 é um diagrama de um dispositivo deperfilagem da resistividade da formação de um tipo, que éutilizado como dispositivo de perfuração com perfilagem(LWD), ou parte de um conjunto de dispositivos LWD, emmodalidades do método e sistema da invenção.

A fig. 7 é um diagrama de um dispositivo deresistividade direcional de um tipo, que é utilizado comodispositivo de perfuração com perfilagem (LWD), ou parte deum conjunto de dispositivos LWD, em modalidades do método esistema da invenção.

A fig. 8 é um diagrama de um dispositivo deperfilagem sônica de um tipo, que é utilizado comodispositivo de perfuração com perfilagem (LWD), ou parte deum conjunto de dispositivos LWD, em modalidades do método esistema da invenção.

As figs. 9A - 9D são diagramas de dispositivos deperfilagem sísmica de um tipo, que é utilizado comodispositivo de perfuração com perfilagem (LWD), ou parte deum conjunto de dispositivos LWD, em modalidades do método esistema da invenção.

A fig. 10 é um diagrama de um dispositivo deperfilagem nuclear de um tipo, que é utilizado comodispositivo de perfuração com perfilagem (LWD), ou parte deum conjunto de dispositivos LWD, em modalidades do método esistema da invenção.

A fig. 11 é um diagrama de um dispositivo deperfilagem com ressonância magnética nuclear de um tipo,que é utilizado como dispositivo de perfuração comperfilagem (LWD), ou parte de um conjunto de dispositivosLWD, em modalidades do método e sistema da invenção.

A fig. 12 é um diagrama de um dispositivo deperfilagem com medição de pressão de um tipo, que éutilizado como dispositivo de perfuração com perfilagem(LWD), ou parte de um conjunto de dispositivos LWD, emmodalidades do método e sistema da invenção.

DESCRIÇÃO DETALHADA

A fig. 1 ilustra um sistema na região do poço, ondea presente invenção pode ser empregada. A região do poçopode ser terrestre ou marítima. Nesse sistemaexemplificante, um poço 11 é formado em formaçõessubterrâneas 30 por perfuração rotativa de maneira bastanteconhecida. Modalidades da invenção podem também usarperfuração direcional, conforme será descrita aqui aseguir.

Uma coluna de perfuração 12 é suspensa dentro dofundo do poço 11 e possui uma composição de fundo 100, queinclui uma broca de perfuração 105 na sua extremidadeinferior. O sistema de superfície inclui o conjunto deplataforma e torre 10 posicionado sobre o furo do poço 11,o conjunto incluindo uma mesa rotativa 16, kelly (hasterígida) 17, gancho 18 e junta rotativa 19. A coluna deperfuração 12 é girada pela mesa rotativa 16, energizadapor meios não mostrados, que engata o kelly 17 naextremidade superior da coluna de perfuração. A coluna deperfuração 12 é suspensa por um gancho 18, fixado a umbloco de deslocamento (também não mostrado), através dokelly 17 e de uma junta rotativa 19, que permite a rotaçãoda coluna de perfuração com relação ao gancho. Conforme ébastante conhecido, o sistema de acionamento superiorpoderia ser usado, de modo alternativo.

No exemplo dessa modalidade, o sistema desuperfície ainda inclui a lama ou fluido de perfuração 26armazenada em um tanque 27, formado na região do poço. ümabomba 29 abastece o fluido de perfuração 26 ao interior dacoluna de perfuração 12, através de uma abertura na junta19, fazendo com que o fluido de perfuração escoe para baixoatravés da coluna de perfuração 12, conforme indicado pelaseta direcional 8. O fluido de perfuração abandona a colunade perfuração 12 através de aberturas na broca deperfuração 105 e, a seguir, circula para cima através daregião anular entre o exterior da coluna de perfuração e aparede do furo do poço, conforme indicado pelas setasdirecionais 9. Desta maneira bastante conhecida, o fluidode perfuração lubrifica a broca de perfuração 15 e conduzos cascalhos da formação até a superfície, quando ele éretornado ao tanque 27 para recireulação.

Conforme é conhecido na técnica, sensores podem serinstalados na região do poço para coletar dados, depreferência em tempo real, relacionados à operação daregião do poço, bem como às condições da região do poço.Por exemplo, tais sensores de superfície podem serinstalados para medir parâmetros, tais como pressão dacoluna, carga no gancho, profundidade, torque nasuperfície, rpm, dentre outros.Ά composição de fundo 100 da modalidade ilustradainclui um sub de interface 110, um moauio ae perfuração comperfilagem (LWD) 120, um módulo de perfuração com medição(MWD) 130, um motor e sistema direcionador rotativo 150para perfuração direcional, e a broca de perfuração 105.

O módulo LWD 120 é alojado em um tipo especial decolar de perfuração, conforme é conhecido na arte, e podeconter um ou uma pluralidade de tipos conhecidos deferramentas de perfilagem. Também deve ficar claro, quemais do que um módulo LWD e/ou MWD podem ser empregados, p,ex., conforme representado em 120A. (Referências a ummódulo na posição de 120 podem significar, de maneiraalternativa, também um módulo na posição de 120A). O móduloLWD inclui recursos para medir, processar, e armazenarinformações, bem como para se comunicar com o equipamentoda superfície. Na presente modalidade, o módulo LWD incluium ou mais dos seguintes tipos de dispositivos deperfilagem, que medem características da formação: umdispositivo medidor de resistividade, um dispositivomedidor de resistividade direcional, um dispositivo medidorsônico, um dispositivo medidor nuclear, um dispositivomedidor de ressonância magnética nuclear, um dispositivomedidor de pressão, um dispositivo medidor sísmico, umdispositivo processador de imagens, e um dispositivoamostrador de formação.

0 módulo MWD 130 é também alojado em um tipoespecial de colar de perfuração, conforme é conhecido naarte, e pode conter um ou mais dispositivos para medircaracterísticas da coluna de perfuração e da broca deperfuração. A ferramenta MWD ainda inclui um aparelho (nãomostrado) para gerar energia elétrica ao sistema do furo depoço. Esse pode incluir tipicamente um turbogerador a lama,energizado pelo fluxo do fluido de perfuração, ficandoclaro que outros sistemas de energia e/ou de bateria podemser empregados. Na presente modalidade, o módulo MWD incluium ou mais dos seguintes tipos de dispositivos de medição:um dispositivo medidor de peso sobre a broca, umdispositivo medidor de torque, um dispositivo medidor devibração, um dispositivo medidor de choques, um dispositivomedidor de atrito, um dispositivo medidor de direção, e umdispositivo medidor de inclinação.

Na presente invenção, um sistema de telemetria dacoluna de perfuração é empregado, o qual, na modalidadeilustrada, compreende um sistema de tubos de perfuração comfio, indutivamente acoplados 180, que se estendem a partirde um sub de superfície 185 para um sub de interface 110 nacomposição de fundo. Dependendo de fatores, incluindo aextensão da coluna de perfuração, repetidores ou subs deretransmissão podem ser instalados em intervalos na colunados tubos de perfuração com fio, um exemplo sendorepresentado em 182. Os subs de retransmissão, que tambémpodem ser dotados de sensores, são descritos em detalhes noPedido de Patente norte americana Co-pendente U.S. N° deSérie (pasta 19.0410/11), depositado na mesmadata que o presente documento, e requerido pelo mesmorequerente do presente Pedido.

O sub de interface 110 proporciona uma interfaceentre os circuitos de comunicação dos módulos LWD e MWD e osistema de telemetria da coluna de perfuração, o qual,nessa modalidade, compreende tubos de perfuração com fio,com acopladores indutivos. 0 sub de interface 110> que podeser também dotado de sensores, é descritos em detalhes noPedido de Patente norte americana Co-pendente Ü.S. N0 deSérie (pasta 19.0410/11), depositado na mesmadata que o presente documento, e requerido pelo mesmorequerente do presente Pedido.

