BRPI0508906B1

BRPI0508906B1 - Método e dispositivo de monitoramento e/ou controle de uma carga em um elemento delgado

Info

Publication number: BRPI0508906B1
Application number: BRPI0508906-9A
Authority: BR
Inventors: Christopher Hoen
Original assignee: Vetco Gray Scandinavia As
Priority date: 2004-03-22
Filing date: 2005-03-22
Publication date: 2018-06-26
Also published as: GB2428099B; US20070175639A1; NO20064751L; GB2428099A; GB0618659D0; NO337097B1; US7685892B2; WO2005091712A2; BRPI0508906A; WO2005091712A3

Abstract

método e dispositivo para monitorar e/ou controlar uma carga sobre um elemento alongado tensionado. a presente invenção refere-se a um método e dispositivo para monitorar e/ou controlar uma carga em um elemento delgado, alongado e tensionado, que se estende a partir de um elemento de cabeça de poço submarina para uma embarcação de superfície, pelo que o elemento alongado tensionado é disposto de modo a ser deslocado na sua direção longitudinal, dentro ou fora do elemento de cabeça de poço submarina, através de uma entrada em uma extremidade superior deste último. o método compreende as etapas de: - medir o comportamento estrutural do elemento de cabeça de poço; e - estimar o momento de dobramento e/ou declividade do elemento alongado tensionado em uma região de base adjacente à e/ou na dita entrada, com base na medição do comportamento estrutural do elemento de cabeça de poço. a invenção também se refere a um correspondente dispositivo.

Description

(54) Título: MÉTODO E DISPOSITIVO DE MONITORAMENTO E/OU CONTROLE DE UMA CARGA EM UM ELEMENTO DELGADO (51) Int.CI.: G01L 5/04; B63B 27/30 (30) Prioridade Unionista: 22/03/2004 US 60/554,989 (73) Titular(es): VETCO GRAY SCANDINAVIA AS (72) Inventor(es): HOEN, CHRISTOPHER

1/27 “MÉTODO E DISPOSITIVO DE MONITORAMENTO E/OU CONTROLE DE UMA CARGA EM UM ELEMENTO DELGADO”

Campo da Invenção [001] A presente invenção refere-se a um método e dispositivo para monitorar e/ou controlar uma carga em um elemento delgado, alongado e tensionado, que se estende a partir de um elemento de cabeça de poço submarina para uma embarcação de superfície, pelo que o elemento alongado tensionado é disposto de modo a ser deslocado na sua direção longitudinal, dentro ou fora do elemento de cabeça de poço submarina, através de uma entrada em uma extremidade superior deste último.

[002] O elemento alongado tensionado pode ser qualquer tipo de tubing (tubo de pequeno diâmetro usado em uma coluna de produção, ou simplesmente tubulação) ou cabo, ou até mesmo uma viga. O elemento de cabeça de poço pode ser qualquer tipo de elemento guia, preferencialmente, um tubo guia, tal como, uma tubulação lubrificadora, a qual apresenta uma rigidez de dobramento que é substancialmente superior a do elemento alongado tensionado.

[003] Em particular, conforme será posteriormente descrito na descrição da presente invenção, o elemento alongado tensionado compreende um tubing em serpentina e o elemento de cabeça de poço compreende um dispositivo lubrificador, especialmente um tubo ou tubulação, através da qual o tubing em serpentina é avançado para dentro do poço ou da cabeça de poço. Consequentemente, a invenção refere-se, em particular, a um assim chamado sistema sem riser (tubulação ascendente), na qual o tubing em serpentina livremente no mar aberto, entre corre a embarcação de superfície e a cabeça de poço submarina.

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Antecedentes da Invenção [004] O tubing em serpentina que corre em mar aberto sem o uso de um tubo ascendente marinho ou um tubo ascendente de workover (atividades de estimulação, restabelecimento ou aumento de produção) impõe requisitos na operação da embarcação e do tubing em serpentina. Devido à limitada resistência mecânica do tubing em serpentina e da chaminé submarina, incluindo a tubulação lubrificadora, é imperativo que o equipamento seja operado dentro de certos limites predefinidos, correlacionados com a capacidade estrutural do equipamento. Isto implica que as seguintes quantidades precisam ser controladas ou monitoradas, tanto direta, como indiretamente:

- tração no topo do CT (sigla de Coiled Tubing”, isto é tubing em serpentina);

- declividade do CT, quando o mesmo deixa o injetor de topo na embarcação;

- dobramento do CT, quando da entrada no lubrificador;

- tração do CT, quando da entrada no lubrificador.

[005] Os meios para manter o controle dessas quantidades incluem o posicionamento da embarcação e a tração de topo aplicada no tubing em serpentina. Três desses quatro parâmetros, podem ser facilmente obtidos através de medições diretas: tração de topo e declividade no injetor de topo; e medições indiretas: tração do CT no lubrificador, que é derivada da tração de topo e do peso aparente do tubing em serpentina (CT).

[006] A manutenção da integridade estrutural do tubing em serpentina e da chaminé submarina é essencial. As cargas críticas com relação à integridade estrutural estão correlacionadas com a entrada do tubing em serpentina dentro do lubrificador, o que ocorrerá próximo da posição vertical.

[007] Quando o tubing em serpentina entra no lubrificador, o

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3/27 mesmo é localmente restringido de livremente modificar de formato, como uma resposta à carga externa. Isto é, o tubing em serpentina deve satisfazer as condições limites dadas pela entrada dentro da tubulação lubrificadora. Qualquer desvio entre a direção do tubing em serpentina e a direção da tubulação lubrificadora irá, portanto, introduzir forças laterais entre o tubing em serpentina e a tubulação lubrificadora.

[008] Estas forças laterais irão localmente induzir momentos de dobramento no tubing em serpentina. A fim de evitar a ruptura causada pelo excesso de dobramento do tubing em serpentina e/ou da tubulação lubrificadora, essas cargas devem ser controladas.

[009] O posicionamento da embarcação, de modo a que não exista dobramento local do tubing em serpentina quando o mesmo entra na tubulação lubrificadora, implica em que a força axial no tubing em serpentina é dirigida ao longo da tubulação lubrificadora.

[010] Consequentemente, não haverá nenhuma força lateral atuando na tubulação lubrificadora para essa configuração do tubing em serpentina. A posição da embarcação que resulta nessa configuração do tubing em serpentina é a posição ótima com relação à integridade do tubing em serpentina e da chaminé submarina durante a operação.

