BR112018012449B1

BR112018012449B1 - Dispositivo de controle rotativo, método para monitorar um dispositivo de controle rotativo, e, sistema de perfuração.

Info

Publication number: BR112018012449B1
Application number: BR112018012449-4A
Authority: BR
Inventors: Jameel A. Khan
Original assignee: Halliburton Energy Services Inc
Priority date: 2016-01-13
Filing date: 2016-01-13
Publication date: 2022-08-02
Also published as: WO2017123222A1; US20180363455A1; US10753199B2; BR112018012449A2

Abstract

Um dispositivo de controle rotativo inclui um alojamento compreendendo um furo se estendendo através do alojamento, um corpo rotativo posicionado dentro do furo do alojamento e rotativo em relação ao alojamento e um conjunto de packers posicionado dentro do furo do alojamento entre o alojamento e o corpo rotativo e configurado para formar uma vedação entre o alojamento e o corpo rotativo. O dispositivo inclui ainda um transmissor configurado para transmitir um sinal de sensor através do conjunto de packers e um receptor configurado para receber o sinal de sensor do transmissor através do conjunto de packers.

Description

FUNDAMENTOS

[001] Esta seção se destina a fornecer informação de base para facilitar uma melhor compreensão dos vários aspectos das modalidades descritas. Por conseguinte, deve ser entendido que estas declarações serão lidas sob essa luz, e não como admissões de estado da técnica.

[002] Perfurar um furo de poço para hidrocarbonetos requer gastos significativos de mão-de-obra e equipamentos. Assim, avanços constantes estão sendo buscados para reduzir o tempo de inatividade de equipamentos e agilizar quaisquer reparos que se tornem necessários. Equipamento rotativo requer manutenção, pois o ambiente de perfuração produz forças, temperaturas elevadas e fragmentos e cascalhos abrasivos prejudiciais à longevidade de vedações, mancais e elementos de vedação.

[003] Em uma operação de perfuração típica, uma broca de perfuração é fixada a um tubo de perfuração. Depois disso, uma unidade de acionamento gira o tubo de perfuração através de um elemento de acionamento, tal como um kelly, quando o tubo de perfuração e a broca de perfuração são impelidos para baixo para formar o furo de poço. Em alguns arranjos, um kelly não é usado, desse modo permitindo que a unidade de acionamento seja fixada diretamente ao tubo de perfuração ou tubular. O comprimento do furo de poço é determinado pela localização das formações de hidrocarbonetos. Em muitos casos, as formações produzem pressão de fluido que pode ser um risco para a equipe de perfuração e os equipamentos, a menos que controlada adequadamente.

[004] Vários componentes são usados para controlar a pressão de fluido. Tipicamente, um ou mais conjuntos de preventores (BOP) são montados com o poço formando uma pilha de BOP para vedar o poço. Em particular, um BOP anular é usado para vedar seletivamente as porções inferiores do poço de um tubular que permite a descarga de lama. Em muitos casos, um dispositivo de controle rotativo ou cabeça de controle rotativa é montada acima do BOP de anular ou da pilha de BOP. Uma porção interna ou elemento do dispositivo de controle rotativo é projetado para vedar e girar com o tubo de perfuração. A porção ou o elemento interno inclui tipicamente pelo menos um elemento de vedação interno montado com uma pluralidade de mancais no dispositivo de controle rotativo.

[005] Durante a operação de perfuração, o tubo de perfuração ou tubular é movido axialmente e deslizantemente através do dispositivo de controle rotativo. O movimento axial do tubo de perfuração, juntamente com outras forças experimentadas na operação de perfuração, algumas das quais são discutidas abaixo, causam desgaste no mancal e packer ou conjunto de vedação, de modo que o dispositivo de controle rotativo requeira subsequentemente reparo. Além disso, o empuxo gerado pela pressão de fluido de furo de poço, as forças radiais no conjunto de mancal e outra forças fazem uma quantidade substancial de calor acumular no dispositivo de controle rotativo convencional. O calor faz as vedações e os mancais desgastarem e, subsequentemente, exigem reparos. Além disso, o dispositivo de controle rotativo é normalmente usado na presença de fluido de perfuração e, no caso de ambientes offshore, de água do mar. Estes fluidos podem ter um alto teor de salinidade e também ser corrosivos, aumentando ainda mais a necessidade potencial de monitorar e manter adequadamente os componentes do dispositivo de controle rotativo.

