BR112019018019A2

BR112019018019A2 - sistema de sensor para conjunto de preventor e método de uso

Info

Publication number: BR112019018019A2
Application number: BR112019018019A
Authority: BR
Inventors: Chen Cheng-Po; Andarawis Andarawis Emad; Jay Myers Gregory; KLOPMAN Steven; Alexeyevich Plotnikov Yuri
Original assignee: Gen Electric
Priority date: 2017-03-03
Filing date: 2017-12-04
Publication date: 2020-04-28
Also published as: KR20190112333A; MX2019010490A; CN110621844A; WO2018160246A1; US20180252092A1; NO20191138A1

Abstract

um sistema de sensor para um poço de petróleo e gás submarino inclui um revestimento, uma bobina de transmissão, uma bobina de recepção e um processador. o revestimento define um espaço interno através do qual uma coluna de tubo de perfuração transita. a bobina de transmissão é acoplada ao revestimento e é configurada para conduzir um pulso de corrente e induzir um campo eletromagnético dentro do espaço interno. o campo eletromagnético corresponde ao pulso de corrente e interage com a coluna de tubo de perfuração. a bobina de recepção é acoplada ao revestimento e é configurada para detectar o campo eletromagnético, incluindo perturbações do campo eletromagnético devido à interação da coluna de tubo de perfuração com o mesmo. o processador é acoplado à bobina de transmissão e à bobina de recepção. o processador é configurado para computar um diâmetro da coluna de tubo de perfuração com base no pulso de corrente e no campo eletromagnético detectado pela bobina de recepção.

Description

SISTEMA DE SENSOR PARA CONJUNTO DE PREVENTOR E MÉTODO DE USO

DECLARAÇÃO A RESPEITO DE PESQUISA E DESENVOLVIMENTO PATROCINADOS PELO GOVERNO FEDERAL [0001] Esta invenção foi feita com apoio do Governo sob o contrato número 111215503-01 concedido pelo Departamento de Energia. O Governo tem determinados direitos nesta invenção.

FUNDAMENTOS [0002] O campo da divulgação se refere geralmente a preventores e, mais particularmente, a um sistema de sensores para determinar posição de juntas de tubo dentro de um preventor.

[0003] A produção submarina de petróleo e gás geralmente envolve perfurar e operar poços para localizar e recuperar hidrocarbonetos. Sondas são posicionadas em locações de poço em águas relativamente profundas. Ferramentas, tal como, por exemplo, e sem limitação, ferramentas, tubulação e tubos de perfuração são empregados nestes poços para explorar reservatórios submersos. E importante evitar derramamento e vazamento de fluidos do poço para o meio ambiente. Os operadores de poços geralmente fazem o máximo para evitar derramamentos ou vazamentos, no entanto, a penetração de reservatórios e formações de alta pressão durante a perfuração pode causar um aumento de pressão repentino, ou “kick”, no próprio poço. Um kick de grande pressão pode resultar em uma explosão de um revestimento de tubo de perfuração, lama de perfuração e hidrocarbonetos do furo de poço, resultando em um mau funcionamento do poço.

[0004] Os preventores são comumente usados na perfuração e completação de poços de petróleo e gás para proteger o pessoal de perfuração e operação, bem como a locação de poço e seus equipamentos, contra os efeitos de uma explosão. Geralmente, um preventor é uma válvula ou um conjunto de válvulas controlado remotamente que pode fechar o furo de poço no caso de um aumento não antecipado na pressão do poço. Alguns preventores conhecidos incluem várias válvulas dispostas em uma pilha circundando a coluna de perfuração. As válvulas dentro de uma dada pilha tipicamente diferem uma da outra em seu modo de operação e em sua classificação de pressão, fornecendo assim graus

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2/18 variados de controle de poço. Por exemplo, muitos preventores conhecidos incluem uma válvula de um tipo de êmbolo de cisalhamento cego que é configurada para cortar e crimpar o tubo de perfuração, servindo como a proteção de emergência final contra uma explosão se as outras válvulas na pilha não puderem controlar a pressão de poço.

[0005] Durante uma explosão, quando as válvulas do preventer são ativadas, espera-se que os êmbolos de cisalhamento rompam a coluna de tubo de perfuração para evitar que a explosão afete o equipamento de perfuração a montante. Os êmbolos de cisalhamento são colocados de modo que a coluna de tubo de perfuração seja separada de mais de um lado quando as válvulas do preventor forem atuadas. Os êmbolos de cisalhamento podem falhar em cortar a coluna de tubo de perfuração por várias razões incluindo, por exemplo, e sem limitação, movimento lateral da coluna de tubo de perfuração dentro do conjunto de preventor e a presença de uma articulação de tubo na proximidade dos êmbolos de cisalhamento. Por conseguinte, é desejável conhecer a posição das articulações de tubo em relação aos êmbolos de cisalhamento de preventor e conhecer a natureza do movimento da coluna de tubulação de perfuração durante a operação.

BREVE DESCRIÇÃO [0006] Em um aspecto, um sistema de sensores para um poço submarino de petróleo e gás é fornecido. O sistema de sensores inclui um revestimento, uma bobina de transmissão, uma primeira bobina de recepção e um processador. O revestimento define um espaço interno através do qual uma coluna de tubo de perfuração transita. A bobina de transmissão é acoplada ao revestimento e é configurada para conduzir um pulso de corrente e induzir um campo eletromagnético dentro do espaço interno. O campo eletromagnético corresponde ao pulso de corrente e interage com a coluna de tubo de perfuração. A primeira bobina de recepção é acoplada ao revestimento e é configurada para detectar o campo eletromagnético e as perturbações do campo eletromagnético devido à interação da coluna de tubo de perfuração com o mesmo. O processador é acoplado à bobina de transmissão e à primeira bobina de recepção. O processador é configurado para computar um diâmetro da coluna de tubo de perfuração com base no pulso de corrente e no campo eletromagnético detectado pela primeira bobina de recepção.