[011] Portanto, é de vital importância se conhecer o momento de dobramento e a declividade do tubing em serpentina quando o mesmo entra na tubulação lubrificadora. Entretanto, pelo fato de que o tubing em serpentina, na maioria das vezes, durante a operação está sendo inserido ou está sendo retirado do poço, é considerado impossível na prática, se medir a declividade ou o momento de dobramento na entrada do lubrificador, diretamente no próprio tubing em serpentina.

Objetivo da Invenção [012] Constitui um objetivo da presente invenção, apresentar um

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4/27 método e um dispositivo que solucionam ou que trazem uma importante contribuição para solucionar os problemas acima descritos. Em particular, a presente invenção pretende apresentar um método e um dispositivo que irão possibilitar ou facilitar a coleta de informação sobre a inclinação/declividade e/ou momento de dobramento do elemento alongado tensionado (tipicamente um tubing em serpentina), de modo a monitorar e/ou controlar as cargas sobre o dito elemento.

[013] Um objetivo secundário da invenção é de apresentar um método e dispositivo que garanta, ou pelo menos promova e facilite a provisão da posição da embarcação, que resulta em uma ótima configuração do elemento alongado tensionado, com relação à integridade do elemento alongado e do elemento de cabeça de poço, dentro do qual, o elemento alongado é introduzido durante a operação.

Resumo da Invenção [014] O principal objetivo da invenção é alcançado através do método inicialmente definido, caracterizado pelo fato de compreender as etapas de:

- medição do comportamento estrutural do elemento de cabeça de poço; e

- estimativa do momento de dobramento e/ou declividade do elemento alongado tensionado numa região de base, adjacente à e/ou na entrada da extremidade superior do elemento de cabeça de poço, com base na medição do comportamento estrutural do elemento de cabeça de poço.

[015] Assim, através de medição e monitoramento, preferencialmente, de modo continuo, do comportamento estrutural do elemento de cabeça de poço, que pode compreender, por exemplo, momento de dobramento, magnitudes e direções de forças laterais na entrada superior do elemento de cabeça de poço ou outras quantidades responsivas do

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5/27 elemento de cabeça de poço, tais como, por exemplo, trações, esforços ou inclinações, correlacionados aos momentos de dobramento e magnitudes de forças laterais através de relações mecânicas bem definidas, tais como, por exemplo, as equações de Euler-Bernouilli, podem ser deduzidas informações sobre o momento de dobramento e declividade do elemento alongado tensionado.

[016] O comportamento estrutural que pode ser mais facilmente obtido, compreende o dobramento do elemento de cabeça de poço, que também está diretamente correlacionado ao momento de dobramento aplicado, através do elemento alongado tensionado, na entrada do elemento de cabeça de poço. O momento de dobramento do elemento alongado tensionado pode ser obtido através da medição da inclinação (ou declividade) do mesmo, por meio de um inclinômetro, ou através da medição da tração por meio de calibradores de tensão.

[017] De acordo com uma modalidade preferida da invenção, a medição do comportamento estrutural do elemento de cabeça de poço, compreende a etapa de medição da inclinação, declividade ou momento de dobramento do elemento de cabeça de poço, direta ou indiretamente.

[018] De acordo com uma modalidade preferida da invenção, a declividade/inclinação da entrada terminal superior do elemento de cabeça de poço é medida diretamente ou é derivada das medições responsivas correlacionadas à inclinação/declividade da entrada terminal superior, por exemplo, através de equações elementares de viga de Euler-Bernouilli.

[019] As forças externas sobre o elemento de cabeça de poço (tubulação lubrificadora) são causadas pelo elemento alongado tensionado (tubing em serpentina) e pelas cargas distribuídas pela corrente de água. No caso das cargas distribuídas sobre a tubulação lubrificadora serem desconsideradas, o momento no tubing em serpentina é dado diretamente a

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6/27 partir do ângulo superior da tubulação lubrificadora:

_A. _ 2EI_L ^I_CTEI_CT _ EI _L ^{Í T} ~TCT P ' ¹ 1^ + / ‘ [020] Em consequência da relação apresentada acima, a estimativa da declividade da base do elemento alongado tensionado se fundamenta na seguinte equação:

cr

2EE

T_CT l² + 2lyjT_cr EI _CT

EE

EI cr onde:

- Qct ê o ângulo do elemento alongado tensionado na dita entrada;

- EIct ê a rigidez de dobramento do elemento alongado tensionado;

- Etéa rigidez de dobramento do elemento de cabeça de poço;

- / é o comprimento do elemento de cabeça de poço;

- Tct é a tração na direção longitudinal do elemento alongado tensionado, na dita entrada superior;

tensionado; e k =

!

CT é o fator de flexibilidade do elemento alongado

- θ/ o ângulo do elemento de cabeça de poço na entrada superior do mesmo, medido direta ou indiretamente.

[021] Para o caso geral em que as cargas externas distribuídas sobre o elemento de cabeça de poço não podem ser desconsideradas, o método de acordo com a invenção é caracterizado pelo fato de que dois ou mais parâmetros responsivos θ_ζ/ (i = 1, 2,...) do elemento de cabeça de poço, são medidos, direta ou indiretamente, em diferentes níveis (zi), acima da

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7/27 extremidade inferior do elemento de cabeça de poço e que a estimativa da declividade da base do elemento alongado tensionado é baseada em relações do seguinte tipo:

VVAr “ WO com r -

onde:

- W é uma adequada matriz de ponderação não-singular;

- θ é um vetor de medições contendo parâmetros responsivos, tais como, por exemplo, declividades/inclinações ou trações/esforços ou momentos de dobramento;

- A é um coeficiente matriz, correlacionando Mct e q à resposta medida;

- Mct momento de dobramento do elemento alongado; e

- q é o parâmetro que descreve a distribuição de carga lateral sobre o elemento de cabeça de poço.

[022] As declividades do elemento alongado tensionado na extremidade inferior (isto ê, na entrada dentro do elemento de cabeça de poço) são agora fornecidas mediante inserção da solução para Mct a partir desta última equação, dentro da seguinte equação:

M_c/· = &_f._T^T_crEI_c/.