No topo da coluna de perfuração com fio se encontrao sub de superfície ou a interface de superfície 185.Quando um sistema do tubo de perfuração com fio é usado, énecessário ter um enlace de comunicação entre o tubo deperfuração com fio mais superior e um processador desuperfície (o qual, dentre outros, executa tipicamente umaou mais das seguintes funções: recebimento e/ou envio dedados, informações sobre perfilagem, e/ou informações decontrole para e/ou a partir do equipamento do fundo de poçoe de superfície, execução de computações e análises, ecomunicação com operadores e com locais afastados). Váriosmétodos têm sido sugeridos, alguns deles sendo sintetizadosna Patente norte americana U.S. N0 7.040.415, incluindo ouso de um dispositivo com anel de contato, e o uso deacoplamentos elétricos rotativos baseados em indução ou na,assim chamada, ação de transformador. Estas técnicas sãocoletivamente conhecidas como técnicas de junta rotativa.Um anel de contato (também conhecido como superfície decontato com escovas) é um conector elétrico bastanteconhecido, projetado para conduzir sinais ou corrente de umfio estacionário para o interior de um dispositivorotativo. De modo característico, ele é composto de umcontato de metal ou grafite estacionário (uma escova)conduzido em um componente não-rótativo, que roça sobre odiâmetro externo de um anel metálico rotativo (p. ex.,conduzido na porção superior dé uma junta do kelly).Conforme o a.ne.1 metálico gira, o sinal ou corrente elétricaé conduzida através da escova estacionária ao anelmetálico, estabelecendo a conexão. Acoplamentos elétricosrotativos baseados em indução (ação de transformador)conhecidos com transformadores rotativos, têm proporcionadouma alternativa para anéis de contato e escovas de contato,baseado na condução entre circuitos rotativos eestacionários, de modo que nenhum contato direto se faznecessário. Os enrolamentos de transformador compreendemuma bobina estacionária e uma bobina rotativa, ambasconcêntricas com o eixo de rotação. Qualquer uma dasbobinas pode servir como enrolamento primário, com a outraservindo como enrolamento secundário. Os tipos de métodosdescritos neste parágrafo podem ser usados pára o sub desuperfície 185 da fig. 1. No presente momento, um métodosem fio é mais preferido, por exemplo, do tipo descrito emdetalhes no Pedido de Patente norte americana U.S. N0 deSérie (pasta 19.0403/32), depositado namesma data que o presente documento, e requerido pelo mesmorequerente do presente Pedido. Conforme descrito em umamodalidade do dito Pedido N0 de Série (pasta19.0403/32} citado, uma interface de superfície, na formado sub de superfície 185, é acoplada à eletrônica 35 quegira com o kelly 17 e inclui um transceptor e uma antenaque se comunica bidirecionalmente com a antena e otransceptor da unidade de controle e perfilagem 4, que, napresente modalidade, compreende o sistema processador desuperfície. Um enlace de comunicação 175 é esqiaematicamenteilustrado entre a eletrônica e a antena da interface desuperfície e a unidade de controle e perfilagem 4. Porconseguinte, a configuração dessa modalidade proporciona umenlace de comunicação a partir da unidade de controle eperfilagem 4, através do enlace de comunicação 175, para osub de superfície 185, através do sistema de telemetria dotubo de perfuração com fio, à interface do fündo de poço110 e os componentes da composição de fundo e, além disso,o reverso disso, para operação bidirecional.

A fig. 2A apresenta um diagrama de blocos de umtipo cie eletrônica cio subsistema transceptor sem fio, quepode ser usado para a eletrônica 30 da fig. 1. Pode serfeita também referência à Patente U.S. N0 7.040.415. Umsinal de/ para o acoplador indutivo da junta de topo dotubo de perfuração com fio mais superior ê ligado a ummodem WDP. O modem WDP 221, por sua vez, é ligado ao modemsem fio 231. Uma bateria 250 e fonte de alimentação 255 sãotambém previstas para energizar os modems. Outros meiosgeradores de energia, que podem ser mais preferidos, sãodescritos no Pedido de Patente norte americana U.S. N0 deSérie (pasta 19.0403/32} acima citado.

O modem de superfície WDP 202 é adaptado para secomunicar com um ou mais modems, repetidores, ou outrasinterfaces η a ferramenta do fundo de poço através dosistema de telemetria do tubo de perfuração com fio. Depreferência, os modems proporcionam comunicaçõesbidirecionais. O modem se comunica com outro modem ourepetidor ou outro sub localizado na ferramenta do fundo depoço. Qualquer espécie de esquema de modulação digital ouanalógica pode ser usada, tal com© chaveamento bifásico pordeslocamento de freqüência (FSK), chaveamento dedeslocamento de fase de quadratura (QPSK), Modulação daAmplitude em Quadratura (QAM), modulação DMT etc. Essesesquemas podem ser usados em combinação com qualquerespécie de tecnologias com multiplexação de ; dados, taiscomo Multiplexação por Divisão de Tempo (TDM),Multiplexaçâo por Divisão de Freqüência (FDM) etc. 0 modempode incluir funcionalidade para diagnósticos do tubo deperfuração e diagnósticos da ferramenta do fundo do poço.

A fig. 2B apresenta uma modalidade, conformedescrita no Pedido de Patente norte americana U.S. Co-pendente N0 de Série (pasta 19.0403/32) citado,onde um sub de proteção especial 240 é previsto entre okelly 250 e o tubo de perfuração com fio mais superior 181.O sub de proteção 240 possui um acoplador indutivo 241 nasua extremidade inferior, que acopla eletricamente com oacoplador indutivo do tubo de perfuração com fio maissuperior. Um cabo 215, que é conectado ao acopladorindutivo 241, sai do sub de proteção 240 através de umaabertura vedada, e corre externamente ao kelly 250 para osubsistema transceptor 230, que inclui a(s) antena(s) 235.Na posição de saida do cabo do sub de proteção 240, umconector 246 pode ser previsto. 0 cabo correndo ao longo daparte externa do kelly 250 pode ser vedado em uma ranhurano kelly e ser, por exemplo, protegido por um material deepóxi ou ΡΞΞΚ. Outro conector pode ser previsto naeletrônica do subsistema transceptor. 0 cabo 215 é previstopelo menos com um par de fios. Pode ser feita referência aoPedido de Patente norte americana U.S. Co-pendente N0 deSérie _ (pasta 19.0403/32) citado para outrasmodalidades e configurações do subsistema transceptor, etambém para descrição de diversas antenas redundantes emconjunto com os subsistemas de transceptor, e paradescrição da geração segura de energia para uso pelosubsistema transceptor rotativo.

Conforme descrito no Pedido de Patente norteamericana U.S. Co-pendente N0 de Série _______ (pasta19.0403/32) citado, embora somente uma unidade desuperfície 4 seja mostrada em uma região de poço, uma oumais unidades de superfície podem ser previstas ao longo deuma ou mais regiões de poço. As unidades de superfíciepodem ser ligadas a uma ou mais interfaces de superfície,usando uma conexão com ou sem fio através de uma ou maislinhas de comunicação. A topologia de comunicação entre ainterface com a superfície e o sistema de superfície podeser ponto a ponto, ponto a multiponto ou multiponto aponto. A conexão com fio inclui o uso de qualquer tipo decabo (fios usando qualquer tipo de protocolo (serial,Ethernet etc.) e fibras óticas. A tecnologia sem fio podeser qualquer espécie de tecnologia de comunicação sem fiopadrão, tal como a especificação IEEE 802.11, Bluetooth,zigbee ou qualquer tecnologia de comunicação ótica ou de RFnão padronizada, usando qualquer espécie de esquema demodulação, tal como FM, AM, PM, FSK, QAM, DMT, OFDM, etc.,em combinação com qualquer espécie de tecnologias demui t íplexação de dados, tais como T DMA, F DMA, CDMA etc.

Como um exemplo, a antena para a conexão sem fio pode sercolocada no nível externo do sub.Um ou mais sensores 204 podem ser previstos nainterface para medir vários parâmetros do fundo de poço,tais como temperatura, pressão (do tubo bengala, lamaetc.}, fluxo de lama, ruído, vibração, mecânica daperfuração (isto é, torque, peso, aceleração^ rotação dotubo etc.), etc. Os sensores podem ser também ligados àextremidade frontal analógica para condicionamento de sinale/ou a um processador para processar e/ou analisar osdados. Os sensores podem ser também usados para realizardiagnósticos. Os diagnósticos podem ser usados paralocalizar falhas no sistema do tubo de perfuração com fio,medir ruído e/ou características do sistema de telemetriado tubo de perfuração com fio e realizar outrosdiagnósticos na região do poço. Diferentes tipos desensores podem ser integrados ao sub. Um tipo de sensorpode ser um sensor de superfície para medir mecânica deperfuração capaz de operar em altas taxas de amostragem. Osdados do sensor podem ser gravados em um dispositivo dememória.

