BR112021008378A2 - sistemas e métodos para uso com um poço submarino - Google Patents

Abstract

SISTEMAS E MÉTODOS PARA USO COM UM POÇO SUBMARINO. As modalidades da presente divulgação se referem a um sistema e método para detectar a presença, posição ou dimensões de um corpo dentro de uma porção de um sistema de poço de petróleo e gás submarino.

Description

“SISTEMAS E MÉTODOS PARA USO COM UM POÇO SUBMARINO CAMPO DA TÉCNICA

[0001] Esta divulgação refere-se, de modo geral, à perfuração, completação, recondicionamento de poço e produção de hidrocarbonetos em um poço de petróleo e gás submarino. Em particular, a divulgação se refere a sistemas e métodos para uso com um poço de petróleo e gás submarino.

ANTECEDENTES

[0002] A recuperação de hidrocarbonetos de petróleo e gás a partir de um poço submarino inclui várias etapas. Muitas dessas etapas são faseadas a partir de uma embarcação offshore. Essas etapas incluem, mas sem limitação: perfurar um furo de poço no piso submarino, completar o furo de poço perfurado, intervir ou recondicionar o furo de poço e produzir hidrocarbonetos a partir do furo de poço perfurado até a embarcação offshore. Algumas dessas etapas podem ser realizadas pela mesma embarcação offshore e algumas requerem uma embarcação offshore diferente e, muitas vezes, especializada.

[0003] Há uma tendência geral de aumento das profundidades nas quais as etapas acima mencionadas podem ser concluídas em um poço submarino, o que pode criar oportunidades de recuperação de hidrocarbonetos de petróleo e gás de formações geológicas que anteriormente não eram viáveis. À medida que a distância entre a embarcação offshore na superfície e a cabeça de poço no fundo do mar aumenta, também aumenta a incerteza sobre o que está acontecendo na cabeça de poço submarina e entre a cabeça de poço submarina e a embarcação.

SUMÁRIO

[0004] Algumas modalidades da presente divulgação se referem a um sistema que compreende uma unidade de processamento e pelo menos uma ferramenta. A pelo menos uma ferramenta é conectável a um lubrificante na embarcação offshore e/ou um riser submarino e/ou uma cabeça de poço submarina, a pelo menos uma ferramenta é operativamente comunicável com a unidade de processamento, em que a pelo menos uma ferramenta é configurada para gerar um campo magnético, detectar uma perturbação no campo magnético que é proximal à pelo menos uma ferramenta e para gerar um sinal de perturbação que é comunicável à unidade de processamento.

[0005] Algumas modalidades da presente divulgação se referem a um sistema que compreende uma unidade de processamento e pelo menos uma ferramenta. A pelo menos uma ferramenta é conectável a um lubrificante de uma cabeça de poço submarina, a pelo menos uma ferramenta é operativamente comunicável à unidade de processamento, em que a pelo menos uma ferramenta é configurada para gerar um campo magnético, detectar uma perturbação no campo magnético e gerar um sinal de perturbação que é comunicável à unidade de processamento.

[0006] Algumas modalidades da presente divulgação se referem a um método de perfuração e/ou intervenção em uma cabeça de poço submarina. O método compreende as etapas de: conectar um riser entre uma embarcação offshore e uma pilha de vedações contra explosão da cabeça de poço submarina; gerar um campo magnético acima, dentro ou abaixo da pilha de vedações contra explosão; detectar perturbações no campo magnético; e comunicar um sinal de perturbação a um processador. A perturbação no campo magnético pode ser causada por um corpo que se move para dentro, através ou para longe do campo magnético e/ou a perturbação no campo magnético pode ser gerada por uma mudança na posição e/ou uma mudança em uma dimensão física do objeto à medida que se move para dentro, através ou para longe do campo magnético.

[0007] Algumas modalidades da presente divulgação se referem a um método de intervenção em um poço submarino. O método compreende as etapas de gerar um campo magnético em uma posição entre uma pilha de vedações contra explosão submarina e um lubrificante submarino conectado ao mesmo, em que a pilha de vedações contra explosão submarina é operativamente acoplada a uma cabeça de poço do poço submarino; detectar perturbações no campo magnético; e comunicar um sinal de perturbação a um processador. A perturbação no campo magnético é causada por um corpo que se move para dentro, através ou para longe do campo magnético e/ou o campo magnético pode ser gerado por uma mudança na posição e/ou uma mudança na dimensão física do objeto conforme ele se move para dentro, através ou para longe do campo magnético conforme o objeto se move entre a pilha de vedações contra explosão e o lubrificante submarino.

[0008] Sem estar limitado por qualquer teoria particular, modalidades da presente divulgação podem ser úteis em etapas baseadas em riser marinho na recuperação de hidrocarbonetos de petróleo e gás de um poço submarino. Em particular, algumas modalidades da presente divulgação podem permitir que operadores extraiam tubulares e/ou ferramentas de forma mais eficiente do poço submarino até a embarcação offshore, fornecendo um sinal aos operadores quando os tubulares e/ou ferramentas podem ser movidos rapidamente e quando não devem ser movidos rapidamente - ou não serem movidos de nenhuma forma - para evitar um potencial acidente. Algumas modalidades da presente divulgação podem fornecer um sinal que permite aos operadores determinar a localização de uma ferramenta perdida ou porção de uma coluna tubular. Algumas modalidades da presente divulgação podem fornecer um sinal que permite aos operadores ajustar a posição da embarcação offshore a fim de manter uma posição substancialmente centralizada de um tubular e/ou ferramenta, conforme a mesma se move através de uma pilha de vedações contra explosão. Algumas modalidades da presente divulgação podem fornecer um sinal que alerta os operadores para um tubular que pode ter deformado. Algumas modalidades da presente divulgação podem fornecer um sinal que permite que os operadores determinem se uma porção passível de cisalhamento de um tubular está posicionada proximal ou dentro de uma zona de cisalhamento de uma pilha de vedações contra explosão. Algumas modalidades da presente divulgação podem se referir a um sistema que detecta uma ou mais perturbações em um campo magnético que está posicionado dentro de um ambiente submarino e processa as ditas perturbações detectadas e envia um sinal de exibição para uma unidade de exibição e entrada de usuário que está posicionada em uma embarcação offshore.

BREVE DESCRIÇÃO DOS DESENHOS

[0009] Estes e outros recursos da presente divulgação se tornarão mais evidentes na seguinte descrição detalhada, na qual é feita referência aos desenhos anexos.

[0010] A Figura 1 é uma vista em elevação lateral de um sistema de petróleo e gás offshore conhecido;

[0011] a Figura 2 é uma vista em elevação lateral de um sistema de petróleo e gás offshore de acordo com uma modalidade da presente divulgação;

[0012] a Figura 3 é uma vista em elevação lateral de um sistema de petróleo e gás offshore de acordo com outra modalidade da presente divulgação;

[0013] a Figura 4 é uma vista em elevação lateral de um sistema de petróleo e gás offshore de acordo com outra modalidade da presente divulgação;

[0014] a Figura 5 é uma vista em elevação lateral de um sistema de petróleo e gás offshore de acordo com outra modalidade da presente divulgação;

[0015] a Figura 6 é uma vista em elevação lateral de um sistema de petróleo e gás offshore de acordo com outra modalidade da presente divulgação;

[0016] a Figura 7 é uma vista em elevação lateral de um sistema de petróleo e gás offshore de acordo com outra modalidade da presente divulgação;

[0017] a Figura 8 mostra um sistema, de acordo com modalidades da presente divulgação, para uso com um sistema de petróleo e gás offshore;

[0018] a Figura 9 mostra uma porção do sistema mostrado na Figura 8 como compreendendo uma ferramenta, de acordo com modalidades da presente divulgação;

[0019] a Figura 10 é uma vista em elevação lateral da ferramenta mostrada na Figura 9A, em que a Figura 10A mostra a ferramenta em uma posição fechada; e a Figura 10B mostra a ferramenta em uma posição aberta;

[0020] a Figura 11 mostra duas modalidades de uma ferramenta de acordo com a presente divulgação, em que a Figura 11A é uma vista plana de topo da ferramenta mostrada na Figura 10 tomada através da linha 11-111 mostrada na Figura 10; e a Figura 11B é uma vista plana de topo de outra modalidade de uma ferramenta;

[0021] a Figura 12 mostra uma unidade de sensor para uso com a ferramenta mostrada na Figura 10, em que a Figura 12A é uma vista em elevação frontal da unidade de sensor; e a Figura 12B é uma vista em corte transversal tomada através da linha B-B1 mostrada na Figura 12A;

[0022] a Figura 13 mostra diferentes modalidades de um lubrificante e membros de conexão para uso com a ferramenta mostrada na Figura 10, em que a Figura 13A é uma vista elevada lateral em corte transversal em linha média de uma primeira modalidade que compreende braçadeiras para fornecer uma massa maior de material magnético; a Figura 13B é uma vista elevada lateral em corte transversal em linha média de uma segunda modalidade que está configurada para se conectar a uma coluna de perfuração; e a Figura 13C é uma vista elevada lateral em corte transversal em linha média de uma terceira modalidade que está configurada para se conectar a um cano flangeado; e

[0023] a Figura 14 é um esquema de um método para mover um tubular para longe de uma cabeça de poço submarina e em direção a uma embarcação offshore.