[023] De acordo com uma adicional modalidade da invenção, o método também inclui:

- medição da tração de topo e, opcionalmente, do ângulo de topo do elemento alongado tensionado; e

- estimativa de uma posição de embarcação que minimiza o dobramento do elemento alongado tensionado na entrada da cabeça de poço, com base na tração de topo medida e, opcionalmente, no ângulo de topo

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8/27 medido, em combinação com a declividade estimada da base do elemento alongado tensionado.

[024] Deve ser observado que, para fins práticos, a força de reação horizontal na extremidade inferior do elemento alongado tensionado é soma uma de dois componentes, a saber:

- uma força proporcional ao deslocamento terminal superior; e

- uma força proporcional a um deslocamento generalizado causado pelas cargas externas distribuídas, por exemplo, as cargas das correntes.

[025] Para o tubing em serpentina suspenso e tensionado, exposto aos movimentos da embarcação e ondas, assim como às forças das correntes, ângulos zero, em geral, não podem ser obtidos na extremidade inferior e extremidade superior, simultaneamente. Na maioria dos casos de cargas de correntes, não existe posição de embarcação onde os ângulos superior e inferior sejam ambos de valor zero. Entretanto, podem existir casos em que a corrente apresenta camadas de direções altamente divergentes, que levam ao cancelamento dos efeitos e a uma reduzida resposta do tubing em serpentina.

[026] O efeito sobre a declividade do tubing em serpentina, com relação à mudança em uma posição de embarcação é determinado pelas seguintes equações:

senof_rv

Λ onde Ktõ um fator de rigidez definido como:

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Jífc πΐ) onde:

- T (S) é a distribuição de tração efetiva ao longo do tubing em serpentina;

- L é o comprimento da parte suspensa do tubing em serpentina; e

- Uv é a mudança na posição da embarcação.

[027] O momento de dobramento do elemento alongado tensionado na entrada do elemento de cabeça de poço será zero se a declividade da extremidade inferior for zero. Nesse caso, a força lateral na extremidade de topo do elemento de cabeça de poço, causada pelo elemento alongado tensionado, será também zero.

[028] A declividade do elemento alongado tensionado próximo da entrada do elemento de cabeça de poço é o somatório de um termo correlacionado ao desvio e um termo provocado por forças ou cargas laterais externas, tais como, as correntes marinhas e ondas. A parte correlacionada aos desvios das declividades deve ser computada do peso próprio do tubing em serpentina, da flutuação, tração de topo e desvio da embarcação, conforme apresentado pelas equações acima. Inversamente, para qualquer declividade dada (por exemplo, medida direta ou indiretamente), pode ser estimado o desvio requerido para produzir o ângulo em questão.

[029] O deslocamento da extremidade de topo pode ser computado a partir de ambas as equações acima. Para os tubing em serpentina suspensos e tensionados (como um exemplo típico de um elemento alongado tensionado), com ação de carga lateral do deslocamento de extremidade de topo computado, usando o ângulo de extremidade inferior, seria geralmente diferente do deslocamento de extremidade de topo

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10/27 computado, usando o ângulo de extremidade superior.

[030] Entretanto, ao se introduzir a condição de que os dois estimados deslocamentos de extremidade de topo devem ser iguais, um deslocamento de extremidade de topo equivalente ou desvio equivalente podem ser computados usando um método de mínimos quadrados. Ao introduzir fatores de ponderação dentro da solução de mínimos quadrados, pode ser identificado um desvio equivalente ponderado. A nova posição da embarcação pode então ser definida em termos do vetor de reposicionamento. O vetor de reposicionamento é o vetor que irá cancelar o desvio equivalente ponderado, quando aplicado relativamente à posição da embarcação presente. O vetor de reposicionamento é simplesmente a magnitude do desvio equivalente ponderado, com o ângulo azimutal girado de 180°.

[031] O reposicionamento da embarcação usando o vetor de reposicionamento irá proporcionar a possibilidade de obtenção de mínimas declividades nas extremidades inferior e superior do tubing em serpentina para os escolhidos fatores de peso, tração de topo e reais condições ambientais.

[032] As declividades do tubing em serpentina superiores e de base são parcialmente controladas pela posição e tração da plataforma. Para uma tração inicialmente alta, a mudança de posição é muito mais eficiente do que a mudança de tração em relação à minimização das declividades. Entretanto, na extremidade inferior, onde a tração pode ser relativamente baixa se comparada à tração de topo, a mudança da tração de topo pode ser eficiente para ajustar o ângulo para o valor de zero. Quando uma redução ou aumento são aplicados, os mesmos podem ser determinados usando a seguinte equação:

a, = sen cq ₌ K_r 0,+¼) _ K_TT_h cos/f sinft, desde que o desvio da embarcação u_v seja conhecido. De

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11/27 qualquer modo, a mudança na tração irá influenciar apenas a parte da declividade que é provocada pelas cargas das ondas, correntes marinhas e peso aparente do tubing em serpentina, não influenciando o componente provocado pelo desvio da extremidade superior.

[033] De acordo com uma modalidade preferida da invenção, o método é caracterizado pelo fato de que a estimativa da posição preferida da embarcação com relação à presente posição da embarcação, em um sistema de coordenadas com eixos horizontais X e Y, é baseada na seguinte relação:

WKx = WCC onde:

- W é uma adequada não-singular matriz de ponderação;

- K é um coeficiente matriz relativo aos deslocamentos e ângulos;

-x —

LXJ é um vetor de coordenadas cartesianas dos deslocamentos equivalentes ponderados;

- α é um vetor de inclinação senoidal.

[034] A posição ótima da embarcação é obtida movendo-se a embarcação de uma distância:

Ar; - Ç Ar + Av na direção:

φ = atan (Δχ, onde é medido em radianos, no sentido anti-horário em relação ao eixo X do sistema coordenado de medição e com:

x,

Λ [035] Para um melhor entendimento das equações acima, é feito referência à seguinte descrição detalhada, tendo como suporte os desenhos

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12/27 anexos.

[036] O objetivo da invenção é também alcançado por meio de um dispositivo conforme inicialmente definido, caracterizado pelo fato de compreender:

- meios para medição do comportamento estrutural do elemento de cabeça de poço; e

- meios para estimar o momento de dobramento e/ou declividade do elemento alongado tensionado numa região de base adjacente à e/ou na entrada da extremidade de topo do elemento de cabeça de poço, baseado na medição do comportamento estrutural do elemento de cabeça de poço.