BREVE DESCRIÇÃO DOS DESENHOS

[006] Para uma descrição detalhada das modalidades da invenção, será agora feita referência aos desenhos anexos nos quais: A FIG. 1 representa uma vista esquemática de um sistema de perfuração offshore de acordo com uma ou mais modalidades; A FIG. 2 representa uma vista em perspectiva de uma porção de um sistema de perfuração offshore de exemplo de acordo com uma ou mais modalidades; A FIG. 3 representa uma vista em perspectiva de uma porção de um sistema de perfuração offshore de exemplo de acordo com uma ou mais modalidades; A FIG. 4 representa uma vista em perspectiva de um dispositivo de controle rotativo de exemplo de acordo com uma ou mais modalidades; A FIG. 5 representa uma vista em seção transversal de um dispositivo de controle rotativo de exemplo de acordo com uma ou mais modalidades; e A FIG. 6 representa uma vista em seção transversal de um dispositivo de controle rotativo de exemplo de acordo com uma ou mais modalidades; e A FIG. 7 representa uma vista esquemática de um componente eletrônico de exemplo de acordo com uma ou mais modalidades.

DESCRIÇÃO DETALHADA

[007] Com referência agora à FIG. 1, é mostrada uma vista esquemática de um sistema de perfuração offshore incluindo uma plataforma de perfuração offshore 100 de acordo com uma ou mais modalidades da presente divulgação. Embora a plataforma de perfuração offshore 100 seja representada como uma plataforma de perfuração semissubmersível, um versado na técnica apreciará que uma plataforma de qualquer tipo pode ser usada incluindo, mas não se limitando a, navios de perfuração, plataformas de mastro, plataformas de perna tensionada e plataformas autoeleváveis. A plataforma de perfuração offshore 100 inclui um piso de sonda 102 e um compartimento inferior 104. Um conjunto de risers 106 se estende de uma cabeça de poço submarina 150 até a plataforma de perfuração offshore 100 e inclui vários componentes de perfuração e controle de pressão, tal como um ou mais conjuntos de preventores 152 que estão posicionados no topo da cabeça de poço submarina 150.

[008] De cima para baixo, o conjunto de risers 106 inclui um conjunto desviador 108, uma junta de deslizamento 110, um dispositivo de controle rotativo (RCD) 112, um conjunto de preventor anular 114 e uma coluna de tubo de riser 116 se estendendo para a cabeça de poço submarina 150. Embora uma configuração de conjunto de riser 106 seja mostrada e descrita na FIG. 1, um versado na técnica deve entender que vários tipos e configurações do conjunto de riser 106 podem ser utilizados em conjunto com modalidades da presente divulgação. Especificamente, deve ser entendido que uma configuração particular de conjunto de riser 106 usada dependerá da configuração da cabeça de poço submarina abaixo, do tipo de plataforma de perfuração offshore 100 usado e da localização da locação de poço.

[009] Como a plataforma de perfuração offshore 100 é uma plataforma semissubmersível, espera-se que ela tenha movimento axial relativo significativo (isto é, elevação) entre a sua estrutura (por exemplo, piso de sonda 102 e/ou compartimento inferior 104) e o fundo do mar. Portanto, um mecanismo de compensação de elevação pode ser empregado de modo que a tensão possa ser mantida no conjunto de riser 106 sem romper ou supertensionar seções do a tubo de riser 116. Como tal, a articulação deslizante 110 pode ser construída para permitir deslocamento relativo e compensar a ação das ondas experimentada pela plataforma de perfuração 100. Além disso, um elemento hidráulico (não mostrado) pode se conectar entre o piso de sonda e o conjunto de riser 106 para fornecer força de tensão ascendente à coluna do tubo de riser 116, bem como para limitar um curso máximo da articulação deslizante 110. Para contrabalançar o movimento de translação (além da elevação) da plataforma de perfuração 100, pode ser utilizado um arranjo de linhas de ancoragem (não mostrado) para reter a plataforma de perfuração 100 numa área longitudinal e latitudinal substancialmente constante.

[0010] Em certas operações incluindo, mas não se limitando a, operações de perfuração, o conjunto de risers 106 pode ser necessário para manipular altas pressões de anular. Contudo, componentes, tais como o conjunto desviador 108 e a articulação deslizante 110, não são tipicamente construídos para manipular as elevadas pressões de fluido de anular associadas à perfuração. Portanto, em modalidades selecionadas, componentes numa porção superior do conjunto de risers 106 são isolados das elevadas pressões de anula experimentadas por componentes localizados numa porção inferior do conjunto de risers 106. Assim, o dispositivo de controle rotativo 112 pode ser incluído no conjunto de risers 106 entre a coluna de risers 116 e a articulação deslizante 110 para vedar rotativamente em torno de uma coluna de perfuração posicionada dentro da coluna de risers 116 e impedir que fluidos anulares de alta pressão na coluna de risers 116 alcancem a articulação deslizante 110, o conjunto desviador 108 e o ambiente.