[0007] Em outro aspecto, um preventor submarino é fornecido. O preventor submarino inclui um revestimento cilíndrico, uma interface de comunicação e um sistema

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3/18 de sensores. O revestimento cilíndrico define um espaço interno através do qual uma coluna de tubo de perfuração transita. A interface de comunicação é configurada para ser comunicativamente acoplada a uma plataforma de perfuração por um canal de comunicação. O sistema de sensores inclui uma bobina de transmissão, uma primeira bobina de recepção e um processador. A bobina de transmissão é acoplada ao revestimento cilíndrico. A bobina de transmissão é configurada para gerar periodicamente um campo eletromagnético dentro do espaço interno e com o qual a coluna de tubo de perfuração interage. A primeira bobina de recepção é acoplada ao revestimento cilíndrico. A primeira bobina de recepção é configurada para detectar o campo eletromagnético, incluindo perturbações do campo eletromagnético devido à interação da coluna de tubo de perfuração com o mesmo. O processador é acoplado à interface de comunicação, à bobina de transmissão e à primeira bobina de recepção. O processador é configurado para rastrear um diâmetro da coluna de tubo de perfuração com base no campo eletromagnético detectado pela primeira bobina de recepção e transmitir dados representando o diâmetro para o canal de comunicação através da interface de comunicação.

[0008] Em ainda outro aspecto, um método para operar um sistema de sensores para um poço submarino de petróleo e gás é fornecido. O método inclui gerar um pulso de corrente. O método inclui conduzir o pulso de corrente através de uma bobina de transmissão para induzir um campo eletromagnético dentro de um espaço interno de um revestimento do sistema de sensores. O método inclui detectar, numa primeira bobina de recepção, o campo eletromagnético, incluindo perturbações do campo eletromagnético devido à interação da coluna de tubo de perfuração com o campo eletromagnético quando ele transita pelo revestimento. O método inclui computar um diâmetro da coluna de tubo de perfuração com base no campo eletromagnético detectado pela primeira bobina de recepção.

DESENHOS [0009] Estas e outras características, aspectos e vantagens da presente divulgação se tonarão mais bem compreendidos quando a seguinte descrição detalhada for lida com referência aos desenhos anexos, nos quais caracteres semelhantes representam partes semelhantes em todos os desenhos, em que:

[0010] FIG. 1 é uma vista lateral esquemática de um poço de petróleo e gás submarino exemplar que inclui um preventer;

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4/18 [0011] FIG. 2 é uma vista lateral esquemática de um sistema de sensores exemplar para utilização no poço submarino de petróleo e gás mostrado na FIG. 1;

[0012] FIG. 3 é uma vista lateral esquemática de uma disposição exemplar de bobinas de sensores mostradas na FIG. 2;

[0013] FIG. 4 é uma vista lateral esquemática de uma disposição alternativa de bobinas de sensores mostradas na FIG. 2;

[0014] FIG. 5 é uma vista lateral esquemática de outra disposição alternativa de bobinas de sensores mostradas na FIG. 2;

[0015] FIG. 6 é um diagrama esquemático do sistema de sensores mostrado na FIG. 2;

[0016] FIG. 7 é um gráfico de voltagem e corrente ao longo do tempo para o sistema de sensores mostrado nas FIGs. 2 e 6;

[0017] FIG. 8 é uma vista esquemática em seção transversal de uma modalidade alternativa do sistema de sensores mostrado nas FIGs. 2 e 6; e [0018] FIG. 9 é um diagrama de fluxo de um método exemplar para operação o sistema de sensores mostrado nas FIGs. 2 e 6.

[0019] A menos que indicado de outra forma, os desenhos fornecidos no presente documento se destinam a ilustrar características de modalidades desta divulgação. Acreditase que estas características sejam aplicáveis numa ampla variedade de sistemas compreendendo uma ou mais modalidades desta divulgação. Como tal, os desenhos não se destinam a incluir todas as características convencionais conhecidas pelos versados na técnica necessárias para a prática das modalidades divulgadas no presente documento.

DESCRIÇÃO DETALHADA [0020] No relatório descritivo e nas reivindicações a seguir, inúmeros termos são referenciados que têm os significados a seguir.

[0021] As formas singulares “um”, “uma”, “o” e “a” incluem as referências plurais, a menos que o contexto claramente estabeleça o contrário.

[0022] “Opcional” ou “opcionalmente” significa que o evento ou circunstância descrito posteriormente pode ou não ocorrer e que a descrição inclui casos em que o evento

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5/18 ocorre e casos em que não ocorre.

[0023] A linguagem aproximada, conforme usado no presente documento ao longo do relatório descritivo e das reivindicações, pode ser aplicada para modificar qualquer representação quantitativa que possa variar permissivamente sem resultar numa alteração na função básica à qual está relacionada. Consequentemente, um valor modificado por um termo ou por termos, como “cerca de”, “aproximadamente” e “substancialmente”, não deve ser limitado ao valor exato especificado. Em pelo menos alguns casos, a linguagem de aproximação pode corresponder à precisão de um instrumento para medir o valor. Aqui e ao longo do relatório descritivo e das reivindicações, limitações de faixa podem ser combinadas e/ou permutadas, tais faixas são identificadas e incluem todas as subfaixas contidas nas mesmas, a menos que o contexto ou a linguagem indiquem o contrário.

[0024] Algumas modalidades envolvem o uso de um ou mais dispositivos eletrônicos ou de computação. Esses dispositivos tipicamente incluem um processador, dispositivo de processamento ou controlador, tal como uma unidade de processamento central (CPU) de uso geral, uma unidade de processamento gráfico (GPU), um microcontrolador, um processador de computador de conjunto de instruções reduzido (RISC), um circuito integrado específico de aplicativo (ASIC), um circuito lógico programável (PLC), um arranjo de porta programável em campo (FPGA), um dispositivo de processamento de sinal digital (DSP), e/ou qualquer outro circuito ou dispositivo de processamento capaz de executar as funções descritas no presente documento. Os métodos descritos no presente documento podem ser codificados como instruções executáveis incorporadas num meio legível por computador incluindo, sem limitação, um dispositivo de armazenamento e/ou um dispositivo de memória. Tais instruções, quando executadas por um dispositivo de processamento, fazem com que o dispositivo de processamento execute pelo menos uma porção dos métodos descritos no presente documento. Os exemplos acima são apenas exemplares e, portanto, não pretendem limitar de qualquer forma a definição e/ou o significado do termo processador, dispositivo de processamento e controlador.

