BR112014026124A2

BR112014026124A2 - sistema e método para monitoramento de posição utilizando sensor ultrassônico

Info

Publication number: BR112014026124A2
Application number: BR112014026124-5A
Authority: BR
Inventors: Donald Scott Coonrod; Emanuel John Gottlieb; Donald Roy Augenstein
Original assignee: Cameron Technologies Limited
Priority date: 2012-04-27
Filing date: 2013-04-23
Publication date: 2021-05-04
Also published as: BR112014026124B1; WO2013163213A1; NO20141133A1; US20130283917A1; GB201417662D0; SG11201405700WA; GB2515935A; GB2515935B; US9187974B2

Abstract

SISTEMA E MÉTODO PARA MONITORAMENTO DE POSIÇÃO UTILIZANDO SENSOR ULTRASSÔNICO. A presente invenção refere-se a um sistema de detecção de posição ultrassônico. Em uma modalidade, o sistema inclui um sensor ultrassônico (34) configurado para monitorar a posição de um dispositivo (56). O sistema também inclui uma lógica de posicionamento (36). O sistema é controlado pela lógica para direcionar um pulso ultrassônico (122) na direção do dispositivo. A lógica está configurada para computar o tempo de trânsito e a velocidade do pulso ultrassônico. Com base nestes parâmetros, a lógica computa o comprimento de percurso entre o sensor e o dispositivo, o qual corresponde à localização do dispositivo em relação à localização do sensor. Em modalidades adicionais o sistema de posicionamento ultrassônico pode incluir múltiplos sensores em comunicação com a lógica de posicionamento para monitorar múltiplos dispositivos.

Description

Relatório Descritivo da Patente de Invenção para "SISTE- MA E MÉTODO PARA MONITORAMENTO DE POSIÇÃO UTILI- ZANDO SENSOR ULTRASSÔNICO". Antecedentes

[001] Esta seção pretende introduzir o leitor a vários aspectos da técnica que podem estar relacionados com vários aspectos das modalidades presentemente descritas. Esta discussão acredita-se ser útil em prover o leitor com informações fundamentais para facilitar uma melhor compreensão dos vários aspectos das presentes modali- dades. Consequentemente, deve ser compreendido que estas decla- rações devem ser lidas a esta luz, e não como admissões da técnica anterior.

[002] De modo a atender a demanda de consumidor e industrial para recursos naturais, as companhias frequentemente investem signi- ficativas quantidades de tempo e dinheiro para pesquisa e extração de óleo, gás natural e outros recursos subterrâneos da terra. Especifica- mente, uma vez que um recurso subterrâneo é descoberto, sistemas de perfuração e produção são frequentemente empregados para a- cessar e extrair o recurso. Estes sistemas podem estar localizados on- shore ou offshore, dependendo da localização de um recurso deseja- do. Tais sistemas geralmente incluem um conjunto de cabeça de poço através dos quais os recursos são extraídos.

[003] No caso de um sistema offshore, tal conjunto de cabeça de poço pode incluir um ou mais componentes submarinos que controlam as operações de perfuração e/ou extração. Por exemplo, tais compo- nentes podem incluir uma ou mais árvores de produção (frequente- mente referidas como "árvores de Natal"), módulos de controle, um sistema de controlador preventivo de erupção e vários revestimentos, válvulas, condutos de fluido e similares, que geralmente facilitam a ex- tração de recursos de um poço para transporte para a superfície. Al-

guns destes componentes podem incluir subcomponentes ou dispositi- vos que estão configurados para movimento linear. Por exemplo, um sistema de controlador preventivo de erupção pode incluir múltiplos controladores preventivos de erupção montados em uma disposição como pilha. Cada um destes controladores preventivos de erupção pode incluir um ou mais pistões que estão configurados para mover em uma direção linear quando atuados. Por exemplo, no caso de um controlador preventivo de erupção tipo êmbolo, pistões opostos podem ser transladados horizontalmente um na direção do outro (por exem- plo, através de atuação hidráulica) para acionar um par corresponden- te de êmbolos opostos na direção do centro de um furo de poço. Ou- tros exemplos de dispositivos linearmente atuados que podem estar presentes em equipamentos submarinos incluem vários tipos de dis- positivos de controle de pressão ou de fluxo, tal como válvulas, conec- tores, e assim por diante.

[004] O monitoramento de posição (também referido como inter- valo) com relação a tais componentes de movimento linear tem sido um desafio continuado para a indústria, especificamente com relação a dispositivos que são posicionados em ambientes submarinos. Sem um sistema de monitoramento de posição adequado, é difícil para os ope- radores avaliar a posição de um componente linearmente atuado ou quão longe o componente transladou em resposta a um evento de a- tuação. Mais ainda, devido aos ambientes severos nos quais o equi- pamento submarino é operado, a capacidade de monitorar a condição do equipamento submarino é também útil. Tendo um sistema de moni- toramento de posição confiável no lugar pode prover um monitoramen- to de condição aperfeiçoado de um equipamento submarino. Por e- xemplo, o monitoramento de posição pode ser útil na determinação se um componente específico exibe ou não um comportamento esperado em resposta a uma entrada de controle de atuação. Na ausência de informações de posição confiáveis, a métrica de monitoramento de condição pode basear-se mais pesadamente sobre a relação entre os parâmetros de tempo e os parâmetros de atuação, os quais podem ser insuficientes para precisamente delinear um status de condição nor- malizado.

[005] As soluções existentes para o monitoramento de posição incluíam a utilização de dispositivos de detecção de posição eletrome- cânicos em conjunto com os componentes linearmente atuados. Um exemplo de um dispositivo de detecção de posição eletromecânico é um transformador diferencial variável linear (LVDT). No entanto, a utili- zação de dispositivos eletromecânicos no monitoramento de posição não está sem desvantagens. Por exemplo, os dispositivos eletromecâ- nicos, tal como LVDTs, podem estar sujeitos a uma falha de modo comum, já que estes estão sujeitos a um nível de degradação mecâni- ca similar ao componente que está sendo monitorado. Ainda, a incor- poração de dispositivos de detecção de posição eletromecânicos em um equipamento submarino existente pode requerer que o equipamen- to existente seja reprojetado e modificado para acomodar os dispositi- vos de detecção de posição eletromecânicos e componentes associa- dos, o que pode não somente ser dispendioso e demorado, mas fre- quentemente impraticável. Sumário

[006] Certos aspectos de algumas modalidades aqui descritas estão abaixo apresentados. Deve ser compreendido que estes aspec- tos são apresentados meramente para prover o leitor com um breve sumário de certas formas que a invenção pode assumir e que estes aspectos não pretendem limitar o escopo da invenção. Realmente, a invenção pode abranger uma variedade de aspectos que podem não ser abaixo apresentados.

[007] As modalidades da presente descrição referem-se generi-

camente a um sistema de detecção de posição ultrassônico para moni- torar a posição de um componente configurado para movimento. Em uma modalidade, o sistema de detecção de posição inclui um sensor de posição ultrassônico e uma lógica de posicionamento que computa a posição do componente em relação à posição do sensor. Para de- terminar a posição de componente, a lógica de posicionamento trans- mite um sinal eletrônico que é convertido por um transdutor dentro do sensor em um sinal acústico na forma de um pulso ultrassônico, o qual é então direcionado para uma superfície do componente móvel. Quan- do o pulso é refletido, um eco correspondente é recebido pelo sensor, convertido de volta em um sinal eletrônico, e transmitido de volta para a lógica de posicionamento. A lógica de posicionamento determina di- versos parâmetros para computar a posição do componente, incluindo a velocidade do pulso como uma função de temperatura e pressão e tempo de trânsito de fluido do pulso ultrassônico. Assim, uma vez que o tempo de deslocamento e a velocidade são conhecidos, a lógica de posicionamento é capaz de determinar a distância percorrida pelo pul- so ultrassônico, o que corresponde à posição do componente móvel em relação ao sensor.

[008] Vários refinamentos das características acima notadas exis- tem em relação a vários aspectos das presentes modalidades. Caracte- rísticas adicionais podem também ser incorporadas nestes vários as- pectos também. Estes refinamentos e características adicionais podem existir individualmente ou em qualquer combinação. Por exemplo, várias características abaixo discutidas em relação a uma ou mais das modali- dades ilustradas podem ser incorporadas em qualquer dos aspectos acima descritos da presente descrição sozinhos ou em qualquer combi- nação. Novamente, o breve sumário acima apresentado está destinado somente a familiarizar o leitor com certos aspectos e contextos de al- gumas modalidades, sem limitação ao assunto reivindicado.

Breve Descrição dos Desenhos

[009] Estas e outras características, aspectos e vantagens de certas modalidades serão melhor compreendidas quando a descrição detalhada seguinte for lida com referência aos desenhos acompanhan- tes, nos quais caracteres iguais representam partes iguais através de todos os desenhos, em que:

[0010] Figura 1 é um diagrama de blocos que apresenta um siste- ma de extração de recursos submarinos, de acordo com aspectos da presente descrição;

[0011] Figura 2 é um diagrama de blocos que apresenta um siste- ma de controlador preventivo de erupção que faz parte do sistema de extração de recursos da Figura 1, em que o sistema de controlador preventivo de erupção incorpora o sistema de detecção de posição ultrassônico e tem múltiplos controladores preventivos de erupção, ca- da um tendo pelo menos um dispositivo de detecção de posição ul- trassônico, de acordo com aspectos da presente descrição;

[0012] Figura 3 é uma vista em perspectiva parcialmente em corte mais detalhada de um controlador preventivo de erupção do tipo de êmbolo que pode fazer parte do sistema de controlador preventivo de erupção da Figura 2;

[0013] Figura 4 é uma vista em seção transversal que mostra um conjunto de atuador do controlador preventivo de erupção do tipo de êmbolo da Figura 3 que tem um pistão em uma posição recuada (aber- ta), de acordo com os aspectos da presente descrição;

[0014] Figura 5 é uma vista em seção transversal que mostra um conjunto de atuador apresentado na Figura 4, mas com o pistão em uma posição estendida (fechada);

[0015] Figura 6 é uma vista em seção transversal mais detalhada que mostra um dispositivo de detecção de posição ultrassônico insta- lado no conjunto de atuador do controlador preventivo de erupção do tipo de êmbolo mostrado nas Figuras 3 a 5, e sendo configurado para detectar a posição do pistão, de acordo com os aspectos da presente descrição;

[0016] Figura 7 é uma vista em perspectiva em seção transversal do conjunto de atuador apresentado nas Figuras 4 e 5 e mostra o dis- positivo de detecção de posição ultrassônico instalado no conjunto de atuador;

[0017] Figura 8 é um fluxograma que apresenta um processo para determinar um comprimento de percurso que corresponde à posição de um componente móvel utilizando um sistema de detecção de posi- ção ultrassônico, de acordo com aspectos da presente descrição;

[0018] Figura 9 é uma vista em seção transversal que mostra uma porção do conjunto de atuador do controlador preventivo de erupção do tipo de êmbolo das Figuras 4 e 5 que inclui múltiplos dispositivos de detecção de posição ultrassônicos, de acordo com aspectos da pre- sente descrição;

