BR112018003333B1

BR112018003333B1 - Método de rcd inteligente

Info

Publication number: BR112018003333B1
Application number: BR112018003333-2A
Authority: BR
Inventors: Jesse Alan Hardt; Zaurayze Tarique; Yawan Couturier; Blaine Dow; Walter Benson; Charles H Kamps Iii
Original assignee: Schlumberger Technology B.V.
Priority date: 2015-08-21
Filing date: 2016-08-22
Publication date: 2022-11-01
Also published as: GB2557095B; GB201802546D0; CA2996176C; WO2017035041A1; BR112018003333A2; MX2018002239A; GB2557095A; US10781657B2; CA2996176A1; US20180245444A1; NO20180375A1

Abstract

SISTEMA DE RCD INTELIGENTE. Um método inclui a recepção de uma pluralidade de sinais a partir de uma pluralidade de sensores em um controlador lógico programável, a pluralidade de sensores fornecida em pelo menos um componente de um conjunto de dispositivo de controle rotativo de um sistema de perfuração, fornecendo dados de medição a partir da pluralidade de sinais usando o controlador lógico programável, e processamento dos dados de medição usando um software de modelagem para determinar pelo menos uma condição do conjunto do dispositivo de controle rotativo.

Description

FUNDAMENTOS

[0001] Durante operações de perfuração do poço, uma broca de perfuração de terra é tipicamente montada na extremidade inferior de uma coluna de perfuração e é girada pela rotação da coluna de perfuração na superfície ou pelo acionamento de motores ou turbinas de fundo de poço ou por ambos os métodos. Quando peso é aplicado a coluna de perfuração, a broca rotativa engata na formação de terra e passa a formar um furo ao longo de um trajeto predeterminado em direção a uma zona alvo. Devido à energia e à fricção envolvidas na perfuração de um poço na formação da terra, os fluidos de perfuração, comumente conhecidos como lama de perfuração, são usados para lubrificar e resfriar a broca enquanto esta perfura as formações rochosas. Além disso, além de resfriar e lubrificar a broca, a lama de perfuração também desempenha as funções secundárias e terciárias de remoção dos detritos de perfuração do fundo do poço e aplicação de uma coluna de pressão hidrostática no poço perfurado.

[0002] Normalmente, a lama de perfuração é fornecida à broca da superfície sob alta pressão através de um furo central da coluna de perfuração. A partir daí, os bicos na broca direcionam a lama pressurizada para os cortadores na broca onde a lama pressurizada limpa e esfria a broca. À medida que o fluido é entregue no fundo do poço através do furo central da coluna de perfuração, o fluido retorna à superfície em um espaço anular formado entre a parte externa da coluna de perfuração e o perfil interno ou parede do poço. O retorno da lama de perfuração à superfície através do espaço anular ocorre em pressões e velocidades mais baixas do quando a lama é entregue. No entanto, uma coluna hidrostática de lama de perfuração normalmente se estende do fundo do furo até uma seção tubular de um conjunto de desviador na plataforma de perfuração. Os líquidos anulares saem da seção tubular onde os sólidos são removidos, a lâmina é processada e depois preparada para ser reencaminhada para o poço através da coluna de broca.

[0003] À medida que os poços são perfurados a vários mil pés abaixo da superfície, a coluna hidrostática da lama de perfuração no espaço anular também serve para ajudar a evitar a explosão do poço. Muitas vezes, hidrocarbonetos e outros fluidos presos em formações subterrâneas existem sob pressões significativas. Sem nenhum esquema de controle de fluxo, fluidos de tais formações quebradas podem explodir para fora do poço, despejando hidrocarbonetos e outros fluidos indesejáveis (por exemplo, gás H2S).

[0004] Assim, os dispositivos de controle rotativo (rotating control devices, "RCD") são frequentemente usados em operações de perfuração de campos petrolíferos onde pressões anulares elevadas estão presentes para vedação em torno de carcaças de coluna de perfuração e para evitar que fluidos presentes no poço escapem. Por exemplo, os RCDs convencionais podem ser capazes de isolar pressões em excesso de 1.000 psi enquanto realizam rotação (isto é, dinâmicos) e 2.000 psi quando não realizam rotação (isto é, estáticos). No entanto, os RCDs convencionais podem ser projetados para isolar outras faixas de pressões, dependendo das formações sendo perfuradas e do tipo de operações de perfuração sendo realizadas. Um RCD pode incluir um elemento de vedação ou de pacote e um pacote de rolamentos, pelo qual o pacote de rolamento permite que o elemento de vedação gire junto com a coluna de perfuração. Portanto, ao usar um RCD, não há movimento de rotação relativo entre o elemento de vedação e a coluna de perfuração, apenas o pacote de rolamento exibe movimento de rotação relativo. Exemplos de RCDs incluem as Patentes US ns°. 5.022.472 e 6.354.385. Em alguns casos, podem ser usados dispositivos de controle giratório de dupla extração que possuem dois elementos de vedação, um dos quais é um vedante primário e o outro uma vedação de segurança.

BREVE DESCRIÇÃO DAS FIGURAS

[0005] A FIG. 1 é um diagrama em corte transversal de um conjunto de RCD de acordo com modalidades da presente divulgação.

[0006] A FIG. 2 é uma figura em corte transversal de um conjunto de RCD de acordo com as modalidades da presente divulgação.

[0007] A FIG. 3 é uma figura em corte transversal de um pacote de rolamento do conjunto de RCD da FIG. 2.

[0008] A FIG. 4 é uma figura em corte transversal de um componente de vedação do conjunto de RCD da FIG. 2.

[0009] A FIG. 5 mostra um sistema de acordo com as modalidades da presente divulgação.

[0010] A FIG. 6 mostra um sistema de acordo com as modalidades da presente divulgação.

[0011] A FIG. 7 mostra um método de acordo com as modalidades da presente divulgação.

DESCRIÇÃO DETALHADA

[0012] As operações de perfuração de poços, incluindo a perfuração de pressão gerenciada (managed pressure drilling, MPD) e as operações de perfuração balanceadas através de formações subterrâneas, podem incluir o uso de um conjunto conhecido como cabeça de controle rotativo ou dispositivo de controle rotativo (RCD). Uma cabeça de fluxo rotativo é um aparelho para operações de poço que desvia fluidos, como lama de perfuração, ar injetado de superfície ou gás e outros fluidos de poço produzidos, em um sistema de recirculação ou "lama" de recuperação de pressão (fluido de perfuração). O RCD inclui um pacote de rolamentos e um conjunto de vedação que permite a rotação de uma coluna de broca e o movimento longitudinal de uma coluna de perfuração à medida que o poço é perfurado, mantendo uma vedação estanque ao fluido entre a coluna de perfuração e o poço de forma que o fluido de perfuração descarregado do poço pode ser descarregado de forma controlada. Ao controlar a descarga de fluido proveniente do poço, uma pressão de fluido selecionada pode ser mantida no espaço anular entre a coluna de perfuração e um exterior do poço. O controle da descarga pode ser realizado manualmente ou automaticamente, como por uso de um regulador para permitir restritivamente o fluxo de fluido através de uma linha de fluxo de retorno.

[0013] A FIG. 1 mostra um diagrama de um exemplo de um conjunto de RCD 10 de acordo com as modalidades da presente divulgação. O conjunto de RCD 10 está disposto em torno de uma coluna de perfuração 50 e inclui um pacote de rolamento 20, pelo menos um componente de vedação 30, componentes de trava 40 e um compartimento de RCD 12. Os componentes de vedação 30 podem ser referidos como elementos de vedação ou pacotes. Como mostrado, em algumas modalidades, pode haver um elemento de vedação superior 30 e um elemento de vedação inferior 30 disposto em torno da coluna de broca 50. Uma vedação externa de rolamento 22 pode estar disposta entre a o pacote de rolamento 20 e o compartimento de RCD 12. Os componentes de trava 40 podem incluir pistões de assentamento 42 e pistões de trava 44. No entanto, outros tipos de componentes de trava podem ser usados para manter um conjunto de RCD no lugar dentro de um tubo de revestimento ou riser (não mostrado). Os elementos de vedação 30 se agarram em torno da coluna de perfuração 50 de modo que o conjunto de RCD 10 roda com a coluna de perfuração 50. O escorregamento da coluna de perfuração (quando a coluna de perfuração roda a uma taxa diferente do conjunto de RCD) pode indicar desgaste ou falha de um ou mais componentes no conjunto de RCD, por exemplo, desgaste de um elemento de vedação ou contaminantes no pacote de rolamento.

[0014] Uma pluralidade de sensores pode estar disposta ao longo do conjunto de RCD 10 para monitorar o desempenho de vários componentes dentro do conjunto de RCD 10. Os tipos de sensores podem incluir, por exemplo, sensores de frequência, sensores de temperatura, sensores de posição, sensores de pressão e sensores de vibração. Por exemplo, como mostrado, um ou mais tipos de sensores de pressão 11 podem estar dispostos no compartimento de RCD 12 acima e abaixo do pacote de rolamento 20 e dispostos dentro do pacote de rolamento 20 entre os elementos de vedação superior e inferior 30. Os sensores de pressão podem ser usados para monitorar a pressão das áreas em que estão dispostos, que podem ser usadas, por exemplo, para analisar e/ou prever a condição dos componentes do conjunto de RCD 10. Por exemplo, um sensor de pressão localizado no compartimento de RCD acima do pacote de rolamento 20 pode ser usado para medir a pressão hidráulica no poço e um sensor de pressão localizado no compartimento de RCD abaixo do pacote de rolamento 20 pode ser usado para medir a pressão anular do poço. Em algumas modalidades, os sensores de pressão podem ser dispostos dentro de um conjunto de RCD e dentro do poço, onde a pressão dentro do conjunto de RCD pode ser comparada com a pressão no poço. Mudanças de pressão relativa entre o conjunto de RCD e o poço podem indicar, por exemplo, desgaste ou falha de um ou mais componentes do conjunto de RCD.