DESCRIÇÃO DETALHADA

[0024] Algumas modalidades da presente divulgação se referem a um sistema, uma unidade de processamento e pelo menos uma ferramenta. A pelo menos uma ferramenta é conectável a um lubrificante na embarcação offshore e/ou um riser submarino e/ou uma cabeça de poço submarina, a pelo menos uma ferramenta é operativamente comunicável com a unidade de processamento, em que a pelo menos uma ferramenta é configurada para detectar uma perturbação no campo magnético e para gerar um sinal de perturbação que é comunicável com a unidade de processamento.

[0025] Algumas modalidades da presente divulgação se referem a um sistema que compreende uma unidade de processamento e pelo menos uma ferramenta. A pelo menos uma ferramenta é conectável a um lubrificante de uma cabeça de poço submarina, a pelo menos uma ferramenta é operativamente comunicável à unidade de processamento, em que a pelo menos uma ferramenta é configurada para detectar uma perturbação em um campo magnético que pode ser gerada pela ferramenta. A ferramenta é ainda configurada para gerar um sinal de perturbação que é comunicável à unidade de processamento, em que o sinal de perturbação reflete uma perturbação do campo magnético.

[0026] Algumas modalidades da presente divulgação se referem a um sistema que compreende uma unidade de processamento, uma interface e pelo menos uma ferramenta. A unidade de processamento pode ser posicionada sobre uma embarcação offshore ou pode ser posicionada dentro de um corpo de água sobre o qual a embarcação offshore está posicionada ou uma ferramenta pode ser posicionada sobre a embarcação offshore e outra ferramenta pode ser posicionada no corpo de água. A interface pode ser operativamente acoplada à unidade de processamento por um primeiro conduto para fornecer comunicação entre as mesmas. A pelo menos uma ferramenta é conectável a um lubrificante na embarcação offshore e/ou um riser submarino e/ou uma cabeça de poço submarina. A pelo menos uma ferramenta é operativamente acoplada à caixa de interface por um segundo conduto. A pelo menos uma ferramenta é configurada para detectar uma perturbação em um campo magnético e para gerar um sinal de perturbação que é comunicável à unidade de processamento através do primeiro conduto e do segundo conduto. Em algumas modalidades da presente divulgação, a pelo menos uma ferramenta também é configurada para gerar um campo magnético.

[0027] Algumas modalidades da presente divulgação se referem a um sistema que compreende uma unidade de processamento, uma interface e pelo menos uma ferramenta. A unidade de processamento pode ser posicionada sobre uma embarcação offshore ou pode ser posicionada dentro do corpo de água sobre o qual a embarcação offshore está posicionada. A interface pode ser operativamente acoplada à unidade de processamento por um primeiro conduto para fornecer comunicação entre as mesmas. A pelo menos uma ferramenta é conectável a um lubrificante de uma cabeça de poço submarina e a pelo menos uma ferramenta é operativamente acoplada à caixa de interface por um segundo conduto. A pelo menos uma ferramenta é configurada para detectar uma perturbação no campo magnético e para gerar um sinal de perturbação que é comunicável à unidade de processamento através do primeiro conduto e do segundo conduto. Em algumas modalidades da presente divulgação, a pelo menos uma ferramenta também é configurada para gerar um campo magnético.

[0028] Algumas modalidades da presente divulgação se referem a um método de perfuração e/ou intervenção em uma cabeça de poço submarina. O método compreende as etapas de: conectar um riser entre uma embarcação offshore e uma pilha de vedações contra explosão da cabeça de poço submarina; gerar um campo magnético acima, dentro ou abaixo da pilha de vedações contra explosão; detectar uma perturbação no campo magnético; e comunicar um sinal de perturbação a um processador. A perturbação no campo magnético é causada por um corpo movendo-se para dentro, através ou para longe do campo magnético.

[0029] Algumas modalidades da presente divulgação se referem a um método de intervenção em um poço submarino. O método compreende as etapas de geração de um campo magnético em uma posição entre uma pilha de vedações contra explosão submarina e um lubrificante submarino conectado ao mesmo, em que a pilha de vedações contra explosão submarina é operativamente acoplada a uma cabeça de poço do poço submarino; detectar perturbações no campo magnético; e comunicar uma perturbação no sinal do campo magnético a um processador. A perturbação no campo magnético é causada por um corpo se movendo para dentro, através ou para longe do campo magnético, conforme ele se move entre a pilha de vedações contra explosão e o lubrificante submarino.

DEFINIÇÕES

[0030] A menos que definido de outra forma, todos os termos técnicos e científicos usados neste documento têm o mesmo significado como comumente entendido por alguém versado na técnica à qual esta divulgação pertence.

[0031] Conforme usado no presente documento, o termo cerca de se refere a ma aria o de apro imadamente +/- 10% de um determinado valor. Deve ser entendido que tal variação está sempre incluída em qualquer valor fornecido neste documento, seja especificamente referido ou não.

[0032] Conforme usado no presente documento, os termos alinhar , alinhado o em alinhamento descrevem um arranjo entre dois ou mais componentes de um sistema descrito no presente documento, em que cada um dentre dois ou mais componentes tem um furo central que está fisicamente disposto para estar em comunicação fluida entre si.

[0033] Conforme usado no presente documento, o termo amplit de descre e a diferen a entre o alor mais bai o de m resultado específico que está sendo medido e o valor mais alto do mesmo resultado.

[0034] Conforme usado no presente documento, o termo ferromagn tico descre e as propriedades de um material que permitem que esse material seja atraído por um ímã e/ou convertido em um ímã permanente. Para maior clareza, os materiais ferromagnéticos descritos neste documento não estão limitados a materiais que contêm ferro.

[0035] Conforme usado no presente documento, o termo ferromagnetismo descre e o mecanismo pelo q al os materiais respondem a um campo magnético. Para maior clareza, o ferromagnetismo inclui ferrimagnetismo, paramagnetismo, diamagnetismo e antiferromagnetismo.

[0036] Conforme usado no presente documento, o termo campo magn tico descre e m campo de for a com ma magnit de e direção que é criada movendo dipolos magnéticos e/ou movendo cargas elétricas e que exerce força em outros dipolos magnéticos próximos e/ou cargas elétricas.

[0037] Conforme usado no presente documento, o termo for a de campo magn tico descre e ma magnit de do campo magnético e a força que ele exerce sobre cargas elétricas ou dipolos magnéticos próximos.

[0038] Conforme usado no presente documento, o termo fl o magn tico descreve uma medição da magnitude do campo magnético total que está passando por uma unidade de área.

[0039] Conforme usado no presente documento, o termo densidade de fl o magn tico descre e a q antidade de fl o magnético que passa por uma unidade de área perpendicular às linhas de campo magnético do campo magnético.

[0040] Conforme usado no presente documento, o termo magnit de descre e m alor detect el de m res ltado espec fico que está sendo medido em um determinado ponto no tempo.

[0041] Conforme usado no presente documento, o termo campo de magnit de-al o sado para se referir ao campo magn tico cujas uma ou mais propriedades, e/ou mudanças em uma ou mais propriedades, o sensor magnético descrito na presente divulgação é projetado para medir.

[0042] As modalidades da presente divulgação serão agora descritas com referência às Figuras 1 a 14.