[0025] Nas modalidades aqui descritas, a memória pode incluir, mas não está limitada a, um meio legível por computador, tal como uma memória de acesso aleatório (RAM) e um meio não volátil legível por computador, tal como memória flash. Alternativamente, um disquete, uma memória de disco compacto - somente de leitura (CD

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ROM), um disco magneto-óptico (MOD) e/ou um disco versátil digital (DVD) também podem ser usados. Além disso, nas modalidades aqui descritas, canais de entrada adicionais podem ser, mas não estão limitados a, periféricos de computador associados a uma interface de operador, tal como um mouse e um teclado. Em alternativa, podem também ser usados outros periféricos de computador que podem incluir, por exemplo, mas não se limitam a, um escâner. Além disso, na modalidade exemplar, canais de saída adicionais podem incluir, mas não se limitam a, um monitor de interface de operador.

[0026] Modalidades da presente divulgação se referem a preventores submarinos e, mais especificamente, a um sistema de sensores para detectar e rastrear articulações de tubos de perfuração para um poço submarino de petróleo e gás. Os sistemas de sensores aqui descritos podem ser configurados com um preventer, uma pilha de preventores, um pacote de riser marinho inferior, ou localizados independentemente acima da pilha de preventores e do pacote de riser marinho inferior. Os sistemas de sensores aqui descritos fornecem bobinas de sensores, incluindo uma bobina de transmissão e pelo menos uma bobina de recepção embutidas dentro de um revestimento do sistema de sensores. A bobina de transmissão, acionada por um pulso de corrente, gera um campo eletromagnético dentro de um espaço interno do revestimento que interage com a coluna de tubo de perfuração quando ela transita através do revestimento, desse modo gerando perturbações do campo eletromagnético. O campo eletromagnético, incluindo as perturbações devidas à interação da coluna de tubo de perfuração com o campo eletromagnético, é detectado pela bobina de recepção e é processado para determinar um diâmetro da coluna de tubo de perfuração próximo da bobina de recepção. O diâmetro da coluna de tubo de perfuração é rastreado ao longo do tempo. A variabilidade temporal do diâmetro da coluna de tubo de perfuração permite a detecção pelo sistema de sensores da presença de uma articulação de tubo da coluna de tubo de perfuração dentro do revestimento. A detecção da localização da articulação de tubo permite que o preventer opere mais eficientemente no caso de um aumento de pressão no poço, uma vez que um preventer tipo cisalhamento pode falhar ao cisalhar através de uma articulação de tubo. O conhecimento da localização de uma articulação de tubo permite que o operador mova a coluna de perfuração para cima ou para baixo para liberar o êmbolo de cisalhamento da articulação de tubo. Os sistemas de sensores aqui descritos também proporcionam rastreamento de posição e perfilamento digital da

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7/18 coluna de tubo de perfuração quando ela transita através do revestimento no qual o sistema de sensores está embutido.

[0027] FIG. 1 é uma vista lateral esquemática de um poço de petróleo e gás submarino exemplar 100. O poço de petróleo e gás 100 inclui uma plataforma 102 conectada através de um riser ou coluna de tubo de perfuração 104 a uma cabeça de poço 106 no leito do mar 108. Em modalidades alternativas, a plataforma 102 pode ser substituída por qualquer outro recipiente adequado na superfície da água.

[0028] A coluna de tubo de perfuração 104, como ilustrado na vista em seção transversal, compreende uma extremidade na qual uma broca de perfuração (não mostrada) é girada para estender o poço submarino através de camadas abaixo do leito do mar 108. Lama é circulada de um tanque de lama (não mostrado) na plataforma de perfuração 102 através da coluna de tubo de perfuração 104 para a broca de perfuração e retomada para a plataforma de perfuração 102 através de um espaço anular 112 entre a coluna de tubo de perfuração e um revestimento protetivo 114 da coluna de tubo de perfuração 104. A lama mantém uma pressão hidrostática para contrabalançar a pressão de fluidos produzidos do poço e resfria a broca de perfuração enquanto também transporta rocha cortada ou esmagada para a superfície através do espaço anular 112. Na superfície, a lama que retorna do poço é filtrada para remover a rocha e os detritos e é recirculada.

[0029] Durante a perfuração, gás, petróleo ou outros fluidos de poço a alta pressão podem romper das formações perfuradas para a coluna de tubo de perfuração 104 e isso pode ocorrer de forma imprevisível. Uma pilha de preventores 116 está disposta no ou perto do leito do mar 108 para proteger o poço e o equipamento que pode ser danificado durante tal evento. A pilha de preventores 116, por vezes referida como a pilha, pode, em modalidades alternativas, estar localizada em locais diferentes ao longo da coluna de tubos de perfuração 104 de acordo com os requisitos ou as especificações para certas sondas offshore. A pilha de preventores 116 inclui uma pilha inferior 118 fixada à cabeça de poço 106 e um pacote de riser marinho inferior (LMRP) 120 fixado a uma extremidade distai da coluna de tubo de perfuração 104. Durante a perfuração, a pilha inferior 118 e o LMRP 120 estão conectados.

[0030] A pilha inferior 118 e o LMRP incluem múltiplos preventores 122 configurados num estado aberto durante operação normal. Os preventores 122 estão configurados para fechar para interromper um fluxo de fluido através da coluna de tubo de

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8/18 perfuração 104 quando ocorrer um kick de pressão. O poço de petróleo e gás 100 inclui cabos eléctricos ou linhas hidráulicas 124 para comunicar sinais de controle da plataforma de perfuração 102 para um controlador 126 localizado na pilha de preventores 116. Em modalidades alternativas, o controlador 126 pode estar localizado remotamente à pilha de preventores 116 e acoplado comunicativamente através de uma rede com fios ou sem fios. O controlador 126 controla os preventores 122 para estarem em estado aberto ou um estado fechado, de acordo com sinais da plataforma de perfuração 102 comunicados através de cabos elétricos ou linhas hidráulicas 124. O controlador 126 também comunica informações à plataforma de perfuração 102 incluindo, por exemplo, e sem limitação, o estado atual de cada preventer 122, isto é, aberto ou fechado.