[0015] Os tipos de sensores de pressão podem incluir vários tipos de dispositivos conhecidos na técnica que geram um sinal em função da pressão imposta ao dispositivo. Por exemplo, os tipos de sensores de pressão podem incluir, mas não estão limitados a sensores capacitivos de pressão, sensores de pressão eletromagnética, piezoelétricos, sensores de pressão óptica e sensores potenciométricos. Outros tipos de sensores de pressão podem incluir conjuntos de indicação de pressão com uma ou mais válvulas de alívio de pressão, um ou mais pistões e um ou mais comutadores de proximidade associados, cada pistão montado radialmente entre uma válvula de alívio de pressão e um comutador de proximidade, atingindo uma pressão maior do que um valor de pressão predefinido da válvula de alívio de pressão, a válvula de alívio de pressão abrindo e empurrando o pistão em direção ao comutador de proximidade. O detector de proximidade pode então enviar um sinal indicando a proximidade do pistão, o que indica uma pressão maior do que o valor de pressão predefinido da válvula de alívio de pressão.

[0016] O pacote de rolamento 20 pode incluir um ou mais sensores de pressão interna 11 e sensores de temperatura 21. Os tipos de sensores de temperatura adequados podem incluir, mas não estão limitados a termistores, termopares, sensores bimetálicos, termômetros infravermelhos e outros tipos de termômetro conhecidos na técnica. Além disso, os sensores de temperatura podem ser dispostos em outros componentes do conjunto de RCD 10. Por exemplo, o sensor de temperatura 15 pode estar disposto no compartimento de RCD 10 abaixo do pacote de rolamento 20 para medir a temperatura do poço. Em algumas modalidades, os sensores de temperatura podem ser dispostos dentro de um conjunto de RCD e dentro de um poço para monitorar mudanças relativas de temperatura entre a temperatura do fluido no poço e a temperatura do fluido dentro do conjunto de RCD. As mudanças na diferença de temperatura entre a temperatura medida em um conjunto de RCD e no poço podem indicar, por exemplo, desgaste ou falha de um ou mais componentes no conjunto de RCD.

[0017] Um sensor de detecção de desgaste de vedação 31 pode estar disposto nos componentes de vedação 30 para monitorar o desgaste dos componentes de vedação 30. Por exemplo, os tipos de sensor de detecção de desgaste da vedação podem incluir, mas não estão limitados a sensores de corrente de Foucault ou sensores ultrassônicos, para detectar mudanças nas propriedades do material das vedações, o que pode indicar o desgaste da vedação.

[0018] Os sensores de frequência 13 podem estar dispostos no pacote de rolamento 20, por exemplo no compartimento externo do pacote de rolamento, para medir a velocidade de rotação do pacote de rolamento e/ou a velocidade de rotação da coluna de perfuração 50. Sensores de frequência adequados podem incluir, mas não estão limitados a sensores ópticos, sensores magnéticos e outros tipos de sensores conhecidos na técnica que são capazes de medir a velocidade de rotação. Em modalidades que monitoram a velocidade de rotação do pacote de rolamento 20 e a coluna de perfuração 50, as velocidades de rotação podem ser comparadas para determinar se há uma falta de correspondência na velocidade de rotação, o que pode indicar escorregamento. Em algumas modalidades, podem ser utilizados um ou mais sensores de frequência 13 para monitorar a velocidade de rotação do pacote de rolamento 20 e/ou do componente de vedação 30, que pode ser comparado com a velocidade de rotação introduzida da coluna de perfuração (por exemplo, a velocidade de rotação da coluna de perfuração estabelecida pelo operador na plataforma) para determinar se há uma falta de correspondência na velocidade de rotação.

[0019] Os sensores de vibração 17 podem estar dispostos no compartimento de RCD 12 para monitorar o movimento do conjunto de RCD 10. Por exemplo, quando um conjunto de RCD é montado ao longo de um riser (não mostrado), o movimento do riser das operações de perfuração e as elevações do corpo de água circundante podem resultar em forças aplicadas ao conjunto de RCD, o que pode fatigar diferentes componentes do conjunto de RCD. Em algumas modalidades, um ou mais sensores de vibração podem ser dispostos em um pacote de rolamento de um conjunto de RCD, onde os sensores de vibração podem detectar vibrações no pacote de rolamento. Sensores de vibração adequados podem incluir, mas não estão limitados a sensores piezoelétricos, acelerômetros e outros tipos de sensores conhecidos como capazes de detectar vibrações.

[0020] Além disso, em algumas modalidades, um conjunto de RCD 10 pode incluir pelo menos um sensor de posição 19 disposto sobre ou próximo a um componente de trava para monitorar a posição do componente de trava. Em algumas modalidades, pelo menos um sensor de posição 19 pode estar disposto em um pacote de rolamento em um local que engata ou está próximo de um componente de trava quando está na posição travada. Os sensores de posição 19 podem incluir, mas não estão limitados a sensores magnéticos, transdutores capacitivos, sensores de corrente de Foucault, transdutores piezoelétricos, sensores indutivos, sensores de efeito Hall e outros sensores conhecidos na técnica capazes de medir uma posição absoluta ou uma posição relativa (tal como usando sensores de deslocamento).

[0021] Referindo-se agora às FIGS. 2-4, é fornecido um exemplo mais detalhado de um conjunto de RCD. A FIG. 2 mostra um conjunto de RCD 200 em um estado montado. O RCD 200 é composto por uma carcaça 202, um pacote de rolamento 204 e um componente de vedação 206. A carcaça 202 inclui uma conexão inferior 208 e uma conexão superior 210, por exemplo conexões de flange, ao restante de um conjunto de riser (por exemplo, uma junta corrediça), um orifício interno 212 e um par de flanges de saída 214, 216. Um ou mais compartimentos ou recessos 203 podem ser formados ao longo da parede do orifício interno 212, que pode conter um ou mais sensores (não mostrados). Por exemplo, os recessos 203 podem ter sensores de temperatura ou sensores de pressão dispostos nos mesmos para monitorar a temperatura e/ou a pressão do meio dentro do orifício interno 212. Em algumas modalidades, os sensores podem estar dispostos ao longo da parede do orifício interno 212. Além disso, um ou mais compartimentos ou recessos 205 podem ser formados ao longo da parede externa da carcaça 202, que pode conter um ou mais sensores. Por exemplo, os recessos 205 podem ter sensores de vibração dispostos nos mesmos para monitorar a quantidade de vibração a qual o conjunto de RCD está sendo submetido durante a operação. Em algumas modalidades, os sensores podem estar dispostos na parede externa da carcaça 202 (em oposição a estares dispostos dentro de um recesso formado na parede externa). Em algumas modalidades, os sensores podem ser posicionados ao longo de dois ou mais pontos na carcaça do RCD 202 para medir o passo e o movimento de rotação do conjunto de RCD 200. Os sensores de passo e de movimento de rotação adequados podem incluir, por exemplo, sensores de passo e de movimento de rotação, utilizando sistemas microeletromecânicos, como sensores de microchip, sensores de atitude ou outros sensores de passo e de movimento de rotação, utilizando acelerômetros orientados nos sentidos x, y e z.

[0022] Os flanges de saída de saída 214, 216 podem ser usados para conectar o conjunto de RCD 200 a um ou mais conduítes de desvio de fluido, mas aquele versado na técnica entenderá que os flanges de saída 214, 216 não são necessárias para a funcionalidade do conjunto de RCD 200. Particularmente, os flanges de saída 214, 216 podem ser deslocados para outros componentes do conjunto de riser se desejado. Além disso, as conexões de flange 208 e 210 podem ser de qualquer tipo e configuração particulares, mas devem ser selecionadas de modo que o conjunto de RCD 200 possa se encaixar de forma vedante com componentes adjacentes do conjunto de riser.

[0023] Referindo-se agora às FIGS. 2 e 3 em conjunto, o pacote de rolamento 204 está engatado no orifício 212 do RCD 200. Conforme ilustrado, o pacote de rolamento 204 inclui uma carcaça externa 220, um primeiro conjunto de bloqueio 222 para segurar o pacote de rolamento 204 dentro da carcaça 202 de RCD 200 e um segundo conjunto de bloqueio 224 para segurar o componente de vedação 206 dentro do pacote de rolamento 204. Além disso, o pacote de rolamento 204 inclui um conjunto de rolamento 226 para permitir que uma luva interna 228 rode em relação a carcaça externa 220 e uma vedação 230 para isolar o conjunto de rolamento 226 de fluidos de poço. Uma pluralidade de vedações 232 está posicionada em torno da periferia da carcaça externa 220 de modo que o pacote de rolamento 204 pode engatar de forma vedante com o orifício interno 212 da carcaça 202. Enquanto as vedações 232 são mostradas como vedantes de anel em O (O-ring) em torno da periferia externa do pacote de rolamento 204, aquele versado ordinariamente na técnica apreciará que qualquer outro tipo de vedação pode ser usado. Um ou mais compartimentos ou recessos 223 podem ser formados dentro da luva interna 228 para segurar um ou mais sensores. Por exemplo, um sensor de frequência, sensor de temperatura e/ou sensor de pressão podem ser dispostos cada um dentro de um recesso 223 para medir e monitorar condições selecionadas dentro do pacote de rolamentos 204. Em algumas modalidades, um ou mais sensores (não ilustrados) podem estar dispostos na superfície interna da luva interna 228 (em oposição a dentro de um recesso formado na superfície interna). Além disso, um ou mais recessos 225 podem ser formados dentro da parede externa da carcaça externa 220 para segurar um ou mais sensores. Por exemplo, um sensor de pressão (não mostrado) pode ser disposto dentro de um recesso 225 para monitorar a pressão entre o pacote de rolamentos 204 e a carcaça 202 do conjunto de RCD 200, o que pode indicar se ocorreu qualquer falha nas vedações 232. Em algumas modalidades, os sensores de vibração (não ilustrados) podem estar dispostos em recessos 223 formados na luva interna 228 e/ou em recessos 225 formados na carcaça interna 220 para medir a vibração do pacote de rolamento 204.