As figs. 3-5 apresentam tubos de perfuração comfio, conforme divulgado na Patente norte americana U.S. N° 6.641.434, aqui incorporada para fins de referência. Umajunta de tubo com fio 310 (fig. 3) possui um primeiroelemento acoplador indutivo do circuito de corrente 321, eum segundo elemento acoplador indutivo do circuito decorrente 331, um em cada extremidade do tubo. A fig. 3também mostra a junta de tubo com fio 310, como incluindouma haste tubular alongada 311 com um furo axial 312, umprimeiro elemento acoplador indutivo 321, uma extremidadede caixa 322, e um segundo elemento acoplador indutivo 331na extremidade de pino 332. O acoplador indutivo 320 émostrado, como constituído do primeiro elemento acopladorindutivo 321 e do segundo elemento acoplador indutivo 331/da extremidade de pino 332' em um tubo de perfuração comfio adjacente.

As figs. 3 e 4 apresentam a extremidade de caixa322 definindo a rosca interna 323, e o ressalto anular decontato interno 324 com uma primeira ranhura 325. As figs.3 e 4 também mostram a extremidade de pino 332' de umajunta de tubo com fio adjacente definindo a rosca externa333', e a extremidade tubular anular de contato interno334' com uma segunda ranhura 335'. (Um número de itemseguido por uma aspa indica um item pertencente a uma juntade tubo com fio adjacente).

A fig. 5A é uma vista de seção transversal do parjustaposto dos elementos do acoplador indutivo de circuitode corrente da fig. 3 unidos entre si como parte de umacoluna de tubo operacional. Ela apresenta uma vista deseção transversal do trajeto toroidal fechado de altacondutividade e baixa permeabilidade 340 envolvendo ambosos núcleos, e uma vista de seção transversal do conduite313 forma uma passagem para o cabo elétrico interno 314,que conecta eletricamente os dois elementos acopladoresindutivos da junta de tubo com fio 310.

A fig. 5B é uma vista de seção transversal ampliadamostrando a montagem da primeira bobina 34 8, primeironúcleo de alta permeabilidade 347 e primeiro enrolamento debobina 348. A fig. 53 também mostra o conduite 313envolvendo o cabo elétrico interno 314. (Para fins declareza de ilustração nas figs. 5B e %C, a primeira bobina328 é mostrada em tamanho maior, se comparada às dimensõesdo pino, do que ela seria em uma modalidade preferida, ondea resistência do tubo de perfuração não pode sercomprometida)

A fig. 5B ainda mostra a primeira ranhura 325definindo uma primeira superfície côncava anular 32 6 comporções justapostas concêntricas 326a e 326b. A primeirasuperfície côncava anular 32 6 possui sobre ela uma primeiracamada côncava anular de alta condutividade e baixapermeabilidade 327. A camada 327 define uma primeiracavidade anular. A extremidade de caixa 322 inclui aprimeira bobina 328 montada fixamente na primeira cavidadeanular, entre as porções justapostas concêntricas 327a e327b da primeira camada 327.

A fig. 5B ainda apresenta a segunda ranhura 335'definindo uma segunda superfície côncava anular 336' comporções justapostas concêntricas 336a' e 336b'. A segundasuperfície côncava anular 336' possui sobre ela uma segundacamada côncava anular de alta condutividade e baixapermeabilidade 337'. A camada 337' define uma segundacavidade anular. A extremidade de pino 332' inclui umasegunda bobina 338' montada fixamente na segunda cavidadeanular, entre as porções justapostas concêntricas 337a' e337b' da segunda camada 337'.

A fig. 53 ainda mostra o primeiro elementoacoplador indutivo de circuito de corrente 321 incluindo aprimeira camada de alta condutividade e baixapermeabilidade 327, e o segundo elemento acoplador indutivode circuito de corrente 331' incluindo a segunda camada dealta condutividade e baixa permeabilidade 337' . Cada camadaé revestida ou fixada na superfície interna de sua ranhura.A primeira bobina 328 é localizada entre as porçõesjustapostas concêntricas 327a e 327b da primeira camada32.7. Assim, a primeira camada (o:u cinta) moldada de altacondutividade e baixa permeabilidade 327 envolveparcialmente a primeira bobina 328. Da mesma forma, asegunda camada (ou cinta) de alta condutividade e baixapermeabilidade 337' envolve parcialmente a segunda bobina338'.

A primeira bobina 328 é fixada no lugar dentro desua ranhura por material isolante 342. A primeira bobina328 é ainda protegida por um material de enchimentoprotetor 343, de preferência RTV. Da mesma forma, a segundabobina 38' é fixada no lugar dentro de sua ranhura pormaterial isolante 352', e é ainda protegida por material deenchimento protetor 353.

A fig. 5C é uma vista de seção transversal ampliadado elemento acoplador indutivo do circuito de corrente daextremidade de caixa da fig. 5B, mostrando detalhes daprimeira bobina 328, incluindo o primeiro núcleo de altapermeabilidade 347, e o enrolamento da primeira bobina 348.

0 núcleo 347 possui uma seção transversal axialmentealongada. A segunda bobina 338', segundo núcleo 357' eenrolamento da segunda bobina 358' da fig. 5B sãoestruturados de maneira similar.

O enrolamento de bobina 348 possui, de preferência,um maior número de espiras. Em uiria modalidade preferida, onúmero é de aproximadamente 200. A cinta na extremidade decaixa da fig. 5C é posicionada para cooperar dom a segundacinta na extremidade de pino de alta condutividade e baixapermeabilidade de uma segunda junta de tubo adjacente, paracriar o trajeto toroidal fechado de alta condutividade ebaixa permeabilidade 340, conforme mostrado na fig. 5A.

Quando as primeira e segunda juntas de tubo são unidasentre si, fazendo parte de uma coluna de tubo operacional,as camadas 327 e 337' formam o trajeto 340. Esse trajetofechado envolve a primeira bobiria e a segunda bobina. Oacoplador indutivo do circuito dê corrente de: baixa perdapode ser visto como um par de transformadores conectadosnas suas partes traseiras através do trajeto 340.Cada bobina induz uma corrente elétrica na junta detubo, principalmente ao longo da camada de altacondutividade e baixa permeabilidade da junta de tubo, quese sobrepõe à superfície interna da ranhura. Cada camada demateriais condutivos, fixada ou revestida sobre asuperfície interna da ranhura, envolve o núcleo.

Conforme descrito na Patente 434, a camada de altacondutividade e baixa permeabilidade pode s;er feita dequalquer material de alta condutividade e baixapermeabilidade, que possua uma condutividade que sejasubstancialmente superior à condutividade do ãço, exemplossendo cobre e ligas de cobre, dentre outros metais.

A camada de alta condutividade e baixapermeabilidade reduz as perdas resistivas ao longo daextensão da coluna de tubo, pela redução da resistência dotrajeto toroidal 340, em comparação com aquelas queocorreriam se o trajeto 340 passasse somente pelo aço dajunta de tubo. A camada de alta condutividade e baixapermeabilidade também reduz as perdas de fluxo ao longo daextensão da coluna de tubo, pela redução da penetração dofluxo magnético dentro do aço de cada junta de tubo comfio. Embora o trajeto toroidal 340 seja idealmente umtrajeto fechado, não é essencial que o trajeto 340 consistainteiramente da camada condutora, pois qualquer vazio nacamada condutora de um trajeto 340 será unido; pelo aç o ciaextremidade de tubo local. Um vazio na camada condutora deum trajeto toroidal pode ser produzido por desgaste em umacamada condutora relativamente macia, próxima ao ponto decontato do aço rígido das extremidades tubulares emcontato. Alguns poucos vazios na camada condutora de umtrajeto toroidal ao longo da extensão da coluna tubular nãoirão introduzir suficientes perdas de energia, para ter umefeito significativo.

Como na Patente M34, o sistema das figs. 3 - 5Ddescreve uma junta tubular de duplo contato com primeiro esegundo elementos acopladores indutivos, localizadosrespectivamente em um ressalto interno e uma extremidadetubular interna. As dimensões da junta tubular são tais,que a distância entre a extremidade tubular externa e oressalto interno é um pouco superior à distância entre oressalto externo e a extremidade tubular interna. A fig. 5Aapresenta uma distância Di entre a extremidade tubularexterna 341 e o ressalto anular de contato interno 324, e adistância D2 entre o ressalto externo 351' e a extremidadede tubo anular de contato interno 334'. A distância D2 é umpouco superior à distância Di. Quando duas juntas de tuboestiverem corretamente apertadas (isto é, unidas entre sicom o torque necessário para alcançar a correta vedaçãotubular da extremidade 341 de encontro ao ressalto 351' deum tubo com fio adjacente), então esta pequena diferençapermite esse mesmo torque para apertar automaticamente oressalto interno 324 de encontro à extremidade tubularinterna 334' de uma junta tubular com fio adjc tcente, a fimde estabelecer, com confiança, um trajeto toróidal fechadode alta condutividade e baixa permeabilidade 340.

