BRPI0609199A2 - sensor de posiÇço àtico - Google Patents
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Abstract
SENSOR DE POSIÇçO àTICO. A presente invenção refere-se a um sistema de monitoramento de posicionamento ótico. O sistema é dotado de um membro de percepção ótica disposto em um tubo de furo de poço, tal como a tubulação ou o invólucro de produção. Quando uma ferramenta compreendendo um membro de acionamento age no membro de percepção ótica, um sinal ótico é retornável do membro de percepção ótica indicando a posição da ferramenta. O membro de percepção ótica pode incluir uma fibra ótica e/ou quaisquer sensores óticos conhecidos, O membro de acionamento pode ser um aplicador de força ou um aplicador de calor. Alternativamente, o membro de percepção ótica pode estar localizado na ferramenta e o membro de acionamento pode estar localizado na tubulação ou no invólucro de produção.
Description
Relatório Descritivo da Patente de Invenção para "SENSOR DEPOSIÇÃO ÓTICO".
Referência Cruzada com Pedidos Relacionados
Este pedido de patente reivindica o benefício do Pedido de Pa-tente Provisório N- US 60/660.700, depositado em 12 de março de 2005,cuja descrição encontra-se inteiramente incorporada ao presente à guisa dereferência.
Antecedentes
As fibras óticas se tornaram o meio de comunicação preferidopara comunicação de longa distância devido as suas excelentes característi-cas de transmissão da luz sobre longas distâncias e a habilidade para fabri-car tais fibras em muitos quilômetros de extensão. A luz transmitida podetambém energizar os sensores, tornando, portanto, clara a necessidade defios elétricos extensos. Isso é particularmente importante na indústria petrolí-fera e de gás, onde são usados fios de sensores eletrônicos em poços paramonitorar as condições do fundo do furo.
Como resultado, na indústria petrolífera e de gás, os sensoresde fibra ótica passivos são usados para se obter várias medidas do fundo dofuro, tais como, pressão ou temperatura. Um fio de fibras óticas em um sis-tema de fibra ótica é usado para comunicar informação proveniente dos po-ços sendo perfurados, bem como dos poços já perfurados. Por exemplo,uma série de redes de fibra Bragg que reflete fracamente (FBGs) pode serregistrada em uma extensão de fibra ótica, tal como por "photoetching" (pro-cesso que remove metal usando uma reação química). Como é conhecidana técnica, a distribuição do comprimento de onda luminosa refletida a partirde um FBG é influenciada pela temperatura e pelo peso do dispositivo noqual o FBG está fixado. Um sinal ótico é enviado para baixo da fibra, que érefletido de volta para um receptor e analisado para caracterizar a extensãoda fibra ótica. Usando essa informação, podem ser obtidas as medidas dofundo do furo.
Devido à profundidade dos poços de petróleo e de gás típicos,um ou mais dos sensores óticos são tipicamente unidos em uma extensãode fibra de transmissão ótica que se estende a partir da superfície para asprofundidades desejadas. Como tal, é desejável tomar medidas em váriasprofundidades do poço. Adicionalmente, os sensores óticos podem ser adi-cionados ao sistema de monitoração durante a perfuração para coberturaadequada do poço.
Em algumas aplicações, é importante determinar o local precisode uma ferramenta no status aberto/fechado de uma válvula com os senso-res óticos, que ainda não foi descrita na técnica.
Sumário da Invenção
Os problemas acima descritos, e outros, são superados pelopresente sistema de monitoração de posicionamento ótico, que compreendeum membro de percepção ótica disposto em um tubo de furo de poço, talcomo a tubulação ou o invólucro de produção. Quando uma ferramentacompreendendo um membro de acionamento age no membro de percepçãoótica, um sinal ótico é retornável do membro de percepção ótica indicando aposição da ferramenta. O membro de percepção ótica pode incluir uma fibraótica e/ou quaisquer sensores óticos conhecidos. O membro de acionamentopode ser um aplicador de campo elétrico e/ou magnético de peso, de pres-são, de força, de temperatura.
Alternativamente, o membro de percepção ótica pode estar localizado na ferramenta e o membro de acionamento pode estar localizado natubulação ou invólucro de produção.
Breve Descrição dos Desenhos
Nos desenhos em anexo que formam parte do relatório e devemser interpretados juntamente com o mesmo e nos quais os numerais de refe-rência semelhantes são usados para indicar partes semelhantes nas diver-sas vistas:
a Figura 1 é uma representação esquemática de um poço e-xemplificativo ilustrando uma pluralidade de sensores de posição óticos, on-de determinados detalhes foram omitidos para melhor entendimento.
as Figuras 2A, 2B e 2C são vistas em cortes transversais parci-ais ampliadas de diferentes configurações do sensor de posição ótico.as Figuras 3A, 3B e 3C são vistas em corte transversal das dife-rentes modalidades dos sensores óticos; e
a Figura 4 é uma vista em corte transversal parcial ampliada deoutra modalidade do sensor de posição ótico.