[0024] O primeiro conjunto de bloqueio 222 pode ser acionado hidraulicamente de modo que uma pluralidade de ressaltos de bloqueio 234 é movida radialmente para fora e em engate com uma ranhura correspondente dentro do orifício interno 212 da carcaça 202. Como mostrado no estado montado na FIG. 2, duas portas hidráulicas, uma porta de braçadeira 236 e uma porta de destravamento 238, atuam através da carcaça 202 para engatar seletivamente e desengatar os ressaltos de bloqueio 234 na e da ranhura do orifício interno 212. Aquele versado na técnica entenderá que qualquer mecanismo de braçadeira pode ser usado para reter o pacote de rolamento 204 dentro da carcaça 202 sem se afastar do escopo do assunto reivindicado. Particularmente, vários mecanismos que incluem, mas não se limitam a, mecanismos eletromecânicos, hidráulicos, pneumáticos e eletromagnéticos podem ser usados para primeiro e segundo conjuntos de bloqueio 222, 224. Além disso, como deve ser compreendido por aquele versado na técnica, o conjunto de rolamento 226 pode ser de qualquer tipo de conjunto de rolamento capaz de suportar cargas de rotação e impulso. Conforme mostrado nas FIGS. 2 e 3, o conjunto de rolamento 226 é um rolamento de rolos que compreende dois conjuntos de rolos cônicos. Alternativamente, rolamentos de esferas, rolamentos radiais, rolamentos de inclinação e/ou rolamentos de diamante podem ser usados com o pacote de rolamentos 204 sem se afastar do escopo do assunto reivindicado.

[0025] Referindo-se agora às FIGS. 2, 3 e 4 em conjunto, o componente de vedação 206 está engatado no pacote de rolamento 204. Como mostrado, o componente de vedação 206 inclui uma borracha de extração 240 e uma carcaça 242. Enquanto uma única borracha de extração 240 é mostrada, aquele versado ordinariamente na técnica irá compreender que mais de uma borracha de extração 240 pode ser usada. A carcaça 242 pode ser feita de aço de alta resistência e inclui um perfil de bloqueio 244 na sua extremidade distal que está configurado para receber uma pluralidade de ressaltos de bloqueio 246 do segundo conjunto de bloqueio 224 do pacote de rolamento 204. O segundo conjunto de bloqueio 224 retém o elemento de pacote 206 dentro do pacote de rolamento 204 (que, por sua vez, é bloqueada dentro da carcaça 202 pelo primeiro conjunto de bloqueio 222) quando a pressão é aplicada a uma segunda porta de travamento hidráulico 248. Da mesma forma, quando o elemento de pacote 206 deve ser recuperado do conjunto de rolamento 204, a pressão pode ser aplicada a segunda porta de destravamento hidráulico 250 para liberar os ressaltos de bloqueio 246 do perfil de bloqueio 244. Além disso, o lubrificante hidráulico pode fluir através das portas 264, 266 e 268 para se comunicar e lubrificar o conjunto de rolamento 226.

[0026] Referindo-se agora à FIG. 4, a borracha de extração 240 é construída de modo que as juntas de ferramentas roscadas de uma coluna de perfuração (não mostrada) possam ser passadas através dela. Como tal, a borracha de extração 240 inclui um orifício de passagem 254 que é selecionado para engatar de forma vedante o tamanho do tubo de perfuração (não mostrado) que deve ser engatado através do conjunto de RCD 200. Além disso, para acomodar a passagem de juntas de ferramentas de diâmetro maior ao longo delas durante uma operação de manobra de coluna de perfuração, a borracha de extração 240 pode incluir porções cônicas 256 e 258. Além disso, a borracha de extração 240 pode incluir porções viradas 260 na sua periferia externa para vedar eficazmente a borracha de extração 240 com a luva interna 228 do pacote de rolamento 204, de modo que os fluidos de alta pressão não possam ignorar o elemento de pacote 206.

[0027] À medida que é montado, a borracha de extração 240 se veda ao redor da coluna de perfuração e evita que fluidos de alta pressão passem entre o componente de vedação 206 e o pacote de rolamento 204. A vedação 230 do pacote de rolamento 204 impede que os fluidos de alta pressão invadam e passem através do conjunto de mancal 226 e as vedações 232 impedem que fluidos de alta pressão passem entre a carcaça 202 e o pacote de rolamento 204. Por conseguinte, quando o elemento de pacote 206 é instalado dentro do pacote de rolamento 204 que, por sua vez, está instalado na carcaça 202, uma coluna de broca pode se engatar através do RCD 200 ao longo de um eixo central 262 de modo que fluidos anulares de alta pressão entre o perfil externo da coluna de broca e o orifício interno da coluna do riser sejam isolados dos componentes superiores do conjunto de riser. Um ou mais sensores de pressão (não ilustrados) podem ser dispostos ao longo do pacote de rolamento 204, por exemplo na carcaça externa 220 ou próximos ao conjunto de rolamento 226, para monitorar aumentos de pressão, o que pode indicar que uma ou mais das vedações 230, 232 falharam.

[0028] De acordo com algumas modalidades, um sensor de proximidade pode ser posicionado em um pacote de rolamento 204, por exemplo, em uma cavidade de sensor formada em uma parede do pacote de rolamento semelhante aos recessos 223, 225 mostrados na FIG. 3, para medir a posição de um pistão de compensação, que pode indicar o nível de lubrificante (por exemplo, óleo) em um acumulador. Por exemplo, um ou mais acumuladores podem ser dispostos em uma carcaça externa de um pacote de rolamento, cada acumulador com um pistão acumulador e uma mola dispostos no mesmo e um lubrificante fornecido através de uma porta de lubrificante de acumulador para o pacote de rolamento. As molas podem fornecer a força para manter a pressão do rolamento acima da pressão do poço e os pistões podem se mover para dentro, uma vez que as mudanças de temperatura afetam o volume do lubrificante. Um sensor de proximidade pode ser posicionado para detectar a posição de cada pistão, indicando assim o volume de lubrificante no acumulador. Por exemplo, como um pistão se move verticalmente mais baixo em um acumulador, o pistão pode entrar em contato ou ser detectado por um comutador para indicar que o nível de lubrificante estava baixo. Um sensor de proximidade adequado pode incluir, por exemplo, um comutador de limite, um dispositivo Hall Effect ou um potenciômetro linear.

[0029] Em algumas modalidades, um pacote de rolamento pode incluir um sensor de contaminação, que pode ser posicionado em uma bolsa de sensor formada em uma parede do pacote de rolamento, tal como em um recesso semelhante aos recessos 223, 225 mostrados na FIG. 3. Um sensor de contaminação pode ser usado para indicar a contaminação no sistema de lubrificação de um pacote de rolamento. Sensores de contaminação adequados podem incluir, por exemplo, um comutador ou outro indicador de resistividade do fluido. Por exemplo, um sensor de contaminação pode medir uma resistividade de base de lubrificante em um pacote de rolamentos, uma medida de resistividade relativamente maior pode indicar um lubrificante mais puro (por exemplo, quando o novo lubrificante é fornecido) e uma medição de resistividade relativamente menor pode indicar água e/ou outra contaminação no lubrificante.

[0030] Os sensores como os descritos neste documento podem estar em comunicação sem fio com ou podem ser conectados a um controlador lógico programável, dependendo, por exemplo, dos tipos de sensores sendo usados, da localização do sensor no conjunto de RCD e da localização do conjunto de RCD, onde o controlador de lógica programável pode receber sinais dos sensores e mediar a transmissão de dados para um dispositivo computacional. O controlador de lógica programável pode monitorar continuamente o estado dos sensores e transmitir dados para o dispositivo computacional. Por exemplo, um controlador de lógica programável pode fornecer feedback em tempo real de pressão, temperatura, frequência, posição e/ou outras medidas fornecidas a partir dos sinais do sensor.

[0031] De acordo com as modalidades da presente descrição, um sistema de perfuração pode incluir um conjunto de dispositivo de controle rotativo disposto em torno de uma coluna de perfuração, uma pluralidade de sensores dispostos ao longo do conjunto de dispositivo de controle rotativo, um controlador de lógica programável em comunicação com a pluralidade de sensores, um dispositivo computacional que possui um software de modelagem e uma loja de dados armazenando dados de medição processados pelo controlador lógico programável a partir de sinais recebidos da pluralidade de sensores, em que o armazenamento de dados está em comunicação com o dispositivo computacional. Os sistemas de perfuração da presente divulgação utilizando um RCD podem incluir sistemas de perfuração terrestre ou offshore. Por exemplo, a FIG. 5 mostra um exemplo de um sistema de perfuração offshore e a FIG. 6 mostra um exemplo de um sistema de perfuração terrestre.

[0032] Referindo-se à FIG. 5, é mostrado um sistema de perfuração de acordo com as modalidades da presente descrição. O sistema de perfuração inclui uma plataforma de perfuração offshore 100 com um piso de plataforma 102 e um compartimento inferior 104. Enquanto a plataforma de perfuração offshore 100 é representada como uma plataforma de perfuração semi-submersível, aquele versado ordinariamente na técnica apreciará que uma plataforma de qualquer tipo pode ser usada incluindo, mas não limitada a, navios de perfuração, plataformas de longarina, plataformas de tensionamento e plataformas elevatórias. Um conjunto de riser 106 se estende desde uma cabeça de poço submarina (não mostrada) até a plataforma de perfuração offshore 100 e inclui vários componentes de perfuração e controle de pressão.

[0033] De cima para baixo, o conjunto de riser 106 inclui um conjunto de desvio 108 (mostrado incluindo um tubo vertical e uma seção tubular), uma junta corrediça 110, um RCD 112, um dispositivo anti-ruptura anular 114, um suspensor de riser e um conjunto de cabeça de injeção 116 e uma coluna do tubo de riser 118 que se estende até a cabeça de poço submarina (não mostrada). Enquanto uma configuração do conjunto de riser 106 é mostrada e descrita na FIG. 5, aquele versado na técnica deve entender que vários tipos e configurações do conjunto de riser 106 podem ser usados em conjunto com as modalidades da presente divulgação. Especificamente, deve ser compreendido que uma configuração particular do conjunto de riser 106 usado dependerá da configuração da cabeça de poço submarina abaixo, do tipo de plataforma de perfuração offshore 100 usada e da localização do poço.