[0043] A Figura 1 mostra um exemplo de um sistema conhecido para desenvolver e produzir, a partir de um poço submarino 300 que fornece acesso a petróleo e/ou gás, hidrocarbonetos abaixo de uma superfície submarina 14. O sistema compreende uma embarcação offshore 100 que está posicionada sobre uma superfície 12 ou parcialmente submersa dentro de um corpo de água 16. A embarcação offshore 100 pode ser qualquer variedade de uma embarcação flutuante, uma embarcação parcialmente submersa, uma embarcação amarrada, uma embarcação atracada, uma embarcação autoelevatória, uma embarcação elevatória, uma embarcação posicionada dinamicamente ou outro tipo de embarcação ou plataforma adequada que pode apoiar o equipamento necessário para a perfuração e/ou conclusão e/ou produção do poço submarino 300.

[0044] Uma cabeça de poço submarina 106 pode ser estabelecida na extremidade da superfície submarina 14 do poço submarino 300. Dependendo das operações que estão ocorrendo em um determinado momento, a cabeça de poço submarina 106 pode incluir muitos componentes, tais como, mas sem limitação: uma árvore de Natal submarina, uma pilha de vedações contra explosão (BOP) submarina e um pacote de conexão de riser. Cada um desses componentes da cabeça de poço submarina 106 define um furo central e são conectados de forma removível em um arranjo vertical de modo que cada furo central esteja alinhado. A pilha de BOP submarina pode incluir um ou mais componentes, tal como uma ou mais dentre uma válvula de gaveta, uma válvula de esfera, uma BOP de ram, uma BOP de estilo anular, uma BOP do tipo caixa de vedação e um conjunto de BOPs de cisalhamento. Esses componentes da pilha de BOP são configurados para controlar, isoladamente ou em combinação, as pressões dentro das seções do poço submarino 14. A cabeça de poço submarina 106 está posicionada acima da extremidade de superfície do poço submarino 300 de modo que o furo central da cabeça de poço submarina 106 esteja alinhado com um furo central do poço submarino 300.

[0045] Em alguns sistemas, a embarcação offshore 100 pode ser conectada à cabeça de poço submarina 106 por um riser marinho 104 que está operativamente acoplado a um pacote de conexão de riser da cabeça de poço submarina 106. O riser 104 é uma coluna de tubulares conectados, tal como revestimento flangeado ou cano rosqueado que define um furo central e que se estende por uma distância X através do corpo de água 16 geralmente entre a superfície 12 e a superfície submarina 14. Em alguns sistemas, a posição da embarcação offshore 100 pode ser ajustada de modo que o furo central do riser 104 esteja alinhado com um furo central da cabeça de poço submarina 106 (e seus vários componentes) e, portanto, o furo central do poço submarino 300. Os recursos do riser 104 e os tipos de tubulares conectados que são usados para constituir o riser 104 podem depender dos tipos de operação (ou operações) que o sistema está conduzindo. Por exemplo, é comum que risers flangeados sejam usados para compor a elevação durante a perfuração do poço submarino 300. Também é comum que cano rosqueado, tal como o cano de perfuração rosqueado, seja usado para compor o riser 104 durante a realização de completações, intervenções ou recondicionamentos de poço no poço submarino 300. Essas operações também podem ser denominadas intervenções em águas abertas. Quando o riser 104 é usado para realizar uma ou mais operações de intervenção sobre o poço submarino 300, um lubrificante é tipicamente posicionado em um piso de trabalho 102 da embarcação offshore 100 de modo que tubulares e/ou ferramentas possam ser introduzidos no furo central do riser 104 e, por fim, no poço submarino 300.

[0046] Em algumas operações, pode ser desejável realizar intervenções no poço submarino 300, mas um riser 104 não é necessário. Esses tipos de intervenções podem ser referidos como inter en es sem riser . Essas intervenções muitas vezes requerem que um lubrificante submarino seja operativamente acoplado ao topo da pilha de BOP da cabeça de poço submarina 106. O tubo bobinado ou uma coluna de cabo de aço pode se estender pelo menos a distância X através do corpo de água 16 para o lubrificante submarino e para o poço submarino 300. O tubo bobinado ou linha de fio pode ser usado com ferramentas anexadas ao mesmo, ou não.

[0047] A Figura 2 mostra um sistema 201 para desenvolver e produzir, a partir de um poço submarino 300 que fornece acesso a petróleo e/ou gás, hidrocarbonetos abaixo da superfície submarina 14, de acordo com modalidades da presente divulgação. Para maior clareza, os sistemas mostrados na Figura 1 e Figuras 2 a 7 compreendem muitos dos mesmos recursos e, sendo assim, números de referência iguais são usados para indicar recursos iguais (ou similares) em cada sistema mostrado e descrito no presente documento.

[0048] Pelo menos uma diferença entre o sistema da Figura 1 e o sistema 201 da Figura 2 é que o sistema 201 compreende pelo menos uma ferramenta que está operativamente acoplada a um lubrificante 105 em um piso de trabalho 102 da embarcação offshore 100 (mostrada no círculo A da Figura 2). A pelo menos uma ferramenta também pode ser referida neste documento como uma primeira ferramenta 200. A primeira ferramenta 200 compreende uma porção tubular 282 e uma matriz de ferramentas 292 (consultar Figura 10). A porção tubular 282 define um furo central 283 entre um primeiro e um segundo membros de conexão 286A, 286B em cada extremidade da porção tubular 282. O primeiro e o segundo membros de conexão 286A, 286B são conectáveis para serem alinhados com o lubrificante 105 na embarcação offshore 100. Conforme discutido mais abaixo, a matriz de ferramentas 292 é configurada para detectar perturbações em um campo magnético e para gerar um sinal de perturbação que reflete a perturbação detectada no campo magnético.

[0049] Ao acoplar operativamente a primeira ferramenta 200 ao lubrificante na embarcação offshore 100, a primeira ferramenta 200 pode detectar perturbações em um campo magnético que é gerado em torno do lubrificante da embarcação offshore 100.

[0050] A Figura 3 mostra outro exemplo de um sistema 201A que inclui muitos dos mesmos recursos do sistema 201, com pelo menos uma exceção sendo que a pelo menos uma ferramenta é uma segunda ferramenta 202 que está operativamente acoplada a um riser marinho 104 que se estende entre a embarcação offshore 100 e a cabeça de poço submarina 106. Semelhante à primeira ferramenta 200, a segunda ferramenta 202 compreende uma porção tubular 282 e uma matriz de ferramentas 292 (consultar Figura 10). A porção tubular 282 define um furo central entre um primeiro e um segundo membros de conexão 286A, 286B em cada extremidade da porção tubular 282. O primeiro e o segundo membros de conexão 286A, 286B são conectáveis para serem alinhados com o riser 104. Conforme discutido mais abaixo, a matriz de ferramentas 292 é configurada para detectar perturbações em um campo magnético e para gerar um sinal de perturbação que reflete a perturbação detectada no campo magnético.

[0051] A segunda ferramenta 202 pode ser operativamente acoplada ao riser 104 a uma primeira distância X1 da embarcação offshore 100 e uma segunda distância X2 da cabeça de poço submarina 106. Como será observado pela pessoa versada na técnica, a distância X2 pode variar dependendo de uma série de fatores. Em algumas modalidades da presente divulgação, a distância X 1 pode estar entre cerca de 5% e cerca de 25% da distância total X em direção à embarcação offshore 100. Em algumas modalidades da presente divulgação, o X1 pode estar entre cerca de 10% e cerca de 20% da distância total X em direção à embarcação offshore

100.

[0052] A Figura 4 mostra outro exemplo de um sistema 201B que inclui muitos dos mesmos recursos do sistema 201, com pelo menos uma exceção sendo que a pelo menos uma ferramenta é uma terceira ferramenta 204 que está operativamente acoplada a um riser marinho 104 proximal à cabeça de poço submarina 106. Similar à primeira ferramenta 200, a terceira ferramenta 202 compreende uma porção tubular 282 e uma matriz de ferramentas 292 (consultar Figura 10). A porção tubular 282 define um furo central entre um primeiro e um segundo membros de conexão 286A, 286B em cada extremidade da porção tubular 282. O primeiro e o segundo membros de conexão 286A, 286B são conectáveis para serem alinhados com o riser 104. Conforme discutido mais abaixo, a matriz de ferramentas 292 é configurada para detectar perturbações em um campo magnético e para gerar um sinal de perturbação que reflete a perturbação detectada no campo magnético.

