BR112016001649B1 - Método de monitoramento de componente de cabeça de poço, método de monitoramento de componente em operações de fundo de poço e conjunto de cabeça de poço - Google Patents

Abstract

métodos de monitoramento de componente de cabeça de poço, método de monitoramento de componente em operações de fundo de poço e conjunto de cabeça de poço a presente invenção refere-se, em geral ao monitoramento de carregamento de fadiga em um componente de um sistema de cabeça de poço (39) detectando-se uma porção magnetizada (18) do componente. a revelação se refere adicionalmente à magnetização do componente em localizações estratégicas e disposição de sensores (22) próximos a localizações magnetizadas. um campo magnético (m) muda em resposta às mudanças na tensão mecânica da localização magnetizada (18), de modo que os sinais do sensor (22) representam cargas aplicadas a um elemento tubular (10). analisar os sinais ao longo do tempo fornece dados de carregamento de fadiga úteis para estimar a integridade estrutural do tubular (10) e sua vida de fadiga. tubulares (10) exemplificativos incluem um alojamento de baixa pressão, um alojamento de alta pressão, canos condutores acoplados respectivamente aos alojamentos, uma cadeia de tubulação, uma cadeia de invólucro, conexões de alojamento e tubulação, vedações de alojamento e tubulação, suportes de tubulação, tubos de elevação de tubulação e outros componentes estruturais sob a água que exigem monitoramento de fadiga ou podem ser monitorados quanto à fadiga.

Description

CAMPO DA INVENÇÃO

[001] A presente revelação refere-se, em geral ao monitoramento de carregamento de fadiga em um componente de um sistema de cabeça de poço detectando-se uma porção magnetizada do componente. A revelação se refere adicionalmente à magnetização do componente em localizações estratégicas e disposição de sensores próximos a localizações magnetizadas.

ANTECEDENTES DA INVENÇÃO

[002] As cabeças de poço usadas na produção de hidrocarbonetos extraídos de formações subterrâneas tipicamente compreendem um conjunto de cabeça de poço afixado à extremidade superior de um fundo de poço formado em uma formação de produção de hidrocarboneto. Os conjuntos de cabeça de poço fornecem suportes de sustentação para suspensão de cadeias de tubulação de produção e invólucro no fundo de poço. Uma cadeia de invólucro normalmente é situada no fundo de poço, desse modo, isola o fundo de poço da formação circundante. A tubulação tipicamente é situada concêntrica dentro do invólucro e fornece um conduto no mesmo para produzir os hidrocarbonetos arrastados dentro da formação. Uma árvore de produção é normalmente fornecida no topo de um alojamento de cabeça de poço, e é comumente usada para controlar e distribuir os fluidos produzidos a partir do fundo de poço e fornecer comunicação fluida ou acesso à tubulação, invólucro, e/ou ânulos entre cadeias da tubulação e do invólucro concêntricos.

[003] Os alojamentos de cabeça de poço, especialmente aqueles submarinos, incluem tipicamente um alojamento de baixa pressão externo soldado em um tubo condutor, em que o tubo condutor é instalado em uma primeira profundidade no poço, normalmente acionando-se ou injetando-se o tubo condutor. Uma broca é inserida através do tubo condutor instalado para perfurar o poço mais profundo para uma segunda profundidade de modo que um alojamento de alta pressão possa aterrar dentro do alojamento de baixa pressão. O alojamento de alta pressão normalmente tem um comprimento de tubo soldado em sua extremidade inferior que se estende no fundo de poço anterior a uma extremidade inferior do tubo condutor. O poço é então perfurado para sua última profundidade e completado, em que a completação inclui aterrar as cadeias de invólucro no alojamento de alta pressão que se situa no fundo de poço, cimentar entre a cadeia de invólucro e a parede de fundo de poço, e aterrar a tubulação de produção dentro do invólucro de produção.