[0034] A plataforma de perfuração offshore 100 pode ter um movimento axial relativo significativo (isto é, elevação) entre sua estrutura (por exemplo, o piso da plataforma 102 e/ou o compartimento inferior 104) e o fundo do mar. Por conseguinte, pode ser utilizado um mecanismo de compensação de elevação (não ilustrado) de modo que a tensão possa ser mantida no conjunto de riser 106 sem quebras de ruptura ou excesso de tensão do tubo de riser 118. Como tal, a junta corrediça 110 pode ser construída para permitir um percurso de 30 pés, 40 pés ou mais (isto é, deslocamento relativo) para compensar a ação da onda experimentada pela plataforma de perfuração 100. Além disso, um membro hidráulico 120 é mostrado conectado entre o piso da plataforma 102 e o suspensor e o conjunto de cabeça giratória 116 para fornecer força de tração para cima para uma coluna do tubo de riser 118, bem como para limitar um percurso máximo da junta corrediça 110. Para contrariar o movimento de translação (para além da elevação) da plataforma de perfuração 100, pode ser utilizada uma disposição de linhas de amarração (não ilustradas) para reter a plataforma de perfuração 100 em uma área longitudinal e latitudinal substancialmente constante.

[0035] Como mostrado, a junta corrediça 110 é construída como uma junta corrediça de três peças que tem uma seção inferior 122, uma seção superior 124 e uma carcaça de vedação 126. Em operação, a seção superior 124 é introduzida na seção inferior 122 semelhante a um pistão em um furo enquanto a carcaça de vedação 126 mantém uma vedação de fluido entre as duas seções 122, 124. Assim, o conjunto de riser 106 pode ser construído de modo que o conjunto de desvio 108 pode ser fixado de forma rígida em relação ao piso da plataforma 100 e com a coluna de riser 118 fixada rigidamente à cabeça de poço submarina abaixo. Por conseguinte, a elevação e o movimento da plataforma de perfuração 100 em relação à cabeça de poço submarina podem ser retomados pela junta corrediça 110 e pelo membro hidráulico 120.

[0036] Em certas operações, incluindo, mas não limitado a, operações de MPD, o conjunto de riser 106 pode ser necessário para lidar com altas pressões anulares. No entanto, componentes tais como o conjunto de desvio 108 e a junta corrediça 110 podem não ser construídos para lidar com as pressões de fluido anulares elevadas associadas à perfuração de pressão administrada. Em tais modalidades, os componentes de uma porção superior do conjunto de riser 106 podem ser isolados a partir das pressões anulares elevadas experimentadas por componentes localizados em uma porção inferior do conjunto de riser 106. Por exemplo, como mostrado, o RCD 112 pode ser incluído no conjunto de riser 106 entre a coluna de riser 118 e a junta corrediça 110 para vedar rotativamente em torno de uma coluna de broca (não mostrada) e evitar que fluidos anulares de alta pressão na coluna de riser 118 atinjam a junta corrediça 110, o conjunto desviador 108 e o ambiente.

[0037] O RCD 112 pode ser capaz de isolar pressões superiores a 1.000 psi ao rodar (isto é, dinâmico) e 2.000 psi quando não roda (isto é, estático) a partir das porções superiores do conjunto de riser 106. Embora o dispositivo antirruptura anular 114 possa ser capaz de isolar de forma semelhante a pressão anular, tais dispositivos antirruptura anulares não se destinam a ser usados quando a coluna de broca está girando, como ocorreria durante uma operação MPD.

[0038] Uma pluralidade de sensores, tal como descrito nas FIGS. 1-4, está disposta ao longo de um ou mais componentes do RCD 112 e está em comunicação com um controlador lógico programável 130. Os sensores podem enviar sinais sem fio para o controlador lógico programável 130 (por exemplo, enviando sinais para um receptor dentro do controlador lógico programável) ou podem ser ligados ao controlador lógico programável 130. O controlador lógico programável 130 pode processar os sinais recebidos dos sensores e fornecer dados de medição a um dispositivo computacional 140 com um software de modelagem sobre o mesmo. Usando os dados de medição, o software de modelagem no dispositivo computacional pode modelar, monitorar e/ou analisar o desempenho de um ou mais componentes do RCD 112.

[0039] Os dispositivos computacionais podem incluir um ou mais processadores do computador, memória associada (por exemplo, memória de acesso aleatório (RAM), memória cache, memória flash, etc.), um ou mais dispositivos de armazenamento (por exemplo, um disco rígido, uma unidade óptica tal como uma unidade de disco compacto (CD) ou unidade digital de disco versátil (DVD), um cartão de memória flash, etc.) e muitos outros elementos e funcionalidades. Os processadores do computador podem ser um circuito integrado para processamento de instruções. Um sistema computacional também pode incluir um ou mais dispositivos de entrada, tal como uma tela sensível ao toque, teclado, mouse, microfone, touchpad, caneta eletrônica ou qualquer outro tipo de dispositivo de entrada. Além disso, um dispositivo computacional pode incluir um ou mais dispositivos de saída, como uma tela (por exemplo, um monitor de cristal líquido (LCD), uma tela de plasma, tela sensível ao toque, monitor de tubo de raios catódicos (CRT), projetor ou outro dispositivo de exibição), uma impressora, armazenamento externo ou qualquer outro dispositivo de saída, onde um ou mais dos dispositivos de saída podem ser iguais ou diferentes dos dispositivos de entrada. O sistema computacional pode ser conectado a uma rede (por exemplo, uma rede de área local (LAN), uma rede de área ampla (WAN), tal como a Internet, rede móvel ou qualquer outro tipo de rede) através de uma ligação de interface de rede. Os dispositivos de entrada e de saída podem ser localmente ou remotamente conectados aos processadores de computador, a memória e dispositivos de armazenamento. Além disso, um ou mais elementos de um dispositivo computacional podem estar localizados em uma localização remota e conectados aos outros elementos em uma rede. Existem muitos tipos diferentes de dispositivos computacionais e os dispositivos de entrada e saída acima mencionados podem ter outras formas.

[0040] Instruções de software na forma de código de programa de leitura por computador para executar modalidades da tecnologia podem ser armazenados, no todo ou em parte, temporária ou permanentemente, sobre um meio legível de computador não transitório tal como um CD, DVD, dispositivo de armazenamento, um disquete, uma fita, memória flash, memória física ou qualquer outro meio de armazenamento legível por computador. Especificamente, as instruções de software podem corresponder ao código de programa legível por computador que, quando executado pelos processadores, é configurado para realizar modalidades da tecnologia.

[0041] Referindo-se ainda à FIG. 5, o sistema pode incluir ainda um sistema de informação de fundo de poço 150 em comunicação com o dispositivo computacional 140, onde o sistema de informação de fundo de poço 150 pode fornecer informação sobre a operação de perfuração ao dispositivo computacional. Por exemplo, o sistema de informação de fundo de poço 150 pode incluir uma pluralidade de dispositivos de medição dispostos ao longo de um conjunto de perfuração de fundo de poço e um processador em comunicação com a pluralidade de dispositivos de medição, nos quais os dispositivos de medição enviam sinais para e são processados pelo processador para fornecer dados de medição para o conjunto de perfuração de fundo de poço. Em algumas modalidades, os dados de medição podem incluir parâmetros de operação de perfuração, como a velocidade da coluna de perfuração e a taxa de bombeamento do fluido bombeada para o fundo do poço, parâmetros de fundo do poço e os parâmetros da composição de fundo (bottom hole assembly, BHA). Vários parâmetros de uma operação de perfuração que podem ser coletados e/ou analisados por um sistema de informação do fundo do poço são discutidos abaixo.

[0042] O "desempenho de perfuração" pode ser medido por um ou mais parâmetros de desempenho de perfuração. Exemplos de parâmetros de desempenho de perfuração incluem taxa de penetração (rate of penetration, ROP), torque rotativo para girar o conjunto da ferramenta de perfuração, velocidade rotativa na qual o conjunto da ferramenta de perfuração é girado, vibrações laterais, axiais ou de torção do conjunto da ferramenta de perfuração e acelerações induzidas durante a perfuração, peso sob a broca (weight on bit, WOB), peso no escareador (weight on reamer, WOR), forças que atuam sobre os componentes do conjunto da ferramenta de perfuração e forças que atuam sobre a broca e os componentes da broca (por exemplo, em lâminas e/ou elementos de corte). Os parâmetros de desempenho de perfuração também podem incluir o torque ao longo do conjunto da ferramenta de perfuração, momento de flexão, tensão alternativa, porcentagem de vida de fadiga consumida, pressão da bomba, aderência/escorregamento, severidade da perna dentada, diâmetro do furo, deformação, taxa de trabalho, azimute e inclinação do poço, taxa de acumulação, taxa de caminhada e geometria da broca. Aquele versado na técnica apreciará que outros parâmetros de desempenho de perfuração existem e podem ser considerados sem se afastar do escopo da divulgação.

[0043] Os "parâmetros do poço" podem incluir uma ou mais das seguintes características: a geometria de um poço e as propriedades do material de formação (ou seja, as características geológicas). A trajetória de um poço em que o conjunto da ferramenta de perfuração deve ser confinada também é definida juntamente com uma geometria inicial da superfície inferior do poço. Como a trajetória do poço pode ser direta, curvada ou uma combinação de seções diretas e curvadas, as trajetórias do poço em geral podem ser definidas pela definição de parâmetros para cada segmento da trajetória. Por exemplo, um poço pode ser definido como compreendendo N segmentos caracterizados pelo comprimento, diâmetro, ângulo de inclinação e direção de azimute de cada segmento e uma indicação da ordem dos segmentos (ou seja, primeiro, segundo, etc.).

[0044] Os parâmetros do poço definidos dessa maneira podem então ser usados para produzir matematicamente um modelo de toda a trajetória do poço. As propriedades do material de formação em várias profundidades ao longo do poço também podem ser definidas e usadas. Aquele versado na técnica apreciará que os parâmetros do poço podem incluir propriedades adicionais, tais como o atrito das paredes do poço, as propriedades do tubo de revestimento e do cimento e as propriedades do fluido de poço, entre outros, sem se afastar do escopo da divulgação.

[0045] Os "parâmetros BHA" podem incluir um ou mais dos seguintes: o tipo, localização e número de componentes incluídos no conjunto da ferramenta de perfuração; comprimento, diâmetro interno dos componentes, diâmetro externo dos componentes, peso e propriedades do material de cada componente; o tipo, tamanho, peso, configuração e propriedades do material da ferramenta de perfuração; e o tipo, tamanho, número, localização, orientação e propriedades do material dos elementos de corte na ferramenta de perfuração. As propriedades do material na concepção de um conjunto de ferramenta de perfuração podem incluir, por exemplo, a força, elasticidade e densidade do material. Deve ser compreendido que os parâmetros de concepção do conjunto de ferramenta de perfuração podem incluir qualquer outra configuração ou propriedade do material do conjunto da ferramenta de perfuração sem se afastar do escopo da divulgação.