Em uma modalidade da presente invenção, uma seçãodo tubo de perfuração com fio, do tipo descrito na Patente434 e nas figs. 3 - 5C, facilita um aspecto de prever urnaseção dos tubos de perfuração com fio conectados, a umaextensão superior a cerca de 1000 pés e inferior a cerca de7000 pés, sem quaisquer repetidorés.

Um exemplo de uma ferramenta, que pode ser aferramenta LWD 120, ou pode ser uma parte de um conjunto deferramentas LWD 120 do sistema e método da presenteinvenção, é a ferramenta LWD de dupla resistividadedivulgada na Patente norte americana U.S. N0 4.8 99.112 eintitulada "Aparelho para Perfilagem de Poço es Método paraDeterminar a Resistividade da Formação a uma ProfundidadeRasa e a uma Profunda", aqui incorporada para fins derererenc ia. Conforme visto na fig. 6, as antenastransmissoras superior e inferior Ti e T2 possuem antenasreceptoras superior e inferior Ri e R2 entre elas. Asantenas são formadas em rebaixos, em um colar de perfuraçãomodificado, e montadas em material isolante. O deslocamentode fase da energia eletromagnética, como entre osreceptores, fornece uma indicação de resistividade daformação a uma profundidade relativamente rasa deinvestigação, e a atenuação da energia eletromagnética,como entre os receptores, fornece uma indicação deresistividade da formação a uma profundidade relativamenteprofunda de investigação. A Patente norte americana U.S. N04.899.112· acima citada pode ser citada para outrosdetalhes. Em operação, sinais representativos de atenuaçãoe sinais representativos de fase são acoplados a umprocessador, cuja saida é acoplável a circuitos detelemetria que, na técnica anterior, modulam pulsos de lamae, em uma modalidade do sistema da presente invenção,modulam uma portadora do sistema de telemetria da coluna deperfuração. Ao contrário da aplicação anterior da técnicade dupla resistividade em conjunto com telemetria porpulsos de lama, o presente sistema e método pode fornecermuito mais dados praticamente em tempo real.

Um uso particularmente vantajoso do presentesistema é em conjunto com condução controlada ou^perfuração direcional' . Nesta modalidade, um subsistemadirecionador rotativo 150 (fig. 1) é previsto, e é adaptadopara controle através do sistema de telemetria da coluna deperfuração. Perfuração direcional é o desvio intencional dofuro do poço, do trajeto que deveria ocorrer naturalmente.Em outras palavras, perfuração direcional é a condução dacoluna de perfuração, de modo que ela se desloque em umadireção desejada. Perfuração direcional é, por exemplo,vantajosa na perfuração em terra firme, porque ela permiteque muitos poços sejam perfurados a partir de uma únicaplataforma. Perfuração direcional também permite aperfuração horizontal através de um reservatório.

Perfuração horizontal permite que uma maior extensão dofuro de poço atravesse o reservatório, o que aumenta a taxade produção do poço. Um sistema de perfuração direcionalpode ser também usado em operação de perfuração vertical.

Muitas vezes, a broca de perfuração irá desviar de umatrajetória de perfuração planejada, devido à naturezaimprevisível das formações sendo penetradas ©u às forçasvariáveis experimentadas pela broca de perfuração. Quandoocorre um desvio destes, um sistema de perfuraçãodireciona pode ser usado para recolocar a broca deperfuração no curso correto. Um método conhecido deperfuração direcional inclui o uso de um sistemadirecionador rotativo ("RSS"). Sm um RSS, a coluna deperfuração é girada a partir da superfície, e dispositivosno fundo do poço fazem com que a broca de perfuraçãoperfure na direção desejada. A rotação da coluna deperfuração reduz consideravelmente as ocorrências da colunade perfuração ficar emperrada ou travada durante aperfuração. Sistemas de perfuração direcionadores rotativospara perfurar furos de poço desviados na terra podem sergeralmente classificados como sistemas xpoint the bit' ousistemas ^push the bit'. No sistema *point the bit', o eixode rotação da broca de perfuração é desviado do eixo localda composição de fundo na direção geral do novo furo. 0furo é propagado, de acordo com a geometria convencional detrês pontos definida por pontos de toque do estabilizadorsuperior e inferior e pela broca de perfuração. 0 ângulo dedesvio do eixo da broca de perfuração acoplado a umadistância finita entre a broca de perfuração e oestabilizador inferior resulta na condição não-colinearnecessária, para que uma curva seja gerada. Existem muitasmaneiras, em que isto pode ser alcançado, incluindo umacurvatura fixa em um ponto na composição de fundo próximoao estabilizador inferior, ou uma flexão do eixo acionadorda broca de perfuração distribuída entre o estabilizadorsuperior e inferior. Nesta forma idealizada, não énecessário que a broca de perfuração corte lateralmente,porque o eixo da broca é continuamente girado na direção dofuro curvo. Exemplos de sistemas direcionadores rotativosdo tipo ypoint the bit', e como eles operam, são descritosnos Pedidos de Patente norte americana U.S. N0 de Série2002/0011359; 2001/0052428, e na Patente norte americanaU.S. N0 6.394.193; 6.364.034; 6.244.361; 6.158.529;6.092.610; e 5.113.953, todos aqui incorporados para finsde referência. Em um sistema direcionador rotativo vpushthe bit', a condição não-colinear demandada é alcançada,fazendo com que um ou ambos estabilizadores superior ouinferior ou outro mecanismo apliquem uma força excêntrica,ou deslocamento, em uma direção que é de preferênciaorientada com relação à direção de propagação do furo.Novamente, existem muitas maneiras disso poder seralcançado, incluindo estabilizadores excêntricos não-rotativos {com relação ao furo) (métodos baseados emdeslocamento) e atuadores excêntricos, que aplicam força àbroca de perfuração na direção de condução desejada.

Novamente, o direcionamento é alcançado, pela criação denão colinearidade entre a broca de perfuração e pelo menosdois outros pontos de toque. Na sua forma idealizada, énecessário que a broca de perfuração corte lateralmente, afim de gerar um furo curvo. Exemplos de sistemasdirecionadores rotativos do tipo xpush the bit', e comoeles operam, são descritos nas Patentes U.S. norteamericanas N0 5.265.682; 5.553.678; 5.803.185; 6.089.332;5.695.015; 5.685.379; 5.706.905; 5.553.679; 5.673.763;5.520.255; 5.603.385; 5.582.259; 5.778.992; 5.971.085,todas elas sendo aqui incorporadas para fins de referência.

O controle de condução, a partir da superfície, pode serbaseado, pelo menos em parte, em medições da resistividadeda formação usando, por exemplo, o tipo de dispositivo deperfilagem da resistividade descrito em conjunto com asfigs. 6 e 7.

Foi destacado que, devido ao fato das ferramentasLwD convencionais ficarem apenas a uma distânciarelativamente curta no interior da formação, elas podemficar a poucas polegadas de um limite de contato ou deleito, antes de detectarem sua presença, deixando assimpouco tempo para ajustes do geodirecionamento. Umaprofundidade rasa da investigação pode acarretar emgeodirecionamento reativo inferior ao ideal, onde atrajetória é alterada, somente quando a broca perfura forado topo ou da base de uma zona produtora. Geodirecionamentoreativo pode resultar em menor exposição produtiva,trajetos ondulados de poço e difíceis completações. (Ver L,Chou e outros, "Direcionamento para Elevada Produção",Oilfield Review, 2005, aqui incorporado para fins dereferência). A presente telemetria bidirecional da colunade perfuração praticamente em tempo real pode aumentar aprecisão e o tempo de reação ao geodirecionamento.