Descrição Detalhada
Conforme ilustrado nos desenhos em anexo, conforme comen-tado detalhadamente abaixo, a presente invenção se refere a um sensor deposição ótico para medir o local ou a posição de ferramentas do fundo dofuro ou equipamento de campo petrolífero, tais como empacotadores, ferra-mentas de extração de peças partidas, canhão de perfuração, ferramentasde conexão, mangas deslizantes, empacotadores infláveis, etc, ou se umaválvula de superfície ou subterrânea está aberta ou fechada. O presentesensor de posição ótico pode determinar o local linear da ferramenta comrelação à fonte ou à superfície do solo e o local angular dentro do furo dopoço.
O presente sensor de posição ótico pode utilizar sensores óticosconhecidos, incluindo, mas não se limitando a FBGs, interferômetros Fabry-Perot extrínsecos (EFPI), interferômetros Fabry-Perot intrínsecos (IFPI), in-terferômetros Mach-Zehnder, interferômetros Sagnac, sensores do tipo Mi-chelson, difusão refletida, etc, e de técnicas de percepção conhecidas, in-cluindo, mas não se limitando a, reflectometria de domínio da freqüência óti-ca (OFDE), reflectometria de domínio do tempo ótico (OTDR), reflectometriade domínio da coerência ótica (ODCR) e interrogação espectral. Os senso-res podem ser distribuídos por toda fibra ótica e são distintos ou separadosespacialmente uns dos outros, tais como os sensores discretos distribuídos(DDxS), que incluem os sensores de temperatura discretos distribuídos(DDTS), os sensores de peso discretos distribuídos (DDSS) ou os sensoresde pressão discretos distribuídos (DDPS). Alternativamente, os sensorespodem ser distribuídos por toda fibra ótica e são contínuos, isto é, não sepa-rados espacialmente uns dos outros, tais como os sensores de temperaturadistribuídos (DTS) ou os sensores de peso distribuídos (DSS).
Adicionalmente, o presente sensor de posição ótico pode tam-bém utilizar fibras óticas sem sensores, isto é, usando a difusão refletida Ra-yleigh, conforme descrito na patente NQ U.S. 6.545.760, ou difusão refletidaBrillouin, conforme descrito na patente Ne U.S. 5.512.192, para determinar olocal das ferramentas. O presente sensor de posição ótico pode tambémutilizar o efeito Raman para detectar mudanças de temperatura na fibra óticapela medida do comprimento de onda alterado da luz emitida, como descre-ve a patente Ne U.S. 5.765.948. A descrição das patentes acima se encontrainteiramente incorporada ao presente à guisa de referência.
Com relação à Figura 1, e de acordo com uma modalidade exemplificativa, pelo menos um sensor de posição 10 está disposto no furo dopoço 12. Dependendo da aplicação específica ou necessidade, pode serempregado um número ilimitado de sensores de posição 10. Os sensores deposição 10 podem ser colocados dentro da tubulação 14, fora da tubulação14, no invólucro de produção 16 ou em qualquer local dentro do furo do poço12. Os sensores de posição 10 estão conectados à unidade de instrumenta-ção de superfície (SIU) 18 via um cabo(s) ótico(s) (não ilustrado). Opcional-mente, o cabo ótico também está também conectado à caixa de saída 20para liberar a pressão potencial desenvolvida no cabo. Cabos óticos ade-quados incluem fibras de modo único, fibras de múltiplos modos, fibras man-tenedoras de polarização, fibras plásticas e fibras desprovidas de núcleo.
Em outra modalidade exemplificativa, o sensor de posição 10está situado em locais convenientes no furo do poço, tais como próximo àszonas de produção de hidrocarboneto 22, 23, 24, ao empacotador 26, à vál-vula de segurança subterrânea ou de fechamento 28, ao empacotador inflável 30 e/ou ao fundo do furo. Os locais desses elementos são importantes nogerenciamento, na operação e na segurança dos poços de petróleo e degás, nos poços de injeção de água/gás para a recuperação secundária outerciária, nos poços geotérmicos, etc.