[0031] FIG. 2 é uma vista lateral esquemática de um sistema de sensores 200 exemplar para uso no poço submarino de petróleo e gás 100 (mostrado na FIG. 1). O sistema de sensores 200 inclui um revestimento cilíndrico 202 definindo um espaço interno 204 dentro do qual a coluna de tubo de perfuração 104 transita. Em modalidades alternativas, o sistema de sensores 200 pode utilizar qualquer outro revestimento devidamente formado com o qual fazer interface com o poço submarino de petróleo e gás 100. Por exemplo, revestimento cilíndrico 202 pode ser usando em lugar de um revestimento retangular. Referindo novamente à FIG. 2, em certas modalidades, o revestimento cilíndrico 202 está localizado dentro do equipamento submarino, tal como, por exemplo, pilha de preventores 116 (mostrada na FIG. 1). Em modalidades alternativas, o revestimento cilíndrico 202 está localizado acima da pilha de preventores 116, dentro do EMRP 120 (mostrado na FIG. 1), ou de outro modo independente dos preventores 122 (mostrados na FIG. 1). Em certas modalidades, o sistema de sensores 200 está localizado na ou perto da plataforma de perfuração 102 e é empregado em combinação com uma instalação adicional do sistema de sensores 200 no leito do mar 108. Em tais modalidades, o sistema de sensores 200 na plataforma de perfuração 102 pode ser utilizado na geração de um perfil digital de uma dada articulação de tubo, quando as seções da coluna de tubo de perfuração 104 forem unidas na superfície. O perfil digital permite que o sistema de sensores 200 no leito do mar 108 detecte com mais precisão a presença dessa articulação de tubo quando ela transita no revestimento cilíndrico 202 no leito do mar 108.

[0032] O revestimento cilíndrico 202, em certas modalidades, tem um comprimento ajustável que é selecionado de acordo com o comprimento da coluna de tubo

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9/18 de perfuração 104 que será monitorada. O revestimento cilíndrico 202, em certas modalidades, é de comprimento igual ou maior que a pilha de preventores 116. O revestimento cilíndrico 202, em certas modalidades, é fabricado de um material flexível, tal como, por exemplo, material elastomérico, tecido de borracha ou outro material flexível adequado. Em modalidades alternativas, o revestimento cilíndrico 202 é fabricado de um material rígido colocado ao longo de uma superfície externa da coluna de tubo de perfuração 104 ou ao longo de uma superfície interna da pilha de preventores 116.

[0033] A coluna de tubo de perfuração 104 inclui uma seção de tubo superior 206 e uma seção de tubo inferior 208 acopladas juntas numa articulação de tubo 210. A articulação de tubo 210, notavelmente, exibe um diâmetro maior que os respectivos diâmetros da seção de tubo superior 206 e da seção de tubo inferior 208. A coluna de tubo de perfuração 104 translada verticalmente em uma direção axial do revestimento cilíndrico 202. A coluna de tubo de perfuração 104 translada ainda lateralmente, ou oscila enquanto a coluna de tubo de perfuração gira, numa direção ortogonal em relação à direção axial do revestimento cilíndrico 202. Geralmente, a translação lateral da coluna de tubo de perfuração 104 e a presença da articulação de tubo 210 dentro do espaço interno 204 afetam a proximidade da coluna de tubo de perfuração 104 às paredes do revestimento cilíndrico 202.

[0034] O sistema de sensores 200 inclui bobinas de sensores, incluindo uma bobina de transmissão 212 acoplada ao revestimento cilíndrico 202. Em uma modalidade, a bobina de transmissão 212 inclui uma bobina condutiva circunferencial. A bobina de transmissão 212 conduz um pulso de corrente que induz um campo eletromagnético correspondente que interage, por exemplo, acopla eletromagneticamente, com a coluna de tubo de perfuração 104. O pulso de corrente é, por exemplo, e sem limitação, um par de ondas periódicas e quadradas de polaridades opostas. Em uma modalidade, o pulso de corrente fornece aproximadamente 0,5 watt de potência contínua para a bobina de transmissão 212, a um ciclo de trabalho de aproximadamente 10%. Em tal modalidade, o próprio pulso de corrente fornece aproximadamente cinco watts ao longo de sua duração. Em certas modalidades, a potência disponível na localização submarina é limitada. Por exemplo, um preventer existente pode ter menos de dez watts de potência em excesso contínua. Consequentemente, em tais modalidades, a eficiência com a qual o campo eletromagnético é induzido dentro do espaço interno 204 é uma consideração de projeto importante.

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10/18 [0035] O sistema de sensores 200 inclui uma primeira bobina de recepção 214 acoplada ao revestimento cilíndrico 202. Em uma modalidade, a primeira bobina de recepção 214 inclui uma bobina condutiva circunferencial. A primeira bobina de recepção 214 é configurada para detectar o campo eletromagnético que representa o campo eletromagnético correspondente, induzido pelo pulso de corrente, e perturbações do campo eletromagnético devido à sua interação com a coluna de tubo de perfuração 104. Em certas modalidades, o sistema de sensores 200 inclui uma segunda bobina de recepção 216 acoplada ao revestimento cilíndrico 202. A segunda bobina de recepção 216 inclui uma bobina condutiva circunferencial. A segunda bobina de recepção 216 é configurada para detectar o campo eletromagnético, incluindo as perturbações, também.

[0036] As FIGs. 3 a 5 são vistas laterais esquemáticas de disposições exemplares de bobinas de sensores dentro do sistema de sensores 200 (mostrado na FIG. 2). As disposições ilustradas nas FIGs. 3 a 5 exibem desempenho diferente, particularmente com respeito à quantidade de corrente necessária para conduzir através da bobina de transmissão 212 para induzir campos eletromagnéticos detectáveis dentro do espaço interno 204 e com os quais a coluna de tubo de perfuração 104 pode interagir. Por exemplo, em certas modalidades, quando a bobina de transmissão 212, a primeira bobina de recepção 214 e a segunda bobina de recepção 216 estão localizadas fora do revestimento cilíndrico 202, o campo eletromagnético induzido deve penetrar no próprio revestimento cilíndrico 202 antes de irradiar dentro do espaço interno 204.

[0037] FIG. 3 ilustra a bobina de transmissão 212, a primeira bobina de recepção 214 e a segunda bobina de recepção 216 embutidas dentro de um inserto 302 que está ele mesmo embutido dentro de um vazio numa superfície interna 304 do revestimento cilíndrico 202. Em certas modalidades, o inserto 302 é composto pelo mesmo material ou material semelhante ao revestimento cilíndrico 202, tal como, por exemplo, e sem limitação, aço carbono. Em modalidades alternativas, o inserto 302 é composto por outro material, tal como, por exemplo, e sem limitação, titânio, aço inoxidável ou polímero plástico.