[0011] Em uma modalidade, o dispositivo de controle rotativo 112 pode ser capaz de isolar pressões superiores a 1.000 psi, enquanto a coluna de perfuração está girando (isto é, dinâmica), e 2.000 psi, quando a coluna de perfuração não está girando (isto é, estática) de porções superiores do conjunto de risers 106. Embora o conjunto de preventores de anular 114 possa ser capaz de isolar de modo semelhante a pressão de anular, esses conjuntos de preventores de anular não se destinam a ser usados quando a coluna de perfuração está girando, como ocorreria durante uma operação de perfuração.

[0012] Referindo-se agora às FIGS. 2 a 4, são mostradas múltiplas vistas de porções de um sistema de perfuração offshore 200 de acordo com uma ou mais modalidades da presente divulgação. Em particular, a FIG. 2, mostra uma vista em perspectiva do sistema de perfuração offshore 200 com referência a uma plataforma de perfuração offshore 202, FIG. 3 mostra uma vista em perspectiva mais detalhada do sistema de perfuração offshore 200, e a FIG. 4 mostra uma vista mais detalhada de um dispositivo de controle rotativo 210 incluído dentro do sistema de perfuração offshore 200. O sistema de perfuração offshore 200 inclui uma plataforma de perfuração offshore 202 com um conjunto de risers 204 que é suportado por e se estende da plataforma de perfuração offshore 202. Nesta modalidade, o conjunto de risers 202 inclui um conjunto desviador 206, uma articulação deslizante 208, um dispositivo de controle rotativo 210, um conjunto de preventor de anular 212 e um riser de perfuração 214 (por exemplo, coluna de tubo de riser) se estendendo para uma cabeça de poço submarina ( não mostrada). O conjunto de risers 202 pode ainda incluir um anel de tensão 216 e uma junta de terminação 218 posicionada entre o dispositivo de controle rotativo 210 e a plataforma 202, juntas de cruzamento 220 posicionadas em um ou em ambos os lados do dispositivo de controle rotativo 210 e um carretel de fluxo de dispositivo de controle rotativo 222 posicionado entre o riser de perfuração 214 e o dispositivo de controle rotativo 210 ou o conjunto de preventores 212.

[0013] A FIG. 5 é uma vista em seção transversal de um dispositivo de controle rotativo 300 de acordo com uma ou mais modalidades da presente divulgação. Além disso, a FIG. 6 é uma vista em seção transversal mais detalhada do dispositivo de controle rotativo 300 com uma coluna de perfuração 340 posicionada através do mesmo de acordo com uma ou mais modalidades da presente divulgação. O dispositivo de controle rotativo 300 pode ser semelhante aos outros dispositivos de controle rotativos discutidos e mencionados acima, mas o dispositivo de controle rotativo 300 pode ser usado num ambiente submarino ou subaquático. O dispositivo de controle rotativo 300 pode ser incluído num conjunto de risers, de modo a vedar rotativamente em torno da coluna de perfuração 340 e impedir o fluxo de fluidos de anular de alta pressão no conjunto de risers. Além disso, um ou mais sensores (discutidos mais abaixo) e outros componentes eletrônicos, podem ser incluídos dentro do dispositivo de controle rotativo 300 para monitorar o dispositivo de controle rotativo 300 e comunicar o estado do dispositivo de controle rotativo 300, tal como a plataforma de perfuração offshore dentro de um sistema de perfuração offshore.

[0014] Nesta modalidade, o dispositivo de controle rotativo 300 inclui um alojamento 302 que inclui um furo 304 formado dentro e se estendendo através do alojamento 302 em torno de um eixo que se estende através do alojamento. O furo 304 pode receber a coluna de perfuração 340 durante uma operação de perfuração e permite que a coluna de perfuração 340 avance através do dispositivo de controle rotativo 300. Um corpo de rotação 306 (por exemplo, carretel cilíndrico ou tubular) é posicionado dentro do furo 304 do alojamento 302 com o corpo rotativo 306 girável com respeito ao alojamento 302 (por exemplo, girável em torno do eixo do alojamento 302). O corpo rotativo 306 também inclui um furo 308 formado dentro e se estendendo através do corpo rotativo 306.

[0015] Um conjunto de packer 310 está incluído dentro do dispositivo de controle rotativo 300 para vedar entre o alojamento 302 e o corpo rotativo 306. O conjunto de packer 310 está posicionado dentro do furo 304 do alojamento 302 entre o alojamento 302 e o corpo rotativo 306 com o conjunto de packer 310 engatando de modo vedado no interior do alojamento 302 e no exterior do corpo rotativo 306 para formar uma vedação entre os mesmos. O conjunto de packer 310 inclui um ou mais packers 312 e um ou mais anéis 314 posicionados entre os packers 312 do conjunto de packers 310. Os packers 312 podem ser formados de ou incluir um material elastomérico, tal como borracha natural ou sintética, que inclui borracha hidrogenada de nitrila butadieno (HNBR). Além disso, os anéis 314 podem ser formados de ou incluir um material não metálico, tal como um plástico ou um polímero, que inclui politetrafluoretileno (PTFE).