[0053] A terceira ferramenta 204 pode ser operativamente acoplada ao riser 104 a uma terceira distância X3 da embarcação offshore 100 e uma quarta distância X4 da cabeça de poço submarina 106. Conforme será observado pela pessoa versada na técnica, a distância X4 pode variar dependendo de uma série de fatores. Em algumas modalidades da presente divulgação, a distância X 4 pode estar entre cerca de 5% e cerca de 25% da distância total X em direção à cabeça de poço submarina 106. Em algumas modalidades da presente divulgação, o X4 pode estar entre cerca de 10% e cerca de 20% da distância total X em direção à cabeça de poço submarina 106.

[0054] A Figura 5 mostra outro exemplo de um sistema 201C que inclui muitos dos mesmos recursos do sistema 201B, com pelo menos uma exceção sendo que a pelo menos uma ferramenta é uma quarta ferramenta 206 que está operativamente acoplada ao riser marinho 104 e à cabeça de poço submarina 106. Semelhante à primeira ferramenta 200, a terceira ferramenta 202 compreende um tubular, uma porção tubular 282 e uma matriz de ferramentas 292 (consultar Figura 10). A porção tubular 282 define um furo central entre um primeiro e um segundo membros de conexão 286A, 286B em cada extremidade da porção tubular 282. O primeiro e o segundo membros de conexão 286A, 286B são conectáveis de modo a serem alinhados com o riser 104 e a cabeça de poço submarina 106. Conforme discutido mais abaixo, a matriz de ferramentas 292 é configurada para detectar perturbações em um campo magnético e para gerar um sinal de perturbação que reflete a perturbação detectada no campo magnético.

[0055] A quarta ferramenta 206 pode ser operativamente acoplada ao riser 104 a uma quinta distância X5 da embarcação offshore 100 e uma sexta distância X6 da cabeça de poço submarina 106.

[0056] A Figura 6 mostra outro exemplo de um sistema 201D que inclui muitos dos mesmos recursos do sistema 201B, sistema 201C e, opcionalmente, sistema 201D com a pelo menos uma ferramenta que compreende tanto a segunda ferramenta 202 que está operativamente acoplada ao riser marinho 104 quanto à terceira ferramenta 204 que está operativamente acoplada ao riser marinho 104 proximal à cabeça de poço submarina 106. Opcionalmente, a pelo menos uma ferramenta também pode compreender a quarta ferramenta 206 que está operativamente acoplada ao riser 104 e à cabeça de poço submarina 106.

[0057] A Figura 7 mostra outro exemplo de um sistema 201E que inclui muitos dos mesmos recursos dos sistemas 201, 201A, 201B e 201C (opcionalmente sistema 201D) com a pelo menos uma ferramenta compreendendo a primeira ferramenta 200, a segunda ferramenta 202, a terceira ferramenta 204 e, opcionalmente, a quarta ferramenta 206.

[0058] Em algumas modalidades da presente divulgação, o sistema 201E pode compreender os componentes de dois ou mais dos sistemas 201, 201A, 201B, 201C e 201D.

[0059] A Figura 8 é um esquema de uma porção de qualquer um dos sistemas 201A, 201B, 201C, 201D, 201E (mostrados coletivamente como 201F). Uma ferramenta 200A é mostrada para representar qualquer uma dentre a primeira ferramenta 200, a segunda ferramenta 202, a terceira ferramenta 204 ou a quarta ferramenta 206. A ferramenta 200A está operativamente conectada a uma unidade de processador 208 por um primeiro conduto 250. Quando a ferramenta 200A compreende uma matriz de ferramentas 290 (como discutido mais adiante neste documento), a matriz de ferramentas 290 pode compreender um ou mais sensores magnéticos 260. Cada sensor magnético 260 pode ser individualmente operacionalmente conectado à unidade de processamento 208 por um conduto individual 224A, 224B ou 224C. Por exemplo, quando há três sensores magnéticos individuais 260, cada um dos quais pode enviar um sinal de perturbação - ou qualquer outro tipo de sinal - para a unidade de processamento 208. A unidade de processamento 208 está operativamente conectada a uma unidade de subprocessamento 210 por um conduto 222 ou, opcionalmente, a unidade de processamento 208 pode, alternativamente ou adicionalmente, ser operativamente conectada à unidade de subprocessamento 210 sem fio. Em alguns exemplos, esta conexão sem fio pode ser estabelecida por um ou mais dos vários protocolos, incluindo, mas sem limitação: protocolo IEEE 802.11x, BlueTooth, transmissão e recebimento de sinal de rádio, conexões de celular, conexão de satélite ou outras abordagens conhecidas para envio e recebimento sem fio de mensagens. Uma fonte de alimentação 214 pode ser operativamente conectada à unidade de processamento 208 para fornecer energia à mesma por um conduto 220. A unidade de processamento 208 também pode fornecer energia para a matriz de ferramentas 290 pelo primeiro conduto 250. Em algumas modalidades da presente divulgação, a fonte de alimentação 214 pode ser uma fonte de alimentação de 115 VAC, 1.100 W. Opcionalmente, uma fonte de alimentação 216, que pode ser pneumática, eletrônica ou hidráulica, também pode ser operativamente conectada à matriz de ferramentas 290 por um conduto 226. O conduto 226 também pode fazer parte do primeiro conduto 250.

[0060] A unidade de processamento 208 pode abrigar um processador que está configurado para receber o sinal de perturbação da matriz de ferramentas 290 e para gerar um sinal de saída de processador que é comunicado à unidade de subprocessamento 210. Em algumas modalidades da presente divulgação, a unidade de subprocessamento 210 pode compreender uma unidade de exibição ou uma interface homem- máquina que é capaz de exibir uma representação gráfica e/ou representação numérica ou representação textual dos sinais recebidos e enviados de e para a unidade de processamento 208. Em algumas modalidades da presente divulgação, a unidade de subprocessamento 208 também pode compreender recursos de entrada de modo que os comandos possam ser inseridos na unidade de subprocessamento 208 e, em seguida, comunicados à unidade de processamento 208. O processador pode ser qualquer um dentre computadores pessoais ou estações de trabalho comumente disponíveis com um processador, um microprocessador, uma matriz de portas programáveis em campo, controlador lógico programável ou combinações dos mesmos que incluem uma memória volátil e não volátil e um circuito de interface para interconexão a um ou mais dispositivos periféricos para entrada e saída de dados. Em algumas modalidades da presente divulgação, o processador pode incluir instruções executáveis por processador, na forma de software de aplicativo, que podem ser carregados na memória que permitem que o processador adapte seu processador para receber, armazenar e consultar vários sinais de entrada. Em algumas modalidades da presente divulgação, o processador também pode enviar uma ou mais instruções ou comandos para outros componentes da matriz de ferramentas 290 ou da unidade de subprocessamento 210. Por exemplo, o processador pode enviar um sinal de exibição para a unidade de subprocessamento 210 que exibe visualmente o sinal de perturbação por um ou mais sensores magnéticos 260. A saída do sinal representa os parâmetros detectados do campo magnético e quaisquer perturbações dos mesmos.

[0061] Conforme mostrado na Figura 8, o sistema 201F pode compreender ainda um ou mais dispositivos de entrada e exibição de usuário 212 que estão remotamente conectados à unidade de subprocessamento 210 e/ou diretamente à unidade de processamento 208. Um usuário pode receber um sinal de exibição nos dispositivos de entrada e exibição 212 e o usuário pode enviar comandos para a matriz de ferramentas 290 pela unidade de subprocessamento 210 e/ou unidade de processamento

208.