[0038] FIG. 4 ilustra a bobina de transmissão 212, a primeira bobina de recepção 214 e a segunda bobina de recepção 216 embutidas dentro de um inserto 402 que está acoplado a uma superfície externa 404 do revestimento cilíndrico 202. Em certas modalidades, o inserto 402 é composto pelo mesmo material ou material semelhante ao

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11/18 revestimento cilíndrico 202, tal como, por exemplo, e sem limitação, aço carbono. Em modalidades alternativas, o inserto 402 é composto por outro material, tal como, por exemplo, e sem limitação, titânio, aço inoxidável ou polímero plástico.

[0039] FIG. 5 ilustra a bobina de transmissão 212, a primeira bobina de recepção 214 e a segunda bobina de recepção 216 embutidas dentro de uma parede 502 do próprio revestimento cilíndrico 202. O revestimento cilíndrico 202 pode ser composto, por exemplo, e sem limitação, de aço carbono, um metal ferromagnético e um metal não magnético, tal como, por exemplo, alumínio, aço inoxidável, titânio, um polímero ou qualquer combinação dos mesmos.

[0040] FIG. 6 é um diagrama esquemático do sistema de sensores 200 (mostrado na FIG. 2). O sistema de sensores 200 inclui bobina de transmissão 212, primeira bobina de recepção 214 e segunda bobina de recepção 216 acopladas ao revestimento cilíndrico 202. A bobina de transmissão 212 é eletricamente acoplada a um gerador de pulsos 602 configurado para gerar o pulso de corrente conduzido pela bobina de transmissão 212. Em certas modalidades, o gerador de pulsos 602 é um dispositivo configurável, permitindo ajuste de, por exemplo, e sem limitação, potência de saída, amplitude de corrente, amplitude de voltagem e ciclo de serviço.

[0041] O sistema de sensores 200 inclui um processador 604. O processador 604 é acoplado a um conversor analógico/digital (A/D) 606.0 conversor A/D 606 é um dispositivo bidirecional que converte sinais analógicos em sinais digitais e sinais digitais em analógicos. Em certas modalidades, o processador 604 é configurado para controlar o gerador de pulsos 602 através do conversor A/D 606. Em tal modalidade, o processador 604 transmite um sinal de controle digital para o conversor A/D 606, onde ele é convertido num sinal de controle analógico e transmitido para o gerador de pulsos 602. Em modalidades alternativas, o processador 604 controla o gerador de pulsos 602 diretamente utilizando um sinal de controle digital.

[0042] O sistema de sensores 200 inclui um primeiro filtro passa baixa (LPF) 608 e um segundo LPF 610, respectivamente acoplados à primeira bobina de recepção 214 e à segunda bobina de recepção 216. O campo eletromagnético correspondente ao pulso de corrente conduzido através da bobina de transmissão 212 interage com a coluna de tubo de perfuração 104, que modifica o campo eletromagnético. O campo eletromagnético resultante

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12/18 inclui perturbações do campo eletromagnético devido à interação da coluna de tubo de perfuração 104 com o campo eletromagnético. O campo eletromagnético induz uma primeira corrente na primeira bobina de recepção 214 e uma segunda corrente na segunda bobina de recepção 216. A primeira corrente representa a dimensão externa da coluna de tubo de perfuração 104 próxima à primeira bobina de recepção 214. A segunda corrente representa a dimensão externa da coluna de tubo de perfuração 104 próxima à segunda bobina de recepção 216. Geralmente, quando a articulação de tubo 210 passa através do revestimento cilíndrico 202, a dimensão externa da coluna de tubo de perfuração 104 aumenta e as respectivas amplitudes de voltagem da primeira e da segunda correntes induzidas na primeira e na segunda bobinas de recepção 214 e 216 são aumentadas. O LPF 608 e o LPF 610 removem ruídos de alta frequência da primeira e da segunda voltagens de corrente antes de elas serem recebidas no conversor A/D 606, convertidas em sinais de voltagem digitais e transmitidas ao processador 604.

[0043] O processador 604 é configurado para computar o diâmetro da coluna de tubo de perfuração 104 com base no pulso de corrente e nos sinais de voltagem digital representando o campo eletromagnético detectado pela primeira e segunda bobinas de sensor de recepção 214 e 216. Os sinais se correlacionam com um diâmetro da coluna de tubo de perfuração 104. Em uma modalidade, o processador 604 é configurado para computar um parâmetro, S, de acordo com a EQ. 1, abaixo, em que S corresponde ao diâmetro da coluna de tubo de perfuração 104 com base em um do primeiro e do segundo sinais de voltagem, V, da primeira e da segunda bobinas de recepção 214 e 216, e t representa tempo.

= í^Í2 Vdt - í^Í3 Vdt EQ. 1 ^Jt₂ [0044] O diâmetro da coluna de tubo de perfuração 104, como detectado pelo sistema de sensores 200, varia ao longo do tempo, à medida que numerosas seções da coluna de tubo de perfuração 104 e articulações de tubos 210 transitam pelo revestimento cilíndrico 202. Além disso, a articulação de tubo 210 transita através do campo eletromagnético induzido pela bobina de transmissão 212. Por conseguinte, o campo eletromagnético detectado pela primeira bobina de recepção 214 varia ao longo do tempo em relação ao campo eletromagnético detectado pela segunda bobina de recepção 216, pois a bobina de transmissão 212 e a primeira e a segunda bobinas de recepção 214 e 216 são cada qual espaçadas por uma distância de separação ao longo da direção do revestimento cilíndrico

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202. Em certas modalidades, o processador 604 computa um diâmetro com base numa combinação matemática dos campos eletromagnéticos detectados pela primeira e pela segunda bobinas de sensor de recepção 214 e 216 incluindo, por exemplo, e sem limitação, adição, subtração, deslocamento de tempo, escalonamento ou outras combinações matemáticas adequadas.

[0045] O processador 604 é configurado para rastrear o parâmetro, S, durante um período de tempo, facilitando a determinação do diâmetro da coluna de tubo de perfuração 104 e a detecção da presença da articulação de tubo 210 dentro do revestimento cilíndrico 202. Em modalidades alternativas, a determinação do diâmetro da coluna de tubo de perfuração 104 permite a detecção da presença de vários outros aparelhos de fundo de poço incluindo, por exemplo, e sem limitação, comandos, estabilizadores, centralizadores, dispositivos de medição, brocas, cestos e ferramentas de orientação. Dada a separação da primeira e da segunda bobinas de recepção 214 e 216 na direção axial, a detecção da presença da articulação de tubo 210 pela primeira bobina de recepção 214 pode adiantar ou atrasar, no tempo, a mesma detecção pela segunda bobina de recepção 216 dependendo da direção de trânsito da coluna de tubo de perfuração 104, isto é, em direção à superfície versus em direção ao leito do mar 108. Por exemplo, quando a coluna de tubo de perfuração 104 transitar em direção ao leito do mar 108, a presença da articulação de tubo 210 resultaria em um aumento temporário no parâmetro, S, e no diâmetro da coluna de tubo de perfuração 104 que corresponde ao pulso atual conduzido através da bobina de transmissão 212. Tal aumento temporário ocorrería primeiro no sinal de voltagem gerado pela primeira bobina de recepção 214 e, então, ocorrería no sinal de voltagem da segunda bobina de recepção 216.