A combinação da presente telemetria bidirecionalcom uma aplicação de geodirecionamento é aindainfluenciada, quando empregada em conjunto com umaferramenta de perfuração direcional com perfilagem deleitura profunda, fazendo parte da(s) ferramenta(s) LWD 120da fig. 1. Os sinais das ferramentas tendo bobinasaxialmente simétricas, cilindricãmente alinhadas, não sãodirecionaImerite sensíveis. A ferramenta da fig. 7 faz comque bobinas inclinadas e transversais obtenham mediçõesdirecionalmente sensíveis. {Ver novamente L. Chou e outros,Oilfield Review, 2005 acima). A rede de sensores incluiseis antenas transmissoras e quatro antenas receptoras.Cinco antenas transmissoras {Ti a T5) são dispostasaxialmente ao longo da extensão da ferramenta. Uma sextaantena transmissora (T0) é orientada transversalmente aoeixo da ferramenta. Uma antena receptora é posicionada emcada ponta da ferramenta. Este par de antenas receptoras(R3 e R4} se conecta aos transmissores, e cada um dessesreceptores é inclinado a 45 graus com relação ao eixo daferramenta. Um par adicional de antenas receptoras (R1 eR2), localizado no centro da rede de transmissores, édisposto axialmente e pode obter medições de resistividadeda propagação do tipo convencional. O arranjo descritoproduz uma sensibilidade preferencial para a eondutividadeem um dos lados da ferramenta. Quando a ferramenta gira,seus sensores podem detectar zonais praticamente condutorase registrar a direção, a partir de qual a eondutividademáxima pode ser medida. Magnetômetros e acelerêmetros podemfornecer dados de referência sobre orientação direcionalpara a ferramenta. Além de sua capacidade direcional, aferramenta fornece medições relativamente mais profundas,do que a maioria das ferramentas convencionais deresistividade LWD. A presente telemetria bidirecional dacoluna de perfuração praticamente em tempo real, emconjunto com as capacitações da ferramenta direcional deperfilagem da resistividade, conforme descrito, melhora odesempenho do geodirecionamento, através da elevação daquantidade de dados na superfície, e da velocidade eprecisão do controle de perfuração direcional.

Outro exemplo de uma ferramenta, que pode ser aferramenta LWD 120, ou pode fazer parte cie um conjunto cieferramentas LWD 120, é uma ferramenta de perfuração comperfilagem sônica do tipo descrito na Patente U.S. N06.308.137, aqui incorporada para fins de referência. Em umamodalidade divulgada, conforme mostrada na fig. 8, umasonda marítima 810 é empregada, e uma rede ou fontetransmissora sônica 814 é distribuída próximo ao espelho daágua. De modo alternativo, qualquer outro tipo adequado detransmissor ou fonte de superfície ou de fundo de poço podeser fornecido.

Um processador de superfície controla oacionamento do transmissor 814. O equipamento de superfícietambém pode incluir receptores acústicos e um gravador paracapturar sinais de referência próximos da fonte. Na técnicaanterior, o equipamento de superfície ainda inclui umequipamento de telemetria por pulsos de lama para recebersinais MWD do equipamento no fundo do poço. 0 equipamentode telemetria e o gravador são tipicamente acoplacios a umprocessador, de modo que as gravações possam sersincronizadas usando-se relógio na superfície e no fundo dopoço. 0 módulo LWD no fundo do poço 800 inclui pelo menosos receptores acústicos 831 e 832, que são acoplados a umprocessador de sinais, de forma que as gravações possam serfeitas de sinais detectados pelos receptores em sincronismocom o acionamento da fonte de sinais. Na presentemodalidade, o tubo de perfuração com fio, ou outratelemetria de alta velocidade da coluna de perfuração,permite o sincronismo em alta velocidade dos sinais detemporização no fundo do poço e ná superfície, controle, sedesejado, a partir de um processador de superfície, etransmissão em alta velocidade dos dados de perfilagem e/oudos parâmetros computados para a superfície, que éparticularmente útil, quando quantidades relativamentegrandes de dados são disponibilizadas por parte daperfilagem sônica e/ou sísmica.

Outro exemplo de uma ferramenta, quê pode ser aferramenta LWD 120, ou pode fazer parte de um conjunto deferramentas LWD 120, é uma ferramenta para obter mediçõessísmicas, do tipo divulgado em P. Breton e outros,"Medições Sísmicas Posicionadas no Poço", aqui incorporado,para fins de referência. A ferramenta LWD de fundo de poçopode ter um único receptor (conforme ilustrado nas figs. 9Ae 9B) , ou diversos receptores (conforme ilustrados nasfigs. 9C e 9D) , e pode ser empregada em conjunto com umaúnica fonte sísmica na superfície (conforme ilustrado nasfigs. 9A e 9C) , ou diversas fontes sísmicas na superfície(conforme ilustrado nas figs. 9B e 9D). Por conseguinte, afig. 9A, que inclui a reflexão fora de um limite de leito,e é chamado de um arranjo de perfil sísmico vertical comxzero de desvio, usa uma única fonte e um único receptor,a fig. 9B, que inclui reflexões fora de um limite de leito,e é chamado de um arranjo de perfil sísmico vertical iComaumento de desvio', usa diversas fontes e um únicoreceptor, fig. 9C, que inclui refrações através dos limitesdo domo de sal, e é chamado de um perfil sísmico verticalna "proximidade do sal", usa uma única fonte e diversosreceptores, e a fig. 9D, que inclui reflexões fora de umlimite de leito, e é chamado de um perfil sísmico vertical'com desvio superior', usa diversas fontes e diversosreceptores. Conforme acima, o tubo de perfuração com fio,ou outra telemetria de alta velocidade da coluna deperfuração, permite sincronismo em alta velocidade dossinais de tempo no fundo do poço e na superfície, controle,se desejado, de um processador de superfície, e transmissãoem alta velocidade dos dados de perfilagem e/ou parâmetroscomputados para a superfície, que é particularmente útil,quando quantidades relativamente grandes de dados sãodisponibilizados por parte da perfilagem sísmica ou sônica.

A fig. 10 mostra um dispositivo nuclear deperfuração com perfilagem, conforme divulgado na PatenteU.S. N0 36.012, aqui incorporada para fins de referência,que utiliza uma fonte baseada em acelerador, devendo ficarclaro que outros tipos de ferramentas LWD nucleares podemser também utilizados como ferramenta LWD 120, ou fazendoparte de um conjunto de ferramentas LWD 120. Na fig. 10,uma seção do colar de perfuração 104 0 é mostrada, comoenvolvendo um chassi de ferramenta de aço inoxidável 1054.Formado no chassi 1054, em um dos lados de seu eixolongitudinal (não visível nessa vista), existe um canal delama longitudinalmente estendido para conduzir o fluido deperfuração para baixo através da coluna de perfuração.Descentrado para o outro lado do chassi 1054 existe umacelerador de nêutrons 1058, sua unidade de eletrônica dealta tensão e de controle associada 1060, e ura detector deproximidade coaxialmente alinhado 1062. 0 detector deproximidade 1062 é essencialmente sensível à saida doacelerador, com influência mínima da formação. O detector1062 é envolto, de preferência, por todas as superfícies,exceto aquela adjacente ao acelerador 1058, por umablindagem 1064 de material absorvente de nêutrons emoderador de nêutrons combinados. A saída do detector deproximidade 1062 é usada para normalizar outras saídas dedetector para flutuação da intensidade da fonte. Localizadolongitudinalmente adjacente ao detector de proximidade 1062existe uma pluralidade ou rede de detectores, dentre asquais o 1066a e o 1066d são mostrados nesta vista. Odetector 1066a é blindado na parte traseira, conformemostrado em 1068a. A rede inclui pelo menos um e, depreferência, mais de um detector de nêutrons epitérmicos epelo menos um detector de raios gama, representado nesseexemplo em 1084 com a blindagem 1086. Um ou mais detectoresnêutrons térmicos podem ser também incluídos. A Patentenorte americana U.S. N0 36.012 acima referida pode sercitada para maiores detalhes. Os sinais do detector podemser utilizados para determinar, dentre outros, a densidade,porosidacie, e litologia da formação. Na presentemodalidade, sinais representativos dessas medições sãovantajosamente transmitidos em alta velocidade para asuperfície terrestre através do tubo de perfuração com fio,ou outro presente sistema de telemetria bidirecional dacoluna de perfuração, e sinais de controle da superfíciesão também transmitidos para o fundo do poço em altavelocidade e com precisão.

A fig. 11 apresenta uma modalidade de um tipo dedispositivo descrito na Patente U.S. N0 5.629.623 paraavaliação da formação durante a perfuração usandoressonância magnética nuclear (NMR) pulsante, aquiincorporada para fins de referência, ficando claro queoutros tipos de ferramentas de NMR/LWD podem ser tambémutilizados para a ferramenta LWD 120, ou parte de umconjunto de ferramentas LWD 120. Conforme descrito naPatente 623, uma modalidade de uma configuração dodispositivo compreende um colar de perfuração modificadotendo uma ranhura ou sulco axial 1150, que é cheio comisolante de cerâmica, que contém á antena de Rf 1126, que éprotegida por uma cobertura não-magnética 114 6, e produz erecebe energia eletromagnética de RF pulsante. Oscondutores da antena de RF são aterrados em uma ponta aocolar de perfuração. Na outra ponta, os condutores sãoacoplados a um transformador de RF 1156 através daspassagens de pressão 1152 e 1153. O transformador 1156mantém uma diferença de fase de 180° entre as correntes emcondutores de RF diametralmente opostos. Um imã cilíndrico1122 produz um campo magnético estático nas formações. Aantena de RF pode ser também disposta, de forma que o colarde perfuração em si produza um campo magnético de RFoscilante. O campo magnético de RF oscilante, que excitanúcleos de substâncias nas formações, é axialmentesimétrico, a fim de facilitar as medições durante a rotaçãoda coluna de perfuração. Na presente modalidade, sinaisrepresentativos dessas medições são vantajosamentetransmitidos em alta velocidade para a superfície terrestreatravés do tubo de perfuração com fio ou outro sistema detelemetria bídirecional da coluna de perfuração da presenteinvenção, e sinais de controle da superfície são tambémconduzidos ao fundo do poço em alta velocidade, e comprecisão.