[0046] Os "parâmetros de broca", que são um subconjunto de parâmetros BHA, podem incluir um ou mais dos seguintes: tipo de broca, tamanho da broca, forma da broca, estruturas de corte na broca, como tipo de corte, geometria do elemento de corte, número de estruturas de corte e localização das estruturas de corte. Tal como acontece com outros componentes no conjunto da ferramenta de perfuração, as propriedades do material da broca podem ser definidas.

[0047] Os "parâmetros de operação de perfuração" podem incluir um ou mais dos seguintes itens: mesa rotativa (ou mecanismo de top drive), a velocidade na qual o conjunto da ferramenta de perfuração é girado (RPM), a velocidade do motor do poço (se um motor do poço estiver incluído) e a carga do gancho. Os parâmetros operacionais de perfuração podem incluir parâmetros de fluido de perfuração, como a viscosidade e a densidade do fluido de perfuração e a pressão da bomba, por exemplo. Deve ser compreendido que os parâmetros operacionais de perfuração não estão limitados a essas variáveis. Em outras modalidades, os parâmetros operacionais de perfuração podem incluir outras variáveis, por exemplo, torque rotativo e taxa de fluxo de fluido de perfuração. O ângulo do mergulho é a magnitude da inclinação da formação da horizontal. O ângulo de direção do estrato é o azimute da interseção de um plano com uma superfície horizontal. Além disso, os parâmetros de operação de perfuração com o objetivo de simulação de perfuração podem incluir o número total de rotações de broca a serem simuladas, a distância total a ser perfurada ou o tempo de perfuração total desejado para a simulação de perfuração.

[0048] Os parâmetros coletados e/ou analisados pelo sistema 150 de informação do fundo do poço podem ser compartilhados com o dispositivo computacional 140, que pode fornecer uma modelagem mais robusta do conjunto de RCD 112, um modelo de predição mais preciso do conjunto de RCD 112 e/ou pode ajudar a projetar um conjunto de RCD.

[0049] A FIG. 6 mostra outro exemplo de um sistema de perfuração de acordo com as modalidades da presente divulgação. O sistema de perfuração 600 inclui uma plataforma de perfuração 602 que é utilizada para dar suporte as operações de perfuração. Muitos dos componentes utilizados em uma plataforma 602, como o kelly, chave automática, cunha, guincho de perfuração e outros equipamentos não são mostrados para facilitar a representação. A plataforma 602 é usada para suportar operações de perfuração e exploração na formação 604. O furo 606 é mostrado como parcialmente perfurado, com o tubo de revestimento 608 ajustado e cimentado 609 no lugar. Em uma modalidade, um mecanismo de corte do tubo de revestimento ou uma válvula de implantação do poço 610 é instalado no tubo de revestimento 608 para desligar opcionalmente o espaço anular e atuar efetivamente como uma válvula para desligar a seção de furo aberto quando a broca estiver localizada acima da válvula.

[0050] A coluna de perfuração 612 dá suporte a um BHA 613 que inclui uma broca 620, um motor de lama, um conjunto de sensores MWD/LWD 619, incluindo um transdutor de pressão 616 para determinar a pressão anular e uma válvula de retenção para evitar o refluxo do fluido do espaço anular. Também inclui um pacote de telemetria 622 que é usado para transmitir pressão, MWD/LWD, bem como informações de perfuração a serem recebidas na superfície. Um BHA pode utilizar sistemas de telemetria, tais como sistemas de transmissão de frequência de rádio (RF), eletromagnética (EM) ou de colunas de perfuração.

[0051] Como notado acima, o processo de perfuração exige o uso de um fluido de perfuração 650, que pode ser armazenado em um reservatório 636. Um reservatório 636 pode ser um tanque de lama, poço ou qualquer tipo de recipiente que possa acomodar um fluido de perfuração. O reservatório 636 está em comunicação de fluido com uma ou mais bombas de lama 638 que bombeiam o fluido de perfuração 650 através do conduíte 640. Um medidor de fluxo opcional 652 pode ser fornecido em série com as uma ou mais bombas de lama, seja a jusante ou a montante do mesmo. O conduíte 640 está conectado à última junta da coluna de perfuração 612 que passa através de um conjunto de RCD 642. O conjunto de RCD 642 isola a pressão no espaço anular enquanto ainda permite a rotação da coluna de perfuração. O fluido 650 é bombeado para baixo através da coluna de perfuração 612 e do BHA 613 e sai da broca 620, onde circula os detritos para fora da broca 620 e retorna os mesmos para cima em direção ao espaço anular do furo 615 e depois para o espaço anular formado entre o tubo de revestimento 608 e a coluna de perfuração 612. O fluido 650 retorna à superfície e atravessa o desviador 617 localizado no conjunto de RCD 642, através do conduíte 624 para um sistema de controle de poço assistido 660 e vários equipamentos de controle de sólidos 629, como, por exemplo, um agitador. O sistema de controle de poço assistido 660 será descrito em maior detalhe abaixo.

[0052] O conjunto de RCD 642 pode ser montado direta ou indiretamente em cima da cabeça do poço ou de uma pilha de dispositivo antirruptura (BOP). A pilha de BOP pode incluir um elemento de vedação anular (BOP anular) e um ou mais conjuntos de gavetas que podem ser operadas para engatar de forma vedante uma coluna de tubo disposto no poço através do BOP ou para cortar a coluna do tubo e vedar o poço no caso de uma emergência.

[0053] No conduíte 624, pode ser proporcionado um segundo medidor de fluxo 626. O medidor de fluxo 626 pode ser um tipo de balanço de massa ou outro medidor de fluxo de alta resolução. Será apreciado que pelo monitoramento de medidores de fluxo 626, 652 e o volume bombeado por uma bomba de contrapressão 628, o sistema pode ser capaz de determinar a perda de quantidade de fluido 650 para a formação ou, inversamente, a quantidade de fluido de formação vazando para o poço 606. Com base nas diferenças na quantidade de fluido 650 bombeado versus o fluido 650 retornado, o operador pode determinar se o fluido 650 está sendo perdido para a formação 604, o que pode indicar que o fraturamento da formação ocorreu, ou seja, um diferencial de fluido negativo significativo. Do mesmo modo, um diferencial positivo significativo seria indicativo de fluido de formação entrando no poço.

[0054] Depois de ser tratado pelo equipamento de controle de sólidos 629, o fluido de perfuração é direcionado para o tanque de lama 636. O fluido de perfuração do tanque de lama 636 é direcionado através do conduíte 634 de volta para o conduíte 640 e para a coluna de perfuração 612. Uma linha de contrapressão 644, localizada a montante das bombas de lama 638, conecta de forma fluida o conduíte 634 ao que é geralmente referido como um sistema de contrapressão 646. Em uma modalidade, uma válvula de três vias pode ser colocada no conduíte 634, o que pode permitir que o fluido do tanque de lama 636 seja direcionado seletivamente para a bomba da plataforma 638 para entrar na coluna de perfuração 612 ou direcionado para o sistema de contrapressão 646. Em outra concretização, uma válvula de três vias pode ser uma válvula variável controlável, permitindo que uma partição variável da saída total da bomba seja entregue à coluna de perfuração 612 de um lado e à linha de contrapressão 644 do outro lado. Desta forma, o fluido de perfuração pode ser bombeado tanto para a coluna de perfuração 612 como para o sistema de contrapressão 646. Em uma modalidade, pode ser proporcionada uma junção de fluido de três vias no conduíte 634 e pode ser proporcionado um primeiro dispositivo de restrição de fluxo variável entre a junção de fluido de três vias e o conduíte 640 à bomba de plataforma 638 e um segundo dispositivo de restrição de fluxo variável pode ser fornecido entre a junção de fluido de três vias e a linha de contrapressão 644. Assim, a capacidade de fornecer contrapressão ajustável durante toda a perfuração e os processos de preenchimento podem ser fornecidos.

[0055] A bomba de contrapressão 628 pode ser fornecida com o fluido do reservatório através do conduíte 634, que está em comunicação de fluido com o reservatório 636. Enquanto o fluido do conduíte 625, localizado a jusante do sistema de controle de poço assistido 660 e a montante do equipamento de controle de sólidos 629, poderia ser usado para fornecer o sistema de contrapressão 646 com fluido, será apreciado que o fluido do reservatório 636 foi tratado por equipamento de controle de sólidos 629. Como tal, o desgaste na bomba de contrapressão 628 é menor do que o desgaste do fluido de bombeamento no qual os sólidos de perfuração ainda estão presentes.

[0056] Em uma modalidade, a bomba de contrapressão 628 é capaz de proporcionar uma contrapressão de aproximadamente 2200 psi (15168,5 kPa); embora possam ser selecionadas bombas de maior capacidade de pressão. A bomba de contrapressão 628 bombeia o fluido no conduíte 644, que está em comunicação de fluido com o conduíte 624 a montante do sistema de controle de poço assistido 660. Conforme discutido anteriormente, o fluido do espaço anular 615 é direcionado através do conduíte 624. Assim, o fluido da bomba de contrapressão 628 afeta uma contrapressão no fluido no conduíte 624 e volta para dentro do espaço anular 615 do furo. O sistema de controle de poço assistido 660 pode incluir um afogador automático 662 para purgar de forma controlada o fluido pressurizado a partir do espaço anular 615 ou pode usar um afogador de posição fixa.

[0057] O sistema de informação de fundo de poço 220 inclui um dispositivo computacional em comunicação com um ou mais sensores e/ou unidades de equipamento do sistema de perfuração 600. Por exemplo, o sistema de informação de fundo de poço 220 pode estar em comunicação com um ou mais sensores dispostos ao longo do BHA 613, um ou mais sensores dispostos ao longo da coluna de perfuração 612 (tais como sensores de pressão e temperatura), um ou mais sensores ou dispositivos de controle do sistema de controle de poço assistido 660 e um ou mais sensores ou dispositivos de controle do sistema de contrapressão 646. O sistema de informações do fundo do poço 220 pode coletar e analisar dados sobre o sistema de perfuração, incluindo, entre outros, parâmetros de operação de perfuração, parâmetros de poço e parâmetros da composição de fundo (BHA). O sistema de informação do fundo do poço 220 pode estar em comunicação com um dispositivo computacional 210 utilizado para analisar, monitorar e/ou projetar um conjunto de RCD de acordo com as modalidades da presente divulgação, em que o sistema de informação de fundo de poço 220 pode fornecer informações sobre a operação de perfuração ao dispositivo computacional 210. Na modalidade ilustrada na FIG. 6, o sistema de informação de fundo de poço 220 usa um dispositivo computacional separado, mas em comunicação com o dispositivo computacional 210. No entanto, em algumas modalidades, um único dispositivo computacional pode ser usado tanto para um sistema de informação de fundo de poço como para analisar, monitorar e/ou projetar um conjunto de RCD de acordo com as modalidades da presente divulgação.