[0019] Figuras 10 a 12 mostram coletivamente um conjunto de transdutor que pode ser utilizado em um dispositivo de detecção de posição ultrassônico, de acordo com uma modalidade;

[0020] Figuras 13 e 14 mostram coletivamente um conjunto de transdutor que pode ser utilizado em um dispositivo de detecção de posição ultrassônico, de acordo com outra modalidade;

[0021] Figura 15 é um fluxograma que apresenta um processo pe- lo qual as técnicas de monitoramento de posição aqui apresentadas são utilizadas para monitorar a operação de um dispositivo e disparar uma condição de alarme se um comportamento anormal do dispositivo for detectado; e

[0022] Figura 16 mostra um exemplo de um elemento de interface gráfica de usuário que pode ser exibido para monitorar a operação de um dispositivo para o qual as informações de posição são adquiridas utilizando um sensor de posição ultrassônico, de acordo com aspectos da presente descrição. Descrição Detalhada de Modalidades Específicas

[0023] Uma ou mais modalidades específicas da presente descri- ção serão abaixo descritas. Em um esforço para prover uma descrição concisa destas modalidades, todas as características e implementa- ções reais podem não ser descritas na especificação. Deve ser apre- ciado que no desenvolvimento de tal implementação, como em qual- quer projeto de engenharia e design, numerosas decisões específicas de implementação devem ser feitas para atingir os objetivos específi- cos dos desenvolvedores, tal como conformidade com as restrições relativas a sistema e relativas a negócios, as quais podem variar de uma implementação para outra. Mais ainda, deve ser apreciado que tal esforço de desenvolvimento poderia ser complexo e demorado, mas apesar de tudo, ser uma tarefa de rotina de projeto, fabricação e ma- nufatura para aqueles versados na técnica tendo o benefício desta descrição.

[0024] Quando introduzindo elementos de várias modalidades, os artigos "um", "uma", "o" e "dito" pretendem significar que existem um ou mais dos elementos. Os termos "compreendendo", "incluindo" e "tendo" pretendem ser inclusivos e significam que podem existir ele- mentos adicionais outros que os elementos listados. Mais ainda, qual- quer utilização de "topo", "fundo", "acima", "abaixo" e outros termos direcionais e variações destes termos é feita por conveniência, mas não requer nenhuma orientação específica dos componentes.

[0025] Referindo inicialmente à Figura 1, um sistema de extração de recursos exemplar 10 está ilustrado de acordo com uma modalida- de da presente invenção. O sistema 10 está configurado para facilitar a extração de um recurso, tal como óleo ou gás natural, de um poço

12. Como mostrado, o sistema 10 inclui uma variedade de equipamen-

tos, tal como um equipamento de superfície 14, um equipamento de coluna ascendente 16 e um equipamento de pilha 18, para extrair o recurso do poço 12 por meio de uma cabeça de poço 20.

[0026] O sistema 10 pode ser utilizado em uma variedade de apli- cações de perfuração ou extração. Ainda, apesar do sistema 10 ser apresentado como um sistema offshore ou "submarino", será aprecia- do que os sistemas onshore são também disponíveis. No sistema 10 apresentado, o equipamento de superfície 14 está montado em uma plataforma de perfuração localizada acima da superfície da água, en- quanto que o equipamento de pilha 18 está acoplado na cabeça de poço 20 próximo do fundo do mar. O equipamento de superfície 14 e o equipamento de pilha 18 podem estar acoplados um no outro por meio do equipamento de coluna ascendente 16.

[0027] Como pode ser apreciado, o equipamento de superfície 14 pode incluir uma variedade de dispositivos e sistemas, tal como bom- bas, suprimentos de energia, bobinas de cabo e mangueira, unidades de controle, um desviador, um balanceiro, uma aranha e similares. Si- milarmente, o equipamento de coluna ascendente 16 pode também incluir uma variedade de componentes, tal como juntas e conectores de coluna, válvulas de enchimento, unidades de controle e um trans- dutor de pressão - temperatura, para citar alguns. O equipamento de coluna ascendente 16 pode facilitar o transporte de recursos extraídos (por exemplo, óleo e/ou gás) para o equipamento de superfície 14 do equipamento de pilha 18 e o poço 12.

[0028] O equipamento de pilha 18 pode incluir um número de componentes, incluindo um sistema de controlador preventivo de e- rupção (BOP) 22. O sistema de controlador preventivo de erupção 22, o qual é algumas vezes referido como pilha de controlador preventivo de erupção, pode incluir múltiplos controladores preventivos de erup- ção dispostos em uma configuração como pilha ao longo de uma por-

ção de um furo de poço do sistema 10. Os controladores preventivos de erupção neste sistema 22 podem incluir um ou mais controladores preventivos de erupção do tipo de êmbolo e/ou controladores preventi- vos de erupção anulares. Em algumas modalidades, o sistema 22 po- de incluir múltiplos controladores preventivos de erupção, cada um sendo configurado para executar diferentes funções. Por exemplo, um sistema de controlador preventivo de erupção 22 pode incluir múltiplos controladores preventivos de erupção do tipo de êmbolo, incluindo a- queles equipados com êmbolos de tubo, êmbolos de cisalhamento e/ou êmbolos cegos. O sistema de controlador preventivo de erupção 22 pode também incluir controladores preventivos de erupção do mesmo tipo e os quais executam a mesma função para propósitos de redundância, assim como componentes adicionais, tal como um co- nector de cabeça de poço, válvulas obturadoras e de interrupção e co- nectores, acumuladores hidráulicos, juntas flexíveis, cápsulas de con- trole, um conector de pacote de coluna ascendente marinha inferior (LMRP), e assim por diante.

[0029] O sistema de controlador preventivo de erupção 22 geral- mente funciona durante a operação do sistema de extração de recur- sos 10 para regular e/ou monitorar a pressão de furo de poço para a- judar a controlar o volume de fluido que está sendo extraído do poço 12 através da cabeça de poço 20. Por exemplo, se pressões de poço forem detectadas como recebendo um nível limite seguro durante a perfuração ou extração de recursos, o que pode indicar a probabilida- de de uma erupção ocorrer, um ou mais controladores preventivos de erupção do sistema 22 podem ser atuados através de entradas de controle hidráulico para vedar a cabeça de poço 20, assim tampando o poço 12. Como exemplo, no caso de um controlador preventivo de e- rupção do tipo de êmbolo, cada par de êmbolos opostos pode ser a- cionado na direção do centro de um furo de poço utilizando respecti-

vos pistões atuados através de entradas de controle hidráulico, em que cada pistão translada em uma direção linear em resposta à entra- da de controle para mover o respectivo êmbolo. Tais êmbolos podem estar equipados com obturadores que formam uma vedação elastomé- rica, a qual pode vedar a cabeça de poço 20, cortando o revestimento ou o tubo de óleo e efetivamente tampando o poço 12. No caso de um controlador preventivo de erupção anular, um pistão pode ser linear- mente atuado para fazer uma unidade de obturador constringir ao re- dor de um objeto disposto dentro do furo de poço, tal como uma colu- na de perfuração ou revestimento.

[0030] Os pistões utilizados em controladores preventivos de e- rupção representam um exemplo de um dispositivo ou componente linearmente atuado. Isto é, tais pistões podem transladar em uma dire- ção linear em resposta a uma entrada de controle para acionar outro componente, tal como um êmbolo (em controladores preventivos de erupção do tipo de êmbolo) ou uma unidade de obturador (em contro- ladores preventivos de erupção anulares). Como será abaixo discutido em mais detalhes com relação à Figura 2, o sistema de controlador preventivo de erupção 22 das modalidades presentemente apresenta- das inclui um sistema de detecção de posição que utiliza dispositivos de detecção de posição ultrassônicos que permitem que o sistema de extração de recursos 10 determine a posição linear de um componente ou dispositivo linearmente atuado que está sendo monitorado. Como aqui utilizado, os termos dispositivo e componente podem geralmente ser utilizados intercambiavelmente quando referindo a um objeto que tem a sua posição sendo monitorada pelo sistema de detecção de po- sição.

[0031] Um aspecto do monitoramento de posição pode referir a uma determinação da posição linear (por exemplo, a posição ao longo de um percurso de movimento linear) de um dispositivo de interesse com relação à posição do sensor de posição ultrassônico. Por exem- plo, no caso de um controlador preventivo de erupção, o sistema de detecção de posição pode utilizar um posicionamento ultrassônico pa- ra determinar a posição linear de um pistão dentro de um controlador preventivo de erupção. Por exemplo, em um controlador preventivo de erupção do tipo de êmbolo, a posição do pistão pode indicar quão dis- tante o seu êmbolo correspondente moveu em resposta à atuação. Além disso, deve ser compreendido que o monitoramento de posição, como implementado pelo sistema de detecção de posição, pode tam- bém ser capaz de monitorar a posição de um dispositivo estacionário ou, em um certo grau, um dispositivo que move em um modo não line- ar (por exemplo, um percurso circular, um percurso curvo, etc.).

[0032] Outros componentes do equipamento de pilha 18 da Figura 1 incluem uma árvore de produção 24, comumente referida como uma "árvore de Natal", um módulo de controle submarino 26, e um módulo eletrônico submarino 28. A árvore 24 pode incluir uma disposição de válvulas, e outros componentes que controlam o fluxo de um recurso extraído do poço 12 e para cima para o equipamento de coluna as- cendente 16 o que, por sua vez, facilita a transmissão do recurso ex- traído para cima para o equipamento de superfície 14, como acima discutido. Em algumas modalidades, a árvore 24 pode também prover funções adicionais, incluindo controle de fluxo, funcionalidade de inje- ção química e alívio de pressão. Como exemplo, somente, a árvore 24 pode ser um modelo de uma árvore de produção submarina fabricada pela Cameron International Corporation de Houston, Texas.

[0033] O módulo de controle submarino 26 pode prover um contro- le eletrônico e/ou hidráulico dos vários componentes do equipamento de pilha 18, incluindo o sistema de controlador preventivo de erupção

22. Ainda, o módulo eletrônico submarino 28 pode estar projetado para alojar vários componentes eletrônicos, tal como placas de circuito im-

presso que contêm uma lógica para executar uma ou mais funções. Por exemplo, com relação ao sistema de detecção de posição ultras- sônico, o módulo eletrônico submarino 28 pode incluir uma lógica de posicionamento configurada para calcular ou, de outro modo, determi- nar a posição de um dispositivo linearmente atuado com base na res- posta de pulso - eco de um dispositivo de detecção de posição ultras- sônico que monitora o dispositivo linearmente atuado.