[0062] A Figura 9 mostra outro exemplo do sistema 201F que compreende ainda uma caixa de interface opcional 230 que está operativamente acoplada ao primeiro conduto 250 e que está operativamente conectada à ferramenta 200A por um segundo conduto 252, que também pode ser referido como um conjunto umbilical submarino. A caixa de interface 230 fornece uma conexão operacional ao segundo conduto 252. Em algumas modalidades da presente divulgação, a caixa de interface 230 pode estar localizada na embarcação offshore 100 e o primeiro conduto 250 e o segundo conduto 250 são construídos a partir de materiais adequados para fornecer proteção contra a água corrosiva, turbidez, temperaturas, colisões potenciais com objetos, plantas ou animais do mar e pressões hidrostáticas do ambiente submarino. Em algumas modalidades, apenas o segundo conduto 252 é protegido do ambiente submarino por ser construído a partir de materiais adequados. A caixa de interface 230 pode ser configurada para fornecer uma conexão operativa entre diferentes tipos de componentes elétricos, tais como componentes elétricos submarinos e componentes elétricos secos. Opcionalmente, o segundo conduto 252 pode compreender um conversor 290. Em algumas modalidades da presente divulgação, o conversor 290 é um conversor analógico para digital que converte dados a uma taxa de cerca de 10 Kbits/segundo a cerca de 24 Mbit/segundo. O conversor 290 também pode compreender vários canais de 250 KHz com uma resolução de cerca de 16 bits que opera em um protocolo Ethernet. Opcionalmente, o conversor 290 é um controlador, como uma matriz de portas de campo programável (FPGA), um controlador lógico programável (PLC) ou outros tipos de controladores conhecidos. Em algumas modalidades da presente divulgação, o segundo conduto 252 pode incluir um conduto de energia e comunicação de sinal/dados para comunicação entre o ambiente submarino e a superfície, ou um conduto separado para energia e um conduto separado para comunicação de dados/sinal.

[0063] A Figura 9 também mostra uma unidade de alojamento submarina 284 que está configurada para proteger a ferramenta 200A do ambiente submarino. A unidade de alojamento submarina 284 pode fornecer proteção contra pressões hidrostáticas associadas ao posicionamento da ferramenta 200A entre cerca de 15,24 metros (50 pés) e cerca de 6.096 metros (20.000 pés) abaixo da superfície 12. A unidade de alojamento submarina 284 também pode proteger a ferramenta 200A do potencial corrosivo ou de curto-circuito da água circundante. Em algumas modalidades da presente divulgação, a unidade de alojamento submarina 284 é construída a partir de materiais não magnéticos. Em algumas modalidades da presente divulgação, a unidade de alojamento submarina 284 é parcialmente preenchida ou substancialmente completamente preenchida com um material dielétrico.

[0064] A Figura 10A e a Figura 10B mostram a ferramenta 200A, a matriz de ferramentas 292 pode compreender um ou mais sensores magnéticos 260 que cada um compreende um elemento de detecção magnética-magnética 267 e, opcionalmente, um elemento de efeito magnético 266A (consultar Figura 12). O sensor magnético 260 pode ser usado em qualquer aplicação onde se deseja detectar uma ou mais propriedades de um campo magnético que está próximo ao sensor magnético 260 e detectar mudanças nessas propriedades. Por exemplo, o sensor magnético 260 pode ser usado para detectar o fluxo magnético de um campo magnético e para detectar mudanças no fluxo magnético desse campo magnético (conforme discutido mais abaixo).

[0065] Como será observado por um versado na técnica, a matriz de ferramentas 290 pode se mover entre uma posição fechada (Figura 10A) e uma posição aberta (Figura 10B). Um atuador 292 pode receber um comando para mover a matriz de ferramentas 290 entre essas duas posições. Em algumas modalidades da presente divulgação, o atuador 292 pode ser alimentado pela fonte de alimentação 216.

[0066] A Figura 11A mostra uma vista em corte transversal de uma modalidade da ferramenta 200A que é tomada no mesmo plano que a linha central horizontal da matriz de ferramentas 290. Nesta modalidade da ferramenta 200A, a matriz de ferramentas 290 compreende a porção tubular 292, um ou mais sensores magnéticos 260 e um ou mais de uma fonte opcional do campo magnético 270. A ferramenta 200A compreende a porção tubular 282 que define um furo central 283. Operativamente acoplada sobre a superfície externa da porção tubular 282 está a matriz de ferramentas 290 que compreende um ou mais sensores magnéticos 260 e uma ou mais fontes do campo magnético 270. A uma ou mais fontes do campo magnético 270 podem ser ímãs de terras raras, eletroímãs ou combinações dos mesmos. Como mostrado na modalidade não limitativa da Figura 11, os sensores magnéticos 260 e a fonte do campo magnético 270 podem ser espaçados em torno da porção tubular 282 em um padrão alternado e substancialmente uniforme. Outras modalidades da presente divulgação contemplam outros padrões dentro da matriz de ferramentas 290, alguns dos quais incluem uma ou mais fontes de um campo magnético 270 e alguns dos quais não.

[0067] A Figura 11B mostra outra modalidade de uma ferramenta 200B que compreende um corpo em formato de toro 301, que também pode ser referido neste documento como uma porção tubular, que define um furo interno 283B. O corpo 301 pode ser conectado a outros componentes dos sistemas 201A, 201B, 201C, 201D, 201E descritos no presente documento, de modo que o furo central 283B esteja alinhado da mesma maneira que o furo central 283 da ferramenta 200A. O corpo 301 pode ser conectado inserindo conectores (não mostrados) ao lubrificante 105 ou riser 104 ou outra porção relevante da cabeça de poço submarina 106 através de um ou mais furos de conector 302. O corpo 301 também define um ou mais furos 304 que se estendem a partir de uma superfície lateral externa do corpo 301 em direção ao furo central 283B. Os furos 304 podem se comunicar com o furo central 283B ou não. O um ou mais furos 304 são configurados para receber e alojar um dentre um sensor magnético 260 ou uma fonte de campo magnético 270. Em algumas modalidades da presente divulgação, a ferramenta 200B é similar ao aparelho descrito na Patente n o. US 9.097.813 ou Patente no. US 9.909.411, cujas descrições são incorporadas ao presente documento a título de referência.

[0068] Conforme mostrado na Figura 12, em algumas modalidades da presente divulgação, o elemento de efeito magnético 266A pode ter um formato frustocônico ou o elemento de efeito magnético 266A pode ter outro formato, por exemplo, um formato cilíndrico. Em algumas modalidades da presente divulgação, o elemento de detecção magnética 267 é configurado para detectar uma ou mais propriedades de um campo magnético. Em algumas modalidades da presente divulgação, o elemento de detecção magnética 267 é configurado para detectar mudanças em uma ou mais propriedades de um campo magnético ao longo do tempo. Por exemplo, o elemento de detecção magnética 267 pode detectar perturbações, que também são referidas como flutuações ou mudanças, em uma ou mais propriedades do campo magnético. O elemento de detecção magnética 267 pode ser um ou mais dos seguintes tipos de elementos de detecção, tal como um sensor de efeito Hall, um sensor de campo magnético de sistemas microeletromecânicos (MEMS), um magneto-diodo, um magneto-transistor, um magnetômetro de magnetorresistência anisotrópica, um magnetômetro de magnetorresistência gigante, um magnetômetro de junção de túnel magnético, um sensor magneto- óptico, um sensor MEMS baseado em força de Lorentz, um sensor MEMS baseado em tunelamento de elétrons, uma bússola MEMS, um sensor de campo magnético bombeado opticamente, um magnetômetro fluxgate e um dispositivo magnetômetro supercondutor de interferência quântica.

[0069] O elemento de detecção magnética 267 também está configurado para detectar e relatar a perturbação detectada em uma ou mais propriedades do campo magnético, gerando um sinal de perturbação. O sinal de saída pode ser óptico, digital, analógico ou alguma outra forma de sinal é transmitido (com ou sem fio) para a unidade de processamento 208 (consultar a Figura 8 e a Figura 9). O sinal de perturbação corresponde à magnitude ou direção da perturbação detectada no campo magnético. Por exemplo, o sinal de saída pode ser uma tensão de saída. Uma dada tensão do sinal de saída pode refletir a amplitude de uma determinada propriedade do campo magnético, por exemplo, a magnitude da densidade de fluxo do campo magnético em uma determinada posição. Nenhuma mudança no sinal de saída que poderia indicar uma propriedade substancialmente constante do campo magnético que o elemento de detecção magnética 267 está configurado para detectar ao longo do período de tempo relevante. Uma mudança na tensão de saída reflete uma mudança na propriedade detectada que pode ser devido a uma perturbação na fonte do campo magnético ou uma perturbação no ambiente pelo qual o campo magnético passa e que é detectável pelo sensor. Por exemplo, se a perturbação indicar uma redução no campo magnético, isso poderá significar que a fonte do campo magnético reduziu sua intensidade de saída ou poderá indicar que a fonte do campo magnético mudou sua direção ou posição em relação ao sensor. Alternativamente, a perturbação pode ser o resultado de um objeto ferromagnético que está próximo ou dentro do campo magnético ter mudado de posição.