[0058] Uma pluralidade de sensores, tal como descrito nas FIGS. 1-4, está disposta ao longo de um ou mais componentes do conjunto de RCD 642 e está em comunicação com um controlador lógico programável 200. Os sensores podem enviar sinais sem fio para o controlador lógico programável 200 (por exemplo, enviando sinais para um receptor dentro do controlador lógico programável) ou podem ser ligados ao controlador lógico programável 200. O controlador lógico programável 200 pode processar os sinais recebidos dos sensores e fornecer dados de medição ao dispositivo computacional 210 com um software de modelagem sobre o mesmo. Usando os dados de medição, o software de modelagem no dispositivo computacional pode modelar, monitorar e/ou analisar o desempenho de um ou mais componentes do RCD 642.

[0059] Além disso, de acordo com algumas modalidades da presente divulgação, um sistema de perfuração pode incluir um armazenamento de dados para armazenar dados relacionados a um conjunto de RCD e pelo menos um dos parâmetros de poço, desempenho de perfuração, parâmetros de BHA e parâmetros de operação de perfuração coletados da operação de perfuração. Por exemplo, um armazenamento de dados pode armazenar os dados do fundo do poço processados por um processador em um sistema de informações de fundo do poço. Os dados de poços podem ser coletados a partir de dispositivos de medição dispostos ao longo de uma operação de perfuração atual e processados pelo processador de um sistema de informação do fundo do poço e/ou os dados históricos do poço coletados de operações de perfuração remotas e/ou históricas podem ser coletados e processados no sistema de informação de fundo do poço. Como utilizado neste documento, o termo dados históricos de fundo do poço pode se referir aos dados do poço coletados das operações de perfuração que ocorrem antes de uma operação de perfuração atual, a partir de dados de poço previamente adquiridos coletados e armazenados a partir de uma operação de perfuração atual, de simulações de operações de perfuração e/ou de operações de perfuração realizadas anteriormente ou ao mesmo tempo, mas distantes de uma operação de perfuração atual.

[0060] De acordo com algumas modalidades, os dados de medição fornecidos por um controlador lógico programável a partir de sinais recebidos de sensores ao longo de um conjunto de RCD podem ser armazenados em um armazenamento de dados. O armazenamento de dados pode estar em comunicação com um dispositivo computacional, onde o armazenamento de dados pode estar localizado remotamente a partir do dispositivo computacional ou localizado no dispositivo computacional. Por exemplo, o armazenamento de dados pode ser uma unidade de armazenamento ou dispositivo, por exemplo, um arquivo, sistema de arquivos, banco de dados, um disco rígido, uma unidade óptica, como uma unidade de disco compacto (CD) ou uma unidade de disco versátil digital (DVD), uma memória flash ou outro sistema para armazenar dados, localizado em um dispositivo computacional ou o armazenamento de dados pode estar localizado remotamente a partir de um dispositivo computacional. De acordo com algumas modalidades, um armazenamento de dados também pode armazenar dados de medição históricos coletados de pelo menos um conjunto de RCD remoto, uma simulação ou modelo de um conjunto de RCD, um conjunto de RCD histórico (ou seja, um conjunto de RCD usado em uma operação de perfuração realizada antes de uma operação de perfuração atual) ou outro conjunto de RCD não sendo usado em uma operação de perfuração atual. Um armazenamento de dados pode armazenar dados de medição históricos coletados de pelo menos um conjunto de RCD, que pode ser usado para projetar um conjunto de RCD atual.

[0061] Os dados de medição coletados dos sensores ao longo de um conjunto de RCD podem ser usados para monitorar a operação do conjunto de RCD durante uma operação de perfuração atual. Por exemplo, de acordo com as modalidades da presente descrição, um método para monitorar equipamentos em uma operação de perfuração atual pode incluir a recepção de uma pluralidade de sinais de uma pluralidade de sensores fornecidos em pelo menos um componente de um conjunto de RCD em um controlador lógico programável, proporcionando dados de medição a partir da pluralidade de sinais usando o controlador lógico programável e processando os dados de medição usando um software de modelagem para determinar pelo menos uma condição do conjunto de RCD. Conforme discutido acima, os componentes de um conjunto de RCD em que os sensores podem ser dispostos podem incluir, por exemplo, uma ou mais carcaças, um ou mais componentes de vedação, uma ou mais travas e um pacote de rolamentos. Condições do conjunto de RCD determinadas pelos dados de medição podem incluir, por exemplo, uma condição de integridade de um ou mais componentes do conjunto de RCD ou um status de um ou mais parâmetros definidos do conjunto de RCD. Por exemplo, uma condição pode incluir, mas não está limitada a fadiga, fissuras, corrosão dos componentes de vedação de um conjunto de RCD que vedam ao redor da coluna de perfuração, falha de vedação, como entre um conjunto de vedação e uma embalagem de rolamento ou entre o pacote de rolamento e a carcaça de RCD, escorregamento (ou seja, rotação relativa entre a coluna de perfuração e a vedação do conjunto de RCD), temperaturas e/ou pressões fora da janela de operação preferida e vibração excessiva.

[0062] O software de modelagem pode incluir, por exemplo, software de Análise de Elementos Finitos (FEA), Software de Análise de Design Integrado e Engenharia (IDEAS) ou outro software capaz de processar dados de medição, como pressão, temperatura, frequência e posição para analisar condições de saúde de um sistema e/ou fornecer conselhos acionáveis com diferentes condições de operação. Por exemplo, em algumas modalidades, o software de modelagem pode incluir uma pluralidade de parâmetros de projeto de um conjunto de RCD atual fornecido (por exemplo, tamanho, forma e propriedades dos materiais dos componentes do conjunto de RCD). O software de modelagem pode fornecer um modelo da montagem de RCD atual com base nos parâmetros de projeto inseridos e/ou usar os parâmetros de projeto inseridos durante a análise dos dados de medição. Por exemplo, um software de modelagem pode ser usado para modelar um conjunto de RCD atual ou componente do mesmo (com base em parâmetros de projeto inseridos) e o efeito de dados de medição selecionados no conjunto de RCD atual ou seu componente (por exemplo, modelo de temperatura medida e/ou efeito de pressão sobre um ou mais elementos de vedação de um conjunto de RCD atual, tal como um componente de vedação ou uma ou mais vedações dispostas dentro do pacote de rolamentos).

[0063] De acordo com algumas modalidades, os dados de medição podem ser monitorados para determinar se há alguma alteração em uma ou mais condições do conjunto de RCD. Por exemplo, em algumas modalidades, pelo menos um sensor de pressão pode ser posicionado entre dois componentes de vedação de um conjunto de RCD atual. Uma alteração na pressão medida entre os dois componentes de vedação pode indicar um estado de integridade negativo (como falha, fissura ou fadiga) de um ou ambos os componentes de vedação ou pode indicar uma mudança na condição de um ou mais componentes diferentes do sistema de perfuração. A comparação das mudanças nos dados de medição coletados de um conjunto de RCD atual com um ou mais parâmetros da operação de perfuração pode ser usada para determinar se a alteração nos dados de medição resultou de uma mudança em uma ou mais condições do conjunto de RCD ou se a alteração na medição dos dados resultou de um ou mais parâmetros da operação de perfuração. Por exemplo, uma grande alteração na pressão medida dos dados de medição coletados do conjunto de RCD pode resultar de uma alteração na taxa de fluxo de fluido do sistema de perfuração ou pode resultar de uma alteração na condição de um ou mais componentes no conjunto de RCD.

[0064] Em algumas modalidades, os dados de medição podem ser comparados com os limites dos parâmetros de projeto inseridos para um ou mais dos componentes de conjunto do RCD. Por exemplo, em algumas modalidades, os parâmetros de projeto relacionados a um ou mais componentes de vedação ou vedantes podem ser inseridos no software de modelagem, que pode ser usado para fornecer um ou mais limites de pressão e/ou temperatura (por exemplo, uma pressão máxima e/ou temperatura que um elemento de vedação pode ser exposto antes da falha ou degradação de propriedades). Os dados de medição de pressão e/ou temperatura podem ser monitorados e analisados pelo software de modelagem para determinar se as condições de pressão e/ou temperatura estão fora dos limites para um ou mais elementos de vedação.

[0065] Além disso, de acordo com algumas modalidades, um ou mais parâmetros de perfuração da operação de perfuração atual podem ser inseridos no software de modelagem. Por exemplo, parâmetros do poço, parâmetros de desempenho de perfuração, parâmetros de BHA e parâmetros operacionais de perfuração coletados da operação de perfuração atual, como por exemplo, usando um sistema de informação de fundo do poço conforme descrito acima, podem ser inseridos no software de modelagem. Os parâmetros de perfuração podem ser úteis para analisar e monitorar o desempenho de um conjunto de RCD usado na operação de perfuração atual. Por exemplo, os dados de medição de pressão coletados de um conjunto de RCD atual (por exemplo, a pressão dentro de um pacote de rolamento do conjunto de RCD ou a pressão dentro da carcaça do conjunto de RCD) podem ser comparados com dados de pressão do poço (por exemplo, pressão do fluido abaixo do conjunto de RCD e/ou pressão desviada do conjunto de RCD) para determinar quaisquer alterações nos diferenciais de pressão. Mudanças nas pressões relativas nos componentes do conjunto de RCD e dentro dos componentes do sistema de perfuração fora do conjunto de RCD podem indicar, por exemplo, uma falha de vedação, uma falha da válvula e/ou um vazamento.