[0016] Um ou mais sensores estão incluídos com o dispositivo de controle rotativo 300 para facilitar o monitoramento do desempenho e da operação do dispositivo de controle rotativo 300. Por exemplo, um pacote de sensor 316 incluindo um ou mais sensores é posicionado dentro do alojamento 302 do dispositivo de controle rotativo 300 e, mais particularmente, posicionado dentro do corpo rotativo 306, para medir uma ou mais propriedades relacionadas com o dispositivo de controlr rotativo 300. Um sensor de acordo com a presente divulgação pode incluir um termômetro para medir a temperatura dentro do dispositivo de controle rotativo 300, um manômetro ou transdutor para medir a pressão dentro do dispositivo de controle rotativo 300, um acelerômetro para medir a vibração dentro ou experimentada pelo dispositivo de controle rotativo 300, um tacômetro para medir a rotação do corpo rotativo 306 em relação ao alojamento 302 dentro do dispositivo de controle rotativo 300 e/ou qualquer outro tipo de sensor conhecido na técnica. O sensor pode gerar um sinal de sensor com base na propriedade medida pelo sinal. O sinal de sensor gerado pelo sensor dentro do dispositivo de controle rotativo 300 é retransmitido ou transmitido dentro do sistema de perfuração offshore para a plataforma de perfuração offshore ou superfície para rever ou monitorar as condições de operação do dispositivo de controle rotativo 300. Por exemplo, a plataforma de perfuração offshore 202 na FIG. 2 pode incluir um detector ou equipamento semelhante que recebe os sinais de sensor do dispositivo de controle rotativo 300. O detector pode ser usado para comparar os sinais de sensor recebidos do dispositivo de controle rotativo 300 com valores esperados predeterminados para monitorar o dispositivo de controle rotativo 300. Se um valor de sensor estiver fora de uma faixa esperada (por exemplo, alto demais ou baixo demais), o detector pode gerar um alerta de que o dispositivo de controle rotativo 300 não está trabalhando adequadamente e que um ou mais componentes do dispositivo de controle rotativo 300 podem precisar ser reparados ou substituídos.

[0017] Com referência às FIGS. 5 e 6 ainda, para facilitar a transmissão dos sinais de sensor, o dispositivo de controle rotativo 300 pode incluir um ou mais componentes eletrônicos, tal como um transmissor 320 e um receptor 330, para transmitir os sinais de sensor do dispositivo de controle rotativo 300. Como mostrado, o transmissor 320 está em comunicação com o pacote de sensor 316 para receber sinais de sensor do pacote de sensor 316.

[0018] Em uma ou mais modalidades, o transmissor 320 transmite os sinais de sensor através do conjunto de packer 310 para o receptor 330. Por exemplo, o transmissor 320 pode transmitir os sinais de sensor para o receptor 330 através de um ou mais packers 312 ou anéis 314 do conjunto de packer 310, como discutido mais abaixo, em oposição a outros componentes do dispositivo de controle rotativo 300 posicionados adjacente ou axialmente acima ou abaixo do conjunto de packer 310. Como mostrado, o transmissor 320 e o receptor 330 estão posicionados em lados opostos do conjunto de packer 310 para transmitir sinais através do conjunto de packer 310, tal como tendo o transmissor 320 posicionado dentro ou no interior do conjunto de packer 310, e o receptor 330 posicionado fora ou no exterior do conjunto de packer 310. Por exemplo, o transmissor 320 e o receptor 330 (ou pelo menos porções dos mesmos) podem ser posicionados em alinhamento radial entre si e/ou com um conjunto de packer 310. O transmissor 320, o receptor 330 e o conjunto de packer 310 podem ser posicionados no mesmo plano radial que se estende para fora de um eixo do furo 304 do alojamento 302 para o transmissor 320, o receptor 330 e o conjunto de packer 310 estarem em alinhamento radial entre si. Em particular, os sinais podem ser transmitidos e recebidos através de um packer 312 do conjunto de packers 310 tendo o transmissor 320 e o receptor 330 posicionados em lados opostos e em alinhamento radial com o packer 312 do conjunto de packers 310. Os sinais podem também ser transmitidos e recebidos através de um anel 314 do conjunto de packers 310 tendo o transmissor 320 e o receptor 330 posicionados em lados opostos e em alinhamento radial com o anel 314 do conjunto de packers 310.