Com relação à Figura 2A, o sensor de posição 10 pode ser umamanga tubular disposta em uma seção de tubo, tal como a tubulação 14 ou oinvólucro de produção 16. À medida que a ferramenta 32 é abaixada dentrono furo do poço 12, um ou mais braços 34 entra em contato com o sensor deposição 10. Os braços 34 podem estar rigidamente fixados na ferramenta32, ou os braços 34 podem ser flexíveis ou guarnecidos de mola. Alternati-vamente, os braços 34 podem ser dobrados em direção ao corpo da ferra-menta 32 para fácil inserção no furo do poço, e são estendidos quando aferramenta 32 alcança o local desejado. Os braços 34 são essencialmenteaplicadores forçados, e quando os braços 34 contatam o sensor 10 os mes-mos aplicam uma força nos sensores 36 que estão dispostos no sensor 1,conforme ilustrado nas Figuras 3A-3C. Os sensores 36 são conectados unsnos outros pela fibra ótica 38. Conforme conhecido na técnica, a força apli-cada pressiona os sensores 36 e quando interrogados por um sinal ótico, apressão aplicada altera o sinal retornado para a SIU 18 indicando uma posi-ção precisa da ferramenta 32.
Em uma modalidade exemplificativa alternativa, os braços 34geram calor, por exemplo, por elementos de aquecimento embutidos. Quan-do os braços 34 se tornam pelo menos próximos ao sensor de posição 10 ocalor altera o sinal ótico de interrogação e a SIU 18 pode detectar esta alte-ração no sinal retornado para obter uma posição precisa da ferramenta 32.Uma vantagem do uso do aplicador de calor é que o contato físico entre osbraços 34 e o sensor de posição 10 é desnecessário, reduzindo, por meiodisso, o desgaste e o rompimento nos sensores.
Os FBGs, EFPI, um IFPI são alguns dos sensores óticos conhe-cidos que reagem à força de pressão/aplicada ou alterações de temperaturae, portanto, são os sensores preferidos. Mais preferivelmente, os FBGs sãousados devido à facilidade de fabricação dessas redes por "photoetching".
Podem também ser usados outros sensores tais como sensores de silicone,que são oticamente sensíveis ao calor. Quaisquer sensores óticos que res-pondam à pressão/peso ou temperatura são adequados, incluindo aquelesacima descritos. Conforme ilustrado nas Figuras 3A-3C, os sensores 36 sãosensores DDxS, por exemplo, sensores DDTS. DDPS e/ou DDSS. Contudo,esses sensores podem também ser sensores do tipo DTS ou DSS acimacomentados.
Em outra modalidade exemplificativa, os sensores 36 são omiti-dos e apenas as fibras óticas 38 estão presentes no sensor ótico 10. O sinalretornável para a SIU 18 são sinais de difusão refletida Rayleigh que podemser processados para localizar com precisão o local da ferramenta 32, con-forme comentado na patente 760 anteriormente acima incorporada. Domesmo modo, a difusão refletida Brillouin e o efeito Raman podem tambémser usados para localizar a ferramenta 32.
Na modalidade exemplificativa ilustrada na Figura 3A, os senso-res 36 e as fibras 38 estão dispostos longitudinalmente com relação ao furodo poço e pode ser determinado o local longitudinal da ferramenta 32. Namodalidade exemplificativa ilustrada na Figura 3B, os sensores 36 e as fi-bras 38 estão dispostos de modo sinuoso e espiral e a posição angular daferramenta 32 pode também ser determinada. Do mesmo modo, os sensores36 e a fibra 38 podem estar dispostos de modo helicoidal para proporcionarlocais tanto longitudinais quanto angulares da ferramenta 32.
Alternativamente, conforme ilustrado na Figura 2B o sensor deposição 10 pode estar posicionado fora do tubo para fixar a posição das fer-ramentas que são abaixadas no anel entre a tubulação 14 e o invólucro 16.Nesse caso, os sensores 36 e a fibra 38 estão dispostos na superfície exter-na do sensor de posição 10. Adicionalmente, o sensor 36 e a fibra 38 estãodispostos tanto na superfície interna quanto na superfície externa do sensorde posição 10, conforme ilustrado na Figura 2C. Em um exemplo, toda umaseção de tubulação ou invólucro pode ser convertida na direção do sensorde posição 10. Os locais dos sensores de posição 10 podem ser predetermi-nados por calibragem, por exemplo, por OTDR, a difusão refletida Rayleighou outras técnicas conhecidas e essas posições podem ser armazenadas namemória 18 da SIU.