[0034] Com estes pontos em mente, a Figura 2 é um diagrama de blocos que mostra um exemplo de um sistema de controlador preven- tivo de erupção 22 que tem múltiplos controladores preventivos de e- rupção 32, incluindo um controlador preventivo de erupção anular 32a e pelo menos dois controladores preventivos de erupção do tipo de êmbolo 32b e 32c. É claro, outras modalidades podem utilizar menos ou mais controladores preventivos de erupção 32. Como acima discu- tido, os controladores preventivos de erupção do tipo de êmbolo po- dem ser adaptados para diferentes funções com base no tipo de blo- cos de êmbolo equipados. Por exemplo, um controlador preventivo de erupção do tipo de êmbolo pode incluir êmbolos de tubo que estão configurados para fechar ao redor de um tubo dentro de um furo de poço para restringir o fluxo de fluido dentro do conduto anular entre o tubo e o furo de poço, mas não dentro do próprio tubo, êmbolos de ci- salhamento para cortar através de uma coluna de perfuração ou reves- timento ou êmbolos cegos configurados para vedar um furo de poço. Os êmbolos podem também incluir êmbolos de cisalhamento cegos que estão configurados para vedar um furo de poço mesmo quando ocupado por uma coluna de perfuração ou revestimento. Consequen- temente, os controladores preventivos de erupção do tipo de êmbolo 32b e 32c da Figura 2 podem ser qualquer um dos controladores pre- ventivos de erupção do tipo de êmbolo acima mencionados e podem executar as mesmas ou diferentes funções.

[0035] A Figura 2, além disso, ilustra um sistema de detecção de posição ultrassônico, apresentado aqui por meios dos dispositivos de detecção de posição ultrassônicos 34 e a lógica de posicionamento 36, a qual está mostrada como estando contida dentro do módulo ele- trônico submarino 28. Como será abaixo discutido em mais detalhes, um dispositivo de detecção de posição ultrassônico 34 pode ser pro- vido para cada dispositivo linearmente atuado no qual o monitora- mento de posição é desejado. Por exemplo, com relação à cada um dos controladores preventivos de erupção do tipo de êmbolo 32b e 32c, pelo menos dois sensores 34 podem estar providos, cada um sendo configurado para detectar a posição linear de um respectivo par de pistões opostos. Como geralmente apresentado na Figura 2, os sensores 34 podem estar localizados sobre extremidades opostas dos controladores preventivos de erupção do tipo de êmbolo 32b e 32c. O controlador preventivo de erupção anular 32a, o qual pode in- cluir um pistão para acionar uma unidade de obturador, também inclui um sensor 34 correspondente para monitorar a posição linear do pis- tão.

[0036] Cada dispositivo de detecção de posição 34 inclui um transdutor de ultrassom configurado para converter um sinal elétrico recebido da lógica de posicionamento 36 em um sinal acústico na for- ma de um pulso ultrassônico. O pulso é então transmitido pelo disposi- tivo de detecção de posição na direção de uma superfície do dispositi- vo linearmente atuado. A reflexão do pulso ultrassônico para fora de uma superfície do dispositivo linearmente atuado, a qual pode ser refe- rida como um eco, é então direcionada de volta para o dispositivo de detecção de posição 34 e recebido pelo transdutor, convertida de volta em um sinal elétrico e transmitida de volta para a lógica de posiciona- mento 36. Este percurso da lógica de posicionamento 36 para o sen- sor 34 e para o dispositivo linearmente atuado e de volta pode ser re-

ferido como o percurso de sinal, o qual inclui tanto os percursos ele- trônicos quanto acústicos.

[0037] A lógica de posicionamento 36 está configurada para de- terminar diversos parâmetros, incluindo o tempo de trânsito total ao longo do percurso de sinal, a velocidade do pulso de ultrassom e qual- quer tempo de retardo no percurso de sinal entre a lógica 36 e o dis- positivo linearmente atuado. Como será abaixo discutido em mais de- talhes com relação à Figura 8, com base nos parâmetros acima, a ló- gica de posicionamento 36 calcula o comprimento de percurso ao lon- go do qual o pulso ultrassônico se desloca para determinar a posição linear do dispositivo (por exemplo, o pistão de um controlador preven- tivo de erupção) que está sendo monitorado. Isto é, a lógica 36 deter- mina a posição do dispositivo linearmente atuado com relação à posi- ção do sensor 34 com a qual esta está associada. Ainda, apesar de certas modalidades aqui descritas referirem à utilização do sistema de monitoramento de posição para avaliar a posição linear de um compo- nente específico, o sistema de monitoramento de posição pode tam- bém ser utilizado para determinar a posição de um componente que está estacionário ou se move em um modo não linear com relação ao sensor 34.

[0038] Como mostrado na Figura 2, cabos de comunicação 38 po- dem incluir uma fiação que transfere os sinais entre os sensores de posição ultrassônicos 34 e a lógica de posicionamento 36 no módulo eletrônico submarino 28. O módulo 28 pode estar disposto dentro de um alojamento que é capaz de suportar o ambiente submarino. Em outras modalidades, a lógica de posicionamento 36 pode estar posi- cionada próxima do dispositivo linearmente atuado, tal como sobre o alojamento de um controlador preventivo de erupção que tem um pis- tão/êmbolo que está sendo monitorado utilizando um respectivo sen- sor 34. Além disso, a lógica de posicionamento 36 pode também ser distribuída, em algum modo, através do módulo eletrônico submarino 28 e sobre o alojamento de um componente submarino que contém o(s) dispositivo(s) linearmente atuado(s) de interesse.

[0039] Coletivamente, o módulo de controle submarino 26 e o mó- dulo eletrônico 28 podem incluir um circuito de comunicação que provê uma comunicação um com o outro, com vários componentes submari- nos no equipamento de pilha 18 e com o equipamento de superfície 14 e/ou equipamento de coluna ascendente 16. Por exemplo, um umbili- cal que contém um ou mais cabos para transferir dados pode transmitir os dados do equipamento de pilha 18, do módulo de controle submari- no 16 e/ou do módulo eletrônico 28 para o equipamento de superfície 14 e/ou para o equipamento de coluna ascendente 16. Em uma moda- lidade, tais dados podem ser transmitidos de acordo com um protocolo de comunicação, tal como Modbus, CAN bus ou qualquer outro proto- colo de comunicação com fio ou sem fio adequado. Consequentemen- te, as informações de posição adquiridas utilizando o sistema de de- tecção de posição ultrassônico podem ser transmitidas para o equipa- mento de superfície 14, assim permitindo um operador monitorar a o- peração de vários dispositivos submarinos monitorados pelos senso- res 34.

[0040] Referindo agora à Figura 3, uma vista em perspectiva em corte parcial de um controlador preventivo de erupção do tipo de êm- bolo 32 que inclui um sensor de posição ultrassônico 34 está ilustrado de acordo com uma modalidade. O controlador preventivo de erupção do tipo de êmbolo 32 inclui um corpo 42, capôs 44, conjuntos de atua- dor 46 e membros de fechamento 47 na forma de blocos de êmbolo. Na presente modalidade, os êmbolos 47 estão mostrados como êmbo- los de tubo como exemplo somente. Como acima discutido, outras modalidades do controlador preventivo de erupção 32 podem incluir êmbolos de cisalhamento, êmbolos cegos (algumas vezes referidos como êmbolos de vedação) ou êmbolos de cisalhamento cegos. O corpo 42 inclui um furo de poço 48, uma cavidade de êmbolo 50 e co- nexões aparafusadas superior e inferior 52 que podem ser utilizadas para montar componentes adicionais acima e abaixo do controlador preventivo de erupção 32, tal como quando o controlador preventivo de erupção 32 está disposto como uma parte de um conjunto de pilha de controlador preventivo de erupção.

[0041] Os capôs 44 estão acoplados no corpo 42 por conectores de capô 54. Estes conectores 54 podem permitir que os capôs 44 se- jam removidos do corpo 42 do controlador preventivo de erupção 32 para prover acesso aos êmbolos 47. Respectivos conjuntos de atuador 46 estão montados nos capôs 44 em extremidades opostas do corpo

42. Como mostrado na Figura 3, um dos conjuntos de atuador 46 está mostrado em uma vista em corte parcial para expor e assim melhor ilustrar os componentes deste. Assim, apesar da descrição dos con- juntos de atuador 46 poder focalizar sobre o conjunto de atuador ex- posto da Figura 3, deve ser compreendido que o conjunto de atuador 46 não exposto sobre a extremidade oposta do corpo 42 está configu- rado no mesmo modo. Por exemplo, o conjunto de atuador 46 inclui um pistão hidráulico 56 disposto dentro de um cilindro 58. Em resposta a entradas de controle hidráulico, o pistão 56 pode se deslocar em uma direção linear dentro do cilindro 58, o que pode acionar um êmbo- lo 47 correspondente através da cavidade de êmbolo 50, para dentro e para fora do furo de poço 48.

[0042] Como adicionalmente mostrado na Figura 3, a extremidade do cilindro 58 oposta ao capô 44 está acoplada a uma cabeça 60 por meio de conectores aparafusados 62. Em uma modalidade, um sensor de posição ultrassônico 34 pode estar instalado dentro da cabeça 60 de cada conjunto de atuador 46 para prover um monitoramento de po- sição linear dos pistões 56 dentro de seus respectivos cilindros 58. Por exemplo, se os pistões 56 forem atuados para acionar os êmbolos 47 para pelo menos parcialmente vedar o furo de poço 48, a utilização dos sensores de posição ultrassônicos 34 em conjunto com a lógica de posicionamento 36 pode permitir um operador monitorar o movimento dos pistões 56 e êmbolos 47 e determinar se estes estão respondendo ao evento de atuação (por exemplo, uma entrada de controle hidráuli- co) em um modo esperado.

[0043] As Figuras 4 e 5 proveem listas em seção transversal, que mostra um dos conjuntos de atuador 46 da Figura 3 em mais detalhes. Como mostrado, o conjunto de atuador 46 está montado no capô 44 e acoplado a um êmbolo 47. Na modalidade ilustrada, o êmbolo 47 está mostrado como sendo um êmbolo de tubo com a extremidade mais distante do êmbolo 47 (isto é, mais próximo do furo de poço 48) que inclui um obturador 68 que forma uma vedação ao redor de um tubo disposto dentro do furo de poço 48 quando ambos os braços 47 estão estendidos de suas respectivas cavidades de êmbolo 50 para dentro do furo de poço 48. É claro, como acima discutido, outros tipos de êm- bolos 47 podem incluir êmbolos de cisalhamento e êmbolos cegos.

[0044] Além do cilindro 58 que contém o pistão 56, o conjunto de atuador 46 também inclui uma haste de pistão 70, a cabeça 60, uma luva de deslizamento 76 e uma haste de travamento 78. O pistão 56 inclui um corpo de pistão principal 80 e um flange 82. As porções de corpo 80 e flange 82 do pistão 56 podem incluir uma ou mais veda- ções, referidas pelos números de referência 84 e 86, respectivamente. Como mostrado nas Figuras 4 e 5, a(s) vedação(ões) de corpo 84 cir- cunferencialmente circunda(m) o corpo de pistão 80 enquanto aco- plando em vedação a parede interna do cilindro 58. Similarmente, a(s) vedação(ões) de flange 86 circunferencialmente circunda(m) o flange de pistão 82 enquanto acoplando em vedação a parede interna do ci- lindro 58.