[0019] Com referência ainda a FIG. 5, o transmissor 320 (ou uma porção do mesmo) pode ser posicionado dentro do corpo rotativo 306, tal como dentro do furo 308 do corpo rotativo 306 ou dentro do próprio corpo rotativo 306 e o receptor 330 (ou uma porção do mesmo) pode ser posicionado dentro do alojamento 302. Por exemplo, o transmissor 320 pode incluir uma antena transmissora 322 posicionada dentro de um recesso, furo, ranhura ou cavidade 324 formada dentro do corpo rotativo 306 e o receptor 330 pode incluir uma antena receptora 332 posicionada dentro de um recesso, furo, ranhura, ou cavidade 334 formada dentro do alojamento 302. Em uma modalidade, a ranhura 334 formada dentro do alojamento 302 pode ser um recesso anular formado em torno do eixo do furo 304 do alojamento 302. Isto pode facilitar a transmissão de sinais entre a antena transmissora 322 e a antena receptora 332, independente da posição rotacional da antena transmissora 322 em relação à antena receptora 332.

[0020] O transmissor 320 e o receptor 330 podem comunicar utilizando sinais e tecnologia de radiofrequência (RF). Esta configuração pode impedir interferência ou corrupção dos sinais de sensor. Em particular, como o dispositivo de controle rotativo 300 pode ser utilizado offshore, fluidos ou outro conteúdo (por exemplo, lamas de perfuração e/ou água do mar) podem estar presentes dentro e circundando componentes do dispositivo de controle rotativo 300. Os sinais de RF, no entanto, podem ser interrompidos em ambientes tendo áreas com alta salinidade ou teor de metal. Consequentemente, em uma ou mais modalidades, os sinais podem ser transmitidos através do conjunto de packers para evitar interferência ou corrupção com a transmissão dos sinais.

[0021] Em uma ou mais modalidades, um guia de onda também pode ser incluído dentro de um dispositivo de controle rotativo de acordo com a presente divulgação para facilitar a transmissão de sinais dentro do dispositivo de controle rotativo. Por exemplo, um guia de onda pode ser posicionado dentro do conjunto de packers 310 (tal como entre os packers 312 e/ou os anéis 314) de modo que sinais possam ser transmitidos e recebidos através do guia de onda e do conjunto de packers 310. Em uma modalidade, o packer mais acima 312 na FIG. 5 pode ser substituído por um guia de onda de modo que os sinais possam ser transmitidos através do guia de onda e através do conjunto de packers 310.

[0022] Além disso, numa ou mais modalidades, o transmissor 320 e/ou receptor 330 podem incluir um transceptor, de modo que um ou ambos do transmissor 320 e do receptor 330 possam, cada qual, transmitir ou receber sinais. A FIG. 7 mostra uma vista esquemática de um componente eletrônico 400 ou dispositivo de acordo com uma ou mais modalidades, que pode incluir ou ser utilizado como o transmissor 320, o receptor 330 e/ou um transceptor na FIG. 5. O componente 400 inclui um invólucro ou alojamento 402 com uma placa de circuito 404 e uma bateria 406 incluídas dentro do invólucro 402. A bateria 406 pode ser intrinsecamente segura e pode ser acoplada à placa de circuito 404 para fornecer energia aos elementos incluídos na placa de circuito 404. Um controlador 408 está incluído dentro do invólucro 402 e está conectado à placa de circuito 404.

[0023] Um rádio 410 também pode ser incluído dentro do invólucro 402 e conectado à placa de circuito 404 com uma antena 412 (por exemplo, Antena Bulgin® 900 MHz) em comunicação com o controlador 408 através do rádio 410. Uma pacote de sensor 414 incluindo sensores 416 e 418 (por exemplo, termômetro e manômetro) pode, então, estar em comunicação com o controlador 408 através de amplificadores ou chips 420 e 422 conectados à placa de circuito 404. Além disso, em uma ou mais modalidades, um sensor 424 (por exemplo, acelerômetro) pode ser incluído dentro do invólucro 402 do componente eletrônico 400 sendo conectado à placa de circuito 404 e em comunicação com o controlador 408.

[0024] Como mencionado acima, um detector pode ser incluído dentro de um sistema de perfuração offshore para receber sinais de sensor de e monitorar um dispositivo de controle rotativo. Consequentemente, em uma ou mais modalidades, um módulo de comunicações (por exemplo, gateway) pode ser usado como o receptor 330. Numa tal modalidade, o módulo de comunicações pode receber os sinais de sensor do transmissor 320 através do conjunto de packers 310 e, então, transmitir o sinal de sensor para o detector. O módulo de comunicações pode incluir um transceptor tanto para receber quanto transmitir os sinais de sensor. Alternativamente, o módulo de comunicações pode incluir um receptor e transmissor separados de modo que o receptor do módulo de comunicações receba o sinal de sensor do transmissor (do corpo rotativo 306) e o transmissor do módulo de comunicações transmita o sinal de sensor para o detector. Quando comunicando dentro ou entre componentes do dispositivo de controle rotativo, sinais de RF podem ser usados para comunicar os sinais. Quando comunicando entre o dispositivo de controle rotativo e a plataforma de perfuração offshore, sinais acústicos podem ser usados para comunicar os sinais. No entanto, um versado na técnica apreciará que o escopo da presente divulgação não é tão limitado, uma vez que a presente divulgação contempla usar outros tipos de sinais e formas de comunicações para comunicar os sinais e dados de sensor. Além disso, a presente divulgação discute principalmente a comunicação unidirecional do interior do dispositivo de controle rotativo para o exterior (por exemplo, do transmissor 320, através do conjunto de packers 310 e para o receptor 330). No entanto, a presente divulgação não é tão limitada, uma vez que o dispositivo de controle rotativo pode ser usado também na comunicação bidirecional e do exterior do dispositivo de controle rotativo para o interior. Por exemplo, como discutido acima, o transmissor 320 e o receptor 330 podem ser transceptores nos quais os sinais podem ser comunicados do transceptor 330 através do conjunto de packers 310 e para o transceptor 320.