[004] Uma vez em funcionamento, as forças aplicadas externamente ao conjunto de cabeça de poço tal como perfuração, completação, operações de reparação, ondas e correntes marítimas, pode gerar momentos de dobra nos alojamentos de alta e baixa pressão. Como as larguras dos alojamentos de baixa e alta pressão reduzem afixação aproximada aos canos condutores, as tensões podem se concentrar ao longo dessa mudança de espessura. Ao longo do tempo, momentos de dobra repetidos e outras forças aplicadas podem fatigar os componentes de carga do conjunto de cabeça de poço. Portanto, a segurança de uso de uma cabeça de poço após dez anos de operação é algumas vezes questionada; o que pode levar à opção dispendiosa de substituição da cabeça de poço antiga. Além disso, a incapacidade para medir diretamente a fadiga de cabeça de poço algumas vezes exige uma maior classe de conexão de soldagem, que pode ser desnecessariamente dispendiosa. Monitorar a fadiga em um conjunto de cabeça de poço permanece um desafio para a indústria. Manômetros de estiramento foram usados para medir estiramento em um conjunto de cabeça de poço, mas os mesmos frequentemente se tornaram separados quando submetidos a ambientes agressivos dentro de um conjunto de cabeça de poço. Cabos/fios em excesso são difíceis de manusear para comunicação de sensor no ambiente subaquático. Os modelos de elemento finito foram usados para ser usados para análise de análise de fadiga, mas a maioria exige uma função de transferência para extrapolar a carga medida de riser que está conectada à cabeça de poço. A falta dos dados de fadiga reais do campo contribuiu para uma incerteza do resultado de análise do elemento finito.

DESCRIÇÃO DA INVENÇÃO

[005] Revelados no presente documento estão um método e aparelho para operações de fundo de poço que incluem uma análise em tempo real de carregamento de fadiga de componentes de um conjunto de cabeça de poço. Em um exemplo de um método de operação de um fundo de poço inclui detectar um campo magnético que cruza uma porção de um tubular que está no fundo de poço e que forma parte de um conjunto de cabeça de poço; As variações no campo magnético são identificadas que são a partir de cargas aplicadas ao tubular, e o carregamento de fadiga no tubular é estimado com base nas cargas aplicadas. O método pode inclui a magnetização de uma porção selecionada do tubular para formar um campo magnético. Nesse exemplo, a porção magnetizada do tubular se assemelha a um formato oval. Adicionalmente, o formato oval pode ter um lado alongado orientado em uma direção que está paralela a um eixo geométrico do fundo de poço, oblíqua a um eixo geométrico do fundo de poço, ou perpendicular a um eixo geométrico do fundo de poço. Opcionalmente, a etapa de detectar inclui fornecer um sensor no campo magnético e monitorar uma saída do sensor. O sensor pode fazer parte de um sistema de sensor com uma pluralidade de sensores conectados por uma linha de detecção, e em que os sensores detectam uma mudança no campo magnético. A linha de detecção pode ser produzida a partir de uma fibra óptica, de uma linha elétrica, de um cabo ou de combinações dos mesmos; e os sensores podem ser sensores magneto-ópticos, sensores magnéticos de estado sólido, sensores indutivos, ou combinações dos mesmos. Em um exemplo, a mudança no campo magnético é uma mudança na magnitude do campo magnético. Além disso, uma vida útil do tubular pode ser estimada com base nas informações recolhidas. O tubular pode ser um componente do conjunto de cabeça de poço, tal como um alojamento de baixa pressão, um tubo condutor de baixa pressão; um alojamento de alta pressão, um tubo condutor de alta pressão, um suporte de invólucro, um suporte de tubulação, um comprimento de invólucro, um comprimento de tubulação de produção.

[006] Em uma realização adicional, um método de operações de fundo de poço inclui detectar uma característica de um campo magnético a partir de uma porção magnetizada de um tubular que está no fundo de poço e que forma parte de um conjunto de cabeça de poço, identificar mudanças na característica do campo magnético que são causadas por uma tensão no tubular, estimar danos de fadiga em tempo real ao tubular com base nas mudanças identificadas na característica do campo magnético, e preparar uma análise de confirmação estrutural em tempo real do tubular. Uma falha de fadiga do tubular pode ser estimada a partir das informações coletadas, assim como a previsão de uma vida residual do tubular. Além disso, um conjunto de cabeça de poço diferente pode ser projetado com base nas mudanças na característica do campo magnético que são causadas pelas tensões experienciadas pelo tubular ao longo do tempo. Em um exemplo, a porção magnetizada do tubular está disposta estrategicamente próxima de uma mudança na espessura do tubular, próxima a uma solda no tubular, ou ambas.