[0045] O acoplamento da vedação de corpo 84 e da vedação de flange 86 com o cilindro 58 divide o interior do cilindro 58 em três câ- maras hidraulicamente isoladas: uma câmara de extensão 88, uma câmara de fluido inativo 94 e uma câmara de retração 98. Uma porta de extensão 90 provê uma comunicação hidráulica com a câmara de extensão 88, a qual está formada entre a cabeça 60 e a vedação de flange 86. Similarmente, uma porta de fluido inativo 96 provê uma co- municação hidráulica com a câmara de fluido inativo 94, a qual está formada em uma região anular definida pelo cilindro 58 e o pistão 56 entre a(s) vedação(ões) de corpo 84 e a(s) vedação(ões) de flange 86. Ainda, uma porta de retração 100 provê uma comunicação de fluido com uma câmara de retração 98, a qual está formada em uma região anular definida pelo cilindro 58 e o pistão 56 entre a(s) vedação(ões) de corpo 84 e o capô 44.

[0046] Em operação, a câmara de extensão 88 e a câmara de re- tração 98 podem estar em comunicação de fluido com um suprimento de fluido hidráulico (não mostrado nas Figuras 4 ou 5) regulado por um sistema de controle. Em algumas modalidades, o fluido hidráulico ex- pelido da câmara de extensão 88 e da câmara de retração 98 pode ser reciclado para dentro do suprimento de fluido hidráulico ou pode ser ventilado para o ambiente circundante. A câmara de fluido inativo 94 pode ser equilibrada em pressão com o ambiente circundante, de mo- do que a pressão de fluido dentro da câmara inativa 94 não exista ao movimento do pistão 56 quando atuado. Em certas modalidades, a câmara de fluido inativo 94 pode ser deixada aberta para o ambiente circundante (por exemplo, a água do mar) ou pode estar acoplada a um sistema de compensação de pressão que mantém uma pressão equilibrada com a câmara de fluido inativo 94.

[0047] Com relação à Figura 4, o conjunto de atuador 46 está mostrado em uma posição totalmente recuada, na qual o pistão 56 es-

tá disposto contra a cabeça 60. Isto é, algumas vezes, referido como a posição aberta. Quando uma entrada de atuação é provida, tal como através de controles hidráulicos, o fluido hidráulico pressurizado é su- prido através da porta de extensão 90. Isto atua o conjunto 46 e faz com que o pistão 56 se desloque, isto é, se mova em uma direção li- near, afastando da cabeça 60 na direção do capô 44. Conforme o pis- tão 56 se move na direção do capô 44, o fluido hidráulico provido atra- vés da porta de extensão 90 entra na câmara de extensão 88. Ao mesmo tempo, o fluido dentro da câmara de retração 98, o qual pode também incluir o fluido hidráulico pressurizado, é expelido através da porta de retração 100, e o fluido dentro da câmara de fluido inativo 94 é expelido através da porta de fluido inativo 96. O fluido expelido da câmara de fluido inativo 94 e da câmara de retração 98 durante a ope- ração podem ser retidos em um reservatório ou, em alguns casos, eje- tado para o ambiente circundante. Como acima discutido, a câmara de fluido inativo 94 pode ser aberta para o ambiente, em algumas modali- dades. Por exemplo, o fluido que entra e sai da câmara de fluido inati- vo 94 em tal modalidade pode ser a água do mar, no caso de uma ins- talação submarina.

[0048] Consequentemente, conforme o fluido hidráulico é suprido para a câmara de extensão 88, o pistão 56 continuará a se mover em uma direção linear na direção do capô 44 até que o pistão 56 faça con- tato com o capô 44. Isto está mostrado na Figura 5, a qual ilustra o conjunto de atuador 46 em uma posição totalmente estendida (algu- mas vezes referida como a posição fechada). Apesar do conjunto de atuador 46 ser atuado por pressão hidráulica, muitas aplicações po- dem incluir também uma trava mecânica de modo a manter a posição do êmbolo 47, tal como em situações onde existe uma perda de pres- são hidráulica. De modo a travar positivamente o pistão 56 e, assim, o êmbolo 47, na posição, a luva deslizante 76 está rotacionalmente fixa em relação ao pistão 56 e roscadamente acoplada com uma haste de travamento 78 que está acoplada rotativa na cabeça 60. A luva desli- zante 76 se move axialmente em relação à haste de travamento 78 quando a haste de travamento 78 é girada, por meio disto, travando a posição do pistão 56 e do êmbolo 47.

[0049] Quando o pistão 56 é atuado de uma posição inicialmente recuada, como mostrado na Figura 4, e começa a transladar linear- mente se afastando da cabeça 60 na direção do capô 44, a distância 104 (Figura 6) entre a cabeça 60 e o pistão 56 continua a aumentar até que o pistão 56 atinja o final de seu curso, como mostrado na Figu- ra 5, isto é, o corpo 80 do pistão 56 fez contato com o capô 44. O sen- sor de posição ultrassônico 34 pode estar provido na cabeça 60 do conjunto de atuador 46 para permitir o monitoramento de posição do pistão 56. O sensor 34 pode estar configurado para transmitir um pulso ultrassônico e receber um eco correspondente devido à reflexão da- quele pulso para fora de uma superfície do pistão 56. Como abaixo será descrito em mais detalhes, o tempo que decorre entre a transmis- são do pulso e a recepção do eco correspondente pode ser utilizada pela lógica de posicionamento para determinar a distância que o pulso se deslocou e, assim, determinar a posição linear do pistão 56. Na maioria dos casos, o dispositivo de interesse pode atualmente ser um êmbolo 47. No entanto, como o êmbolo 47 é acionado pelo pistão 56, sabendo a posição linear do pistão 56, pode-se ser capaz de deduzir quão distante o êmbolo 47 se deslocou.

[0050] Referindo agora à Figura 6, uma vista em seção transversal mais detalhada está provida, que ilustra um sensor de posição ultras- sônico 34, de acordo com uma modalidade. Especificamente, o sensor 34 está mostrado como sendo instalado na cabeça 60 do conjunto de atuador 46 apresentado nas Figuras 4 e 5 e configurado para direcio- nar pulsos ultrassônicos na direção do pistão 56. Na modalidade ilus-

trada, a cabeça 60 inclui um rebaixo 108 configurado para receber o sensor 34. O sensor 34 inclui um alojamento 110, um módulo de transdutor de ultrassom 112, um dispositivo de detecção de temperatu- ra 114 (mostrado na Figura 6 como um detector de temperatura de re- sistência (RTD)) e uma janela de transdutor 116. Em certas modalida- des, o transdutor 112 pode ser de um modelo de um módulo de trans- dutor de ultrassom fabricado pela Cameron International Corporation. O dispositivo de detecção de temperatura 112 pode ser um componen- te discreto dentro do alojamento 110 ou pode ser incorporado como parte do módulo de transdutor 112, como mostrado na Figura 6. Na presente modalidade, uma abertura 118 está também provida e pode estender do rebaixo 108 através do lado oposto da cabeça 60 para permitir a passagem de fiação entre o sensor 34 e a lógica de posicio- namento 36.

[0051] O sensor 34 pode estar preso dentro do rebaixo utilizando qualquer mecanismo adequado. Por exemplo, em uma modalidade, tanto o rebaixo 108 quanto o alojamento de sensor 110 podem ser roscados e geralmente cilíndricos na forma. Consequentemente, o sensor 34 pode ser instalado na cabeça 60 simplesmente girando o alojamento de sensor 110 para dentro do rebaixo 108, assim permitin- do que as respectivas roscas acoplem uma na outra. Em outras moda- lidades, o sensor 34 pode ser preso dentro do rebaixo 108 utilizando um adesivo, conectores ou qualquer outra técnica adequada. Em ge- ral, isto provê uma instalação relativamente simples do sensor 34 sem requerer um reprojeto significativo e/ou complexo do equipamento submarino existente.

[0052] Para monitorar a posição linear do pistão 56 durante a ope- ração, o sensor de posição ultrassônico 34 pode intermitentemente transmitir um pulso ultrassônico 122. O pulso 122 pode originar do transdutor 112 e propagar através da janela 116 e para dentro da câ-

mara de extensão 88, a qual pode estar cheia com fluido hidráulico pressurizado 120 conforme o pistão 56 é atuado. A janela 116 pode incluir um material plástico existente altamente compressivo que tem propriedades de impedância acústica que são similares ao líquido. Isto permite que o pulso transmitido 122 deixe o alojamento de sensor 110 enquanto experimentando relativamente pouca impedância acústica. Como exemplo somente, a janela 116 pode ser formada utilizando um material de polieterimida, tal como ULTEM™, disponível da SABIC da Arábia Saudita, materiais termoplásticos de polímero orgânico, tal co- mo poliéter éter cetona (PEEK), ou um plástico baseado em poli-imida, tal como Vespel™, disponível da E.I. du Pont de Nemours and Com- pany de Wilmington, Delaware. O alojamento 110 pode ser fabricado utilizando um material metálico, tal como aço ou titânio, ou ser formado utilizando um dos materiais plásticos acima mencionados, ou utilizan- do uma combinação de materiais metálicos e plásticos.

[0053] Após propagar através da janela 116, o pulso 122 então se desloca pela distância 104 entre a cabeça 60 e o pistão 56 através do fluido hidráulico 120. Quando impactando o pistão 56, o pulso 122 é re- fletido na forma de um eco 124 correspondente. O transdutor 112 rece- be o eco 124 conforme este propaga de volta na direção do sensor 34 através do fluido hidráulico 120 e da janela 116. O transdutor 112 pode operar a qualquer frequência adequada, tal como entre aproximada- mente 200 quilohertz e 5,0 megahertz. Em uma modalidade, o transdu- tor 112 está configurado para operar a uma frequência de aproximada- mente 1,6 megahertz. Ainda, apesar de não expressamente mostrado na Figura 6, o sensor 34 pode incluir uma fiação que pode ser roteada através da abertura 118, a qual pode ter um diâmetro ou largura que é menor do que aquele do rebaixo 108. Referindo brevemente de volta à Figura 2, esta fiação pode representar a fiação 38 que provê a comuni- cação entre os sensores 34 e a lógica de posicionamento 36.

[0054] Apesar do rebaixo 108 ser mostrado na Figura 6 como tendo uma largura (por exemplo, um diâmetro no caso de um rebaixo circular) que é maior do que aquela da abertura 118, em uma modalidade, o re- baixo 108 pode ser uma abertura que se estende através de toda a ca- pa de extremidade 60. Isto é, a abertura 118 e o rebaixo 108 podem ter a mesma largura. Em tal modalidade, o alojamento de sensor 110 pode estar configurado para estender através da capa de extremidade 60. Também, em tal modalidade, a fiação do módulo de transdutor 112 e/ou do RTD 114 podem formar um conector acoplado no alojamento 110, em que o conector está configurado para conectar eletronicamente a fiação dentro do sensor 34 da lógica de posicionamento 36. Por exemplo, tal conector pode ser acessível por fora do cilindro 58 do controlador preven- tivo de erupção 32 e pode estar acoplado na lógica de posicionamento utilizando um ou mais cabos adequados. Esta modalidade também per- mite que o dispositivo de detecção de ultrassom 34 seja instalado por fora do controlador preventivo de erupção 32 ou qualquer outro compo- nente no qual este deva ser instalado, o que evita a necessidade de qualquer desmontagem da capa de extremidade 60 do corpo do contro- lador preventivo de erupção 32 durante a instalação. Por exemplo, onde o rebaixo 108 estende através de toda a capa de extremidade 60 e in- clui roscas que acoplam roscas correspondentes sobre o sensor 34, o sensor 34 pode ser instalado do exterior girando o conjunto de sensor 110 para dentro do rebaixo 108 do exterior da capa de extremidade 60 até que as roscas acoplem seguramente uma à outra.