[0025] Em adição às modalidades descritas acima, muitos exemplos de combinações específicas estão dentro do escopo da divulgação, alguns dos quais são detalhados abaixo.

[0026] Exemplo 1. Um dispositivo de controle rotativo, compreendendo: um alojamento compreendendo um furo se estendendo através do alojamento; um corpo rotativo posicionado dentro do furo do alojamento e rotativo em relação ao alojamento; um conjunto de packers posicionado dentro do furo do alojamento entre o alojamento e o corpo rotativo e configurado para formar uma vedação entre o alojamento e o corpo rotativo; um transmissor configurado para transmitir um sinal de sensor através do conjunto de packers; e um receptor configurado para receber o sinal de sensor do transmissor através do conjunto de packers.

[0027] Exemplo 2. O dispositivo do Exemplo 1, em que pelo menos uma porção do transmissor é posicionada dentro do corpo rotativo.

[0028] Exemplo 3. O dispositivo do Exemplo 2, em que pelo menos uma porção do receptor está posicionada dentro do alojamento.

[0029] Exemplo 4. O dispositivo do Exemplo 3, em que a porção do transmissor e a porção do receptor estão posicionadas em alinhamento radial com o conjunto de packers.

[0030] Exemplo 5. O dispositivo do Exemplo 3, em que a porção do transmissor compreende uma antena transmissora.

[0031] Exemplo 6. O dispositivo do Exemplo 3, em que a porção do receptor compreende uma antena receptora.

[0032] Exemplo 7. O dispositivo do Exemplo 5, compreendendo ainda um recesso formado dentro do alojamento em torno de um eixo do furo do alojamento, em que a antena receptora está posicionada dentro do recesso.

[0033] Exemplo 8. O dispositivo do Exemplo 3, em que o conjunto de packers compreende um packer e um anel.

[0034] Exemplo 9. O dispositivo do Exemplo 8, em que a porção do transmissor e a porção do receptor estão posicionadas em alinhamento radial com o packer do conjunto de packers de modo que o sinal de sensor seja transmitido através do packer.

[0035] Exemplo 10. O dispositivo do Exemplo 8, em que a porção do transmissor e a porção do receptor são posicionadas em alinhamento radial com o anel do conjunto de packers de modo que o sinal de sensor seja transmitido através do anel.

[0036] Exemplo 11. O dispositivo do Exemplo 1, compreendendo ainda um guia de onda posicionado dentro do conjunto de packers de modo que o sinal de sensor seja transmitido através do guia de onda.

[0037] Exemplo 12. O dispositivo do Exemplo 1, em que: o transmissor compreende um transmissor de radiofrequência (RF); o receptor compreende um receptor de RF; e pelo menos um do transmissor e do receptor compreende um transceptor.

[0038] Exemplo 13. O dispositivo do Exemplo 1, compreendendo ainda um sensor em comunicação com o transmissor e configurado para gerar o sinal de sensor, o sensor configurado para medir temperatura, pressão ou vibração dentro do dispositivo de controle rotativo ou rotação do corpo rotativo em relação ao alojamento.

[0039] Exemplo 14. Um método para monitorar um dispositivo de controle rotativo dentro de um sistema de perfuração offshore, compreendendo: medir uma propriedade relacionada com o dispositivo de controle rotativo e gerar um sinal de sensor; transmitir o sinal de sensor através de um conjunto de packers do dispositivo de controle rotativo para um exterior do dispositivo de controle rotativo; e transmitir o sinal de sensor para uma plataforma de perfuração offshore.

[0040] Exemplo 15. O método do Exemplo 14, em que a medição da propriedade compreende pelo menos um de: medir temperatura dentro do dispositivo de controle rotativo; medir pressão dentro do dispositivo de controle rotativo; medir vibração dentro do dispositivo de controle rotativo; e medição rotação de um corpo rotativo em relação a um alojamento do dispositivo de controle rotativo. Exemplo 16. O método do Exemplo 14, em que a transmissão do sinal de sensor através do conjunto de packers compreende pelo menos um de: transmitir o sinal de sensor através de um packer do conjunto de packers; transmitir o sinal de sensor através de um anel do conjunto de packers; e transmitir o sinal de sensor através de um guia de onda posicionado dentro do conjunto de packer.