[007] Está adicionalmente revelado no presente documento um conjunto de cabeça de poço que inclui um tubular com localizações magnetizadas estrategicamente posicionadas no mesmo e que formam campos magnéticos, em que os campos magnéticos se projetam para fora a partir do tubular. Um sistema de sensor é incluído que é composto de sensores dispostos nos campos magnéticos e que gera sinais em resposta às mudanças nos campos magnéticos. Um sistema de processamento de informações inteligente é incluído que está em comunicação com o sistema de sensor; que pode incluir um processador para correlacionar as mudanças nos campos magnéticos às cargas experienciadas pelo tubular.

BREVE DESCRIÇÃO DOS DESENHOS

[008] Alguns dos recursos e benefícios da presente invenção foram mencionados, outros se tornarão aparentes conforme a descrição procede quando obtida em conjunto com os desenhos anexos.

[009] A Figura 1A é uma vista em perspectiva lateral de uma cabeça de poço tubular que tem porções selecionadas que são magnetizadas, e um sistema de sensor para medir as mudanças em uma porção magnetizada em uma superfície externa, e de acordo com a presente invenção.

[010] A Figura 1B é uma vista em corte da cabeça de poço tubular da Figura 1A com o sistema de sensor em uma superfície interior, e de acordo com a presente invenção.

[011] A Figura 2 é uma vista em corte de uma cabeça de poço tubular que tem porções selecionadas que são magnetizadas, e um sistema de sensor para medir as mudanças em uma porção magnetizada em uma superfície interna, e de acordo com a presente invenção.

[012] A Figura 3 é uma vista em corte de uma cabeça de poço subaquática com tubulares das Figuras 1 e 2 e de acordo com a presente invenção.

[013] Ainda que a invenção seja descrita em conjunto com as realizações preferenciais, será compreendido que não se pretende limitar a invenção a essa realização. Pelo contrário, pretende-se cobrir todas as alternativas, modificações e equivalentes que possam ser incluídos dentro do espírito e escopo da invenção, tal como definidos pelas reivindicações anexas.

DESCRIÇÃO DE REALIZAÇÕES DA INVENÇÃO

[014] O método e o sistema da presente revelação serão descritos mais completamente doravante no presente documento com referência aos desenhos anexos nos quais as realizações são mostradas. O método e o sistema da presente revelação podem ser em muitas formas diferentes e não devem ser interpretados como limitados às realizações ilustradas estabelecidas no presente documento; em vez disso, essas realizações são fornecidas de modo que essa revelação seja aprofundada e completa e transmita totalmente o seu escopo para aqueles técnicos no assunto. Os números semelhantes se referem a elementos semelhantes durante todo o documento.

[015] Deve ser adicionalmente entendido que o escopo da presente revelação não está limitado aos detalhes exatos de construção, operação, materiais exatos ou realizações mostrados e descritos, assim como modificações e equivalentes serão aparentes para um técnico no assunto. Nos desenhos e no relatório descritivo, realizações ilustrativas foram reveladas e, ainda que os termos específicos sejam empregados, os mesmos são usados em sentido genérico e descritivo apenas e não para o propósito de limitação.