[0070] Em algumas modalidades da presente divulgação, o elemento de detecção magnética 267 é configurado para medir o fluxo magnético e/ou a densidade de fluxo magnético que está presente na mesma área física ou próxima ao elemento de detecção magnética 267. O elemento de detecção magnética 267 também pode ser configurado para detectar a direção do campo magnético, seja além do fluxo magnético e/ou da densidade do fluxo magnético, ou não.

[0071] Em algumas modalidades da presente divulgação, o elemento de efeito magnético 266A tem uma primeira extremidade e uma segunda extremidade. A primeira extremidade é configurada para se conectar a uma montagem para montar o sensor magnético 260 dentro ou sobre um alojamento que, em algumas modalidades não limitativas da presente divulgação, pode ser produzido a partir de um primeiro componente de alojamento 262 e um segundo componente de alojamento 264. O elemento de detecção magnética 267 pode ser acoplado ao elemento de efeito magnético 266A próximo à segunda extremidade. Em algumas modalidades da presente divulgação, o elemento de efeito magnético 266A é produzido a partir de um material ferromagnético ou material ferrimagnético. Exemplos de materiais ferromagnéticos incluem, mas sem limitação: ferro, níquel, cobalto, uma liga de ferro, uma liga de níquel, uma liga de cobalto, materiais à base de ferro, material à base de níquel, materiais à base de cobalto ou combinações dos mesmos. Entende-se que o elemento de efeito magnético 266A pode assumir diferentes formatos. Por exemplo, o elemento de efeito magnético 266A pode ser frustocônico com diâmetro de corte transversal diferente em cada extremidade, cilíndrico com um diâmetro de corte transversal substancialmente constante ou pode assumir qualquer outro formato poligonal quando visto em corte transversal. Em algumas modalidades da presente divulgação, pode ser preferível que o elemento de efeito magnético 266A tenha um formato em que a segunda extremidade tem aproximadamente o mesmo ou substancialmente o mesmo tamanho do corte transversal que o elemento de detecção magnética 267.

[0072] Os materiais ferromagnéticos do elemento de efeito magnético 266A, 14C podem atrair pelo menos uma porção do campo magnético em direção ao elemento de efeito magnético 266A, que por sua vez pode atrair substancialmente a mesma porção ou uma parte da mesma porção do campo magnético em direção ao elemento de detecção magnética 267 e/ou através do mesmo. Sem estar limitado a nenhuma teoria particular, a atração do elemento de efeito magnético 266A do campo magnético de porção foca o campo magnético em direção ao elemento de detecção magnética 267 e/ou através do mesmo e esse foco pode fornecer um aumento de sensibilidade e/ou resolução do sensor magnético 260. Em particular, o formato do elemento de efeito magnético 266A pode fornecer um foco aumentado do campo magnético-alvo através do elemento de detecção magnética. Um aumento de sensibilidade do sensor magnético 260 permite detectar e relatar níveis absolutos menores das propriedades detectadas do campo magnético. Uma resolução aumentada permite que o sensor magnético 260 detecte e relate mudanças relativas menores das propriedades detectadas do campo magnético-alvo.

[0073] Em algumas modalidades da presente divulgação, o elemento de efeito magnético 266A pode permitir que o sensor magnético 260 detecte perturbações menores das propriedades do campo magnético do que o elemento de detecção magnética 267 seria capaz de detectar sem o elemento de efeito magnético 266A. Por exemplo, se um corpo ferromagnético se aproxima, está se movendo e/ou se afastando do campo magnético, isto perturbará o campo magnético de várias maneiras. As perturbações do campo magnético serão evidenciadas por mudanças detectadas em uma ou mais propriedades do campo magnético na posição onde o sensor 260 está localizado. Essa perturbação do campo magnético permitirá que o elemento de detecção magnética 267 gere um sinal de saída que relatará a perturbação do campo magnético causada pelo corpo ferromagnético. Em algumas aplicações, relatar uma perturbação do campo magnético é útil para saber quando um corpo ferromagnético está se aproximando, se movendo e/ou se afastando do campo magnético. Além disso, a perturbação do campo magnético também pode indicar quando uma porção diferente do objeto que está se aproximando, se movendo e/ou se afastando do campo magnético e essa parte diferente tem uma dimensão física diferente de outras porções do objeto, aquelas dimensões diferentes podem ser detectadas. Além disso, as perturbações no campo magnético também podem ser usadas para determinar a posição do objeto dentro de um furo central da porção tubular 282. Essa informação posicional pode ser usada para determinar se o objeto está centralizado dentro da porção tubular 282.

[0074] Em algumas modalidades da presente divulgação, o sensor magnético 260 pode incluir um ímã secundário 266 que está posicionado na ou próximo à primeira extremidade ou à segunda extremidade do elemento de efeito magnético 266A. O ímã secundário 266 pode ser orientado de modo que a direção do campo magnético do ímã secundário 266 possa atrair ou repelir mais do campo magnético-alvo. Em algumas modalidades da presente divulgação, o ímã secundário 266 é orientado para repelir pelo menos uma porção do campo magnético-alvo para longe do elemento de detecção magnética-magnética 267. Em outras modalidades da presente divulgação, o ímã secundário 266 é orientado para atrair pelo menos uma porção adicional do campo magnético-alvo em direção e através do elemento de detecção magnética-magnética 267 que de outra forma é atraído em direção e através do elemento de detecção magnética-magnética

267. Por exemplo, o ímã secundário 266 pode aumentar a densidade do campo magnético-alvo que está passando através do elemento de detecção magnética-magnética 267, o que pode, por sua vez, aumentar a sensibilidade geral do sensor magnético 260.

[0075] Em algumas modalidades da presente divulgação, o sensor magnético 260 pode compreender ainda um alojamento produzido a partir de componentes 262, 264 que são configurados para se encaixar para alojar e proteger os componentes internos do sensor magnético

260. Por exemplo, os componentes de alojamento 262, 264 podem definir um entreforro interno 268 no qual o elemento de detecção magnética 267, o elemento de efeito magnético 266A, o magnético secundário 266 são posicionados com a ajuda de uma ou mais unidades espaçadoras 266B. Em algumas modalidades da presente divulgação, o entreforro interno 268 pode ser pelo menos parcialmente preenchido com um agente de encapsulamento

269. O agente de encapsulamento 269 pode ser selecionado com base em suas propriedades físicas. Por exemplo, o agente de encapsulamento 269 pode ser um fluido em uma primeira fase quando é introduzido no entreforro interno 218 e, em seguida, endurece em uma segunda fase mais sólida que é posicionada sobre os componentes internos do sensor magnético 260. Embora a Figura 12B mostre apenas um único ponto para representar o agente de encapsulamento 269, a pessoa versada observará que parte, substancialmente todo ou todo o espaço desocupado dentro do entreforro 268 pode ser preenchido com o agente de encapsulamento 269. O agente de encapsulamento 269 pode ser estável ou previsivelmente expansível dentro da faixa de temperatura em que o sensor magnético 260 vai ser usado. O agente de encapsulamento 269 também pode ser dielétrico de modo que não interfira com as várias conexões elétricas dentro do sensor magnético 260. Quando na segunda fase, o agente de encapsulamento 269 pode ser duro o suficiente para melhorar a estabilidade mecânica dos componentes internos do sensor magnético 260 contra qualquer vibração ou impacto. O agente de encapsulamento 269 também não deve interferir de outra forma na funcionalidade de detecção de campo magnético do sensor magnético 260, conforme descrito no presente documento. Alguns exemplos não limitativos de agentes de encapsulamento adequados 269 incluem epóxi, silicone, uretano ou combinações dos mesmos.