[0055] Como será abaixo discutido em mais detalhes com relação à Figura 8, a lógica de posicionamento 36 pode obter ou de outro mo- do determinar diversos parâmetros, os quais são utilizados para com- putar o comprimento de percurso ao longo do qual o pulso ultrassônico 122 se deslocou antes de ser refletido. Este comprimento de percurso pode corresponder à distância 104, o que pode permitir um operador determinar a posição linear de um dispositivo específico, tal como o pistão 56 neste exemplo. Os parâmetros obtidos e/ou determinados pela lógica de posicionamento incluem uma velocidade do som (VOS) computada através de um fluido como uma função de temperatura e pressão, um tempo de retardo e um tempo de trânsito de percurso de sinal. Por exemplo, o parâmetro de temperatura (por exemplo, a tem- peratura dentro da câmara de extensão 88) pode ser medida utilizando o dispositivo de detecção de temperatura 114. O parâmetro de pres- são (por exemplo, a pressão dentro da câmara de extensão 88) pode ser provido pela lógica de posicionamento 36 como um valor de pres- são esperado ou, em outras modalidades, pode ser informações de pressão medidas providas para a lógica de posicionamento 36 por um ou mais dispositivos de detecção de pressão.

[0056] O tempo de retardo pode representar retardos não fluidos presentes no percurso de sinal o qual, como acima discutido, inclui o percurso inteiro (tanto as porções elétricas quanto acústicas) entre a lógica de posicionamento 36 e o dispositivo monitorado. Por exemplo, a presença da janela 116 e da fiação 38 pode introduzir retardos não fluidos. Subtraindo o tempo de retardo do tempo de trânsito total e di- vidindo o resultado por dois, o tempo de trânsito de fluido do pulso 122 (ou de seu eco 124 correspondente) pode ser determinado. Conse- quentemente, uma vez que a velocidade do pulso ultrassônico/eco a- través do fluido hidráulico 120 e o tempo de trânsito de fluido são co- nhecidos, o comprimento de percurso entre a cabeça 60 e o pistão 56 pode ser calculado pela lógica de posicionamento 36, assim provendo a posição linear do pistão 56. Conhecendo a posição linear do pistão 56, o sistema 10 pode determinar quão distante o êmbolo 47 se deslo- cou. Em algumas modalidades, o fluido 120 não necessariamente pre- cisa ser um líquido. Por exemplo, o fluido 120 pode incluir um gás ou uma mistura de gases, tal como o ar.

[0057] No presente exemplo, o sensor de posição ultrassônico 34 é utilizado para monitorar a posição linear de um pistão em um contro- lador preventivo de erupção de um sistema de extração de recursos submarinos 10. Consequentemente, o sensor 34 pode ser projetado para ser durável o suficiente para suportar as condições ambientais severas frequentemente associadas com as operações submarinas. Em uma modalidade, o alojamento de sensor 110, dentro do qual o sensor 34 está disposto, pode ser fabricado utilizando titânio, aço ino- xidável ou qualquer outro tipo adequado de metal, liga ou superliga, e pode ser capaz de operar a pressões entre aproximadamente 96,6 kPa (14 libras por polegada quadrada (PSI)) a 96.600 kPa (14.000 PSI). Por exemplo, a janela 116 do alojamento de sensor 110 pode suportar cargas de até 96.600 kPa (14.000 PSI). O sensor 34 pode também ser capaz de suportar temperaturas de operação entre 0 a 100 graus Celsius.

[0058] Como mostrado na Figura 6, o sensor 34 pode estar rebai- xado dentro do rebaixo 38 por uma distância mostrada pelo número de referência 125. Esta distância 125 pode ser selecionada com base, pelo menos parcialmente, em certas propriedades da janela 116, tal como espessura e características de velocidade de som, para com- pensar uma reverberação de sinal dentro do meio da janela 116. Esta reverberação é devido às propriedades ressonantes da janela 116. Por exemplo, quando o pulso ultrassônico 122 é transmitido do sensor 34, uma porção do sinal 122 pode reverberar dentro da janela 116 antes de dissipar. A quantidade de tempo que leva para a reverberação dis- sipar pode constituir o que é algumas vezes referido como uma banda morta de sinal. Se um eco (por exemplo, 124) chega no sensor 34 dentro desta banda morta de sinal, o sensor 34 pode ser incapaz de adquirir uma medição precisa devido à interferência da reverberação do sinal que vai dentro da janela 116. Isto é geralmente mais proble-

mático quando o dispositivo alvo, aqui o pistão 56, está muito próximo da cabeça 60 (por exemplo, próximo da ou na posição aberta mostra- da na Figura 4), de modo que o tempo decorrido para o eco 124 retor- nar para o sensor 34 cai dentro da banda morta. Consequentemente, rebaixando o sensor 34 por uma distância 125 dentro do rebaixo 108 pode compensar pelos efeitos de banda morta, assim permitindo que o sensor 34 precisamente adquira as medições para geralmente qual- quer posição do pistão 56 dentro do cilindro 58.

[0059] A distância 125 pode ser selecionada como uma função da espessura da janela e suas propriedades de ressonância. Por exem- plo, um material plástico, tal como o ULTEM™ ou PEEK pode ter pro- priedades ressonantes nas quais um sinal ultrassônico reverbera den- tro da janela 116 por aproximadamente dois ciclos de ida e volta antes de dissipar. Assim, neste exemplo, o objetivo em selecionar a distância 125 é que o tempo mais cedo no qual um eco 124 refletido do pistão 56 retorna para o sensor esteja fora do tempo de banda morta de si- nal, com o caso mais extremo sendo quando o pistão 56 está na posi- ção aberta. Além disso, deve ser notado que os materiais plásticos a- cima discutidos geralmente têm propriedades ressonantes mais baixas quando comparado com aquelas de certos outros materiais, especifi- camente os metais tal como o aço. Em comparação, em um sensor onde o pulso ultrassônico 122 é transmitido através de um material metálico, como aço, o sinal ultrassônico pode reverberar por aproxi- madamente dez ou mais ciclos de ida e volta dentro do aço antes de dissipar. Isto pode resultar em uma banda morta mais longa, o que pode requerer uma distância 125 maior quando comparada com aque- la de um sensor 34 que utiliza um material plástico de menor resso- nância de espessura similar, tal como ULTEM™.

[0060] A Figura 7 é uma vista em seção transversal em perspecti- va mais detalhada, que mostra o conjunto de atuador 46 de um contro-

lador preventivo de erupção do tipo de êmbolo 32 similar àquele des- crito acima nas Figuras 3 a 5, com o conjunto de atuador 46 tendo um sensor de posição ultrassônico 34 instalado dentro da cabeça 60 atra- vés do rebaixo 108. Nesta modalidade ilustrada, o controlador preven- tivo de erupção 32 pode ser um controlador preventivo de erupção de êmbolo duplo que inclui dois êmbolos em cada lado de um furo de po- ço. Cada êmbolo em um lado específico pode ser acionado por um respectivo pistão 56 dentro de um cilindro 58 de um conjunto de atua- dor 46 acoplado no corpo do controlador preventivo de erupção 32. Por exemplo, na Figura 7, o cilindro 58 pode alojar um pistão 56 en- quanto o cilindro adjacente 58' pode alojar outro pistão (não visível na Figura 7). Consequentemente, o conjunto de atuador 46 que corres- ponde ao cilindro adjacente 58' pode também incluir um sensor de po- sição ultrassônico 34 similarmente configurado.

[0061] A Figura 7 também apresenta uma pega 128 que pode ser acoplada para girar a haste de travamento 78 para travar um pistão estendido 56 na posição estendida. Por exemplo, a pega 128 pode ser acoplada e operada por um veículo remotamente operado (ROV) ou um veículo submarino tripulado, tal como um submarino. Mais ainda, a Figura 7 também mostra uma modalidade na qual pelo menos parte da lógica de posicionamento 36 está localizada sobre o alojamento do controlador preventivo de erupção ao invés de ser centralizada com o módulo eletrônico submarino 28, como está mostrado na Figura 2. Por exemplo, a lógica de posicionamento 36 pode estar distribuída através de múltiplos componentes, com porções da lógica 36 sendo alojadas em um envoltório submarino, aqui referido como uma unidade de posi- cionamento 126, e afixada ou de outro modo presa no alojamento de um componente, aqui a cabeça 60 de um controlador preventivo de erupção 32. Nesta disposição, todas as unidades de posicionamento 126 coletivamente compõem a lógica de posicionamento 36, e cada unidade de posicionamento 126 está configurada para receber parâ- metros de entrada e computar as informações de posição para um dispositivo linearmente atuado sendo monitorado por um respectivo sensor 34.

[0062] Assim, na Figura 7, as duas unidades de posicionamento 126 mostradas podem corresponder aos sensores 34 que monitoram o movimento de pistão dentro dos cilindros 58 e 58'. Por exemplo, a fia- ção que estende através da abertura 118 pode conectar cada sensor 34 à sua respectiva unidade de posicionamento 126. Ainda, cada uni- dade de posicionamento 126 pode estar configurada para comunicar as informações de posição para o módulo de controle submarino 26 e/ou o módulo eletrônico submarino 28, o qual pode então transferir as informações para a superfície. Mais ainda, apesar da modalidade aci- ma descrita mostrar o sensor 34 como sendo instalado na cabeça 60, outras modalidades podem incluir um sensor 34 instalado sobre o pró- prio pistão 56. Assim, em tais modalidades, a lógica de posicionamen- to 36 pode determinar a posição linear do pistão 56 em relação à loca- lização da cabeça 60 ou algum outro ponto ou referência.

[0063] Tendo geralmente descrito a operação do sensor 34 acima, um processo 130 pelo qual a lógica de posicionamento 36 pode com- putar a posição linear de um dispositivo monitorado é agora descrito em detalhes adicionais com referência à Figura 8. Geralmente, a posi- ção linear de um dispositivo de interesse (por exemplo, um pis- tão/êmbolo de um controlador preventivo de erupção), pode ser de- terminada utilizando a seguinte equação: d = VOS × t fluid , (Eq. 1)

[0064] em que VOS representa a velocidade do pulso ultrassônico emitido pelo sensor 34 através de um dado meio (tal como um fluido hidráulico dentro da câmara de extensão 88) e tfluid representa o tempo de trânsito de fluido em um sentido do pulso ultrassônico (ou sua refle- xão correspondente), o qual pode ser equivalente ao tempo de trânsito total em uma direção ao longo do percurso de sinal com os retardos não fluidos removidos. Estes parâmetros são então utilizados para determinar a distância d através da qual o pulso ultrassônico se deslo- ca do sensor 34 para o dispositivo de interesse, assim permitindo de- terminar a posição linear do dispositivo em relação à posição do sen- sor 34.