[0041] Exemplo 17. O método do Exemplo 14, em que a transmissão do sinal de sensor através do conjunto de packers compreende transmitir um sinal de sensor de radiofrequência (RF) através do conjunto de packers com um transmissor de RF e um receptor de RF.

[0042] Exemplo 18. O método do Exemplo 14, em que a transmissão do sinal de sensor para uma plataforma de perfuração offshore compreende transmitir um sinal de sensor acústico para a plataforma de perfuração offshore.

[0043] Exemplo 19. Um sistema de perfuração offshore, compreendendo: uma plataforma de perfuração offshore compreendendo um detector; e um conjunto de risers se estendendo da plataforma de perfuração offshore, o conjunto de risers compreendendo um dispositivo de controle rotativo compreendendo: um alojamento compreendendo um furo se estendendo através do alojamento; um corpo rotativo posicionado dentro do furo do alojamento e rotativo em relação ao alojamento; um conjunto de packers posicionado dentro do furo do alojamento entre o alojamento e o corpo rotativo e configurado para formar uma vedação entre o alojamento e o corpo rotativo; um sensor configurado para medir uma propriedade relacionada ao dispositivo de controle rotativo e gerar um sinal de sensor; um transmissor configurado para comunicar com o sensor para transmitir o sinal de sensor através do conjunto de packers; e um módulo de comunicações configurado para receber o sinal de sensor do transmissor através do conjunto de packers e transmitir o sinal de sensor para o detector.

[0044] Exemplo 20. O sistema do Exemplo 19, em que: o módulo de comunicações compreende um receptor e um segundo transmissor; o receptor é configurado para receber o sinal de sensor do primeiro transmissor; e o segundo transmissor é configurado para transmitir o sinal de sensor do receptor para o detector.

[0045] Esta discussão é dirigida a várias modalidades da invenção. As figuras dos desenhos não estão necessariamente em escala. Certas características das modalidades podem ser mostradas exageradas em escala ou de forma um tanto esquemática e alguns detalhes de elementos convencionais podem não ser mostrados no interesse de clareza e concisão. Embora uma ou mais dessas modalidades possam ser preferenciais, as modalidades apresentadas não devem ser interpretadas ou de outro modo usadas como limitando o escopo da divulgação, incluindo as reivindicações. Será plenamente reconhecido que os diferentes ensinamentos das modalidades discutidas podem ser empregados separadamente ou em qualquer combinação adequada para produzir resultados desejados. Além disso, um versado na técnica entenderá que a descrição tem ampla aplicação e a discussão de qualquer modalidade se destina apenas a ser exemplar dessa modalidade e não se destina a sugerir que o escopo da divulgação, incluindo as reivindicações, é limitado a essa modalidade.

[0046] Certos termos são usados ao longo da descrição e das reivindicações para se referir a características ou componentes particulares. Como será apreciado por um versado na técnica, diferentes pessoas podem se referir à mesma característica ou componente por nomes diferentes. Este documento não pretende distinguir entre componentes ou características que diferem em nome, mas não em função, a menos que especificamente declarado. Na discussão e nas reivindicações, os termos "incluindo" e "compreendendo" são usados de forma aberta e, assim, devem ser interpretados como significando "incluindo, mas não limitado a . . . ". Além disso, o termo "acoplar" ou "acopla" se destina a significar ou uma conexão direta ou uma indireta. Além disso, os termos "axial" e "axialmente" geralmente significam ao longo de ou paralelo a um eixo central (por exemplo, eixo central de um corpo ou um orifício), enquanto os termos "radial" e "radialmente" geralmente significam perpendicular ao eixo central. O uso de "superior", "inferior", "acima", "abaixo" e variações destes termos é feito por conveniência, mas não exige qualquer orientação específica dos componentes.

[0047] A referência ao longo deste relatório descritivo a "uma modalidade", "a modalidade" ou linguagem semelhante significa que um recurso, estrutura ou característica particular descrita em relação à modalidade pode estar incluída em pelo menos uma modalidade da presente divulgação. Assim, o aparecimento das frases "na modalidade", "em uma modalidade" e linguagem semelhante ao longo deste relatório descritivo pode se referi, mas não necessariamente se refere, à mesma modalidade.

[0048] Embora a presente invenção tenha sido descrita em relação a detalhes específicos, não significa que tais detalhes devem ser considerados como limitações sobre o escopo da invenção, exceto na medida em que eles sejam incluídos nas reivindicações em anexo.