[0076] A Figura 13 mostra algumas modalidades adicionais da presente divulgação que se referem à porção tubular 282 e aos membros de conexão 286A, 286B. Em algumas modalidades da presente divulgação, a porção tubular 282 é construída dos mesmos materiais que os membros de conexão 286A, 286B e em outras modalidades da presente divulgação a porção tubular 282 e os membros de conexão 286A, 286B são construídos a partir de materiais diferentes. Em algumas modalidades da presente divulgação, a porção tubular 282 é construída a partir de um material não magnético, tal como, mas sem limitação: aço inoxidável 316, aço inoxidável 360, nitrônico 50 inoxidável, Inconel 625, Inconel 718, alumínio, um ou mais polímeros, plástico ou combinações dos mesmos. De forma mais geral, um material não magnético é aquele que não interage com ou de outra forma altera uma ou mais propriedades do campo magnético quando posicionado dentro ou próximo ao campo magnético. Em algumas modalidades da presente divulgação, um material não magnético é paramagnético ou diamagnético com uma permeabilidade magnética relativa de cerca de 1,00 +/- 0,01. Em algumas modalidades da presente divulgação, quando a ferramenta 200A está alojada dentro da unidade de alojamento submarina 284, a ferramenta 200A pode ter uma banda de material não magnético que está posicionada entre cerca de 2,54 (1) e cerca de 38,1 centímetros (15 polegadas) de material não magnético acima e abaixo da linha central horizontal da matriz de ferramentas 290. Em algumas modalidades da presente divulgação, há entre cerca de 5,08 (2) e cerca de 30,48 centímetros (12 polegadas) de material não magnético acima e abaixo da linha central horizontal da matriz de ferramentas 290. Em algumas modalidades da presente divulgação, há um mínimo de entre cerca de 10,16 (4) e cerca de 15,24 centímetros (6 polegadas) de material não magnético acima e abaixo da linha central horizontal da matriz de ferramentas 290. Em algumas modalidades da presente divulgação, além da banda de material não magnético, a ferramenta 200A pode compreender uma massa de material magnético. Alguns exemplos de materiais magnéticos, incluindo, mas sem limitação: aço carbono, aço de baixa liga 4130, níquel, ferro, outro material elementar e combinações dos mesmos. De forma mais geral, um material magnético é um material que perturbará uma ou mais propriedades de um campo magnético quando posicionado dentro ou próximo ao mesmo. Em algumas modalidades, a massa de material magnético pode ser configurada para acoplar operativamente a ferramenta 200A ao alojamento submarino 284.

[0077] Em algumas modalidades da presente divulgação, a porção tubular 282 pode compreender diferentes porções que são produzidas a partir de diferentes materiais, tais como materiais magnéticos e não magnéticos. Essas diferentes porções podem ser conectadas umas às outras por conexões rosqueadas, conexões aparafusadas, soldagem ou combinações das mesmas.

[0078] A Figura 13A mostra uma modalidade da ferramenta 200A, em que os membros de conexão 286A e 286B são braçadeiras parafusáveis para conectar ao riser 104 e/ou à cabeça de poço submarina 106. Os membros de conexão 286A e 286B podem ser construídos a partir de materiais magnéticos ou não magnéticos.

[0079] A Figura 13B mostra outra modalidade da ferramenta 200A, em que os membros de conexão 286A e 286B são rosqueados para conectar ao riser 104 e/ou à cabeça de poço submarina 106. Os membros de conexão 286A e 286B podem ser construídos a partir de materiais magnéticos ou não magnéticos.

[0080] A Figura 13C mostra outra modalidade da ferramenta 200A, em que os membros de conexão 286A e 286B são conexões flangeadas, cubos, uniões Bowen ou combinações dos mesmos para conectar ao riser 104 e/ou à cabeça de poço submarina 106. Os membros de conexão 286A e 286B podem ser construídos a partir de materiais magnéticos ou não magnéticos.

[0081] Conforme descrito neste documento acima, a ferramenta 200A também pode ser usada para determinar quando um objeto está passando através do furo central 283 da porção tubular 282 em uma posição que está descentralizada. Em algumas modalidades da presente divulgação, o processador divide o furo central 283 em quatro quadrantes - quando visto de uma vista plana de topo. Com base nos sinais de perturbação enviados a partir de um ou mais sensores magnéticos 260, o processador pode calcular a distância do objeto do centro dos quatro quadrantes avaliando a posição lateral do objeto em relação ao centro do furo central 283. Se o processador determinar que o objeto está posicionado muito longe do centro do furo central 283 (isto é, além das flutuações normais na posição que ocorrem enquanto a tubulação é movida através do sistema), então o processador poderá gerar um alarme de desvio de centro. O alarme de desvio de centro pode ser indicativo de que a embarcação offshore 100 está em uma posição que altera o caminho que a tubulação está se movendo ao longo do riser 104 e/ou o alinhamento do riser 104 em relação à cabeça de poço submarina 106. Tal caminho alterado do movimento da tubulação pode resultar na degradação da superfície interna do riser 104 e/ou da superfície externa da tubulação e também pode resultar em colocar a elevação 104, ou outros componentes, sob uma carga de flexão perigosa, que pode resultar em falha catastrófica.

[0082] A Figura 14 é uma representação esquemática de um método de uso dos sistemas descritos no presente documento. O sistema inclui a primeira ferramenta 200, a segunda ferramenta 202 e uma ou ambas a terceira ferramenta 204 e a quarta ferramenta 206.

Dentro do riser 104 está uma coluna de tubulação que está sendo puxada para fora do poço submarino 300 e para a embarcação offshore 100. Conforme a coluna de tubulação deixa a cabeça de poço submarina 106, a terceira (ou quarta) ferramenta 204 (206) determinará quando o fundo da coluna de tubulação tiver passado e ultrapassado a cabeça de poço submarina 106. Conforme a tração da coluna de tubulação continua, a segunda ferramenta 202, então, fornecerá um sinal de que a parte inferior da coluna de tubulação ultrapassou sua posição. Esta informação pode ser útil para os operadores saberem que eles podem mover a coluna de tubulação em uma taxa mais rápida quando a extremidade da coluna de tubulação não está perto de nenhum lubrificante ou mecanismo de controle de pressão. Os métodos da presente divulgação também podem ser utilizados quando uma ferramenta é fixada no fundo da coluna de tubulação, para permitir que os operadores saibam quando a ferramenta de diâmetro externo maior tiver ultrapassado determinadas porções de seu percurso do poço submarino 300 até a embarcação offshore 100. Os métodos da presente divulgação também podem ser utilizados para avaliar quando é seguro fechar ou abrir válvulas de controle de pressão submarinas.

[0083] Conforme será observado por um versado na técnica, as modalidades da presente divulgação se referem à detecção da presença, posição e dimensões de objetos conforme eles se aproximam, passam e se afastam das ferramentas descritas no presente documento. Ao detectar a presença de um objeto, os operadores terão conhecimento sobre a localização de várias partes de uma coluna de perfuração, coluna de tubulação, tubulação espiralada, cabo de aço e quaisquer objetos localizados nos mesmos. Além disso, o operador pode adquirir conhecimento sobre onde uma ferramenta perdida pode estar localizada. Ao detectar a posição de um objeto à medida que se aproxima, passa e se afasta das ferramentas descritas no presente documento, o operador pode adquirir conhecimento sobre uma chance na posição da embarcação offshore que pode impactar negativamente o sistema e/ou se uma porção do objeto estiver enrugada, amassada ou deformada.

Ao adquirir conhecimento sobre as dimensões do objeto à medida que ele se aproxima, passa e se afasta das ferramentas descritas no presente documento, o operador pode ser capaz de determinar quais partes do objeto são cortáveis com segurança, pois não são uma porção enrugada, amassada ou de outra forma deformada do objeto e/ou as partes do objeto não são uma parte de qualquer um que não seria cisalhável e/ou as partes não são acopladores ou outras partes do objeto que de outra forma não são passíveis de cisalhamento.

Claims (34)

REIVINDICAÇÕES

1. Sistema caracterizado pelo fato de que compreende: (a) uma unidade de processamento; e (b) pelo menos uma ferramenta que é conectável a um lubrificante em uma embarcação offshore e/ou um riser submarino e/ou uma cabeça de poço submarina, a pelo menos uma ferramenta é operativamente comunicável com a unidade de processamento, em que a pelo menos uma ferramenta é configurada para detectar uma perturbação em um campo magnético que está próximo a pelo menos uma ferramenta e para gerar um sinal de perturbação que é comunicável à unidade de processamento.

2. Sistema, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que pelo menos uma ferramenta é configurada para gerar um campo magnético que se estende pelo menos parcialmente através de um furo central do lubrificante e/ou um furo central do riser submarino e/ou um furo central da cabeça de poço de submarino.

3. Sistema, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que a unidade de processamento está posicionada em uma embarcação offshore.

4. Sistema, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que a unidade de processamento está posicionada no fundo do mar.

