BRPI0709703A2 - mÉtodo e sistema para avaliaÇço e exibiÇço de dados de profundidade - Google Patents

Abstract

<B>MÉTODO E SISTEMA PARA AVALIAÇçO E EXIBIÇçO DE DADOS DE PROFUNDIDADE<D>Um método e aparelho para exibir dados de profundidade de posição com dados de análise de tubulação obtidos por instrumentos que analisam seções de tubulação sendo extraídas de um poço inclui um aparelho para ligar de forma comunicável um codificador ou outros sensores de posição ou profundidade do processador de dados de análise de tubulação. Além disso, sensores capazes de detectarcolares que sustentam peças de seção de tubulação unidas podem transmitir sinais para o processador de dados de análise de que um colar foi detectado e inserir informações sobre a localização do colar nos dados de análise. Além disso, informações baseadas no comprimento das peças individuais de tubulação ou nos dados provenientes do codificador ou de outro sensor de posição podem ser analisadas ou associadas com os dados de análise e exibidas com os dados de análise ao sobrepor um componente deprofundidade em uma exibição dos dados de análise.

Description

MÉTODO E SISTEMA PARA AVALIAÇÃO E EXIBIÇÃO DE DADOS DEPROFUNDIDADE

Este pedido de patente reivindica o benefício doPedido de Patente U.S. Provisório No. de Série 60/786.273,depositado em 27 de março de 2006.

CAMPO DA INVENÇÃO

A presente invenção refere-se a métodos para analisartubulação de campo petrolífero à medida que a mesma estásendo inserida em ou extraída de um poço de petróleo. Maisespecificamente, a invenção refere-se a um método eaparelho para relacionar de forma comunicável meios delocalização de posição e de colar com dados de análise detubulação e incluir dados de profundidade ou posição nosdados de análise.

FUNDAMENTOS

Após perfurar um orifício através de uma formaçãosubterrânea e determinar que a formação pode produzir umaquantidade economicamente suficiente de petróleo ou gás,uma equipe finaliza o poço. Durante a perfuração,finalização, e manutenção de produção, pessoalespecializado 'rotineiramente insere e/ou extraidispositivos tais como tubulação, tubos, canos, hastes,cilindros ocos, invólucros, condutos, colares, e dutosdentro do poço. Por exemplo, uma equipe de manutenção podeutilizar um equipamento de recondicionamento ou manutençãode poço para extrair uma enfiada de tubulação e hastes desucção de um poço que esteja produzindo petróleo. A equipepode inspecionar a tubulação extraída e avaliar se uma oumais seções daquela tubulação deveria ser substituídadevido a desgaste físico, afinamento da parede detubulação, ataque químico, corrosão, ou outro defeito. Aequipe normalmente substitui seções que exibem um nívelinaceitável de desgaste e observa outras seções que estãocomeçando a mostrar desgaste e podem necessitar desubstituição em uma chamada de manutenção subseqüente.

Como uma alternativa para inspecionar manualmente atubulação, a equipe de manutenção pode empregar uminstrumento para avaliar a tubulação à medida que atubulação é extraída do poço e/ou inserida no poço. 0instrumento normalmente permanece estacionário na aberturado poço, e o equipamento de recondicionamento de poço movea tubulação através da zona de medição do instrumento. Oinstrumento normalmente mede corrosão e espessamento deparede e pode identificar rachaduras na parede datubulação. Radiação, intensidade de campo (elétrico,eletromagnético, ou magnético), e/ou diferencial de pressãopodem examinar a tubulação para avaliar estes parâmetros dedesgaste. O instrumento normalmente amostra um sinalanalógico bruto e emite uma versão amostrada ou digitaldaquele sinal analógico.