[037] Além disso, as modalidades preferidas do dispositivo inventivo são definidas nas reivindicações dependentes 10-20.

Breve Descrição dos Desenhos [038] A invenção será ainda descrita por meio de exemplo, levando-se em consideração os desenhos seguintes, em que:

- a figura 1 representa uma vista esquemática de um sistema para intervenção de um poço submarino, incluindo uma embarcação de intervenção posicionada dinamicamente, um tubing em serpentina e uma instalação de cabeça de poço, de acordo com uma modalidade da invenção;

- a figura 2 representa uma vista lateral esquemática, ilustrando uma modalidade preferida de uma típica colocação de sensores (por exemplo, inclinômetros biaxiais), de acordo com a invenção;

- a figura 3 representa uma vista lateral esquemática, ilustrando outra preferida modalidade de um típico deslocamento de sensores (por exemplo, calibradores de tensão), de acordo com a invenção;

- a figura 4 representa um diagrama esquemático mostrando o princípio de transferência de carga do tubing em serpentina a de uma tubulação lubrificadora no topo da tubulação lubrificadora;

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- a figura 5 representa um diagrama esquemático mostrando o modelo de análise de tubulação lubrificadora que define os parâmetros envolvidos no modelo matemático desenvolvido para estimativa do momento de dobramento do tubing em serpentina do comprimento medido da tubulação lubrificadora;

- a figura 6 representa um diagrama esquemático mostrando um tubing em serpentina em uma embarcação em uma massa de corpo de água, e relevantes parâmetros, a serem aplicados no modelo matemático do sistema;

- a figura 7 representa um diagrama esquemático do principio de superposição aplicado a um tubing em serpentina suspenso e tensionado, exposto ao desvio de extremidade de topo e cargas laterais distribuídas;

- a figura 8 representa um diagrama esquemático mostrando a aplicação do princípio de superposição para se obter um desejado ângulo de extremidade inferior, isto é, o princípio de reposicionamento; e

- a figura 9 representa um diagrama esquemático indicando como obter os ângulos de extremidade inferior e extremidade de topo, respectivamente obtidos para o tubing em serpentina lateralmente carregado, mediante aplicação do deslocamento da extremidade de topo quando nenhuma carga lateral se faz presente.

Descrição Detalhada da Invenção [039] A figura 1 mostra um sistema preferido, em que o dispositivo da invenção para monitoramento e/ou controle de uma carga em um tubing em serpentina tensionado (1) deve ser aplicado. Um sistema correspondente ao da figura 1 foi também descrito no Pedido de Patente Internacional PCT/IB2003/003084 (WO 2004/003338 A1), o qual é aqui integralmente incluído por meio dessa referência. O tubing em serpentina (1) se estende de uma embarcação de intervenção (2) posicionada dinamicamente, através de uma massa de corpo de água no mar aberto, descendente para

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14/27 uma instalação de submarina de cabeça de poço (3). Por questões de simplicidade, a figura 1 mostra apenas os principais componentes do sistema, focando as partes portadoras de carga estrutural: tubing em serpentina (1), embalagem lubrificadora (6), etc.

[040] O sistema compreende os seguintes componentes principais: um sistema superficial de tubing em serpentina, incluindo um sistema de suspensão e tensionamento (4) do tubing em serpentina compensado içado e uma bobina tubing de serpentina (5) para alimentação externa/encolhimento do tubing em serpentina; um sistema de manipulação e compensação de movimento superficial (não mostrado) para processamento e recuperação do equipamento/volumes, manipulação e fixação marinha de equipamentos/volumes no piso da embarcação, compensação de movimentos de tubing em serpentina de superfície durante a operação; um sistema lubrificador submarino, incluindo o volume do lubrificador (6) do tubing em serpentina, um volume de injetor submarino (7) do tubing em serpentina e um volume de barreira de poço (8); e um sistema de controle/monitoramento (não mostrado), incluindo todo o equipamento necessário para processamento e controle/monitoramento do sistema.

[041] A instalação submarina (3) de cabeça de poço é preferencialmente conectada através de um volume adaptador de árvore de Natal a uma árvore de Natal da cabeça de poço (não mostrado) localizada no fundo do mar. O volume do lubrificador (6) de tubing em serpentina compreende um elemento de tubulação lubrificadora (9) com uma tubulação lubrificadora (10), uma seção de extremidade superior (11), adaptada para ser encaixada na tubulação lubrificadora (10) e uma estrutura de suporte (12) do elemento lubrificador. O volume do injetor (7) de tubing em serpentina compreende meios de acionamento, preferencialmente, se estendendo na direção axial do dito volume, entre os quais o elemento de tubulação

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15/27 lubrificadora (9) é avançado/encolhido durante a operação.

[042] A suspensão por tração do tubing em serpentina (1) de uma embarcação na superfície (2) para o elemento de cabeça de poço transporta as cargas transversais da mesma maneira que uma corda ou um cabo, isto é, as cargas laterais são transportadas por meio de tração no tubing em serpentina. A força axial no comprimento do tubing em serpentina suspenso, irá, portanto, sempre ser dirigida ao longo da tangente do em relação ao tubing. Assim, haverá uma mudança na direção da força axial ao longo do tubing em serpentina, na medida em que o formato do tubing em serpentina suspenso se desvia de uma linha reta. Essa mudança na direção da força axial torna possível ao tubing em serpentina transportar grandes cargas laterais, sendo estas distribuídas, concentradas ou combinando essas duas formas.

[043] A tubulação lubrificadora (10) e a embarcação (2) suportam as cargas transversais no tubing em serpentina causadas, por exemplo, por uma corrente marinha. A grandeza da carga lateral suportada pela tubulação lubrificadora e embarcação, respectivamente, depende da posição da embarcação em relação ao elemento de cabeça de poço e da grandeza da força da corrente ao longo do tubing em serpentina.

[044] As figuras 2 e 3 ilustram dois diferentes deslocamentos de sensor e tipos de sensor para medição do comportamento estrutural do elemento de tubulação lubrificadora (9), de acordo com as modalidades preferidas da presente invenção.

[045] A figura 2 ilustra uma modalidade que inclui sensores do tipo de inclinômetros biaxiais (13), para medição das inclinações/declividades do elemento de tubulação lubrificadora (9). Os inclinômetros (13) são colocados na tubulação lubrificadora (10) sobre três diferentes níveis: na parte superior (11), na metade e na parte inferior da tubulação lubrificadora (10).