[016] Mostrada em uma vista em perspectiva na Figura 1A está um exemplo de um tubular 10 que inclui uma porção de alojamento 12 e uma porção condutora de diâmetro inferior 14 que depende de uma extremidade da porção de alojamento 12. Uma transição 16 conecta as porções de alojamento e condutora 12, 14; e contam para as mudanças no diâmetro dessas porções respectivas com paredes laterais que dependem radialmente para dentro longe da porção de alojamento 12 e em uma direção em direção ao eixo geométrico AX do tubular 10. Uma série de áreas magnetizadas 18 é mostrada formada em várias localizações em uma superfície externa do tubular 10. Em um exemplo, cada uma das áreas magnetizadas 18 tem regiões com diferentes polaridades de modo que um campo magnético M é gerado próximo a cada uma das áreas 18, que se projeta para fora do tubular 10. Uma característica do campo magnético M pode mudar em resposta às tensões dentro do material do tubular 10 que ocorre em uma das áreas magnetizadas 18. Essas tensões podem ser induzidas por compressão ou tensão no tubular 10. Uma característica que alterada é a magnitude do campo magnético, que pode ser medida em unidade de Gauss ou Tesla.

[017] Um sistema de sensor 20 é mostrado montado adjacente ao tubular 10 que inclui sensores 22 dispostos próximos às áreas magnetizadas 18. As realizações que existem em cada área magnetizada 18 incluem um sensor correspondente 22, mas não mostrado, no presente documento por razões de clareza. No exemplo da Figura 1, a linha de sensor 24 se estende entre sensores adjacentes 22, em que a linha 24 pode ser disposta de maneira curva conforme mostrado. Em alguns exemplos, uma quantidade designada da linha de sensor 24 é exigida para ser fornecida entre os sensores adjacentes 22 para garantir uma operação adequada dos sensores 22. Os sensores exemplificativos 22 incluem sensores magneto-ópticos, sensores magnéticos de estado sólido, tal como sensores de efeito Hall e sensores indutivos. Um exemplo adicional de um sensor inclui fibras ópticas que são revestidas localmente com um material magnetostritivo. Conforme será descrito em mais detalhes abaixo, os sensores 22 são responsivos a mudanças no campo magnético M e irão emitir um sinal correspondente comunicado através da linha de sensor 24 que pode ser analisada em tempo real ou armazenada e usada para criar dados históricos.

[018] Conforme observado acima, as áreas magnetizadas 18 são localizadas estrategicamente no tubular 10 em localizações que podem ser de interesse para avaliar cargas aplicadas no tubular 10, que em um caso podem ser adjacentes a uma conexão de caixa/pino 25 mostrada formada em uma porção condutora 14. Conforme é conhecido, o condutor 14 pode ser formado a partir de uma cadeia de segmentos individuais S1, S2 conectados por conexão de caixa/pino 25. As soldas 28 são mostradas conectando a caixa individual e porções de pino 26, 27 para segmentos de conduto adjacentes S1, S2; áreas magnetizadas 18 são mostradas que forneceram soldas adjacentes 28. A Figura 1B ilustra o tubular 10 em uma vista em corte com áreas magnetizadas 18 fornecidas em conexão de caixa/pino 25 adjacente, e sensores 22 dispostos adjacentes a áreas magnetizadas 18. O exemplo de sistema de sensor 20 da Figura 1B inclui a linha 24 que conecta os sensores 22 próximos à conexão de caixa/pino 25, a linha 24 também conecta aos sensores 22 dispostos adjacentes às áreas magnetizadas 18 entre a conexão de caixa/pino 25 e a transição 16. A linha 24 sai de dentro do tubular 10 através de uma passagem 29 que é formada radialmente através da porção de alojamento 12.

[019] Com referência agora à Figura 2, é mostrada uma vista em corte de um tubular 30 que inclui uma porção de alojamento 31 acoplada a uma porção condutora alongada de diâmetro menor 32 por uma transição 33 que se projeta radialmente para dentro para compensar as diferenças em diâmetros das porções de alojamento 31 e condutora 32. O tubular 30 também inclui áreas magnetizadas 18; as áreas magnetizadas 18 da Figura 2 através das quais são mostradas em uma superfície interior do tubular 30. Também incluído na realização da Figura 2 está um sistema de sensor 20 com sensores 22 próximos a algumas das áreas magnetizadas 18 e conectados por uma linha de sensor 24 para mudanças detectadas de comunicação em campo magnético característica para análise. Ainda que existam realizações em que sensores 22 são fornecidos próximos de cada área magnetizada 18, alguns sensores 22 são omitidos com o objetivo de aprimorar a clareza da figura. Em um exemplo, o tubular 30 da Figura 2 é um alojamento de baixa pressão, enquanto que o tubular 10 da Figura 1 é um alojamento de alta pressão. Similar ao tubular 10, o tubular 30 inclui uma conexão de caixa/pino 34 entre os segmentos SG1, SG2; em que a conexão de caixa/pino 34 inclui uma porção de caixa 35 enroscada a uma porção de pino 36. Soldas 37 conectam a porção de caixa 35 ao segmento SG1 e conectam a porção de pino 36 ao SG2. O sistema de sensor 20 da Figura 2, similar ao sistema de sensor 20 da Figura 1B, inclui sensores 22 próximos às áreas magnetizadas 18 ao longo da conexão de caixa/pino 34 e na porção condutora 32 e espaçado da transição 33. A linha 24 se conecta aos sensores 22 e sai através de uma passagem 38 formada radialmente através da porção condutora 31.