[0065] Como acima discutido, a VOS pode ser determinada como uma função de pressão e temperatura. Por exemplo, em uma modali- dade, a VOS pode ser computada de acordo com a equação de Way- ne Wilson para a velocidade do som em água destilada como uma função de temperatura e pressão, como publicado no Journal of the Acoustic Society of America, Vol. 31, Nº. 8, 1959. Esta equação está abaixo provida. 1 T    VOS = [ A0 A1 A2 A3 ] A4 × T 2   3 T  T 4  , (Eq. 2a)

[0066] em que T representa a temperatura em Celsius e An repre- senta os coeficientes para computar a velocidade do som, em que os coeficientes An são calculados como uma função de pressão, como abaixo mostrado:  a0 a1 a2 a3  b 1  0 b1 b2 b3   

P [A0 A1 A2 A3 A4 ] =  c0 c1 c2 c3  ×  2    P  d 0 d1 d2 d3   3   e0 P  e1 e2 e3  (Eq. 2b)

[0067] Aqui, P representa a pressão em bar e an, bn, cn, dn, e en todos representam subcoeficientes adicionais para computar a veloci- dade do som. Assim, substituindo a Equação 2b na Equação 2a, a VOS pode ser calculara como segue:   a0 a1 a2 a3   1    1      b0 b1 b2 b3    T   

P VOS =   c0 c1 c2 c3  ×  2   × T 2  , (Eq. 2c)   P      d 0 d1 d2 d 3   3   T 3   P    4    e0 e1 e2 e3   T 

[0068] A equação 2c pode ser escrita em forma expandida como: VOS = A0 + A1T + A2T 2 + A3T 3 + A4T 4 , (Eq. 2d)

[0069] em que: A0 = a0 + a1P + a2 P 2 + a3 P3 A1 = b0 + b1P + b2 P2 + b3 P3

[0070] A2 = c0 + c1P + c2 P 2 + c3 P3

[0071] A3 = d0 + d1P + d2 P2 + d3 P3

[0072] A4 = e0 + e1P + e2 P 2 + e3P3

[0073]

[0074] Quando aplicadas para determinar a velocidade do som através de água destilada sob uma pressão e temperatura conhecidas, os seguintes coeficientes podem ser utilizados na equação de veloci- dade de som de Wilson (Equações 2a-2d acima): A0 = 1402.859 + 1.050469e−2 P + 1.633786e−7 P 2 − 3.889257e−12 P3 A1 = 5.023859+ 6.138077e−5 P −1.080177e −8 P 2 + 2.477679e−13P3 A2 = −5.690577e−2 − 1.071154e−6 P + 2.215786e−10 P2 − 5.088886e−15 P3 A3 = 2.884942e−4 + 1.582394e−8 P − 2.420956e −12 P 2 + 5.086237e−17 P3 A4 = −8.238863e −7 − 6.839540e−11P + 9.711687e−15 P 2 − 1.845198e−19 P3

[0075] Os valores computados para os coeficientes An podem en- tão ser substituídos na Equação 2d acima para obter a velocidade do som através da água destilada a uma pressão e uma temperatura re- presentadas por P e T, respectivamente.

[0076] Como pode ser apreciado, as etapas acima descritas para determinar VOS podem corresponder às etapas 132 e 138 do proces- so 130 apresentado na Figura 8. Por exemplo, na etapa 132, um valor de temperatura (T) 134 e um valor de pressão (P) 136 são adquiridos. Como acima discutido, o valor de temperatura pode ser obtido utilizan- do o dispositivo de detecção de temperatura 114 do sensor de posição ultrassônico 34, enquanto a pressão pode ser suprida para a lógica de posicionamento 36 como um valor esperado ou medido (por exemplo, medido por um dispositivo de detecção de pressão sobre o controlador preventivo de erupção ou outro equipamento submarino). Em algumas modalidades, a temperatura pode também ser provida para a lógica de posicionamento 36 como um valor esperado ao invés de ser um valor medido provido pelo dispositivo de detecção de temperatura 114. Uma vez que estes parâmetros são determinados na etapa 132, a lógica de posicionamento 36 pode computar a velocidade do som 140 de acordo com a equação de Wilson na etapa 138.

[0077] Deve adicionalmente ser notado que o exemplo específico dos coeficientes numéricos acima providos corresponde às proprieda- des de água destilada. Apesar de tudo, estes coeficientes podem pro- ver uma velocidade do som relativamente precisa, calculada através de fluidos hidráulicos que estão grandemente baseados em água (por exemplo, fluidos hidráulicos 99% baseados em água). Além disso, os coeficientes numéricos acima podem também ser ajustados para levar em conta quaisquer diferenças nas propriedades de água destilada e um fluido hidráulico baseado em água para aperfeiçoar adicionalmente a precisão do cálculo de velocidade do som.

[0078] Os outros parâmetros utilizados pela lógica de posiciona- mento para determinar a distância d da Equação 1 incluem o tempo de trânsito total do sinal ultrassônico, incluindo quaisquer porções não de fluido do percurso de sinal (por exemplo, janela 116, fiação 38), e um tempo de retardo não fluido que corresponde a retardos que porções não fluidas do percurso de sinal contribuem. Uma vez que o tempo de trânsito total e os tempos de retardo não fluidos são conhecidos, o tempo de trânsito de fluido em uma direção (por exemplo, aquela ou do pulso ou do eco) é determinado como segue: ttotal − τ t fluid = , (Eq. 3) 2

[0079] em que ttotal representa o tempo de trânsito total de ambos os sinais eletrônico e acústico ao longo do percurso de sinal, isto é, da lógica de posicionamento 36, ao longo da fiação 38 para o transdutor 112, através da janela 116, através de um meio de fluido (por exemplo, o fluido hidráulico 120) em uma direção na direção de um dispositivo de interesse, e de volta através de cada um destes componentes após a reflexão do pulso. Consequentemente, os componentes não fluidos neste percurso de sinal, os quais podem incluir a janela 116 e a fiação 38 introduzem alguma quantidade de retardo, representado acima na Equação 3 como τ. Assim, o tempo de trânsito de fluido em uma dire- ção (por exemplo, ou o pulso do sensor para o dispositivo de interesse ou o eco do dispositivo de volta para o sensor) é determinado remo- vendo o retardo não fluido τ do tempo de trânsito total, ttotal, e dividindo o resultado por dois, em que a divisão por dois fornece um valor de tempo que corresponde ao tempo de trânsito de fluido em uma direção (ao invés de um tempo de ida e volta).

[0080] O tempo de trânsito total, ttotal, pode ser determinado atra- vés do processamento de percurso de pulso - eco executado pela lógi- ca de posicionamento 36. Por exemplo, a lógica de posicionamento 136 pode determinar a quantidade de tempo que decorre entre enviar um sinal que causa o pulso e receber um sinal que resulta do eco cor-

respondente. Isto está representado pela etapa 142 do processo 130, o qual produz o tempo de trânsito total (ttotal) 144. Com relação ao re- tardo não fluido, cada componente não fluido dentro do percurso de sinal pode introduzir um respectivo retardo, que pode ser expresso como segue:

L τ non − fluid _ component = 2 × , (Eq. 4)

C

[0081] em que L representa o comprimento da porção do percurso de sinal através do componente não fluido e C representa a velocida- de do sinal através do componente não fluido. O resultado é multipli- cado por dois para levar em conta o retardo não fluido tanto no per- curso de saída quanto no percurso de retorno. Como exemplo somen- te, assumindo que a fiação 38 tem um comprimento de aproximada- mente 6 metros e que a velocidade de sinal através da fiação 38 é de aproximadamente 1.4*108 metros/segundo, o retardo não fluido con- tribuído pela fiação (τwire) é de aproximadamente 0,0857 microssegun- dos (µs). Similarmente, assumindo que a janela 116 do sensor 34 tem uma espessura de aproximadamente 15,74 milímetros e permite que o pulso ultrassônico atravesse-a a uma velocidade de aproximadamente 2424 metros/segundo, o retardo não fluido contribuído pela janela 116 (τwindow) é de aproximadamente 13,0724 µs.

[0082] Estes componentes de retardo não fluido (τwire e τwindow) são então somados para obter o tempo de retardo não fluido total τ, o que é representado pela etapa 146 do processo 130 na Figura 8. Por e- xemplo, as características de comprimento de fio e velocidade 148 e características de comprimento e velocidade de janela de transdutor 150 estão providas na etapa 146. Utilizando a expressão acima apre- sentada na Equação 4, a lógica de posicionamento pode computar o tempo de retardo não fluido total (τ) 152 com base nos parâmetros 148 e 150.

[0083] Após o que, a etapa 154 do processo 130 provê a compu- tação do comprimento de percurso 156 entre o sensor 34 e o dispositi- vo linearmente atuado utilizando a velocidade do som calculada (VOS) 140, o tempo de trânsito de pulso - eco total 144 ao longo do percurso de sinal, e o tempo de retardo não fluido 152. Utilizando a Equação 3, o tempo de trânsito de fluido em uma direção pode ser calculado como metade do tempo de trânsito total 144 menos o tempo de retardo não fluido 152. Consequentemente, uma vez que o tempo de trânsito de fluido é conhecido, o comprimento de percurso 156 pode ser computa- do de acordo com a Equação 1. Quando aplicado aos exemplos acima descritos com referência a um controlador preventivo de erupção, o comprimento de percurso 156 pode representar as informações de po- sição linear referentes a quão distante um pistão, e assim o seu êmbo- lo correspondente, se moveu em resposta a uma entrada de atuação.

[0084] O resultado de comprimento de percurso 156 da Figura 8 geralmente gera uma medição de quão distante o pistão está em rela- ção à janela 116 do sensor 34. Como será apreciado, para uma preci- são ainda adicional em algumas modalidades, o comprimento de per- curso calculado 156 pode ser adicionalmente reduzido pela distância pela qual o sensor 34 está rebaixado dentro da cabeça 60 (por exem- plo, a distância 125 da Figura 6) para fornecer uma medição de dis- tância do pistão com relação à parede interna (por exemplo, que forma parte da câmara de extensão 88) da cabeça 60.

[0085] Como acima notado, em uma modalidade onde um fluido hidráulico utilizado para atuar um dispositivo não é água destilada ou substancialmente baseado em água, os coeficientes utilizados nas Equações 2a-2d acima podem ser ajustados, tal como através de tes- tes empíricos, para prover resultado de velocidade do som precisos quando os sinais ultrassônicos são transmitidos através de fluidos não de água ou aqueles que não substancialmente baseados em água. Em outra modalidade, ao invés de basear-se nas Equações 2a-2d para o cálculo de velocidade do som, uma combinação de múltiplos sensores 34 pode ser utilizada para determinar a posição de um dispositivo de interesse, com pelo menos um sensor sendo direcionado para o dis- positivo de interesse e outro sensor sendo direcionado para um ponto de referência geralmente constante. Em tal modalidade, estes senso- res podem ser referidos como um sensor de medição e um sensor de referência, respectivamente.