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Esta, dessa forma, é uma posição preferida, do ponto-de-vista de medição. Além disso, três inclinômetros (13), conforme mostrado na figura 2, são preferidos. Entretanto, adicional(is) inclinômetro(s) (13) são colocados em nivel(is) adicional(is), naturalmente, aumentando a precisão da estimativa das medições.

[046] A figura 3 ilustra uma modalidade que inclui sensores do tipo de calibradores de tensão (14) para medição (direta ou indireta) de tensão/esforços/momentos do elemento de tubulação lubrificadora (9). Conforme mostrado na figura 3, quatro calibradores de tensão (14) são colocados de forma igualmente distribuída em torno da circunferência em três diferentes níveis: na parte superior (11) e na parte inferior da tubulação lubrificadora (10). Além disso, quatro calibradores de tensão (14), conforme mostrado na figura 3, são preferidos. Entretanto, adicionais calibradores de tensão (14), colocados no(s) mesmo(s) nível(is) e/ou em nivel(is) adicional(is), naturalmente, irão aumentar a precisão de estimativa das medições.

[047] Consequentemente, em vista do exposto acima, a presente invenção pode incluir um ou mais sensores. Tipicamente, os sensores (13) ou (14) são colocados sobre a tubulação lubrificadora (10). Entre os tipos de sensores que podem ser utilizados se encontram os inclinômetros e/ou calibradores de tensão. Um tipo de inclinômetro que pode ser utilizado é um inclinômetro biaxial. Outros tipos de sensores podem ser também utilizados, adicionalmente ou alternativamente. Um ou mais tipos de sensores podem ser utilizados simultaneamente.

[048] Os sensores podem ser colocados em qualquer local que possam detectar o que pretendem medir. Algumas modalidades podem incluir sensores dispostos em diferentes níveis. Um ou mais níveis podem ser incluídos. Por exemplo, as modalidades mostradas nas figuras 2 e 3, incluem sensores dispostos em três níveis. Entretanto, apenas dois níveis podem ser

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17/27 usados ou, então, mais de três níveis. Um ou mais do mesmo tipo ou de tipos diferentes de sensores podem ser dispostos em cada nível. Por exemplo, apenas três sensores (14) ou, então, mais de quatro sensores (14), podem ser dispostos em cada nível da modalidade mostrada na figura 3. Os sensores podem também ser dispostos em estruturas diferentes da tubulação lubrificadora (10). Na realidade, qualquer combinação de tipo e colocação de sensor pode ser utilizada, desde que sejam proporcionados os dados desejados.

[049] A figura 4 representa um diagrama esquemático, mostrando o princípio de transferência de carga do tubing em serpentina tensionado (1) para a tubulação lubrificadora (10), na entrada superior (11) da tubulação lubrificadora (10).

[050] O ângulo ©cr do tubing em serpentina (1) é obtido a partir do momento Mct, tração Tct e rigidez de dobramento EIct, como segue:

[051] As forças externas, isto é, o momento Mct e a força de cisalhamento Qct sobre tubulação lubrificadora (10) são causadas pelo tubing em serpentina (1) e pelas cargas distribuídas causadas, por exemplo, pelas correntes de água. No caso das cargas distribuídas sobre a tubulação lubrificadora (10) serem desconsideradas, o momento no tubing em serpentina é dado diretamente a partir do ângulo superior da tubulação lubrificadora (10):

^CT tct-i²3^t„eict ' ' _{+ Í} ' [052] Em consequência da relação apresentada acima, a estimativa da declividade da base, Qct, do tubing em serpentina (1) se fundamenta na seguinte equação:

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0_CT 2E/_l ^CT ' * Eíç

0' =

CT __ /(kiy+kl ^EIv

Θ, onde:

- θοτ ê o ângulo do elemento alongado tensionado na dita entrada;

- EIct ê a rigidez de dobramento do elemento alongado tensionado;

- EIl é a rigidez de dobramento do elemento de cabeça de poço;

- / é o comprimento do elemento de cabeça de poço;

tensionado; e

-k =

I

CT é o fator de flexibilidade do elemento alongado

[053] A figura 5 representa um diagrama esquemático, mostrando o modelo de análise da tubulação lubrificadora (10), definindo os parâmetros envolvidos no modelo matemático desenvolvido para estimativa do momento de dobramento do tubing em serpentina (1), a partir do comportamento medido da tubulação lubrificadora (10).

[054] Para o caso geral em que as cargas externas distribuídas sobre a tubulação lubrificadora (10) não podem ser desconsideradas, dois ou mais parâmetros responsivos θ_ζ/ (i = 1,2,...) da tubulação lubrificadora (10) são medidos direta ou indiretamente em diferentes níveis zi, acima da extremidade inferior da tubulação lubrificadora (10) e que a estimativa da declividade da base do tubing em serpentina (1) é baseada em relações do seguinte tipo:

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19/27

VVAr “ W0 com r -

onde:

- W é uma adequada matriz de ponderação não-singular;

- A é um coeficiente matriz, correlacionando Mct e q à resposta medida;

- Mct é o momento de dobramento do tubing em serpentina tensionado (1); e

- q é o parâmetro que descreve a distribuição de carga lateral sobre a tubulação lubrificadora (10).

[055] Isto é adicionalmente exemplificado através de duas posições de medição, z = z1 e z = z2, com medições das declividades θ_ζι e Θζ2 e uma matriz de ponderação igual à matriz de identidade:

a b

Θ,

-i . -Ϊ ^W‘^r ,/=X,Y . ío X

Jem que:

_{z + A}_^i.* ₊ i fZ

El,

c = t\b+h

-A + l

Λ

D, + h '(h + 21 D,

2EI,

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20/27 e, em que:

- Eu representa a rigidez de dobramento da tubulação lubrificadora (10);

- Di representa o diâmetro da tubulação lubrificadora (10);

- D2 representa 0 diâmetro da seção terminal superior (11) da tubulação lubrificadora (10);

- / é 0 comprimento da tubulação lubrificadora (10);

- hé 0 comprimento da seção terminal superior (11); e

- qo a carga lateral para a tubulação de diâmetro unitário.