Em outra modalidade exemplificativa ilustrada na Figura 4, osensor de posição 10 está disposto na ferramenta 32 e os braços 34 estãofixados ou na tubulação 14 ou no invólucro 16. As posições fixas dos braços34 podem ser predeterminadas por outra ferramenta ótica ou por ferramen-tas de conexão padrões. Quando a ferramenta 32/sensor de posição 10 con-tata os braços 34, o sinal ótico retornado para a SIU 18 indica a posição daferramenta similar ao processo descrito acima. Os braços 34 podem estardispostos dentro ou fora da tubulação 14 ou no invólucro 16, dependendo daaplicação específica. Os sensores 36 e/ou a fibra 38 podem estar dispostosde modo helicoidal, conforme ilustrado, para proporcionar uma posição longi-tudinal e angular da ferramenta 32, ou de modo sinuoso ou linear similar à-quelas ilustradas nas Figuras 3A e 3B. Uma vantagem dessa modalidade éque o sensor de conexão de cabo ótico 10 para a SIU 18 ou uma SIU móvelpode ser abaixado juntamente com a ferramenta 32.
O local preciso das zonas de produção é de suma importânciapara a perfuração adequada do furo do poço para produção. Conforme co-nhecido na produção de petróleo e de gás, uma zona de produção podecompreender uma camada de gás acima de uma camada de petróleo e/oude uma camada de água. A perfuração muito vagarosa pode fazer com quea água inunde o poço e talvez afete adversamente a porosidade e a perme-abilidade da formação de rochas. A perfuração muito próxima à interfaceentre as camadas pode fazer com que a água "tome a forma de cone" ou dededo na camada de óleo ou o óleo "tome a forma de cone" ou de dedo nacamada de gás, reduzindo, por meio disso, a completa recuperação do hi-drocarboneto do poço. A ferramenta ou canhão de perfuração é tipicamentesuspenso em um cano ou fio longo. O cano e o fio podem esticar sob o seupróprio peso e o peso da ferramenta, e a expansão térmica provocada pelocalor no furo do poço pode também esticá-los. A posição real da ferramentapode a ser novamente calibrada precisamente pelo sensor de posição 10 oradescrito.
Adicionalmente, é muito útil saber se uma válvula, tal como umaválvula de superfície ou uma válvula subterrânea 28, está aberta ou fechada.As válvulas de segurança subterrâneas são projetadas para proporcionaremfechamento de segurança de falha emergencial para parar o fluxo provenien-te do furo do poço se as válvulas de superfície ou da fonte estiverem danifi-cadas ou inoperáveis. As válvulas de segurança subterrâneas são essenci-ais em poços a pouca distância da praia que produzam gases perigosos, taiscomo H2S. Em uma operação normal, as válvulas de segurança subterrâ-neas estão abertas para permitirem o fluxo dos fluidos produzidos, mas emuma emergência fecham automaticamente para parar o fluxo. Tipicamente, aválvula de segurança subterrânea fecha quando o índice de fluxo excede umvalor predeterminado. Essas válvulas podem ser controladas hidraulicamen-te da superfície ou serem projetadas para operarem sem a intervenção hu-mana. Tipicamente o mecanismo de fechamento é uma esfera giratória ouuma aba pendente articulada. A válvula esférica compreende uma esferacom um grande furo através da mesma. Quando o furo está alinhado com adireção do fluxo a válvula esta aberta, e quando o furo está girado 90° a vál-vula está fechada. A válvula de aba pendente compreende uma aba penden-te articulada ou polarizada que está presa aberta (ou na posição para baixo)por um cano de fluxo móvel. Quando o tubo é movido para cima a aba pen-dente se fecha para fechar a válvula. É aconselhável testar periodicamenteessas válvulas para determinar se estão operacionais. Conforme acima des-crito, o sensor de posição 10 da presente invenção pode detectar a posiçãoangular da válvula esférica ou o local longitudinal da válvula de aba penden-te. As válvulas de segurança subterrâneas estão comercialmente disponívelpor "Baker Oils Tool", entre outras companhias de serviços de petróleo.
É também útil saber se o empacotador inflável 30 foi empregadono local correto. Os empacotadores infláveis quando não estão inflados sãosuficientemente pequenos para se encaixar através da tubulação e entrar noinvólucro maior, conforme ilustrado na Figura 1. Após ter alcançado o invólu-cro abaixo da tubulação, o empacotador pode ser inflado para isolar umazona de produção da outra para produzir efeito na produção seletiva. Apóster sido inflado, o empacotador inflável 30 exerce pressão no sensor de po-sição 10 para confirmar o emprego correto. Os empacotadores infláveis es-tão inteiramente comentados em "Elemento de Empacotamento Inflável comDispositivo Separador", de G. McKenzie, disponível emhttp://os.pennnet.com/Articles/Article_Display.cfm?Section=ARCHI&ARTICLEJD=159792&VERSION_NUM=1. Esta referência encontra-se inteiramen-te incorporada ao presente à guisa de referência.