Em outras palavras, o instrumento normalmenteestimula uma seção da tubulação utilizando um campo,radiação, ou pressão e detecta a interação da tubulação como estímulo ou resposta ao estímulo. Um elemento, tal comoum transdutor, converte a resposta em um sinal elétricoanalógico. Por exemplo, o instrumento pode criar um campomagnético dentro do qual a tubulação esteja posicionada, eo transdutor pode detectar alterações ou perturbações nocampo que resultam da presença da tubulação e de quaisqueranomalias daquela tubulação.Embora o instrumento possa propiciar informaçõesimportantes e detalhadas acerca do dano ou desgaste datubulação, estes dados podem ser difíceis de analisar paraseções únicas de tubulação e ainda mais difíceis para umaplataforma inteira de tubulação extraída de um poço. Emborao instrumento normalmente envie dados a uma taxa constanteou quase constante, a velocidade à qual a tubulação éextraída do poço é variável. Pelo menos uma porção davariabilidade em velocidade é necessária pelo fato de queas seções de tubulação devem ser separadas umas das outras.

Durante a separação, o equipamento de recondicionamento depoço sofre uma parada completa e a seção de tubulação éseparada de um colar que mantém duas peças de tubulaçãojuntas. Logo que a seção de tubulação específica é separadae armazenada, o equipamento de recondicionamento de poçopode continuar extraindo a próxima seção de tubulação dopoço. A variabilidade em velocidade pode também serprovocada pelo fato de que não existe velocidadepredeterminada à qual operadores de manutenção de campospetrolíferos sejam instruídos a extrair a tubulação dopoço. Além disso, controle e monitoração de velocidadeprecisos não têm sido historicamente vistos como um fatorimportante em remoção de tubulação.

Por causa das variações de velocidade a saída dedados pelo instrumento e exibida em um painel de exibição énormalmente inconsistente. Por exemplo, se um atraso longoocorre no desacoplamento de uma seção de tubulação deoutra, a exibição dos dados provenientes do instrumentopoderia cobrir uma área maior do que a área visível da telade exibição. Isto pode conduzir o operador a fazeravaliações da seção de tubulação com base em dadosparciais, porque o operador pode não ser capaz dedeterminar quando a seção de tubulação começou ou terminounos dados exibidos. Por outro lado, se os operadores sãocapazes de extrair e separar a tubulação rapidamente, ovisor poderia potencialmente exibir mais do que uma seçãode tubulação. Nesta situação, o operador poderia tomardecisões para uma seção de tubulação com base em dados queeram na verdade de uma seção diferente de tubulação.

Além disso, uma vez que toda a tubulação tenha sidoremovida do poço e os dados sejam colocados em gráfico, osdados podem incluir informações que mostram problemasespecíficos dentro do poço. Contudo, atualmente, a análisede dados não inclui a capacidade de exibir os dados com ocomponente de profundidade de modo que os operadores possamdeterminar exatamente onde no poço o problema estáocorrendo e focar sua análise de reparo na seçãoespecífica.

Para alcançar estas deficiências representativas natécnica, é necessária uma capacidade aperfeiçoada paraavaliar análise de tubulação. Por exemplo, existe umanecessidade para ligar de forma comunicável a saída deinformações de um codificador ou outro sensor de posição noequipamento de recondicionamento de poço com o computadorque processa os dados de análise de tubulação. Além disso,existe uma necessidade por aparelho e método para detectarde forma confiável colares nas seções de tubulação e exibira posição dos colares em relação aos outros dados deanálise de tubulação sendo processados. Existe outranecessidade por um método para propiciar dados de posição eprofundidade com os dados de análise de tubulação exibidospara que operadores de manutenção de campo petrolíferoauxiliem na detecção de maiores problemas ou anomalias dedados provenientes da análise do poço e tubulação. Umacapacidade que satisfaça uma ou mais destas necessidadespropiciaria avaliações de tubulação mais acuradas,precisas, passíveis de repetição, eficientes, ou rentáveis.

SUMÁRIO DA INVENÇÃO

A presente invenção auxilia na avaliação de um item,tal como uma peça de tubulação ou uma haste, em conexão coma colocação do item em um poço de petróleo ou remoção doitem do poço de petróleo e exibição dos dados para análise.Avaliar o item pode compreender sentir, rastrear,monitorar, inspecionar, acessar, ou detectar um parâmetro, característica, ou propriedade do item.