[056] As soluções desses sistemas 2x2 são bem conhecidas:

1_	1	' d	-b		re. 1
- ¢9 .	ad — bc j	-c	a	j	_ -2 _

[057] As declividades do tubing em serpentina (1) na extremidade inferior (isto é, na entrada do elemento de tubulação lubrificadora (9)) são agora fornecidas mediante inclusão da solução para 0 Mct, a partir dessa última equação, conforme dado na equação que define a relação entre Mct e θοτ, definido em conexão com a descrição da figura 4.

[058] A figura 6 representa um diagrama esquemático, mostrando 0 tubing em serpentina tensionado (1) na embarcação em uma massa e corpo de água, além de relevantes parâmetros a serem aplicados no modelo matemático do sistema.

[059] De acordo com essa modalidade da invenção, 0 método para monitoramento e/ou controle das cargas no tubing em serpentina (1) também incluem:

- medição da tração de topo Tt e, opcionalmente, do ângulo de topo cii do tubing em serpentina (1); e

- estimativa de uma posição de embarcação que minimiza 0

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21/27 dobramento do tubing em serpentina (1) na entrada do elemento de tubulação lubrificadora (10), com base na tração de topo medida e, opcionalmente, no ângulo de topo, em combinação com a declividade estimada da base, cib = Qct, do tubing em serpentina (1).

[060] Deve ser observado que a força de reação horizontal Qt>, na extremidade inferior do tubing em serpentina (1), para fins práticos, é uma soma de dois componentes, a saber:

-uma força proporcional ao deslocamento terminal superior u_v; e

- uma força proporcional a um deslocamento generalizado causado pelas cargas externas distribuídas, por exemplo, as cargas das correntes marinhas, conforme indicado por f(s) na figura 6.

[061] Para o tubing em serpentina suspenso e tensionado, exposto aos movimentos da embarcação e ondas, assim como às forças das correntes, ângulos de valor zero, em geral, não podem ser obtidos na extremidade inferior e extremidade superior, simultaneamente. Na maioria dos casos de cargas de correntes, não existe posição de embarcação onde os ângulos superior e inferior sejam ambos de valor zero. Entretanto, podem existir casos em que a corrente apresenta camadas de direções altamente divergentes, que levam ao cancelamento dos efeitos e a uma reduzida resposta do tubing em serpentina.

[062] O efeito sobre a declividade do tubing em serpentina, com relação à mudança em uma posição de embarcação é determinado pelas seguintes equações:

K_r sen a„=-t-u_v *{ onde:

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22/27

- Uv é a mudança na posição da embarcação (2);

- Tb é a tração efetiva na extremidade de base do tubing em serpentina (1);

- Tt é a tração efetiva na extremidade superior do tubing em serpentina (1); e

- Κτό um fator de rigidez definido como:

onde:

- T (S) é a distribuição de tração efetiva ao longo do tubing em serpentina (1); e

- L é o comprimento da parte suspensa do tubing em serpentina (1)· [063] A figura 7 representa um diagrama esquemático mostrando o princípio de superposição aplicado ao tubing em serpentina suspenso e tensionado, exposto ao desvio da extremidade superior e às cargas laterais distribuídas.

[064] As declividades do tubing em serpentina (1) próximas à entrada da tubulação lubrificadora (10), at , e na extremidade superior at, representam individualmente a soma de um termo correlacionado ao desvio, abv, atv e um termo causado pelas cargas laterais externas, tais como, correntes e ondas, abt, att (as forças de onda e corrente por comprimento unitário são geralmente indicadas como f(s) na figura 7). A parte correlacionada ao desvio das declividades, abv, atv, deve ser computada do peso próprio do tubing em serpentina, flutuação, tração de topo e desvio da embarcação, conforme proporcionado pelas equações acima. De modo contrário, para qualquer declividade dada (por exemplo, medida direta ou indiretamente), o

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23/27 desvio requerido para produzir o ângulo em questão pode ser estimado. O desvio estimado é chamado de desvio equivalente.

[065] A figura 8 representa um diagrama esquemático mostrando a aplicação do princípio de superposição para se obter o ângulo de extremidade inferior desejado, isto é, o princípio de reposicionamento.

[066] O momento de dobramento do tubing em serpentina (1) na entrada do elemento de tubulação lubrificadora será de valor zero se a declividade da extremidade inferior, at>, for zero. Nesse caso, a força lateral na extremidade superior do elemento de tubulação lubrificadora (9), causada pelo tubing em serpentina (1), também será zero.

[067] A posição ótima da embarcação pode ser definida em termos do vetor de reposicionamento, ur, e desvio equivalente, ue, computados, usando o ângulo de extremidade inferior e a relevante equação definida acima, correlacionando o ângulo de extremidade inferior e o deslocamento de extremidade de superior, o vetor de reposicionamento é obtido como vetor de desvio equivalente, girado de 180°.

[068] O reposicionamento da embarcação usando o vetor de reposicionamento estimado irá proporcionar as mínimas declividades na extremidade inferior do tubing em serpentina, para a tração de topo da corrente e condições reais do ambiente.

[069] A figura 9 representa um diagrama esquemático indicando como obter os ângulos de extremidade inferior e superior, os quais, respectivamente, são obtidos para o tubing em serpentina (1) submetido à cargas lateralmente, mediante aplicação de deslocamento da extremidade superior, quando nenhuma carga lateral estiver presente.

[070] O deslocamento da extremidade superior, ub e ut, pode ser computado a partir de cada das equações acima, respectivamente. Para o tubing em serpentina suspenso e tensionado, com ação de carga lateral, o

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24/27 deslocamento de extremidade superior, ub, computado usando o ângulo de extremidade inferior, ab, seria geralmente diferente do deslocamento de extremidade superior, ut, computado usando o ângulo de extremidade superior, at.

[071] Entretanto, ao se introduzir a condição de que os dois estimados deslocamentos de extremidade superior devem ser iguais, um deslocamento de extremidade superior equivalente ou desvio equivalente podem ser computados, usando um método de mínimos quadrados. Ao introduzir fatores de ponderação dentro da solução de mínimos quadrados, pode ser identificado um desvio equivalente ponderado. A nova posição da embarcação pode então ser definida em termos do vetor de reposicionamento. O vetor de reposicionamento é o vetor que irá cancelar o desvio equivalente ponderado, quando aplicado relativamente à posição da embarcação presente. O vetor de reposicionamento é simplesmente a magnitude do desvio equivalente ponderado, com o ângulo azimutal girado de 180°.