[020] A Figura 3 fornece em vista em corte um exemplo de um conjunto de cabeça de poço 39 disposto no solo marítimo 40. Nesse exemplo, o conjunto de cabeça de poço 39 inclui um tubular de baixa pressão 42 ao longo de sua circunferência externa que inclui um alojamento de baixa pressão 44 acoplado a um tubo condutor 45. O cano condutor 45 se estende para baixo a partir do alojamento de baixa pressão 44 e em um fundo de poço 46 que é formado através de uma formação 48 abaixo do solo marítimo 40. Uma transição 49, mostrada que tem uma redução de espessura com distância do tubular de baixa pressão 42, conecta o alojamento de baixa pressão 44 e o condutor 45. Uma solda 50 mostrada fornecendo conexão entre o condutor 45 e a transição 49.

[021] Disposto coaxialmente dentro do tubular de baixa pressão 42 está um tubular de alta pressão 52 que inclui um alojamento de alta pressão 54 mostrado ajustado coaxialmente dentro do alojamento de baixa pressão 44. Similar ao tubular de baixa pressão 42, um condutor 55 depende para baixo a parti do alojamento de alta pressão 54 no fundo de poço 46. Uma solda 50 conecta uma extremidade superior de condutor 55 com uma transição 56, que acopla a uma extremidade inferior do alojamento de alta pressão 54. Similar à transição 49, a transição de alta pressão 56 tem uma espessura que reduz com distância do alojamento de alta pressão 54. Adicionalmente no exemplo da Figura 3, as áreas magnetizadas 18 são mostradas fornecidas em localizações estratégicas nos tubulares 42, 52. Mais especificamente, as áreas magnetizadas 18 são formadas em uma superfície interior do tubular de baixa pressão 42, em um exemplo fornece alguma proteção para os sistemas de sensor associados 20 durante a instalação do alojamento de baixa pressão 42 dentro do fundo de poço 46. Uma superfície externa do tubular de alta pressão 52 é mostrada como tendo áreas magnetizadas 18 e com sistemas de sensor 20 ajustados ao longo dessas áreas de modo que seus sensores 22 podem detectar mudanças de campo magnético que ocorrem quando as tensões são aplicadas ao tubular 52.

[022] Adicionalmente no exemplo da Figura 3, uma passagem 58 é mostrada formada radialmente através do tubular de baixa pressão 42, no qual as linhas de sensor 24 a partir dos sistemas de sensor 20 são encaminhadas para o exterior do conjunto de cabeça de poço 39. Portanto, os sinais dos sistemas de sensor 20 podem ser transmitidos para uma localização remota do conjunto de cabeça de poço 39 para monitoramento e análise. Opcionalmente, um veículo operado remotamente (ROV) 60 pode ser fornecido sob o mar e usado para manipular as linhas de sensor 24 do lado de fora do conjunto de cabeça de poço 39 e conectam a um conector (não mostrado) para completar uma ligação de comunicação para cima da superfície do mar. Opcionalmente, um grupo de comunicação 62 é fornecido em uma superfície externa do conjunto de cabeça de poço 39 e que pode conectar as linhas de sensor 24 para comunicação tal como através de uma linha de comunicação 64 mostrada acoplada a um lado do grupo de comunicação 62.