A fig. 12 é um diagrama simplificado de umdispositivo de perfilagem, de um tipo divulgado na Patentenorte ame r i c ana U.S. N0 6.986.282, aqui incorporada parafins de referência, para determinar pressões no fundo dopoço incluindo pressão anular, pressão da formação, epressão dos poros, durante uma operação de perfuração,ficando claro que outros tipos de ferramentas LWD medidorasde pressão podem ser também utilizados para a ferramentaLwD 120, ou parte de um conjunto de ferramentas LWD 120. 0dispositivo é formado em um colar estabilizador modificado1200, que possui uma passagem 1215 estendendo-se pelo seuinterior para fluido de perfuração. O fluxo do fluidoatravés da ferramenta cria uma pressão interna Pi. Oexterior do colar de perfuração é exposto à pressão anularPa do furo de poço envolvente. A pressão diferencial δΡentre a pressão interna P1 e a pressão anular Pa é usadapara ativar os conjuntos de pressão 1210. Dois conjuntosrepresentativos medidores de pressão sa o mostrados em 1210ae 1210b, montados respectivamente sobre lâminasestabilizadoras. O conjunto de pressão 1210a é usado paramonitorar a pressão anular no furo do poço e/ou pressões naformação envolvente, quando posicionado de modo engatadocom a parede do poço. Na fig. 12, o conjunto de pressão1210a se encontra não engatado com a parede do poço 1201 e,assim, pode medir a pressão anular, se desejado. Quandodeslocado para engate com a parede do furo do poço 1201, oconjunto de pressão 1210a pode ser usado para medir apressão dos poros da formação envolvente. Conforme tambémvisto na fig. 12, o conjunto de pressão 1210b é expansivela partir da lâmina estabilizadora 1214, usando o controlehidráulico 1225, para vedar o engate com uma lama seca(reboco) 1205 e/ou a parede 1201 do furo do poço, paraobter medições da formação envolvente. A Patente U.S. N°6.986.282 acima citada pode ser referida para maisdetalhes. Os circuitos (não mostrados nessa vista) ligam ossinais representativos de pressão a um processador/controlador, cuja saída é acoplável aos circuitos detelemetria, os quais., na técnica anterior, modulam pulsosde lama, e em uma modalidade do presente sistema, modulamuma portadora do sistema de telemetria da coluna deperfuração. Na presente modalidade, sinais representativosdessas medições são, de preferência, transmitidos em altavelocidade para a superfície terrestre através do tubo deperfuração com fio e outro sistema de telemetriabidirecional de coluna de perfuração da presente invenção,e os sinais de controle da superfície são também conduzidosem alta velocidade e com precisão ao fundo do poço.

Técnicas foram recentemente divulgadas, queempregam equipamentos suspensos por um cabo para perfuraçãolateral com precisão de um furo de poço auxiliar, usandomecanismos de travamento, mecanismos de expansão econtração, um motor elétrico, um eixo de perfuraçãolateral, uma bomba de deslocamento positivo, e uma broca deperfuração. A bomba é usada para circular fluido no furo depoço lateral, para remover os cascalhos de perfuração. Podeser feita referência à Publicação Internacional PCT N0W02004/072437, Publicação Internacional PCT N0W02005/071208, Publicação Internacional PCT N0W02006/010877, e Pedido de Patente norte americana U.S.,Publicação N0 U.S. 2005/0252688, todos aqui incorporadospara fins de referência. Em uma modalidade da presenteinvenção, uma ferramenta de perfuração lateral com precisãoé usada em uma coluna de perfuração em conjunto com umsistema de telemetria da coluna de perfuração.

Claims

1. MÉTODO PARA USO EM UMA OPERAÇÃO DE PERFURAÇÃODE UM POÇO TERRESTRE, CARACTERIZADO pelo fato dele usar:uma sonda, uma coluna de perfuração tendo sua extremidadegeralmente superior mecanicamente acoplável e suspensa apartir da sonda, e uma composição de fundo adjacente àextremidade inferior da coluna de perfuração, a composiçãode fundo incluindo uma broca de perfuração na suaextremidade inferior; uso do dito método para obterinformações sobre pelo menos um parâmetro detectado nacomposição de fundo, incluindo as seguintes etapas:provisão de pelo menos um dispositivo demedição na composição de fundo, dito pelo menos umdispositivo de medição produzindo dados de mediçãorepresentativos de uma condição medida na composição defundo; provisão de um sistema processador desuperfície, na superfície terrestre;provisão de um sistema de telemetria dacoluna de perfuração acoplado ao dito pelo menos umdispositivo de medição e acoplado ao dito sistemaprocessador de superfície; etransmissão dos ditos dados do dispositivode medição ao dito sistema processador de superfícieatravés do dito sistema de telemetria da coluna deperfuração.

2. Método, de acordo com a reivindicação 1,CARACTERIZADO pelo fato da dita condição medida nacomposição de fundo ser uma característica medida deformações terrestres envolvendo o composição de fundo, eonde a dita etapa de fornecer pelo menos um dispositivo demedição na composição de fundo compreender a provisão de umdispositivo de perfuração com perfilagem na composição defundo.

3. Método, de acordo com a reivindicação 1,CARACTERIZADO pelo fato da dita etapa de provisão de umdispositivo de perfuração com perfilagem compreender aprovisão de um dispositivo selecionado dentre o grupoconstituído de um dispositivo medidor de resistividade, umdispositivo medidor de resistividade direcional, umdispositivo medidor sônico, um dispositivo medidor nuclear,um dispositivo medidor de ressonância magnética nuclear, umdispositivo medidor de pressão, um dispositivo medidorsísmico, um dispositivo processador de imagens, e umdispositivo amostrador de formação.

4. Método, de acordo com a reivindicação 1,CARACTERIZADO pelo fato da dita condição medida nacomposição de fundo ser uma característica de perfuraçãomedida, e onde a dita etapa da provisão de pelo menos umdispositivo de medição na composição de fundo compreender aprovisão de um dispositivo de perfuração com medição nacomposição de fundo.

5. Método, de acordo com a reivindicação 4,CARACTERIZADO pelo fato da dita etapa de provisão de umdispositivo de perfuração com medição compreender aprovisão de um dispositivo selecionado dentre o grupoconstituído de um dispositivo medidor de peso sobre abroca, um dispositivo medidor de torque, um dispositivomedidor de vibração, um dispositivo medidor de choques, umdispositivo medidor de atrito, um dispositivo medidor dedireção, e um dispositivo medidor de inclinação.

6. Método, de acordo com a reivindicação 1,CARACTERIZADO pelo fato da dita etapa de provisão de pelomenos um dispositivo de medição na composição de fundocompreender a provisão de uma pluralidade de dispositivosde medição na composição de fundo, dita pluralidade dedispositivos de medição produzindo dados de mediçãorepresentativos de uma pluralidade de condições nacomposição de fundo.

7. Método, de acordo com a reivindicação 1,CARACTERIZADO pelo fato da dita etapa de provisão de umsistema de telemetria da coluna de perfuração compreender aprovisão de um sistema de telemetria bidirecional da colunade perfuração.

8. Método, de acordo com a reivindicação 3,CARACTERIZADO pelo fato da dita etapa de provisão de umsistema de telemetria da coluna de perfuração compreender aprovisão de um sistema de telemetria bidirecional da colunade perfuração.

9. Método, de acordo com a reivindicação 5,CARACTERIZADO pelo fato da dita etapa de provisão de umsistema de telemetria da coluna de perfuração compreender aprovisão de um sistema de telemetria bidirecional da colunade perfuração.

10. Método, de acordo com a reivindicação 7,CARACTERIZADO pelo fato da dita etapa de provisão de umsistema de telemetria da coluna de perfuração compreender aprovisão de tubos de perfuração com fio em pelo menos umaparte da coluna de perfuração.