[0066] De acordo com algumas modalidades, pelo menos um limite no valor dos dados de medição que estão sendo coletados pode ser configurado no controlador lógico programável, como um valor máximo ou mínimo dos dados de medição (por exemplo, um valor máximo de pressão, valor de temperatura máximo e/ou mínimo, deslocamento máximo, vibração máxima, etc.) sendo coletados de sensores dispostos ao longo de um conjunto de RCD em operação. Em tais modalidades, um alerta pode ser fornecido quando os dados de medição são processados fora dos limites definidos. Por exemplo, se os dados de medição relacionados à vibração (por exemplo, amplitude e/ou frequência da vibração) do conjunto de RCD são processados pelo controlador lógico programável (por exemplo, em tempo real) que é maior do que um limite de vibração máximo estabelecido, um alerta pode ser enviado pelo controlador de lógica programável indicando tal ocorrência. Em outro exemplo, pode ser definido um limite de pressão máxima dentro de um pacote de rolamento de um conjunto de RCD, onde um alerta pode ser fornecido quando os dados de medição coletados dos sensores dispostos ao longo do conjunto de RCD incluem pelo menos um valor de pressão dentro do pacote de rolamento que é maior que o limite de pressão máximo estabelecido.

[0067] Uma ou mais ações diferentes podem ser tomadas quando um alarme é fornecido ou nenhuma ação pode ser tomada. Por exemplo, em algumas modalidades, pelo menos um parâmetro de perfuração da operação de perfuração pode ser alterado quando um alerta é fornecido. Os parâmetros de perfuração sendo alterados e a magnitude da mudança em resposta ao alerta podem ser selecionados para levar em conta a mudança de condição no conjunto de RCD ou para que os valores de dados de medição sejam coletados dentro dos limites definidos. Por exemplo, ao receber um alerta de que a pressão no lado inferior do conjunto de RCD excede um limite de pressão máximo estabelecido, um ou mais parâmetros de perfuração podem ser alterados para diminuir a pressão, tal como pelo aumento da taxa de fluido sendo desviada do conjunto de RCD.

[0068] A FIG. 7 mostra um exemplo de um método de acordo com as modalidades da presente divulgação. Conforme mostrado, um ou mais parâmetros de perfuração para uma operação de perfuração atual podem ser definidos 700, que podem incluir, por exemplo, parâmetros de poço, parâmetros BHA, parâmetros operacionais de perfuração e parâmetros de desempenho de perfuração. Por exemplo, um operador de perfuração pode definir um ou mais dos parâmetros de perfuração, um ou mais parâmetros de perfuração podem ser configurados durante o projeto e fabricação do sistema de perfuração e um ou mais dos parâmetros de perfuração podem ser configurados automaticamente usando um programa de otimização. Os dados de medição coletados de sensores dispostos ao longo de um conjunto de RCD na operação de perfuração atual podem ser monitorados 710 de acordo com os métodos descritos neste documento. Alterações nos dados de medição podem ser analisadas 720 para determinar as condições de um ou mais componentes do conjunto RCD e/ou para comparar com outros parâmetros do sistema de perfuração atual. Em algumas modalidades, um ou mais parâmetros da operação de perfuração atual podem ser alterados 730 em resposta à mudança nos dados de medição coletados dos sensores do conjunto de RCD. Por exemplo, os parâmetros da operação de perfuração que podem ser alterados em resposta a mudanças nos dados de medição coletados do conjunto de RCD podem incluir, mas não estão limitados a, alteração da taxa de fluxo de fluido do fluido que é bombeado através da coluna de perfuração, alteração da operação de uma ou mais válvulas e/ou bombas que afetam o fluxo de fluido sendo desviado do espaço anular (por exemplo, em resposta ao aumento da pressão medida a partir do conjunto de RCD) e/ou alteração da RPM do conjunto de ferramenta de perfuração (por exemplo, em resposta ao aumento da quantidade de vibração medida a partir do conjunto de RCD).

[0069] Em um exemplo de acordo com as modalidades da presente divulgação, a posição de uma coluna de perfuração em relação a um componente de vedação em um conjunto de RCD atual pode ser medida usando pelo menos um sensor de posição. Os sensores de posição podem enviar sinais para um controlador lógico programável, que pode processar os sinais e enviar dados de medição relacionados à posição da coluna de perfuração com relação ao componente de vedação para um dispositivo computacional com software de modelagem. Em outro exemplo de acordo com as modalidades da presente divulgação, pelo menos um sensor de frequência pode ser posicionado em pelo menos um componente de vedação e/ou um pacote de rolamento de um conjunto de RCD atual e uma coluna de perfuração. Os sensores de frequência enviam sinais para um controlador lógico programável, que pode processar os sinais e enviar dados de medição relacionados a velocidade de rotação do componente de vedação, pacote de rolamento e/ou coluna de perfuração para um dispositivo computacional com software de modelagem. O software de modelagem pode ser usado para analisar dados de medição de posição coletados e/ou dados de medição de frequência coletados, por exemplo, para determinar diferenças de movimento entre os componentes monitorados ou se ocorrer escorregamento entre a coluna de perfuração e o componente de vedação. Por exemplo, os sensores de frequência podem ser dispostos em um pacote de rolamento ou componente de vedação e em uma coluna de perfuração que se estende através do conjunto de RCD para medir a velocidade de rotação de cada um, onde uma diferença na velocidade de rotação entre o componente de vedação ou o pacote de rolamento e a coluna de perfuração pode indicar um escorregamento.

[0070] De acordo com algumas modalidades, os dados de medição coletados dos sensores ao longo de um conjunto de RCD em uma operação de perfuração atual podem ser usados para prever o desempenho de um ou mais elementos do conjunto de RCD. Por exemplo, os dados de medição relacionados a um pacote de rolamento de um conjunto de RCD (por exemplo, a pressão medida dentro do pacote de rolamento) podem ser usados para prever a falha de um componente de vedação do conjunto de RCD. Em algumas modalidades, os dados de medição coletados a partir de sensores de um conjunto de RCD atual podem ser comparados com dados de medição históricos de conjuntos de RCD com um ou mais parâmetros de projeto semelhantes e/ou conjuntos de RCD que operaram em ambientes similares. Por exemplo, os dados de medição históricos de um conjunto de RCD que falharam devido a condições de temperatura e pressão determinadas podem ser usados para prever quando um conjunto de RCD atual exposto às condições de temperatura e pressão semelhantes ou similares pode falhar.

[0071] Além disso, despesas significativas estão envolvidas na concepção e fabricação de equipamentos de perfuração e operação. Como tal, para otimizar o desempenho de um sistema de perfuração, os engenheiros podem considerar uma variedade de fatores. Por exemplo, ao projetar um sistema de perfuração, os engenheiros podem considerar um perfil de rocha (por exemplo, o tipo de rocha ou as características geológicas de uma formação de terra), diferentes forças que atuam no sistema de perfuração, parâmetros de desempenho de perfuração, parâmetros de broca e/ou parâmetros de poço, entre muitos outros.

[0072] Os métodos descritos neste documento podem ser usados para projetar um conjunto de RCD. Por exemplo, de acordo com as modalidades da presente divulgação, um método para conceber um equipamento em uma operação de perfuração atual pode incluir a obtenção de dados de medição previamente adquiridos a partir de uma pluralidade de sensores dispostos em pelo menos um conjunto de RCD, em que cada conjunto de RCD opera sob uma pluralidade de parâmetros de perfuração, processamento dos dados de medição usando um software de modelagem para determinar pelo menos uma condição dos conjuntos de RCD, armazenamento das condições associadas aos parâmetros de perfuração sob os quais o conjunto de RCD operou e seleção de pelo menos um parâmetro de projeto de um conjunto de RCD atual com base em parâmetros de perfuração da operação de perfuração atual e das condições armazenadas. Os dados de medição adquiridos anteriormente podem incluir dados de medição históricos coletados de um ou mais conjuntos de RCD ou podem incluir dados de medição coletados de um ou mais conjuntos de RCD atuais (usados em um sistema de perfuração atual) que foram armazenados para uso posterior.

[0073] O armazenamento de uma condição determinada como associada aos parâmetros de perfuração segundo os quais o conjunto de RCD é operado pode incluir, por exemplo, o armazenamento dos dados relacionados em um banco de dados pesquisável. Por exemplo, um banco de dados pode incluir uma pluralidade de condições determinadas de conjuntos de RCD e os parâmetros sob os quais as condições ocorreram, onde um tipo de condição pode ser pesquisado ou um parâmetro pode ser pesquisado. Quando um tipo de condição pesquisada é apresentado, os parâmetros associados sob os quais o tipo de condição ocorreu no passado podem ser apresentados nos resultados da pesquisa. Da mesma forma, quando um parâmetro pesquisado (ou combinação de parâmetros) é apresentado, as condições associadas que ocorreram sob os parâmetros no passado podem ser apresentadas nos resultados da pesquisa. As condições determinadas podem incluir, mas não estão limitadas, a vida útil de um ou mais componentes do conjunto de RCD, tipos de falha de um ou mais componentes do conjunto de RCD, valores de dados de medição, tais como quantidade de deslocamento e quantidade de vibração, escorregamento da coluna de perfuração, e informação lógica do tipo sim/não, tal como se o pacote de rolamento está rodando conforme projetado, se uma trava está na posição travada, se uma pressão está sendo mantida entre as vedações e outros.

[0074] De acordo com modalidades da presente divulgação, um conjunto de RCD pode ser concebido para uma operação de perfuração atual (por exemplo, como um conjunto de RCD de substituição ou para reparar um conjunto de RCD atual). Por exemplo, um método para projetar um conjunto de RCD pode incluir a seleção de parâmetros de perfuração armazenados com uma pluralidade de valores compartilhados com os parâmetros de perfuração da operação de perfuração atual, como por exemplo de um banco de dados ou outro tipo de armazenamento de dados. Pelo menos uma condição otimizada associada aos parâmetros de perfuração armazenados selecionados pode ser determinada. Por exemplo, como discutido acima, as condições associadas aos parâmetros de perfuração podem ser armazenadas em um banco de dados pesquisável, onde uma combinação de parâmetros de perfuração ou uma condição pode ser pesquisada e as condições ou parâmetros associados podem ser apresentados nos resultados da pesquisa. A partir dos resultados da pesquisa, um usuário pode selecionar um resultado otimizado ou um programa de software pode selecionar automaticamente um resultado otimizado, por exemplo. Pelo menos um parâmetro de projeto de um conjunto de RCD atual pode então ser selecionado com base nos parâmetros de projeto do conjunto de RCD com a condição otimizada.