[072] O reposicionamento da embarcação usando o vetor de reposicionamento, irá proporcionar a possibilidade de obtenção de mínimas declividades nas extremidades inferior e superior do tubing em serpentina, para os escolhidos fatores de peso, tração de topo e reais condições ambientais.

[073] De acordo com uma modalidade preferida da invenção, a estimativa da posição preferida de embarcação em relação à presente posição da embarcação, em um sistema de coordenadas com eixos horizontais X e Y, se baseia na seguinte:

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25/27

Ο

S τ, ο

Κτ

y?

onde:

- W é uma adequada matriz de ponderação não-singular;

^Kr—_L f âs

ÍW)

X K xena^_h = xena^ ca$W_mll - γ„> ) = ~ v cosfft,, - y„_t) = x_h sena^ 2 sena^senifi^ -γ^ = --¼ -^(β^ - γ^) = --t-y* ^ιι> h senaZ ξ sena_K,_t cos<&„ 7.J = pjl·^ ' cos(/?_Dj, - y_mf) = ^-x,

Λ Λ

Â senaZ = sena_Mlsen(fi_mi-y_m) = ^u_v sen^ -_7nti) = --^y.

onde xb, yb, xt, yb são as coordenadas Cartesianas das estimativas de desvio correlacionadas às declividades de extremidade inferior e superior simultaneamente medidas (direta ou indiretamente), respectivamente dadas no sistema de coordenadas de interpretação de medição Xk-Yk-Zk (k=mb, mt), e dada a condição de que:

y_e onde wxb, wyb, w_xt, wyt são ponderações correlacionadas aos elementos da matriz de ponderação não-singular, W.

[074] A posição ótima da embarcação é obtida movendo-se a embarcação de uma distância:

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26/27 na direção:

Áu - ^Δχ² + Δ_μ' ψ = atan

Μ <AxJ onde é medido em radianos, no sentido anti-horário em relação ao eixo X do sistema coordenado de medição e com:

[075] As declividades do tubing em serpentina, da extremidade da base e superior, at>, at, são parcialmente controladas pela posição e tração da plataforma. Para uma tração inicialmente alta, a mudança de posição é muito mais eficiente que a mudança de tração, com relação à minimização das declividades. Entretanto, na extremidade inferior, onde a tração pode ser relativamente baixa se comparada à tração de topo, a mudança da tração de topo pode ser eficiente para ajustar o ângulo para o valor de zero. Quando uma redução ou aumento são aplicados, os mesmos podem ser determinados usando a seguinte equação:

cosft T_h sin&

desde que o desvio da embarcação u_v seja conhecido. De qualquer modo, a mudança na tração irá influenciar apenas a parte da declividade que é provocada pelas cargas das ondas, correntes marinhas e peso aparente do tuning em serpentina, não influenciando o componente provocado pelo desvio da extremidade superior.

[076] Logicamente, a invenção não é, de nenhum modo, limitada às modalidades preferidas acima descritas. Ao contrário, muitas possibilidades para modificações da mesma se tornarão evidentes para um especialista

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27/27 versado na técnica, sem que seja afastada a ideia básica da invenção, tal como, definida pelas reivindicações anexas.

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1/7

Claims

Reivindicações

1. Método de monitoramento e/ou controle de uma carga em um elemento delgado, alongado e tensionado, que se estende a partir de um elemento de cabeça de poço submarina (3) para uma embarcação de superfície (2) , em que o elemento alongado tensionado (1) é disposto de modo a ser deslocado na sua direção longitudinal, dentro ou fora do elemento de cabeça de poço submarina (3), através de uma entrada em uma extremidade superior deste último, caracterizado pelo fato de compreender as etapas de:

- medir o comportamento estrutural do elemento de cabeça de poço (3) ; e

- estimar o momento de dobramento e/ou declividade do elemento alongado tensionado (1) em uma região de base adjacente à e/ou na dita entrada com base na medição do comportamento estrutural do elemento de cabeça de poço (3).
2. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que a medição do comportamento estrutural do elemento de cabeça de poço (3) compreende a etapa de:

- medir, direta ou indiretamente, a inclinação, declividade ou momento de dobramento do elemento de cabeça de poço (3).
3. Método, de acordo com a reivindicação 2, caracterizado pelo fato de que a inclinação/declividade da entrada de extremidade superior do elemento de cabeça de poço (3) é medida diretamente ou é derivada das medições responsivas correlacionadas à inclinação/declividade da entrada de extremidade superior (11).
4. Método, de acordo com qualquer uma das reivindicações 1 a 3, caracterizado pelo fato de que a estimativa da declividade da base do elemento alongado tensionado se baseia na seguinte equação:

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2/7

2EI_l

T_ct +2ÍtJT_ct E1_CT θ,=

EE

1 τ Ff -(klf+kl ^CT onde:

- ©crê o ângulo do elemento alongado tensionado na dita entrada (11);

- Elcrê a rigidez de dobramento do elemento alongado tensionado (1);

- EIl é a rigidez de dobramento do elemento de cabeça de poço (3);

- / é o comprimento do elemento de cabeça de poço (3);

- Tct é a tração na direção longitudinal do elemento alongado tensionado (1), na dita entrada superior (11);

-*.í^

V Mçr é p fator de flexibilidade do elemento alongado tensionado (1); e

- ©/ o ângulo do elemento de cabeça de poço (3) na entrada superior (11) do mesmo, medido direta ou indiretamente.
5. Método, de acordo com qualquer uma das reivindicações 1 a 3, caracterizado pelo fato de que dois ou mais parâmetros responsivos ©z/ do elemento de cabeça de poço (3) são medidos em diferentes níveis (zi), acima da extremidade inferior do elemento de cabeça de poço (3) e que a estimativa da declividade da base do elemento alongado tensionado (1) é baseada em relações do seguinte tipo:

WAr = WOcom r = onde:

- W é uma adequada matriz de ponderação não-singular;

- θ é um vetor de medições contendo parâmetros responsivos, tais como, por exemplo, declividades/inclinações ou trações/esforços ou momentos

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3/7 de dobramento;

- A é um coeficiente matriz, correlacionando Mct e q à resposta medida;

- Mct é o momento de dobramento do elemento alongado (1); e

- q é o parâmetro que descreve a distribuição de carga lateral sobre o elemento de cabeça de poço (3).
6. Método, de acordo com qualquer uma das reivindicações 1 a 5, caracterizado pelo fato de que o dito método compreende ainda as etapas de:

- medição da tração de topo do elemento alongado tensionado (1);

e

- estimativa de uma posição de embarcação (2) que minimiza o dobramento do elemento alongado tensionado (1) na entrada da cabeça de poço (3), com base na tração de topo medida, em combinação com a declividade estimada da base do elemento alongado tensionado (1).
7. Método, de acordo com qualquer uma das reivindicações 1 a 5, caracterizado pelo fato de que o dito método compreende ainda as etapas de:

- medição da tração de topo do elemento alongado tensionado (1) e do ângulo de topo do elemento alongado tensionado (1); e

- estimativa de uma posição de embarcação (2) que minimiza o dobramento do elemento alongado tensionado (1) na entrada da cabeça de poço (3), com base na tração de topo e ângulo de topo medidos, em combinação com a declividade estimada da base do elemento alongado tensionado (1).
8. Método, de acordo com qualquer uma das reivindicações 6 a 7, caracterizado pelo fato de que a estimativa da posição de embarcação (2) preferida, em relação à presente posição de embarcação (2), em um sistema coordenado com eixos horizontal e ortogonal X e Y, se baseia na seguinte

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4/7 relação:

IÇ τ,

F

Τ, ο

τ„

Τ, sena^_h sena%_b sena^, sena^, onde:

- W é uma adequada matriz de ponderação não-singular;

= sena^ - _7mb) = ~r «_v * cos(fí,_íJ5 - y„₆) = x_h ^£h h

-K K senaZ s -γ_β^) = --^ií„ -senOU - y_fflJ = --ty, h *b _K K sevaÇ ξ sena,* cosí//, - }\J = · cos(//„ - _Zwf) = -F\ senaZ = sena^sen^ - ) = «_v sen(0„, - _7jIJ = -~Ay onde Xb, yb, xt, yb são as coordenadas Cartesianas das estimativas de desvio correlacionadas às declividades de extremidade inferior e superior simultaneamente medidas (direta ou indiretamente), respectivamente dadas no sistema de coordenadas de interpretação de medição Xk-Yk-Zk (k=mb, mt), e dada a condição de que:

onde Wxb, w_yb, Wxt, Wyt são ponderações correlacionadas aos elementos da matriz de ponderação não-singular W.
9. Dispositivo para monitoramento e/ou controle de uma carga em um elemento delgado, alongado e tensionado, que se estende a partir de um

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5/7 elemento de cabeça de poço submarina (3) para uma embarcação (2) de superfície, pelo que o elemento alongado tensionado (1) é disposto de modo a ser deslocado na sua direção longitudinal, dentro ou fora do elemento de cabeça de poço submarina (3), através de uma entrada em uma extremidade superior deste último, caracterizado pelo fato de que o dito dispositivo compreende:

- meios para medir o comportamento estrutural do elemento de cabeça de poço, e

- meios para estimar o momento de dobramento e/ou declividade do elemento alongado tensionado (1) em uma região de base adjacente à e/ou na dita entrada, com base na medição do comportamento estrutural do elemento de cabeça de poço (3).
10. Dispositivo, de acordo com a reivindicação 9, caracterizado pelo fato de compreender primeiros meios para medir o comportamento estrutural do elemento de cabeça de poço (3), em que esses primeiros meios compreendem um ou mais inclinômetros (13), que se dispõem sobre o elemento de cabeça de poço (3).
11. Dispositivo, de acordo com a reivindicação 9, caracterizado pelo fato de compreender primeiros meios para medir o comportamento estrutural do elemento de cabeça de poço (3), em que esses primeiros meios compreendem um ou mais dispositivos que realizam a medição de tensões, esforços e/ou momentos, de modo que são dispostos no elemento de cabeça de poço (3) um ou mais calibradores de tensão.
12. Dispositivo, de acordo com a reivindicação 10, caracterizado pelo fato de que os ditos primeiros meios se dispõem na parte superior do elemento de cabeça de poço (3).
13. Dispositivo, de acordo com a reivindicação 11, caracterizado pelo fato de que os ditos primeiros meios são distribuídos em torno do perímetro, em um ou mais níveis do elemento de cabeça de poço (3).

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6I7
14. Dispositivo, de acordo com qualquer uma das reivindicações 11 e 13, caracterizado pelo fato de que os ditos primeiros meios são dispostos na parte inferior do elemento de cabeça de poço (3).
15. Dispositivo, de acordo com qualquer uma das reivindicações 9 a 14, caracterizado pelo fato de compreender segundos meios para medição do comportamento estrutural do elemento de cabeça de poço (3), ditos segundos meios sendo dispostos em um nível diferente daquele dos ditos primeiros meios, para medição do comportamento estrutural do elemento de cabeça de poço (3).
16. Dispositivo, de acordo com a reivindicação 15, caracterizado pelo fato de que os segundos meios para medição do comportamento estrutural do elemento de cabeça de poço (3) compreendem um inclinômetro (13) ou um dispositivo que mede tensões, esforços ou momento (14).
17. Dispositivo, de acordo com qualquer uma das reivindicações 15 a 16, caracterizado pelo fato de que os ditos segundos meios são distribuídos em torno do perímetro, em um ou mais níveis do elemento de cabeça de poço (3).
18. Dispositivo, de acordo com qualquer uma das reivindicações 9 a 17, caracterizado pelo fato de que os meios para estimar o momento de dobramento e/ou declividade do elemento alongado tensionado (1) em uma região de base adjacente à e/ou na dita entrada, com base na medição do comportamento estrutural do elemento de cabeça de poço (3), compreendem uma mídia legível por computador, com meios para executar a estimativa, de acordo com o método conforme definido em qualquer uma das reivindicações 1, 4 e 5.
19. Dispositivo, de acordo com qualquer uma das reivindicações 9 a 18, caracterizado pelo fato de compreender meios para estimar uma posição de embarcação (2) que minimiza o dobramento do elemento alongado tensionado (1) na entrada do elemento de cabeça de poço (3), com base na

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7/7 tração de topo medida e, opcionalmente, no ângulo de topo medido, em combinação com a estimada declividade da base do elemento alongado tensionado (1).
20. Dispositivo, de acordo com a reivindicação 19, caracterizado pelo fato de que os meios para estimar a posição da embarcação (2) compreendem uma mídia legível por computador, com meios para executar a estimativa, de acordo o método conforme definido em qualquer uma das reivindicações 6 a 8.

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