[0086] Um exemplo de tal modalidade está mostrado na Figura 9. Especificamente, a Figura 9 mostra uma modalidade do controlador preventivo de erupção 32 do tipo de êmbolo acima descrito, no qual um pistão 56 é atuado utilizando um fluido hidráulico que não é água ou substancialmente baseado em água, tal como um fluido hidráulico baseado em óleo. Aqui, para determinar a posição do pistão 56, sen- sores 34a e 34b estão providos dentro do cilindro 58, com o sensor 34a sendo um sensor de medição e o sensor 34b sendo um sensor de referência. O sensor 34a está orientado e configurado, como o sensor 34 mostrado na Figura 6, para medir a distância 172 (d2) entre a cabe- ça 60 e o pistão 56. O sensor 34b é idêntico ao sensor 34a, mas está orientado para medir a distância 170 (d1) entre a parede interna do ci- lindro 58 e o eixo 80 do pistão 56. Como pode ser apreciado, a distân- cia 170 é geralmente constante, exceto por períodos quando o pistão 56 está na ou quase na posição fechada (por exemplo, quando a por- ção de flange 82 do pistão 56 entra na linha de visão do sensor 34b). No entanto, excluindo tais períodos, a distância 170 medida pelo sen- sor 34 é uma distância conhecida d1. Consequentemente, a velocidade do som através do fluido hidráulico dentro da câmara de fluido inativo 94 pode ser determinada como segue: 2× d1 VOS = , (Eq. 5) t1_ fluid

[0087] em que VOS representa a velocidade do som sobre a dis- tância conhecida d1 e t1_fluid representa o tempo de trânsito de fluido de ida e volta de um sinal ultrassônico do sensor 34b para o eixo 82 e de volta. Como pode ser apreciado, o tempo de trânsito de fluido t1_fluid pode ser calculado em um modo similar àquele acima descrito, isto é, determinando o tempo de trânsito total e removendo os retardos não fluidos (por exemplo, retardos de fiação, retardos impostos por janela).

[0088] Quando a velocidade do som VOS calculada utilizado a Equação 5 acima é conhecida, a distância 172 pode ser calculada co- mo segue: VOS × t2 _ fluid d2 = , (Eq. 6) 2

[0089] Aqui, t2_fluid representa o tempo de trânsito de fluido de ida e volta de um pulso ultrassônico (e seu eco correspondente) emitido pe- lo sensor 34a, o qual pode novamente ser calculado medindo o tempo de trânsito total de ida e volta ao longo do percurso de sinal do sensor 34a e removendo os retardos não fluidos (por exemplo, retardos de fiação, retardos impostos por janela). A divisão por um fator de dois resulta em um tempo de trânsito de fluido em uma direção o qual, quando multiplicado pelo valor de VOS conhecido da Equação 5, pro- vê a distância d2 que corresponde ao comprimento de percurso entre o sensor 34b e o pistão 56. Como acima discutido, qualquer distância pela qual o sensor 34b está rebaixado pode ser subtraída do compri- mento de percurso (d2) para determinar a distância do pistão 56 da ca- beça 60 do cilindro 58.

[0090] Como pode ser apreciado, apesar da velocidade do som através de um fluido poder variar conforme as características de pres- são e/ou temperatura mudam, em uma aplicação submarina que utiliza o controlador preventivo de erupção do tipo de êmbolo 32, as caracte- rísticas de temperatura e pressão geralmente não são esperadas va-

riar grandemente dentro de curtos períodos de tempo. Além disso, a lógica de posicionamento 36 pode estar configurada para detectar quando o flange de pistão 82 está na linha de visão do sensor 34b e descartar as medições para VOS adquiridas quando o pistão 56 esti- ver em tal posição. Nesta situação, os valores de VOS mais recentes de antes do flange de pistão 82 impedir a linha de visão do sensor 34b podem ser utilizados na determinação do comprimento de percurso d2 conforme o pistão 56 se aproxima da posição fechada. Na presente modalidade, os sensores 34a e 34b estão orientados de modo que es- tes fazem medições em direções que são perpendiculares uma à ou- tra.

[0091] Como adicionalmente mostrado na Figura 8, o cilindro 58 pode incluir o sensor 34c posicionado dentro da parede interna 175 na extremidade do cilindro 58 oposta à cabeça 60, isto é, a extremidade que o flange 82 contata quando o pistão 56 é atuado para a posição fechada. Este sensor 34c pode ser utilizado ao invés de ou além do sensor 34a para avaliar a posição do pistão 56. Por exemplo, a distân- cia 174 (d3) entre o sensor 34c e o flange 82 do pistão 56 pode ser de- terminada utilizando a distância conhecida 170 (d1). Por exemplo, simi- lar ao cálculo de d2 pela Equação 6 acima, a distância d3 pode ser cal- culada como segue: VOS × t3 _ fluid d3 = 2 , (Eq. 7)

[0092] Assim, a distância d3 indica geralmente quão distante o pis- tão 56 está com relação ao sensor 34c sobre a parede interna 175. Mais ainda, neste exemplo, a distância do pistão com relação à cabe- ça 60 pode também ser calculada somando uma largura conhecida 176 do flange de pistão 82 com a distância calculada d3, e subtraindo o resultado do comprimento do cilindro 58, como medido da cabeça 60 até a parede interna 175. Ainda, algumas modalidades podem incluir ambos os sensores 34a e 34c, em que os resultados obtidos utilizando cada respectivo sensor podem prover um grau de redundância (por exemplo, se um sensor falhar) ou podem ser comparados um contra o outro para propósitos de validação.

[0093] Os algoritmos de cálculo de posição acima descritos po- dem ser implementados utilizando um hardware e/ou software ade- quadamente configurados na forma de instruções de computador co- dificadas, armazenadas sobre um ou mais meios legíveis por máqui- nas tangíveis. Em uma implementação de software, o software pode, além disso, prover uma interface gráfica de usuário que pode exibir as informações para apresentação para um operador humano. Por exemplo, as medições de posição adquiridas pelo sistema de detec- ção de posição ultrassônico podem ser exibidas em um monitor de uma estação de trabalho localizada na superfície do sistema de ex- tração de recursos 10 ou em uma localização remota. O software po- de também estar configurado para salvar registros de dados para monitorar as posições de dispositivo (por exemplo, a posição de êm- bolos) ao longo do tempo. Mais ainda, no caso em que uma medição precisa não possa ser obtida, o software pode prover um alarme vi- sual e/ou audível para alertar um operador. Em algumas modalida- des, um osciloscópio virtual (por exemplo, parte da interface gráfica de usuário de software) ou baseado em hardware (por exemplo, um componente de uma estação de trabalho) pode ser provido para exi- bir a forma de onda ultrassônica que é transmitida e recebida. Um exemplo de tal interface de usuário será descrito abaixo em mais de- talhes com relação à Figura 16. Em uma modalidade adicional, um empilhamento de sinal pode ser utilizado em um certo grau para a- perfeiçoar a razão de sinal para ruído.

[0094] Como acima discutido com referência à Figura 6, cada sensor de posição ultrassônico 34 inclui um transdutor 112. Uma mo-

dalidade do transdutor 112 está mostrada em mais detalhes nas Figu- ras 10 a 12. Especificamente, as Figuras 10 e 11 mostram vistas em perspectiva montada e explodida, respectivamente, do transdutor 112, e a Figura 12 mostra uma vista em seção transversal do trans- dutor 112.

[0095] O transdutor 112 inclui a janela 116 acima descrita, assim como um revestimento 180, um material piezelétrico 182, um condu- tor positivo 184, um condutor negativo 186. O transdutor 112 também inclui o detector de temperatura de resistência (RTD) acima descrito para adquirir dados de temperatura e pode ser um RTD de dois fios ou quatro fios. Como melhor mostrado na Figura 10, o condutor posi- tivo 184, o condutor negativo 186 e o RTD 114 estendem para fora da extremidade traseira (por exemplo, a extremidade oposta à janela 116) do transdutor 112. Quando montado com um dispositivo, tal co- mo a cabeça 60 de um controlador preventivo de erupção 32, por- ções do condutor positivo 184, do condutor negativo 186 e do RTD 114 podem estender através da abertura 118 (Figura 6). O revesti- mento 180 geralmente contém os componentes do transdutor 112 e pode ser projetado para montar dentro do alojamento de sensor 110, como mostrado na Figura 6. Em uma modalidade, o revestimento 180 pode ser formado utilizando o mesmo material plástico de alta resis- tência compressiva que a janela 116, tal como ULTEM™, PEEK ou Vespel™. Em outras modalidades, o revestimento 180 pode ser for- mado utilizando um material metálico, tal como aço, titânio ou suas ligas. O material piezelétrico 182 pode ser formado utilizando um cris- tal ou um material cerâmico. Por exemplo, em uma modalidade, o material piezelétrico 182 pode incluir titanato de zirconato de chumbo (PZT).

[0096] Outra modalidade do transdutor 112 está ilustrada nas Fi- guras 13 e 14. Especificamente, as Figuras 13 e 14 mostram vistas em perspectiva montada e explodida, respectivamente, do transdutor 112. Aqui, o transdutor 112 inclui a janela 116 e o RTD 114, assim como um revestimento 190, um material piezelétrico 192, um cilindro de car- ga 194, uma tampa 196, condutores positivo 198 e negativo 200 e um encapsulamento de epóxi 202. O revestimento 190, o cilindro de carga 194 e a tampa 196 podem ser formados utilizando um plástico alta- mente compressível ou um material metálico, tal como o aço. O mate- rial piezelétrico 192 pode incluir o PZT. Ainda, nesta modalidade, a janela 116 pode incluir um plástico altamente compressível, tal como ULTEM™, PEEK ou Vespel™, ou pode ser formada como uma placa de desgaste utilizando óxido de alumínio (alumina). Em algumas mo- dalidades, a janela 116 pode incluir uma placa de desgaste de alumina interposta entre uma janela plástica e o material piezelétrico 192. De- vido às características de impedância, densidade e velocidade da alu- mina com relação ao som, tal modalidade pode permitir que a energia acústica seja transmitida através de uma placa de desgaste de alumi- na e para dentro de uma janela plástica com distorção reduzida, desde que as dimensões e espessura de tal placa de desgaste sejam sele- cionadas de acordo.

[0097] Referindo à Figura 15, um processo 208 para operar um sistema que inclui um sistema de posicionamento ultrassônico (por e- xemplo, o sistema 36) para monitorar a posição de certos dispositivos está ilustrado de acordo com uma modalidade. Como mostrado, o pro- cesso 208 começa na etapa 210, onde uma entrada de sistema é re- cebida. A entrada pode representar um comando para mover um dis- positivo dentro do sistema para uma posição desejada. Por exemplo, no contexto de um sistema submarino, a entrada pode representar um comando para fechar ou abrir um êmbolo de um controlador preventivo de erupção, em que a posição fechada ou aberta representa a posição desejada. O sistema pode atuar (por exemplo, atuação hidráulica) o dispositivo de acordo com a entrada recebida para fazer com que o dispositivo se mova para a posição desejada.