[0075] Por exemplo, para projetar um conjunto de RCD que seja capaz de funcionar sob um primeiro e segundo parâmetro de perfuração de uma operação de perfuração atual (por exemplo, sob uma certa pressão do fluido no espaço anular abaixo do conjunto de RCD, com uma determinada rpm da broca ou outros parâmetros de perfuração), dados armazenados para sistemas de perfuração com o primeiro e segundo parâmetros de perfuração podem ser pesquisados. De acordo com outras modalidades, um ou mais dois parâmetros de perfuração podem ser selecionados ao projetar um conjunto de RCD. Os resultados da pesquisa podem incluir uma ou mais condições dos conjuntos de RCD utilizados nos sistemas de perfuração que possuem o primeiro e o segundo parâmetros de perfuração, a partir dos quais um ou mais conjuntos de RCD que têm um ótimo desempenho (atuando sob o primeiro e segundo parâmetros de perfuração) podem ser determinados. Um ou mais parâmetros de projeto dos conjuntos de RCD de ótimo desempenho podem então ser usados para projetar o conjunto de RCD atual (ou para reparar e/ou substituir um ou mais componentes de um conjunto de RCD atual).

[0076] Ao selecionar um ou mais parâmetros de projeto de um conjunto de RCD, o conjunto de RCD pode ser projetado e seu desempenho pode ser previsto. Por exemplo, em algumas modalidades, o software de modelagem pode modelar o conjunto de RCD projetado e o conjunto de RCD modelado pode ser simulado em sistemas de perfuração selecionados (onde o sistema de perfuração pode ser definido na simulação por parâmetros de poço, parâmetros de operação de perfuração, parâmetros BHA, etc.) para prever o desempenho do conjunto de RCD projetado. Em algumas modalidades, o desempenho de conjuntos de RCD utilizados anteriormente que tenham parâmetros de projeto iguais ou similares aos do conjunto de RCD projetado e operado sob condições de perfuração semelhantes ou similares pode ser analisado para prever o desempenho do conjunto de RCD projetado.

[0077] De acordo com algumas modalidades da presente divulgação, pelo menos uma condição de um conjunto de RCD atual pode ser prevista operando sob um ou mais parâmetros de perfuração alterados. As condições de previsão de um conjunto de RCD sob parâmetros de perfuração alterados podem incluir a seleção de parâmetros de perfuração armazenados com valores compartilhados com os parâmetros de perfuração alterados e determinando as condições associadas aos parâmetros de perfuração armazenados selecionados. Por exemplo, os dados de fundo do poço armazenados em um armazenamento de dados podem ser pesquisados para sistemas de perfuração com parâmetros de perfuração alterados e conjuntos de RCD com parâmetros de projeto iguais ou similares ao conjunto de RCD atual, onde a predição das condições de conjunto de RCD atuais pode se basear em as condições armazenadas dos conjuntos de RCD nos sistemas de perfuração com os parâmetros de perfuração alterados. Em outras modalidades, as condições de previsão de um conjunto de RCD sob parâmetros de perfuração alterados podem incluir a simulação do conjunto de RCD sob os parâmetros de perfuração alterados usando o software de modelagem e/ou simulação.

[0078] A predição do desempenho do conjunto de RCD sob parâmetros de perfuração alterados pode ser útil em situações quando o sistema de perfuração muda, como, por exemplo, quando um novo tipo de formação é encontrado e um ou mais parâmetros de operação de perfuração são alterados para perfurar o novo tipo de formação, durante a perfuração direcional, quando falta um ou mais componentes do sistema de perfuração, durante as operações de perfuração offshore e outros.

[0079] Embora o objeto reivindicado tenha sido descrito em relação a um número limitado de modalidades, aqueles versados na técnica com o benefício desta divulgação apreciarão que podem ser concebidas outras modalidades que não se afastem do escopo do assunto reivindicado como divulgado neste documento. Por conseguinte, o escopo da matéria reivindicada deve ser limitado apenas pelas reivindicações em anexo.

Claims

1. Método caracterizado por compreender: receber uma pluralidade de sinais a partir de uma pluralidade de sensores em um controlador lógico programável, a pluralidade de sensores fornecido em pelo menos um componente de um conjunto de dispositivo de controle rotativo de um sistema de perfuração; fornecer dados de medição a partir da pluralidade de sinais usando o controlador lógico programável; processar os dados de medição usando um software de modelagem para determinar pelo menos uma condição do conjunto de dispositivo de controle rotativo; e definir pelo menos um limite no controlador lógico programável, onde é fornecido um alerta quando os dados de medição são processados fora de pelo menos um limite, em que pelo menos um limite compreende uma pressão máxima dentro de um pacote de rolamento do conjunto do dispositivo de controle rotativo, e em que o alerta é fornecido quando os dados de medição compreendem pelo menos um valor de pressão dentro do pacote de rolamento que é maior que a pressão máxima.

2. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado por compreender ainda a entrada de uma pluralidade de parâmetros de perfuração de uma operação de perfuração no software de modelagem.

3. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que pelo menos um componente inclui o pacote de rolamento do conjunto do dispositivo de controle rotativo.

4. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que a pluralidade de sensores compreende sensores de pressão.

5. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado por compreender ainda alterar pelo menos um parâmetro de perfuração da operação de perfuração quando o alerta é fornecido.

6. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado por compreender ainda medir uma posição de uma coluna de perfuração em relação a um componente de vedação no conjunto do dispositivo de controle rotativo usando pelo menos um sensor de posição, em que pelo menos um sensor de posição envia sinais ao controlador lógico programável, e os dados de medição compreendem a posição da coluna de perfuração em relação ao componente de vedação.

7. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que a pluralidade de sensores inclui um sensor de pressão posicionado entre dois componentes de vedação do conjunto do dispositivo de controle rotativo.

8. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que a pluralidade de sensores inclui pelo menos um sensor de frequência posicionado em pelo menos um dentre um componente de vedação e o pacote de rolamento do conjunto do dispositivo de controle rotativo, em que pelo menos um sensor de frequência envia sinais ao controlador lógico programável, e os dados de medição compreendem a velocidade rotacional de pelo menos um dentre o componente de vedação e o pacote de rolamento do conjunto do dispositivo de controle rotativo.

9. Método caracterizado por compreender: medir uma posição de uma coluna de perfuração em relação a um componente de vedação em um conjunto do dispositivo de controle rotativo usando pelo menos um sensor de posição; receber uma pluralidade de sinais de uma pluralidade de sensores, incluindo o pelo menos um sensor de posição em um controlador lógico programável, a pluralidade de sensores fornecida em pelo menos um componente do conjunto do dispositivo de controle rotativo de um sistema de perfuração; fornecer dados de medição da pluralidade de sinais usando o controlador lógico programável, em que os dados de medição compreendem a posição da coluna de perfuração em relação ao componente de vedação; e processar os dados de medição usando um software de modelagem para determinar pelo menos uma condição do conjunto do dispositivo de controle rotativo.

10. Método, de acordo com a reivindicação 9, caracterizado por compreender ainda inserir uma pluralidade de parâmetros de perfuração de uma operação de perfuração no software de modelagem.

11. Método, de acordo com a reivindicação 9, caracterizado pelo fato de que o pelo menos um componente é selecionado a partir do grupo que consiste em um compartimento, um componente de vedação, um trinco e um o pacote de rolamento do conjunto do dispositivo de controle rotativo.

12. Método, de acordo com a reivindicação 9, caracterizado por compreender ainda: definir pelo menos um limite no controlador lógico programável, onde um alerta é fornecido quando dados de medição são processados fora do pelo menos um limite.

13. Método, de acordo com a reivindicação 12, caracterizado por compreender ainda alterar pelo menos um parâmetro de perfuração da operação de perfuração quando o alerta é fornecido.

14. Método, de acordo com a reivindicação 9, caracterizado pelo fato de que a pluralidade de sensores inclui um sensor de pressão posicionado entre dois componentes de vedação do conjunto de dispositivo de controle rotativo.

15. Método, de acordo com a reivindicação 9, caracterizado pelo fato de que a pluralidade de sensores inclui pelo menos um sensor de frequência posicionado em pelo menos um dentre um componente de vedação e um pacote de rolamento do conjunto do dispositivo de controle rotativo, em que o pelo menos um sensor de frequência envia sinais ao controlador lógico programável e os dados de medição compreendem a velocidade rotacional de pelo menos um dentre o componente de vedação e o pacote de rolamento do conjunto do dispositivo de controle rotativo.

16. Método caracterizado por compreender: receber uma pluralidade de sinais de uma pluralidade de sensores em um controlador lógico programável, a pluralidade de sensores fornecida em pelo menos um componente de um conjunto de dispositivo de controle rotativo de um sistema de perfuração; fornecer dados de medição da pluralidade de sinais usando o controlador lógico programável; e processar os dados de medição usando um software de modelagem para determinar pelo menos uma condição do conjunto de dispositivo de controle rotativo, em que a pluralidade de sensores inclui pelo menos um sensor de frequência posicionado em pelo menos um dentre um componente de vedação e pacote de rolamento do conjunto do dispositivo de controle rotativo, em que o pelo menos um sensor de frequência envia sinais para o controlador lógico programável, e em que os dados de medição compreendem a velocidade rotacional de pelo menos um dentre o componente de vedação e o pacote de rolamento do conjunto do dispositivo de controle rotativo.

17. Método, de acordo com a reivindicação 16, caracterizado por compreender ainda inserir uma pluralidade de parâmetros de perfuração de uma operação de perfuração no software de modelagem.

18. Método, de acordo com a reivindicação 16, caracterizado por compreender ainda: definir pelo menos um limite no controlador lógico programável, onde um alerta é fornecido quando os dados de medição são processados fora do pelo menos um limite.

19. Método, de acordo com a reivindicação 18, caracterizado por compreender ainda alterar pelo menos um parâmetro de perfuração da operação de perfuração quando o alerta é fornecido.

20. Método, de acordo com a reivindicação 16, caracterizado pelo fato de que a pluralidade de sensores inclui um sensor de pressão posicionado entre dois componentes de vedação do conjunto de dispositivo de controle rotativo.