[023] Um sistema de manuseio de informações (IHS) 66 é ilustrado esquematicamente na Figura 3 e acoplado à linha de comunicação 68 que é configurada para receber sinais de dados a partir dos sensores 22. O IHS 66 inclui um ou mais dos seguintes dispositivos exemplificativos, um computador, um processador, um dispositivo de armazenamento de dados acessível pelo processador, um controlador, uma área de armazenamento não volátil acessível pelo processador, pelo software, pelo firmware ou outra lógica para realizar cada uma das etapas descritas no presente documento, e combinações dos mesmos. O IHS 66 pode ser submarino, remoto em relação ao conjunto de cabeça de poço 39 (tanto submarino quanto acima da superfície do mar), uma plataforma de produção ou instalações remotas. Existem exemplos em que o IHS 66 está em comunicação constante de tempo real com os sistemas de sensor 20. Os sinais de dados a partir dos sensores 22 podem ser transmitidos para IHS 66 através da linha 24, da linha de comunicação 64 ou por meio de telemetria gerada a partir do fundo do mar. Em um exemplo, os sinais de dados recebidos pelo IHS 66 são processados por IHS 66 para estimar a fadiga no material magnetizado, e também no material adjacente às áreas magnetizadas 18. Opcionalmente, o IHS 66 é usado para estimar danos a partir da fadiga na estrutura que é monitorada com os sensores 22. Além disso, em um exemplo, um histórico de carregamento da estrutura monitorada é gerado pelo monitoramento/coleta de sinais de dados a partir dos sensores 22, que é usado para estimar os danos de fadiga na estrutura monitorada.

[024] Ainda com referência à Figura 3, uma circunferência interna do tubular de alta pressão 52 define um furo principal 70, que é geralmente coaxial com um eixo geométrico AX do conjunto de cabeça de poço 39 e no qual um suporte de invólucro 72 pode, opcionalmente, ser incluído com o conjunto de cabeça de poço 39. O invólucro de produção 74 é mostrado dependente no fundo de poço 46 a partir de uma extremidade inferior do suporte de invólucro 72. Opcionalmente, um suporte de tubulação 76 pode ser aterrado dentro do invólucro 74 e a partir do qual, a tubulação de produção 78 se projeta no fundo de poço 46 e que é coaxial com o invólucro 74. Existem realizações em que áreas magnetizadas 18 são fornecidas em localizações selecionadas dentro dos suportes 72, 76, o invólucro 74, e/ou a tubulação 78 para monitoramento de tensões e outras cargas aplicadas a esses elementos.

[025] Em um exemplo de operação, as áreas magnetizadas 18 podem ser formadas nos membros de cabeça de poço (isto é, tubulares 10, 30, 42, 52, suportes 72, 76, invólucro 74 e/ou tubulação 78) para aplicar um pulso de alta corrente com eletrodos (não mostrados) que são ajustados no membro de cabeça de poço particular. Esse exemplo é algumas vezes referido como magnetização de pulso de corrente elétrica. O posicionamento estratégico dos eletrodos pode formar formatos das áreas magnetizadas conforme desejado. Nos exemplos das Figuras 1 até 3, as áreas magnetizadas 18 são mostradas em formato oval e tendo um lado alongado orientado de modo geral paralelo dentro de um eixo geométrico do seu tubular associado 10, 30, 42, 52, ou conjunto de cabeça de poço 39. Entretanto, existem realizações em que os lados alongados são de modo geral oblíquos a esses eixos, ou perpendiculares ao eixo geométrico e que se estendem circunferencialmente ao redor do membro tubular associado. Outras técnicas de magnetização podem ser empregadas, tais como o posicionamento de ímãs permanentes dentro do membro de cabeça de poço assim como a formação de um eletroímã. Em exemplos em que áreas magnetizadas estão dispostas próximas a uma solda, a solda particular é realizada antes da etapa de magnetização do membro tubular para formar essa área magnetizada. Em uma realização opcional, a magnetização ocorre antes do conjunto mecânico, tal como a conexão enroscada de uma conexão de caixa e pino 25 da Figura 1. Em um exemplo, o campo magnético M (Figura 1) que se projeta a partir das áreas magnetizadas 18 tem características que variam quando tensão é aplicada ao material da área magnetizada 18. O estresse pode ser um resultado de tensão ou compressão.