11. Método, de acordo com a reivindicação 10,CARACTERIZADO pelo fato da dita etapa de provisão de umsistema de telemetria da coluna de perfuração, acoplado aodito pelo menos um dispositivo de medição e acoplado aodito processador de superfície, compreender a provisão deum acoplamento sem fio entre o dito sistema de telemetriada coluna de perfuração e o dito processador de superfície.

12. Método, de acordo com a reivindicação 1,CARACTERIZADO pelo fato da dita etapa de provisão de umprocessador de superfície compreender a provisão do ditosistema processador de superfície em um local nasproximidades da sonda.

13. Método, de acordo com a reivindicação 1,CARACTERIZADO pelo fato da dita etapa de provisão de umprocessador de superfície compreender a provisão do ditosistema processador de superfície era um local afastado dadita sonda.

14. Método, de acordo com a reivindicação 1,CARACTERIZADO pelo fato do dito sistema de telemetria dacoluna de perfuração ser um sistema de telemetria híbrido,incluindo uma pluralidade de tipos distintos de meios detelemetria.

15. Método, de acordo com a reivindicação 14,CARACTERIZADO pelo fato da dita etapa da provisão de umsistema de telemetria da coluna de perfuração híbridocompreender a provisão de um sistema de telemetria híbrido,incluindo uma seção de tubo de perfuração com fio, e pelomenos uma seção dos meios de telemetria selecionados dentreo grupo constituído de meios de cabo elétrico, meios decabo ótico, e meios de transmissão sem fio.

16. Método, de acordo com a reivindicação 1,CARACTERIZADO pelo fato da dita etapa da provisão de umsistema de telemetria da coluna de perfuração compreender aprovisão de pelo menos uma seção da coluna como tubos deperfuração conectados, cada tubo de perfuraçãocompreendendo uma extremidade de pino tendo um acopladorindutivo com um anel condutivo, uma extremidade de caixatendo um acoplador indutivo com um anel condutivo, e pelomenos um condutor acoplado entre os ditos acopladoresindutivos nas extremidades de pino e caixa, pelo qual tubosde perfuração adjacentes são indutivamente acoplados nassuas extremidades de pino/ caixa conectadas.

17. Método, de acordo com a reivindicação 16,CARACTERIZADO pelo fato da dita etapa da provisão do ditosistema de telemetria da coluna de perfuração compreender aprovisão de pelo menos um subsistema repetidor em umaemenda entre tubos de perfuração.

18. Método, de acordo com a reivindicação 16,CARACTERIZADO pelo fato da dita . etapa da provisão da ditapelo menos uma seção da coluna compreender a provisão dadita seção em uma extensão superior a cerca de 2000 pés dosditos tubos de perfuração conectados, sem quaisquerrepetidores.

19. Método, de acordo com a reivindicação 16,CARACTERIZADO pelo fato da dita etapa de transmissão dosditos dados através da dita pelo menos uma seção da colunacompreender a transmissão dos ditos dados sobre umaportadora tendo uma freqüência inferior a cerca de 500 KHz.

20. Método, de acordo com a reivindicação 18,CARACTERIZADO pelo fato da dita etapa de transmissão dosditos dados através da dita pelo menos uma seção da colunacompreender a transmissão dos ditos dados sobre umaportadora tendo uma freqüência inferior a cerca de 500 KHz.

21. Método, de acordo com a reivindicação 16,CARACTERIZADO pelo fato da dita etapa de transmissão dosditos dados através da dita pelo menos uma seção da colunacompreender a transmissão dos ditos dados a uma taxa depelo menos 100 bits por segundo.

22. Método, de acordo com a reivindicação 18,CARACTERIZADO pelo fato da dita etapa de transmissão dosditos dados através da dita pelo menos uma seção da colunacompreender a transmissão dos ditos dados a uma taxa depelo menos 100 bits por segundo.

23. Método, de acordo com a reivindicação 19,CARACTERIZADO pelo fato da dita etapa de transmissão dosditos dados através da dita pelo menos uma seção da colunacompreender a transmissão dos ditos dados a uma taxa depelo menos 100 bits por segundo.

24. Método, de acordo com a reivindicação 7,CARACTERIZADO pelo fato de ainda compreender as etapas deproduzir, no processador de superfície, sinais de controle,e transmitir os ditos sinais de controle à composição defundo, através do dito sistema de telemetria da coluna deperfuração.

25. Método, de acordo com a reivindicação 8,CARACTERIZADO pelo fato de ainda compreender as etapas deproduzir, no processador de superfície, sinais de controle,e transmitir os ditos sinais de controle à composição defundo, através do dito sistema de telemetria da coluna deperfuração.

26. Método, de acordo com a reivindicação 9,CARACTERIZADO pelo fato de ainda compreender as etapas deproduzir, no processador de superfície, sinais de controle,e transmitir os ditos sinais de controle à composição defundo, através do dito sistema de telemetria da coluna deperfuração.

27. Método, de acordo com a reivindicação 24,CARACTERIZADO pelo fato da dita composição de fundo incluirum subsistema de perfuração direcional, e onde a dita etapade produzir sinais de controle, no processador desuperfície, compreende a produção de sinais de controledirecionais.

28. Método, de acordo com a reivindicação 27,CARACTERIZADO pelo fato da dita etapa de produzir sinais decontrole, no processador de superfície, compreende produzirsinais de controle em resposta aos ditos dados de medição.

29. Método, de acordo com a reivindicação 24,CARACTERIZADO pelo fato da dita etapa de transmitir osditos sinais de controle à dita composição de fundocompreende a transmissão dos ditos sinais de controle àdita composição de fundo, através do dito sistema detelemetria da coluna de perfuração praticamente em temporeal.

30. Método, de acordo com a reivindicação 27,CARACTERIZADO pelo fato do dito subsistema de perfuraçãodirecional compreender um sistema direcionador rotativo, eonde a dita etapa de produzir sinais de controle noprocessador de superfície compreende a produção de sinaisde controle direcionais para o dito sistema direcionadorrotativo.

31. Método, de acordo com a reivindicação 30,CARACTERIZADO pelo fato da dita etapa de produzir sinais decontrole inclui a produção de sinais, em runçao daprofundidade medida da composição de fundo.

32. Método, de acordo com a reivindicação 27,CARACTERIZADO pelo fato do dito subsistema de perfuraçãodirecional compreender uma ferramenta elétrica deperfuração lateral, e onde a dita etapa de produzir sinaisde controle no processador de superfície compreende aprodução de sinais de controle direcionais para a ditaferramenta elétrica de perfuração lateral.

33. Método, de acordo com a reivindicação 1,CARACTERIZADO pelo fato de ainda compreender as etapas deprovisão de uma interface com a superfície entre o ditosistema de telemetria da coluna de perfuração e o ditoprocessador de superfície, e provisão de sensores paramedição superficial em conjunto com a dita interface com asuperfície, ditos sensores para medição superficialcompreendendo pelo menos um sensor selecionado dentre ogrupo constituído de um sensor de temperatura, sensor depressão, sensor de descarga de lama, sensor de ruído,sensor de vibração, sensor de torque, sensor de aceleração,e sensor de rotação.

34. Método, de acordo com a reivindicação 10,CARACTERIZADO pelo fato de ainda compreender a etapa deprovisão de pelo menos um sensor de fundo de poço na partedo tubo de perfuração com fio da coluna de perfuração, pelomenos um dos ditos sensores comunicando-se com oprocessador de superfície, através dos tubos de perfuraçãocom fio.

35. Método, de acordo com a reivindicação 10,CARACTERIZADO pelo fato de ainda compreender a etapa deprovisão de uma pluralidade de sensores de fundo de poçodistribuídos em diferentes locais na parte do tubo deperfuração com fio da coluna de perfuração, ditos sensorescomunicando-se com o dito processador de superfície atravésdos ditos tubos de perfuração com fio.

36. Método, de acordo com a reivindic açao 3,CARACTERIZADO pelo fato de ainda compreender a etapa deprovisão de uma interface com a superfície entre o ditosistema de telemetria da coluna de perfuração e o ditoprocessador de superfície, dita interface com a superfícieincluindo uma junta rotativa, que acopla sinais elétricosbidirecionalmente entre o sistema rotativo de telemetria dacoluna de perfuração e um componente não-rotativo acopladoao dito processador de superfície.

37. Método, de acordo com a reivindicação 5,CARACTERIZADO pelo fato de ainda compreender a etapa daprovisão de uma interface com a superfície entre o ditosistema de telemetria da coluna de perfuração e o ditoprocessador de superfície, dita interface com a superfícieincluindo uma junta rotativa, que acopla sinais elétricosbidirecionalmente entre o sistema rotativo de telemetria dacoluna de perfuração e um componente não-rotativo acopladoao dito processador de superfície.