[0098] Conforme o dispositivo (por exemplo, êmbolo) se move na direção da posição desejada, um ou mais sensores ultrassônicos 34 associados podem prover as informações de posição para o sistema, como mostrado na etapa 212. A expectativa é de que o dispositivo que está sendo atuado se moverá para a posição desejada na conclusão do processo de atuação. A lógica de decisão 214 determina se um comportamento de sistema anormal é detectado. Neste contexto, comportamento anormal pode ser qualquer tipo de movimento (ou falta de movimento) que desvia de um comportamento esperado. Por e- xemplo, se o dispositivo que está sendo atuado é um êmbolo que falha em atingir em uma posição fechada em resposta a um comando para fechar o êmbolo, o processo 208 pode disparar um alarme para indicar para o sistema que o êmbolo não pode fechar, como indicado na etapa

216. Similarmente, se o êmbolo falhar em abrir em resposta a um co- mando para atuar o êmbolo para uma posição aberta, o sistema pode também disparar o alarme. O alarme pode incluir indicadores de áudio e/ou visuais. Retornando à lógica de decisão 214, se o dispositivo a- tinge a posição desejada, nenhum alarme é disparado e o sistema continua a operação normal, como indicado na etapa 218. Apesar da causa de condições de alarme poder variar, este processo 208 provê um mecanismo que prontamente alerta o sistema (e assim aqueles encarregados de operar o sistema) no caso de qualquer comporta- mento anormal.

[0099] Consequentemente, um operador pode avaliar a situação com base no alarme e, se necessário, temporariamente desligar o sis- tema para procedimentos de manutenção ou reparo. Como será apre- ciado, as modalidades do sistema de posicionamento aqui descritas podem operar com base em um controle de loop fechado ou loop aber-

to. Ainda, o sistema pode prover não somente o controle da posição de um dispositivo específico, mas também a velocidade na qual o dis- positivo é atuado quando sendo transladado para uma posição dese- jada. Por exemplo, no caso de um êmbolo em um controlador preven- tivo de erupção sendo atuado de uma posição aberta para uma fecha- da, o movimento do êmbolo pode ser controlado de modo que este inicialmente se move relativamente rápido e desacelera conforme este se aproxima de um tubo dentro do furo de poço.

[00100] A Figura 16 mostra um exemplo de um elemento de interfa- ce gráfica de usuário (GUI) 220 que pode fazer parte do sistema de posicionamento 36. Este elemento de GUI 220 pode ser exibido, por exemplo, em uma estação de trabalho localizada na superfície do sis- tema de extração de recursos 10 ou em uma localização remota em comunicação com o sistema de extração de recursos 10. O elemento de GUI 220 inclui uma janela 222 que pode exibir a forma de onda 224 de um sinal que corresponde a um dado sensor 34. Com relação ao dispositivo que está sendo monitorado pelo sensor 34, a janela 226 exibe vários parâmetros, incluindo temperatura (campo 228), pressão (campo 230), posição de dispositivo (campo 232), assim como a velo- cidade do dispositivo quando se movendo (campo 234).

[00101] O elemento de GUI 220 também inclui os indicadores 236 e

238. O indicador 236 é um indicador de status, o qual pode ser confi- gurado para indicar se o dispositivo monitorado está se movendo. Por exemplo, um dispositivo que está se movendo ou sendo atuado pode fazer com que o indicador exiba uma cor específica (por exemplo, ver- de) enquanto que um dispositivo que não está se movendo ou sendo atuado pode fazer com que o indicador exiba outra cor (por exemplo, vermelho). O indicador 238 é um indicador de condição de alarme. Por exemplo, se uma condição de alarme for detectada, o indicador pode exibir uma cor ou, se nenhuma condição de alarme estiver presente, o indicador pode exibir outra cor. Como pode ser apreciado, este indi- cador de alarme visual pode ser provido em conjunto com um indica- dor de alarme audível (por exemplo, por um alto-falante ou outro dis- positivo de emissão de som adequado) conectado na estação de tra- balho. Ainda, deve ser compreendido que o sistema de posicionamen- to 36 pode estar configurado para monitorar os dados de múltiplos sensores que monitoram vários dispositivos dentro do sistema. Como tal, cada sensor pode ter associado com este um respectivo elemento de GUI 220 para exibir tais informações.

[00102] O sistema e técnicas de detecção de posição ultrassônico aqui descritos podem prover informações de posição que são substan- cialmente tão precisas quanto as informações de posição obtidas utili- zando outras soluções existentes, tal como o monitoramento de posi- ção utilizando LVDTs ou outros sensores de posição eletromecânicos. No entanto, como acima discutido, o sistema de detecção de posição ultrassônico integra muito mais facilmente com os componentes sub- marinos existentes e não requer um reprojeto substancial e complexo do equipamento existente. Ainda, como os sensores de posição ultras- sônicos 34 aqui descritos geralmente não estão sujeitos a mecanismos de falha de modo comum, como é o caso com alguns sensores de po- sição eletromecânicos, as informações de posição obtidas pelo siste- ma de detecção de posição ultrassônico podem melhor manter a sua precisão ao longo do tempo.

[00103] As informações de posição obtidas utilizando as técnicas de detecção de posição ultrassônicas presentemente descritas podem também prover algum grau de monitoramento de condição. Por exem- plo, os dispositivos linearmente atuados podem ter um perfil de des- gaste operacional esperado, o qual descreve como os dispositivos são esperados se comportarem conforme estes gradualmente desgastam ao longo do tempo. Tendo acesso a informações de posição precisas obtidas utilizando os sensores de posição ultrassônicos 34, um opera- dor pode monitorar a condição de tais dispositivos de movimento linear ao longo do tempo. Por exemplo, se a distância percorrida por um êm- bolo de um controlador preventivo de erupção que tem estado em ope- ração por uma dada quantidade de tempo em resposta a uma certa quantidade de pressão de atuação cai dentro de uma faixa esperada, pode ser concluído que o controlador preventivo de erupção está fun- cionando normalmente de acordo com o seu perfil de desgaste. No entanto, uma distância percorrida em resposta à mesma pressão de atuação, que é menor do que ou maior do que a faixa esperada, pode sinalizar que o controlador preventivo de erupção pode precisar de manutenção ou ser substituído.

[00104] Apesar dos exemplos acima descritos terem focalizado so- bre a utilização de um sensor de posição ultrassônico para monitorar a posição de um êmbolo de um controlador preventivo de erupção, deve ser apreciado que as técnicas acima descritas podem ser aplicáveis a geralmente qualquer dispositivo ou componente de um sistema que se move, tal como em resposta a uma atuação. Por exemplo, no contexto da indústria de campo de óleo, outros tipos de componentes que têm dispositivos linearmente atuados que podem ser monitorados utilizan- do as técnicas de posicionamento ultrassônicas aqui descritas incluem válvulas de gaveta de controlador preventivo de erupção, conectores de cabeça de poço, um conector de pacote de coluna ascendente ma- rinha inferior, válvulas de estrangulamento e interrupção de controla- dor preventivo de erupção e conectores, válvulas de árvore submarina, válvulas de coletor, válvulas de separação de processo, válvulas de compressão de processo e válvulas de controle de processo, para citar alguns. Além disso, como acima discutido, os componentes que se movem não linearmente podem também ser monitorados utilizando as técnicas de detecção de posição acima descritas.

[00105] Apesar dos aspectos da presente descrição poderem ser suscetíveis às várias modificações e formas alternativas, modalidades específicas foram mostradas como exemplo nos desenhos e foram aqui descritas em detalhes.

Mas deve ser compreendido que a inven- ção não pretende ser limitada às formas específicas descritas.

Ao con- trário, a invenção deve cobrir todas modificações equivalentes e alter- nativas que caiam dentro do espírito e do escopo da invenção, como definidos pelas reivindicações anexas seguintes.

Claims

REIVINDICAÇÕES

1. Sistema, caracterizado pelo fato de que compreende: um componente (56) configurado para movimento; um sensor (34) que compreende um transdutor (112) para transmitir um sinal ultrassônico (122) através de um meio de fluido (120) na direção de uma superfície do componente; e uma lógica de posicionamento (36) configurada para determinar a velocidade do sinal ultrassônico através do fluido, como uma função da temperatura e pressão do fluido, determinar um tempo de propagação do sinal ultrassônico do sensor para a superfície do componente e determinar a distância percorrida pelo sinal ultrassônico conforme este propaga do sensor para a superfície do componente com base na velocidade e no tempo de propagação, em que a distância determinada corresponde à posição do componente ( 56) em relação à posição do sensor.

2. Sistema, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que compreende um dispositivo de detecção de temperatura (114) que provê a temperatura para a lógica de posicionamento.

3. Sistema, de acordo com a reivindicação 2, caracterizado pelo fato de que o dispositivo de detecção de temperatura compreende um detector de temperatura de resistência (RTD) incorporado no transdutor.

4. Sistema, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que a pressão do fluido é provida para a lógica de posicionamento como um valor de pressão esperado ou um valor de pressão medido, provido por um dispositivo de detecção de pressão.

5. Sistema, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que o tempo de propagação do sensor para a superfície do componente é determinado com base em um tempo de trânsito total ao longo de um percurso de sinal entre a lógica de posicionamento e a superfície do componente subtraído por um tempo de retardo introduzido no percurso de sinal por componentes não fluidos.

6. Sistema, de acordo com a reivindicação 5, caracterizado pelo fato de que os componentes não fluidos compreendem uma fiação (38) que acopla o sensor na lógica de posicionamento e uma janela de sensor (116) através da qual o sinal ultrassônico é transmitido.

7. Sistema, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que o componente está configurado para se mover linearmente, e em que a distância determinada pela lógica de posicionamento corresponde a uma posição linear do componente em relação à posição do sensor.

8. Método caracterizado pelo fato de que compreende: transmitir um sinal ultrassônico (122) para dentro de um meio de fluido (120) na direção de um dispositivo (56) utilizando um transdutor (112) de um sensor (34) disposto em um componente de campo de óleo (40), em que o sinal ultrassônico é transmitido através de uma janela (116) do sensor para dentro do meio de fluido (120), e em que o dispositivo está configurado para movimento dentro do componente de campo de óleo; determinar a velocidade do sinal ultrassônico através do meio de fluido como uma função da temperatura e pressão do meio de fluido; determinar o tempo de trânsito requerido para o sinal ultrassônico propagar do sensor para o dispositivo; utilizar a velocidade e o tempo de trânsito para determinar um comprimento de percurso (156) que o sinal ultrassônico percorre para atingir o dispositivo; e utilizar o comprimento de percurso determinado para identificar a localização do dispositivo no componente de campo de óleo em relação à localização do sensor.

9. Método, de acordo com a reivindicação 8, caracterizado pelo fato de que determinar o tempo de trânsito compreende determinar um primeiro tempo requerido para o sinal ultrassônico propagar do transdutor para o dispositivo e reduzir o primeiro tempo por um segundo tempo que corresponde a um tempo de retardo introduzido pela janela através da qual o sinal ultrassônico é transmitido.

10. Método, de acordo com a reivindicação 9, caracterizado pelo fato de que o dispositivo está configurado para mover para uma posição desejada dentro do componente de campo de óleo em resposta a uma entrada de controle, e em que o método compreende indicar uma condição de alarme se o dispositivo falhar em se mover para a posição desejada em resposta à entrada de controle.