[0046] FIG. 7 é um gráfico 700 de voltagem e corrente ao longo do tempo para o sistema de sensores 200 que ilustra o aumento temporário no parâmetro, S, que corresponde à articulação de tubo 210. O gráfico 700 inclui um eixo vertical 710 representando a amplitude de voltagem e corrente. O gráfico 700 inclui um eixo horizontal 720 representando tempo durante o qual o sistema de sensores 200 opera. O gráfico 700 ilustra um pulso de corrente 730 tendo uma duração de zero a U- Um tempo, u, é ilustrado no gráfico 700 para o propósito da integração descrita na EQ. 1 onde t₃ — t₂ = t₂ — t_±. O gráfico 700 ilustra ainda um sinal de voltagem 740 representando a coluna de tubo de perfuração 104, sem a articulação de tubo 210 estar presente, interagindo com o campo eletromagnético induzido pelo pulso de corrente 730 e sendo detectado por uma da primeira e da segunda bobinas de

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14/18 recepção 214 e 216. O gráfico 700 ilustra ainda um sinal de voltagem 750 representando a coluna de tubo de perfuração 104, com a articulação de tubo 210 presente e interagindo com o campo eletromagnético e sendo detectada por uma da primeira e da segunda bobinas de recepção 214 e 216.

[0047] Referindo novamente à FIG. 6, em certas modalidades, o processador 604 é configurado para aplicar um deslocamento de fase à integração descrita na EQ. 1 para reduzir ainda mais o ruído. Em certas modalidades, o gerador de pulsos 602 é configurado para gerar um par de pulsos de corrente tendo polaridade oposta para reduzir o efeito do ruído magnético e da magnetização residual da coluna de tubo de perfuração 104. Em certas modalidades, o processador 604 é configurado para aplicar uma adequação de curva ao parâmetro computado, S, da coluna de tubo de perfuração 104 ao revestimento cilíndrico 202 para intensificar a detecção da articulação de tubo 210. Em uma modalidade alternativa, um sinal diferencial é computado como uma diferença entre o parâmetro, S, para a primeira e a segunda bobinas de recepção 214 e 216 que é usado para eliminar o efeito de variações nas propriedades eletromagnéticas do metal compondo a coluna de tubo de perfuração 104.

[0048] O processador 604 é embutido com o sistema de sensores 200 no leito do mar 108.0 processador 604 é acoplado a uma interface de comunicação que acopla de forma comunicativa o processador 604 à plataforma de perfuração 102 através de um canal de comunicação 612 que permite a comunicação de dados do processador 604 para a plataforma de perfuração 102.0 canal de comunicação 612, em certas modalidades, inclui, por exemplo, e sem limitação, um canal de linha de energia, um canal Ethernet, um canal serial, um canal de fibra óptica ou qualquer outro meio para comunicação adequada para transportar dados do leito do mar 108 para plataforma de perfuração 102. A interface de comunicação inclui, por exemplo, e sem limitação, um processador, um driver, um microcontrolador ou outro circuito de processamento para transladar dados do processador 604 para o canal de comunicação 612. Numa modalidade, o processador 604 é configurado para computar o parâmetro, S, como um inteiro, por exemplo, um inteiro de 16 bits, e para transmitir o inteiro através do canal de comunicação 612. Em certas modalidades, tal transmissão é feita periodicamente, por exemplo, aproximadamente a cada 200 milissegundos. Em outras modalidades, a frequência na qual a transmissão é feita e a representação de dados do parâmetro computado podem variar para satisfazer os requisitos específicos do poço submarino de petróleo e gás 100. O canal de comunicação 612, em certas modalidades, pode

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15/18 ser um canal de dados existente para o poço submarino de petróleo e gás 100 ou, mais especificamente, para a pilha de preventores 116.

[0049] Em modalidades alternativas, o processador 604 pode estar localizado na plataforma de perfuração 102. Em tal modalidade, os componentes submarinos do sistema de sensores 200 empacotam os sinais de voltagem digitais em uma mensagem que é transmitida no canal de comunicação 612 antes que os sinais de voltagem digitais sejam processados e o parâmetro, S, seja computado.

[0050] FIG. 8 é uma vista esquemática em seção transversal de uma modalidade do sistema de sensores 200 (mostrado nas FIGs. 2 e 6). Na modalidade da FIG. 8, o sistema de sensores 200 inclui uma matriz de sensores de estado sólido 802, 804, 806 e 808 acoplados ao revestimento cilíndrico 202. Os sensores 802, 804, 806 e 808 monitoram a posição da coluna de tubo de perfuração 104 dentro do revestimento cilíndrico 202. Em tais modalidades, o processador 604 (mostrado na FIG. 6) é acoplado aos sensores 802, 804, 806 e 808 e é configurado para usar o rastreamento de posição da coluna de tubo de perfuração 104 para intensificar a detecção da articulação de tubo 210 compensando movimento lateral da coluna de tubo de perfuração 104 quando processando os sinais de voltagem da primeira e da segunda bobinas de recepção 214 e 216 para computar e rastrear o diâmetro da coluna de tubo de perfuração 104 para o revestimento cilíndrico 202 ao longo do tempo. Por exemplo, à medida que a coluna de perfuração 104 se move lateralmente em direção ao sensor de estado sólido 804, o sensor de estado sólido 804 detecta a coluna de tubo de perfuração 104 se movendo mais perto e o sensor de estado sólido 808 detecta a coluna de tubo de perfuração 104 se movendo correspondentemente para fora. Tal movimento da coluna de tubo de perfuração 104, sob certas circunstâncias, introduz ruído nas correntes induzidas na primeira e na segunda bobinas de recepção 214 e 216 pelo campo eletromagnético. O processador 604, rastreando a posição da coluna de tubo de perfuração 104, mitiga o ruído e pode cancelar pelo menos uma porção do ruído exibido nos sinais de voltagem gerado pela primeira e pela segunda bobinas de recepção 214 e 216. Em modalidades alternativas, o sistema de sensores 200 pode incluir menos sensores de estado sólido ou, em outras modalidades, mais sensores de estado sólido para rastrear a posição da coluna de tubo de perfuração 104.