Conforme aqui usado, a ferramenta 32 pode ser qualquer ferra-menta ou equipamento usado no fundo do furo no furo do poço 12 ou na fon-te. Exemplos não limitativos da ferramenta 32 incluem, mas não se limitama, ferramentas de extração de peças partidas, canhões de perfuração, válvu-las de segurança subterrâneas, mangas deslizantes, empacotadores, empa-cotadores infláveis, etc.
Ao mesmo tempo em que o presente sensor de posição óticaestá descrito por meio de modalidades exemplificativas, deve ser observadoque podem ser imaginadas numerosas modificações e outras modalidadespor aqueles versados na técnica. Portanto, deve ser compreendido que asreivindicações em anexo pretendem cobrir todas tais modificações e modali-dades, que resultariam no espírito e no escopo da presente invenção.
Claims (19)
1. Sistema de monitoramento de posicionamento ótico compreendendoum primeiro membro e um segundo membro, em que o primeiromembro e o segundo membro são moveis com relação um ao outro,um membro de percepção ótica disposto no primeiro ou no segundo membro, eum membro de acionamento disposto no outro primeiro ou segundo membro, onde, quando o membro de acionamento age no membro depercepção ótica, um sinal ótico é retornável do membro de percepção ótica,indicando a posição do primeiro ou do segundo membro.
2. Sistema de monitoramento de posicionamento ótico, de acordo com a reivindicação 1, em que o membro de percepção ótica compreende uma fibra ótica.
3. Sistema de monitoramento de posicionamento ótico, de acordo com a reivindicação 2, em que o sinal retornável é um sinal de dispersãoRayleigh, efeito de dispersão Brillouin ou efeito Raman.
4. Sistema de monitoramento de posicionamento ótico, de acordo com a reivindicação 2, em que membro de percepção ótica compreendeadicionalmente pelo menos um sensor ótico.
5. Sistema de monitoramento de posicionamento ótico, de acordo com a reivindicação 4, em que o sinal retornável é processado por OFDR,OTDR ou OCDR.
6. Sistema de monitoramento de posicionamento ótico, de acordo com a reivindicação 4, em que o sensor compreende redes Bragg, EFPIou IFPI.
7. Sistema de monitoramento de posicionamento ótico, de acordo com a reivindicação 1, em que o membro de percepção ótica está dispos-to de um modo linear.
8. Sistema de monitoramento de posicionamento ótico, de acordo com a reivindicação 1, em que o membro de percepção ótica está dispos-to de um modo que inclui um componente linear.
9. Sistema de monitoramento de posicionamento ótico, de acordo com a reivindicação 8, em que a disposição inclui adicionalmente umcomponente angular.
10. Sistema de monitoramento de posicionamento ótico, de acordo com a reivindicação 1, em que o primeiro membro compreende umtubo de furo do poço e o membro de percepção ótica está disposto no tubodo furo do poço.
11. Sistema de monitoramento de posicionamento ótico, de acordo com a reivindicação 10, em que o segundo membro compreende umaferramenta e o membro de acionamento está disposto na ferramenta.
12. Sistema de monitoramento de posicionamento ótico, de acordo com a reivindicação 1, em que o primeiro membro compreende umaferramenta e o membro de percepção ótica está disposto na ferramenta.
13. Sistema de monitoramento de posicionamento ótico, de acordo com a reivindicação 12, em que o segundo membro compreende umtubo de furo do poço e o membro de acionamento está disposto no tubo dofuro do poço.
14. Sistema de monitoramento de posicionamento ótico, de acordo com a reivindicação 10 ou 13, em que o tubo de furo do poço compreende uma tubulação ou um invólucro de produção.
15. Sistema de monitoramento de posicionamento ótico, de acordo com a reivindicação 11 ou 12, em que a ferramenta compreende umelemento inserível em um tubo de furo do poço.
16. Sistema de monitoramento de posicionamento ótico, de acordo com a reivindicação 1, em que o membro de acionamento compreen-de um aplicador de força.
17. Sistema de monitoramento de posicionamento ótico, de acordo com a reivindicação 16, em que o aplicador de força contata o elemen-to de percepção ótica para induzir o sinal retornável a indicar a posição.
18. Sistema de monitoramento de posicionamento ótico, de acordo com a reivindicação 1, em que o membro de acionamento compreen-de um aplicador de calor.
19. Sistema de monitoramento de posicionamento ótico, de acordo com a reivindicação 18, em que o aplicador de calor é levado próximo ao elemento de percepção ótica para induzir o sinal retornável a indicar aposição.
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