5. Sistema, de acordo com a reivindicação 2, caracterizado pelo fato de que a unidade de processamento compreende um processador que está configurado para gerar um comando para a pelo menos uma ferramenta para gerar o campo magnético e em que esse comando é passível de recebimento pela pelo menos uma ferramenta e em que a pelo menos uma ferramenta é configurada para gerar o campo magnético após o recebimento do dito comentário do processador.

6. Sistema, de acordo com a reivindicação 5, caracterizado pelo fato de que o processador está configurado para receber o sinal de perturbação e para gerar um sinal de exibição visual que é representativo da perturbação detectada.

7. Sistema, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que compreende ainda um dispositivo de entrada e exibição que está configurado para permitir que um usuário insira um comando que o processador envia para a pelo menos uma ferramenta e em que o dispositivo de entrada e exibição está configurado para receber e exibir um sinal de exibição visual que é representativo do sinal de perturbação.

8. Sistema, de acordo com a reivindicação 7, caracterizado pelo fato de que o dispositivo de entrada e exibição é acoplado à unidade de processamento ou está remoto a partir da unidade de processamento.

9. Sistema, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que pelo menos uma ferramenta compreende uma porção tubular e uma matriz de ferramentas, em que pelo menos uma porção tubular define um furo central entre um primeiro e um segundo membros de conexão em cada extremidade, em que o primeiro e o segundo membros de conexão são conectáveis para serem alinhados com o lubrificante na embarcação offshore e/ou o riser submarino e/ou a cabeça de poço submarina e em que a matriz de ferramentas é configurada para detectar a perturbação no campo magnético e para gerar o sinal de perturbação.

10. Sistema, de acordo com a reivindicação 9, caracterizado pelo fato de que a matriz de ferramentas está posicionada em torno da porção tubular.

11. Sistema, de acordo com a reivindicação 9, caracterizado pelo fato de que a porção tubular é construída a partir de um material não magnético.

12. Sistema, de acordo com a reivindicação 11, caracterizado pelo fato de que o material não magnético é um aço inoxidável 316, um aço inoxidável 360, aço inoxidável nitrônico 50, um Inconel 625, um Inconel 718, alumínio, um ou mais polímeros, um plástico e combinações dos mesmos.

13. Sistema, de acordo com a reivindicação 9, caracterizado pelo fato de que a matriz de ferramentas está configurada para gerar o campo magnético.

14. Sistema, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que pelo menos uma ferramenta é uma primeira ferramenta que pode ser conectada ao lubrificante que está posicionado na embarcação offshore.

15. Sistema, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que pelo menos uma ferramenta compreende uma segunda ferramenta que é conectável ao riser submarino e em que o sistema compreende ainda um alojamento submarino que está configurado para alojar e proteger a segunda ferramenta de um ambiente submarino.

16. Sistema, de acordo com a reivindicação 13, caracterizado pelo fato de que pelo menos uma ferramenta compreende uma terceira ferramenta que é conectável à cabeça de poço submarina e em que o sistema compreende ainda um alojamento submarino que está configurado para alojar e proteger a terceira ferramenta de um ambiente submarino.

17. Sistema, de acordo com a reivindicação 16, caracterizado pelo fato de que a terceira ferramenta é conectável à cabeça de poço submarina acima, dentro ou abaixo de uma pilha de vedações contra explosão submarina da cabeça de poço submarina.

18. Sistema, de acordo com a reivindicação 14, caracterizado pelo fato de que pelo menos uma ferramenta compreende uma segunda ferramenta que é conectável ao riser submarino e em que o sistema compreende ainda um alojamento submarino que está configurado para alojar e proteger a segunda ferramenta de uma ou mais propriedades de um meio ambiente submarino.

19. Sistema, de acordo com a reivindicação 14 ou reivindicação 18, caracterizado pelo fato de que a pelo menos uma ferramenta compreende ainda uma terceira ferramenta que é conectável à cabeça de poço submarina e em que o sistema compreende ainda um alojamento submarino adicional que está configurado para alojar e proteger a terceira ferramenta de um meio ambiente submarino.

20. Sistema, de acordo com qualquer uma das reivindicações 15 a 19, caracterizado pelo fato de que o alojamento submarino é construído a partir de um material que não perturba o campo magnético.

21. Sistema, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que pelo menos uma ferramenta compreende um sensor magnético que compreende um elemento de detecção magnética que está configurado para detectar perturbações no campo magnético e um elemento de efeito magnético que está configurado para atrair pelo menos uma porção do campo magnético em direção ao elemento de detecção magnética.

22. Sistema, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que a perturbação no campo magnético é causada pela introdução do corpo em ou remoção do corpo de dentro ou próximo ao campo magnético, em que o corpo é construído a partir de um material que pode perturbar o campo magnético.

23. Sistema, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que a perturbação no campo magnético é causada pela mudança de uma posição do corpo dentro ou próxima ao campo magnético.

24. Sistema, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que a perturbação no campo magnético é causada pela mudança de uma dimensão física de uma porção do corpo que está dentro ou próxima ao campo magnético.

25. Sistema, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que pelo menos uma ferramenta está ainda configurada para gerar um sinal de desvio do centro e pelo menos uma ferramenta está configurada para comunicar o sinal de desvio do centro ao processador e/ou à entrada e ao dispositivo de exibição.

26. Sistema, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que pelo menos uma ferramenta compreende um corpo que define um furo central, em que o corpo é alinhado com o lubrificante na embarcação offshore e/ou o riser submarino e/ou a cabeça do poço submarino e em que o corpo é ainda configurado para receber e alojar um sensor magnético que está configurado para detectar a perturbação em um campo magnético e para gerar o sinal de perturbação.

27. Sistema caracterizado pelo fato de que compreende: (a) uma unidade de processamento; e (b) pelo menos uma ferramenta que é conectável a um lubrificante de uma cabeça de poço submarina, a pelo menos uma ferramenta é operativamente comunicável à unidade de processamento, em que a pelo menos uma ferramenta é configurada para detectar uma perturbação no campo magnético e gerar um sinal de perturbação que é comunicável à unidade de processamento.

28. Sistema, de acordo com a reivindicação 27, caracterizado pelo fato de que pelo menos uma ferramenta é ainda configurada para gerar um campo magnético que se estende pelo menos parcialmente através de um furo central do lubrificante.

29. Método de perfuração ou intervenção em um poço submarino, em que o método é caracterizado pelo fato de que compreende as etapas de: (a) conectar um riser entre uma embarcação offshore e uma pilha de vedações contra explosão de uma cabeça de poço submarina;

(b) gerar um campo magnético acima, dentro ou abaixo da pilha de vedações contra explosão; (c) detectar uma perturbação no campo magnético; e (d) comunicar uma perturbação no sinal de campo magnético a um processador, em que a perturbação no campo magnético é causada por um corpo que se move para dentro, através ou para longe do campo magnético.

30. Método, de acordo com a reivindicação 29, caracterizado pelo fato de que a etapa de geração de um campo magnético ocorre acima da pilha de vedações contra explosão, distal à pilha de vedações contra explosão e ao redor do riser e a etapa de detecção ocorre substancialmente no mesmo local.

31. Método, de acordo com a reivindicação 29, caracterizado pelo fato de que a etapa de geração de um campo magnético ocorre acima e próxima à pilha de vedações contra explosão e a etapa de detecção ocorre substancialmente no mesmo local.

32. Método, de acordo com a reivindicação 29, caracterizado pelo fato de que a etapa de geração do campo magnético ocorre dentro da pilha de vedações contra explosão e a etapa de detecção ocorre substancialmente no mesmo local.

33. Método, de acordo com a reivindicação 29, caracterizado pelo fato de que a etapa de geração do campo magnético ocorre abaixo da pilha de vedações contra explosão e a etapa de detecção ocorre substancialmente no mesmo local.

34. Método de intervenção em um poço submarino, em que o método é caracterizado pelo fato de que compreende as etapas de: (a) gerar um campo magnético em uma posição entre uma pilha de vedações contra explosão submarina e um lubrificante submarino conectado ao mesmo, em que a pilha de vedações contra explosão submarina é operativamente acoplada a uma cabeça de poço submarina; (b) detectar uma perturbação no campo magnético; e (c) comunicar uma perturbação no sinal de campo magnético a um processador, em que a perturbação no campo magnético é causada por um corpo que se move para dentro, através ou para longe do campo magnético conforme ele se move entre a pilha de vedações contra explosão e o lubrificante submarino.