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16/18 [0051] FIG. 9 é um diagrama de fluxo de um método exemplar 900 para operar o sistema de sensores 200 (mostrado nas FIGs. 2 e 6). O método 900 começa numa etapa de início 910. Numa etapa de geração 920, é gerado um pulso de corrente num gerador de pulsos 602. O gerador de pulsos 602 transmite o pulso de corrente para a bobina de transmissão 212, que conduz 930 o pulso de corrente para induzir um campo eletromagnético no espaço interno 204 do revestimento 202 do sistema de sensores 200.

[0052] Quando o poço de petróleo e gás submarino 100 opera, a coluna de tubo de perfuração 104 transita através do revestimento 202 do sistema de sensores 200, que está localizado, por exemplo, e sem limitação, no leito do mar 108 dentro da pilha de preventores 116, interage com o campo eletromagnético induzido na etapa de realização 930. A coluna de tubo de perfuração Í04 inclui articulação de tubo 210, que une a seção de tubo superior 206 e a seção de tubo inferior 208, cada uma das quais interage de um modo único e variável no tempo com o campo eletromagnético. A primeira bobina de recepção 214 detecta 940 o campo eletromagnético, incluindo perturbações do campo eletromagnético devido à sua interação com a coluna de tubo de perfuração Í04. Durante a detecção 940, uma corrente é induzida na primeira bobina de recepção 214 que gera um sinal de voltagem analógico. O sinal de voltagem analógico é filtrado pelo LPF 608 e convertido pelo conversor A/D 606 em um sinal de voltagem digital que é recebido pelo processador 604. O processador 604 computa 950 um diâmetro da coluna de tubo de perfuração 104 com base no campo eletromagnético detectado pela primeira bobina de recepção 214.

[0053] Os sistemas de sensores acima descritos fornecem um sistema de sensores para detectar e rastrear articulações de tubos em uma coluna de tubo de perfuração para um poço submarino de petróleo e gás. Os sistemas de sensores aqui descritos podem ser configurados com um preventer, uma pilha de preventores, um pacote de riser marinho inferior, ou localizados independentemente acima da pilha de preventores e do pacote de riser marinho inferior. Os sistemas de sensores aqui descritos fornecem bobinas de transmissão e recepção embutidas dentro de um revestimento do sistema de sensores. A bobina de transmissão, acionada por um pulso de corrente, gera um campo eletromagnético que dentro de um espaço interno do revestimento que interage com a coluna de tubo de perfuração quando ela transita através do revestimento. O campo eletromagnético, incluindo as perturbações do campo eletromagnético devidas à sua interação com a coluna de tubo de perfuração, é detectado pela bobina de recepção e é processado para determinar um diâmetro

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17/18 da coluna de tubo de perfuração próximo às bobinas de recepção com base em um parâmetro computado, S. O diâmetro da coluna de tubo de perfuração é rastreado ao longo do tempo. A variabilidade temporal do diâmetro da coluna de tubo de perfuração permite a detecção pelo sistema de sensores da presença de uma articulação de tubo da coluna de tubo de perfuração dentro do revestimento. A detecção da presença da articulação de tubo permite que o preventer opere mais eficientemente no caso de um aumento de pressão no poço, uma vez que um preventer tipo cisalhamento pode trabalhar abaixo do desempenho ao cisalhar através de uma articulação de tubo. Os sistemas de sensores aqui descritos também proporcionam rastreamento de posição e perfilamento digital das articulações de tubo na coluna de tubo de perfuração quando ela transita através do revestimento no qual o sistema de sensores está embutido.

[0054] Um efeito técnico exemplar dos métodos, sistemas e aparelhos descritos no presente documento inclui pelo menos um de:(a) melhorar a confiabilidade da detecção de posição de articulação de tubo; (b) reduzir o consumo de energia da detecção de posição de articulação de tubo; (c) melhorar a vida operacional da detecção de posição de articulação de tubo; (d) reduzir o impacto do deslocamento axial da coluna de tubo de perfuração na detecção de posição da articulação de tubo; (e) melhorar o automonitoramento de saúde do sistema de sensores; (f) rastrear a posição axial da coluna de tubo de perfuração; (g) melhorar a operação dos preventores tipo cisalhamento através da detecção de articulações de tubo; e (h) melhorar a confiabilidade dos preventores.

[0055] Modalidades exemplares de métodos, sistemas e aparelhos para sistemas de sensores não estão limitadas às modalidades específicas aqui descritas, mas ao invés disso, componentes de sistemas e/ou etapas dos métodos podem ser utilizados independentemente e separadamente de outros componentes e/ou etapas aqui descritas. Por exemplo, os métodos também podem ser usados em combinação com outros sistemas de sensores não convencionais e não estão limitados à prática apenas com os sistemas e métodos como descritos aqui. Pelo contrário, a modalidade exemplar pode ser implementada e utilizada em ligação com muitas outras aplicações, equipamentos e sistemas que podem se beneficiar de confiabilidade e disponibilidade elevadas e manutenção e custo reduzidos.

[0056] Embora características específicas de várias modalidades da divulgação possam ser mostradas em alguns desenhos e não em outros, isto é apenas a título de

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18/18 conveniência. De acordo com os princípios da divulgação, qualquer característica de um desenho pode ser referenciada e/ou reivindicada em combinação com qualquer característica de qualquer outro desenho.

[0057] Esta descrição escrita usa exemplos para divulgar as modalidades, incluindo o melhor modo, e também para possibilitar que qualquer pessoa versada na técnica pratique as modalidades, incluindo fazer e usar quaisquer dispositivos ou sistemas e executar quaisquer métodos incorporados. O escopo patenteável da divulgação é definido pelas reivindicações e pode incluir outros exemplos que ocorreram aos versados na técnica. Pretende-se que esses outros exemplos estejam dentro do escopo das reivindicações, se eles tiverem elementos estruturais que não difiram da linguagem literal das reivindicações ou se eles incluírem elementos estruturais equivalentes com diferenças não substanciais das linguagens literais das reivindicações.