38. Método, de acordo com a reivindicação 3,CARACTERIZADO pelo fato de ainda compreender a etapa deprovisão de uma interface com a superfície entre o ditosistema de telemetria da coluna de perfuração e o ditoprocessador de superfície, dita interface com a superfícieincluindo um enlace sem fio, que acopla sinais elétricosbidirecionalmente entre o sistema rotativo de telemetria dacoluna de perfuração e o dito processador de superfície.

39. Método, de acordo com a reivindicação 5,CARACTERIZADO pelo fato de ainda compreender a etapa deprovisão de uma interface com a superfície entre o ditosistema de telemetria da coluna de perfuração e o ditoprocessador de superfície, dita interface com a superfícieincluindo um enlace sem fio, que acopla sinais elétricosbidirecionalmente entre o sistema rotativo de telemetria dacoluna de perfuração e o dito processador de superfície.

40. MÉTODO PARA USO EM UMA OPERAÇÃO DE PERFURAÇÃODE DESEQUILÍBRIO A MENOR DE UM POÇO TERRESTRE,CARACTERIZADO pelo fato do poço ser mantido a uma pressãodiferencial negativa com relação às formações, onde éperfurado, usando: uma sonda, uma coluna de perfuraçãotendo sua extremidade geralmente superior mecanicamenteacoplável e suspensa a partir da sonda, e uma composição defundo adjacente à extremidade inferior da coluna deperfuração, a composição de fundo incluindo uma broca deperfuração na sua extremidade inferior; dito método paraobter informações sobre pelo menos um parâmetro detectadona composição de fundo, incluindo as seguintes etapas:provisão de pelo menos um dispositivo demedição na composição de fundo, dito pelo menos umdispositivo de medição produzindo dados de mediçãorepresentativos de uma condição medida na composição defundo;provisão de um sistema processador desuperfície, na superfície terrestre;provisão de um sistema de telemetria dacoluna de perfuração acoplado ao dito pelo menos umdispositivo de medição e acoplado ao dito sistemaprocessador de superfície; etransmissão dos ditos dados do ditodispositivo de medição ao dito sistema processador desuperfície através do dito sistema de telemetria da colunade perfuração.

41. APARELHO PARA USO EM UMA OPERAÇÃO DS PERFURAÇÃODE UM POÇO TERRESTRE, CARACTERIZADO pelo fato dele usar:uma sonda, uma coluna de perfuração tendo sua extremidadegeralmente superior mecanicamente acoplável e suspensa apartir da sonda, e uma composição de fundo adjacente àextremidade inferior da coluna de perfuração, a composiçãode fundo incluindo uma broca de perfuração na suaextremidade inferior; dito aparelho para obter informaçõessobre pelo menos um parâmetro detectado na composição defundo, compreendendo:pelo menos um dispositivo de medição nacomposição de fundo, dito pelo menos um dispositivo demedição sendo operativo para produzir dados de mediçãorepresentativos de uma condição medida na composição defundo;sistema processador de superfície, nasuperfície terrestre;sistema de telemetria da coluna deperfuração acoplado ao dito pelo menos um dispositivo demedição e acoplado ao dito sistema processador desuperfície; etransmissor para transmitir os ditos dadosdo dito dispositivo de medição ao dito sistema processadorde superfície através do dito sistema de telemetria dacoluna de perfuração.

42. Aparelho, de acordo com a reivindicação 41,CARACTERIZADO pelo fato da dita condição medida nacomposição de fundo ser uma característica medida deformações terrestres envolvendo a composição de fundo, e dodito pelo menos um dispositivo de medição na composição defundo compreender um dispositivo de perfuração ccmperfilagem na composição de fundo.

43. Aparelho, de acordo com a reivindicação 42,CARACTERIZADO pelo fato do dito dispositivo de perfuraçãocom perfilagem compreender um dispositivo selecionadodentre o grupo constituído de um dispositivo medidor deresistividade, um dispositivo medidor de resistividadedirecional, um dispositivo medidor sônico, um dispositivomedidor nuclear, um dispositivo medidor de ressonânciamagnética nuclear, um dispositivo medidor de pressão, umdispositivo medidor sísmico, um dispositivo processador deimagens, e um dispositivo amostrador de formação.

44. Aparelho, de acordo com a. reivindicação 41,CARACTERIZADO pelo fato da dita condição medida nacomposição de fundo ser uma característica de perfuraçãomedida, e onde o dito pelo menos um dispositivo de mediçãona composição de fundo compreender um dispositivo deperfuração com medição na composição de fundo.

45. Aparelho, de acordo com a reivindicação 44,CARACTERIZADO pelo fato do dito dispositivo de perfuraçãocom medição compreender um dispositivo selecionado dentre ogrupo constituído de um dispositivo medidor de peso sobre abroca, um dispositivo medidor de torque, um dispositivomedidor de vibração, um dispositivo medidor de choques, umdispositivo medidor de atrito, um dispositivo medidor dedireção, e um dispositivo medidor de inclinação.

46. Aparelho, de acordo com a reivindicação 41,CARACTERIZADO pelo fato do dito pelo menos um dispositivode medição na composição de fundo compreender umapluralidade de dispositivos de medição na composição defundo, dita pluralidade de dispositivos de medição sendooperativa para produzir dados de medição representativos deuma pluralidade de condições na composição de fundo.

47. MÉTODO PARA USO EM UMA OPERAÇÃO DE PERFURAÇÃODE UM POÇO TERRESTRE, CARACTERIZADO pelo fato dele usar:uma sonda, uma coluna de perfuração tendo sua extremidadegeralmente superior mecanicamente acoplável e suspensa apartir da sonda, e uma composição de fundo adjacente àextremidade inferior da coluna de perfuração, a composiçãode fundo incluindo um subsistema de perfuração direcionadoe uma broca de perfuração na sua extremidade inferior; usodo dito método para obter informações sobre pelo menos umparâmetro detectado na composição de fundo e controlar odito subsistema de motor direcionável, incluindo asseguintes etapas:provisão de uma ferramenta de resistividadedirecional na composição de fundo, dita ferramenta deresistividade direcional produzindo dados de mediçãorepresentativos de resistividade de formação direcional naregião da composição de fundo;provisão de um sistema processador desuperfície, na superfície terrestre;provisão de um sistema de telemetriabidírecional da coluna de perfuração acoplado entre a ditaferramenta de resistividade direcional e o dito sistemaprocessador de superfície;transmissão dos ditos dados da ditaferramenta de resistividade direcional ao dito sistemaprocessador de superfície através do dito sistema detelemetria bidirecional da coluna de perfuração; etransmissão dos sinais de controle, do ditosistema processador, através do dito sistema de telemetriabidírecional da coluna de perfuração, ao subsistema deperfuração direcionado da dita composição de fundo.

48. Método, de acordo com a reivindicação 47,CARACTERIZADO pelo fato da dita etapa da provisão de umsistema de telemetria da coluna de perfuração compreender aprovisão de tubos de perfuração com fio em pelo menos umaparte da coluna de perfuração.

49. Método, de acordo com a reivindicação 47,CARACTERIZADO pelo fato da dita etapa da provisão de umsistema de telemetria da coluna de perfuração compreender aprovisão de pelo menos uma seção da coluna como tubos deperfuração conectados, cada tubo de perfuraçãocompreendendo uma extremidade de pino tendo um acopladorindutivo com um anel condutivo, uma extremidade de caixatendo um acoplador indutivo com um anel condutivo, e pelomenos um condutor acoplado entre os ditos acopladoresindutivos nas extremidades de pino e caixa, pelo qual tubosde perfuração adjacentes são indutivamente acoplados nassuas extremidades de pino/ caixa conectadas.

50. Método, de acordo com a reivindicação 4 9,CARACTERIZADO pelo fato da dita etapa de transmissão dosditos dados através da dita pelo menos uma seção da colunacompreender a transmissão dos ditos dados sobre umaportadora tendo uma freqüência inferior a cerca de 500 KHz.

51. Método, de acordo com a reivindicação 49,CARACTERIZADO pelo fato da dita etapa de transmissão dosditos dados através., da dita pelo menos uma seção da colunacompreender a transmissão dos ditos dados a uma taxa depelo menos 100 bits por segundo.

52. Método, de acordo com a reivindicação 48,CARACTERIZADO pelo fato da dita etapa de transmitir osditos sinais de controle à dita composição de fundocompreender a transmissão dos ditos sinais de controle àdita composição de fundo, através do dito sistema detelemetria da coluna de perfuração praticamente em temporeal.