[026] Um exemplo de calibração de um sistema de sensor 20 (Figuras 1 a 3) inclui aplicar uma tensão conhecida a um membro, tal como um tubular, que tem uma área magnetizada, e monitorar as mudanças no campo magnético associado com a área magnetizada. Esse exemplo de calibração pode incluir levar em consideração as dimensões do material, tipo de material, temperatura do membro, e tamanho da área magnetizada. Conhecendo o valor ou valores da tensão ou tensões aplicadas com uma quantidade ou quantidades de mudança medida no campo magnético pode render dados para correlacionar medições de mudança de campo magnético a partir de tubulares instalados em um conjunto de cabeça de poço para valores de tensão aplicada. Portanto, instalando-se um conjunto de cabeça de poço que tem áreas magnetizadas e conjuntos de sensor, dados de carregamento em tempo real podem ser coletados e, por fim, usados para criar uma análise de fadiga dos tubulares dentro do conjunto de cabeça de poço. A análise de fadiga pode, então, ser usada para avaliar a integridade estrutural de tubulares dentro do conjunto de cabeça de poço assim como prever quando uma falha de fadiga pode ocorrer. Dessa forma, a vida útil de todo um conjunto de cabeça de poço 39 (Figura 3) pode ser estimada com o uso do método e sistema descritos no presente documento. Além disso, os dados obtidos a partir de um ou mais conjuntos de cabeça de poço em um fundo de poço particular, podem ser usados para designar um conjunto de cabeça de poço que é para ser instalado em um fundo de poço diferente. Adicionalmente, métodos conhecidos estão no lugar de modo que uma única linha pode se estender entre múltiplos sensores, em que os sensores estão em série, e ainda sabendo o tempo de atraso de um sinal após aplicar um pulso através da linha de sinal, um sensor particular em uma localização particular pode ser identificado a partir do qual o sinal designado é obtido.

[027] A presente invenção descrita no presente documento é, portanto, bem adaptada para realizar os objetos e atingir os fins e vantagens mencionados, assim como outros que lhes são inerentes. Ainda que a realização presentemente preferencial da invenção tenha sido dada para o propósito da revelação, existem mudanças numerosas nos detalhes dos procedimentos para a realização dos resultados desejados. Por exemplo, o aparelho e método descritos no presente documento podem ser usados para monitorar fadiga em uma estrutura ou material de qualquer formato, que pode ser magnetizado ou ter uma porção que emite um campo magnético; e não se limita ao material disposto em um fundo de poço ou usado em conjunto com operações de fundo de poço. Essas e outras modificações similares serão prontamente sugeridas àqueles técnicos no assunto e são destinadas a serem englobadas dentro do espírito da presente invenção revelada no presente documento e do escopo das reivindicações anexas.

Claims (15)

1. MÉTODO DE MONITORAMENTO DE COMPONENTE DE CABEÇA DE POÇO, caracterizado por compreender as etapas de: a) fornecer áreas magnetizadas no componente de cabeça de poço, as áreas magnetizadas tendo um campo magnético (M) que varia em resposta a cargas aplicadas ao componente de cabeça de poço; b) fornecer um sensor (22) no campo magnético (M) e detectar um campo magnético (M) que cruza uma porção de um tubular (10) que está no fundo de poço e que forma parte de um conjunto de cabeça de poço (39); c) com um sistema de manuseio de informações (66) para receber sinais de dados do sensor (22), identificar variações no campo magnético (M) que são originárias de cargas aplicadas ao tubular (10); e d) estimar carregamento de fadiga no tubular (10) com base nas cargas cíclicas aplicadas.

2. MÉTODO, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado por uma porção selecionada do tubular (10) ser magnetizada (18).