Claims

1. Dispositivo de controle rotativo (300), caracterizado pelo fato de que compreende: um alojamento (302) compreendendo um furo (304) se estendendo através do alojamento (302); um corpo rotativo (306) posicionado dentro do furo (304) do alojamento (302) e rotativo em relação ao alojamento (302); um conjunto de packers (310) compreendendo um packer elastomético (312) e um anel não metálico (314) posicionado dentro do furo (304) do alojamento (302) entre o alojamento (302) e o corpo rotativo (306) e o packer (312) configurado para formar uma vedação entre o alojamento (302) e o corpo rotativo (306); um transmissor (320) de radiofrequência (RF) configurado para transmitir um sinal de sensor através de pelo menos um do conjunto de packers (310); e um receptor (330) de RF configurado para receber o sinal de sensor do transmissor (320) através do conjunto de packers (310).

2. Dispositivo (300) de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que pelo menos uma porção do transmissor (320) é posicionada dentro do corpo rotativo (306).

3. Dispositivo (300) de acordo com a reivindicação 2, caracterizado pelo fato de que pelo menos uma porção do receptor (330) está posicionada dentro do alojamento (302).

4. Dispositivo (300) de acordo com a reivindicação 3, caracterizado pelo fato de que a porção do transmissor (320) e a porção do receptor (330) estão posicionadas em alinhamento radial com o conjunto de packers (310).

5. Dispositivo (300) de acordo com a reivindicação 3, caracterizado pelo fato de que a porção do transmissor (320) compreende uma antena transmissora (322).

6. Dispositivo (300) de acordo com a reivindicação 3, caracterizado pelo fato de que a porção do receptor (330) compreende uma antena receptora (332).

7. Dispositivo (300) de acordo com a reivindicação 6, caracterizado pelo fato de que compreende ainda um recesso formado dentro do alojamento (302) em torno de um eixo do furo (304) do alojamento (302), em que a antena receptora (332) está posicionada dentro do recesso.

8. Dispositivo (300) de acordo com a reivindicação 3, caracterizado pelo fato de que a porção do transmissor (320) e a porção do receptor (330) estão posicionadas em alinhamento radial com o packer (312) do conjunto de packers (310) de modo que o sinal de sensor seja transmitido através do packer (312).

9. Dispositivo (300) de acordo com a reivindicação 3, caracterizado pelo fato de que a porção do transmissor (320) e a porção do receptor (330) são posicionadas em alinhamento radial com o anel (314) do conjunto de packers (310) de modo que o sinal de sensor seja transmitido através do anel (314).

10. Dispositivo (300) de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que compreende ainda um guia de onda posicionado dentro do conjunto de packers (310) de modo que o sinal de sensor seja transmitido através do guia de onda.

11. Dispositivo (300) de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que pelo menos um do transmissor (320) ou do receptor (330) compreende um transceptor.

12. Dispositivo (300) de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que compreende ainda um sensor em comunicação com o transmissor (320) e configurado para gerar o sinal de sensor, o sensor configurado para medir temperatura, pressão ou vibração dentro do dispositivo de controle rotativo (300) ou rotação do corpo rotativo (306) em relação ao alojamento (302).

13. Método para monitorar um dispositivo de controle rotativo (300) dentro de um sistema de perfuração offshore, caracterizado pelo fato de que compreende: medir uma propriedade relacionada com o dispositivo de controle rotativo (300) e gerar um sinal de sensor; transmitir o sinal de sensor como um sinal de sensor de radiofrequência (RF) através de um conjunto de packers (310) do dispositivo de controle rotativo (300) para um exterior do dispositivo de controle rotativo (300) usando um transmissor (320) de RF e um receptor (330) de RF, o conjunto de packers (310) compreendendo um packer elastomérico (312) e um anel não metálico (314); e transmitir o sinal de sensor para uma plataforma de perfuração offshore.

14. Método de acordo com a reivindicação 13, caracterizado pelo fato de que a medição da propriedade compreende pelo menos um de: medir temperatura dentro do dispositivo de controle rotativo (300); medir pressão dentro do dispositivo de controle rotativo (300); medir vibração dentro do dispositivo de controle rotativo (300); e medir rotação de um corpo rotativo (306) em relação a um alojamento (302) do dispositivo de controle rotativo (300).

15. Método de acordo com a reivindicação 13, caracterizado pelo fato de que a transmissão do sinal de sensor através do conjunto de packers (310) compreende pelo menos um de: transmitir o sinal de sensor através de um packer (312) do conjunto de packers (310); transmitir o sinal de sensor através de um anel (314) do conjunto de packers (310); ou transmitir o sinal de sensor através de um guia de onda posicionado dentro do conjunto de packer (310).

16. Método de acordo com a reivindicação 13, caracterizado pelo fato de que a transmissão do sinal de sensor para uma plataforma de perfuração offshore compreende transmitir um sinal de sensor acústico para a plataforma de perfuração offshore.