Claims

1. Sistema de sensor (200) para um poço de petróleo e gás submarino (100), o referido sensor caracterizado pelo fato de que compreende:

um revestimento (114, 202) definindo um espaço interno (204) através do qual uma coluna de tubo de perfuração (104) transita;

uma bobina de transmissão (212) acoplada ao referido revestimento, a referida bobina de transmissão configurada para conduzir um pulso de corrente e induzir um campo eletromagnético, correspondendo ao pulso de corrente, dentro do espaço interno e com o qual a coluna de tubo de perfuração interage;

uma primeira bobina de recepção (214) acoplada ao referido revestimento, a primeira referida bobina de recepção configurada para detectar o campo eletromagnético, incluindo perturbações do campo eletromagnético devido à interação da coluna de tubo de perfuração com o campo eletromagnético; e um processador (604) acoplado à referida bobina de transmissão e à referida primeira bobina de recepção, o referido processador configurado para computar um diâmetro da coluna de tubo de perfuração com base no pulso de corrente e no campo eletromagnético detectado pela referida primeira bobina de recepção.

2. Sistema de sensor (200), de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que a referida primeira bobina de recepção (214) é separada da referida bobina de transmissão (212) por uma distância de separação numa direção axial do referido revestimento (114, 202).

3. Sistema de sensor (200), de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que compreende ainda uma segunda bobina de recepção (216) acoplada ao referido processador (604), a referida segunda bobina de recepção configurada para detectar o campo eletromagnético, incluindo as perturbações do campo eletromagnético devido à interação da coluna de tubo de perfuração (104) com o campo eletromagnético, o referido processador ainda configurado para computar o diâmetro da coluna de tubo de perfuração próximo à referida segunda bobina de recepção com base no campo eletromagnético detectado pela referida primeira bobina de recepção (214) e referida segunda bobina de recepção (216).

4. Sistema de sensor (200), de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que o referido processador (604) é ainda configurado para rastrear o diâmetro da coluna

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2/3 de tubo de perfuração (104) próximo da referida primeira bobina de recepção (214) ao longo de um período de tempo.

5. Sistema de sensor (200), de acordo com a reivindicação 4, caracterizado pelo fato de que o referido processador (604) é ainda configurado para detectar uma presença de uma articulação de tubo (210) da coluna de tubo de perfuração (104) dentro do espaço interno (204) com base numa mudança no diâmetro da coluna de tubo de perfuração ao longo do período de tempo.

6. Sistema de sensor (200), de acordo com a reivindicação 5, caracterizado pelo fato de que compreende ainda uma matriz de sensores de estado sólido (802, 804, 806, 808) acoplados ao referido revestimento (114, 202), a referida matriz de sensores de estado sólido configurada para rastrear a posição axial da coluna de tubo de perfuração (104) dentro do espaço interno (204) para detectar translação lateral.

7. Sistema de sensor (200), de acordo com a reivindicação 6, caracterizado pelo fato de que o referido processador (604) é ainda configurado para intensificar a detecção da presença da articulação de tubo (210) com base na translação lateral da coluna de tubo de perfuração (104) detectada pela referida matriz de sensores de estado sólido (802, 804, 806, 808).

8. Sistema de sensor (200), de acordo com a reivindicação 7, caracterizado pelo fato de que o referido processador (604) é ainda configurado para gerar um perfil digital da coluna de tubo de perfuração (104) com base no diâmetro rastreado ao longo do período de tempo.

9. Sistema de sensor (200), de acordo com a reivindicação 4, caracterizado pelo fato de que o referido processador (604) é ainda configurado para detectar uma presença de um comando na coluna de tubo de perfuração (104) dentro do espaço interno (204) com base numa mudança no diâmetro da coluna de tubo de perfuração ao longo do período de tempo.

10. Sistema de sensor (200), de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que o referido revestimento (114,202) compreende uma parede (502) e em que a referida primeira bobina de recepção (214) e a referida bobina de transmissão (212) são dispostas dentro da referida parede.

11. Sistema de sensor (200), de acordo com a reivindicação 10, caracterizado pelo fato de que a referida parede (502) compreende um metal ferromagnético.

12. Sistema de sensor (200), de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que o referido revestimento (114, 202) compreende uma parede (502) tendo uma

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3/3 superfície externa (404) e em que a referida primeira bobina de recepção (214) e a referida bobina de transmissão (212) são dispostas na referida parede externa da referida parede.

13. Preventer submarino (122), caracterizado pelo fato de que compreende:

um revestimento cilíndrico (114, 202) definindo um espaço interno (204) através do qual uma coluna de tubo de perfuração (104) transita;

uma interface de comunicação (612) configurada para ser comunicativamente acoplada a uma plataforma de perfuração (102) através de um canal de comunicação; e um sistema de sensor (200) compreendendo:

uma bobina de transmissão (212) acoplada ao referido revestimento cilíndrico, a referida bobina de transmissão configurada para gerar periodicamente um campo eletromagnético dentro do espaço interno e com o qual a coluna de tubo de perfuração interage;

uma primeira bobina de recepção (214) acoplada ao referido revestimento cilíndrico, a primeira referida bobina de recepção configurada para detectar o campo eletromagnético, incluindo perturbações do campo eletromagnético devido à interação da coluna de tubo de perfuração com o campo eletromagnético; e um processador (604) acoplado à referida interface de comunicação, à referida bobina de transmissão e à referida primeira bobina de recepção, o referido processador configurado para rastrear um diâmetro da coluna de tubo de perfuração com base no campo eletromagnético detectado pela referida primeira bobina de recepção e transmitir dados representando o diâmetro para o canal de comunicação através da referida interface de comunicação.

14. Preventer submarino (122), de acordo com a reivindicação 13, caracterizado pelo fato de que compreende ainda um gerador de pulsos (602) acoplado à referida bobina de transmissão (212), o referido gerador de pulsos configurado para gerar periodicamente um pulso de corrente correspondente ao campo eletromagnético.

15. Preventer submarino (122), de acordo com a reivindicação 13, caracterizado pelo fato de que compreende ainda um filtro passa baixa (LPF) (608) acoplado entre a referida primeira bobina de recepção (214) e o referido processador (604), o referido LPF configurado para reduzir ruído num sinal análogo induzido na referida primeira bobina de recepção pelo campo eletromagnético.