3. MÉTODO, de acordo com a reivindicação 2, caracterizado pela porção magnetizada (18) do tubular (10) ter um formato oval.

4. MÉTODO, de acordo com a reivindicação 3, caracterizado pelo formato oval com um lado alongado orientado em uma direção paralela com um eixo geométrico (AX) do fundo de poço.

5. MÉTODO, de acordo com qualquer uma das reivindicações 1 a 4, caracterizado pelo sensor (22) ser parte de um sistema de sensor (20) que compreende uma pluralidade de sensores (22) conectados por uma linha de detecção e em que os sensores (22) detectam uma mudança no campo magnético (M).

6. MÉTODO, de acordo com a reivindicação 5, caracterizado pela linha de detecção compreender uma linha selecionada a partir do grupo que consiste em uma fibra óptica, uma linha elétrica, um cabo e combinações dos mesmos e pelos sensores (22) compreenderem um elemento sensível magneticamente selecionado do grupo que consiste em um sensor magneto- óptico, um sensor magnético de estado sólido, um sensor indutivo e combinações dos mesmos.

7. MÉTODO, de acordo com qualquer uma das reivindicações 1 a 6, caracterizado pela mudança no campo magnético (M) ser uma mudança na magnitude do campo magnético (M).

8. MÉTODO, de acordo com qualquer uma das reivindicações 1 a 7, caracterizado por compreender adicionalmente estimar uma vida útil do tubular (10).

9. MÉTODO, de acordo com qualquer uma das reivindicações 1 a 8, caracterizado pelo tubular (10) compreender um componente do conjunto de cabeça de poço (39) que é selecionado dentre um grupo que consiste em um alojamento de baixa pressão, um tubo condutor de baixa pressão; um alojamento de alta pressão, um tubo condutor de alta pressão, um suporte de invólucro (72), um suporte de tubulação, um comprimento de invólucro (74) e um comprimento de tubulação de produção.

10. MÉTODO DE MONITORAMENTO DE COMPONENTE EM OPERAÇÕES DE FUNDO DE POÇO, caracterizado por compreender as etapas de: a) detectar uma característica de um campo magnético (M) a partir de uma porção magnetizada (18) de um tubular (10) que está no fundo de poço e que forma parte de um conjunto de cabeça de poço (39); b) identificar mudanças na característica do campo magnético (M) que são causadas por uma tensão no tubular (10); c) estimar danos de fadiga em tempo real ao tubular (10) com base nas mudanças identificadas na característica do campo magnético (M); e d) preparar uma análise de integridade estrutural em tempo real do tubular (10), em que a porção magnetizada (18) do tubular (10) é disposta em uma localização selecionada de um grupo que consiste em próxima a uma mudança em espessura do tubular (10), próxima a uma solda no tubular (10) e combinações dos mesmos.

11. MÉTODO, de acordo com a reivindicação 10, caracterizado por compreender uma etapa de prever uma falha de fadiga.

12. MÉTODO, de acordo com a reivindicação 10, caracterizado por compreender uma etapa de prever uma vida residual do tubular (10).

13. MÉTODO, de acordo com a reivindicação 10, caracterizado por compreender ainda fornecer uma localização em tempo real dos danos de fadiga no tubular (10).

14. CONJUNTO DE CABEÇA DE POÇO, caracterizado por compreender: - um tubular (10) que tem localizações magnetizadas (18) que formam campos magnéticos (M) que se projetam para fora do tubular (10); - um sistema de sensor (20) que tem sensores (22) dispostos nos campos magnéticos e que gera sinais em resposta às mudanças nos campos magnéticos (M); e - um sistema de manuseio de informações (66) em comunicação com o sistema de sensor (20) para identificar variações no campo magnético (M) que são originárias de cargas aplicadas ao tubular e para estimar carregamento de fadiga no tubular (10) com base nas cargas cíclicas aplicadas.

15. CONJUNTO DE CABEÇA DE POÇO, de acordo com a reivindicação 14, caracterizado por compreender adicionalmente um processador no sistema de manuseio de informações (66) para correlacionar as mudanças nos campos magnéticos (M) às cargas experienciadas pelo tubular (10).

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