Em um aspecto da presente invenção, um instrumento,rastreador, ou sensor pode monitorar tubulação, tubos,canos, hastes, cilindros ocos, invólucros, condutos,colares, ou dutos próximos a uma abertura do poço depetróleo. 0 instrumento pode compreender um sensor deespessura de parede, desgaste de haste, localização decolar, rachadura, imagem, ou corrosão, por exemplo. Àmedida que a equipe de manutenção de campo extrai atubulação do poço de petróleo ou insere a tubulação nopoço, o instrumento pode avaliar a tubulação para defeitos,integridade, desgaste, ajuste para manutenção continuada,ou condições anômalas. 0 instrumento pode propiciarinformações sobre tubulação em um formato digital, porexemplo, como dados digitais, um ou mais números, amostras, ou fotos instantâneas. 0 instrumento pode também incluirsensores para detectar colares posicionados entre cadaseção de tubulação. Ao detectar um colar, as informaçõespodem ser aplicadas aos outros dados obtidos peloinstrumento e exibidos para análise. Ao exibir alocalização dos colares, um analisador pode analisar comprecisão cada peça individual de tubulação. Ao adicionardados ao visor para designar os colares, o instrumento podeaperfeiçoar a confiabilidade de analisar o desgaste natubulação.

Em outra modalidade exemplificativa, uma seção detubulação que inclui um colar pode ser passada através doinstrumento para determinar o nível de saída do instrumentoquando o mesmo detecta um colar. As seções de tubulaçãopodem em seguida ser removidas do poço. À medida que asseções de tubulação estão sendo removidas e os dadosprovenientes do instrumento estão sendo exibidos em umcomputador ou tela, o computador pode determinar alocalização dos colares entre cada peça de tubulação combase nos níveis iniciais vistos a partir do instrumento.Dados relacionados ao comprimento de cada peça de tubulaçãopodem ser inseridos no computador e o computador podedestacar áreas determinadas como sendo colares na exibiçãodos dados de análise. Além disso, com base nos dados decomprimento recebidos, o computador pode exibir um eixogeométrico de posição ou profundidade com os dados deanálise baseados nas localizações de colar previamentedeterminadas.

Em outra modalidade exemplificativa, um codificadorou outro sensor de posição ou profundidade pode ser ligadode forma comunicativa ao computador que processa os dadosde análise para a tubulação a partir do instrumento. Àmedida que a análise de dados está sendo recebida doinstrumento, o computador pode também receber ou obterdados de profundidade ou posição e associar aqueles dadoscom os pontos de dados de análise específicos. O computadorpode em seguida exibir os dados de análise em um gráfico esobrepor a um eixo geométrico de profundidade sobre ográfico de dados de análise.

Em outra modalidade exemplificativa, a presenteinvenção propicia um método para avaliar dados de tubulaçãoem um aparelho de petróleo. O método incluir as etapas demover diversos segmentos de canos para dentro ou fora de umpoço e analisar o tipo de segmentos com um rastreador detubulação, onde o rastreador de tubulação gera um primeirosinal associado com a condição dos referidos segmentos decano. A localização de diversos colares que conectam osreferidos segmentos de cano é determinada, de preferênciacom sensores de localização de colares, e o comprimento decada segmento de cano é determinado. A posição relativa decada segmento de cano é correlacionada ao primeiro sinal eos dados de rastreador de tubulação e posição de segmentode cano são exibidos. Em uma modalidade o rastreador detubulação inclui um sensor selecionado a partir de umsensor de espessura de parede, um sensor de desgaste dehaste, um sensor de localização de colar, um sensor derachadura, um sensor de imagem ou um sensor de corrosão. Emoutra modalidade, os dados correlacionados são transmitidosa uma localização remota. Em outra modalidade, os dados derastreamento de tubulação podem ser utilizados para avaliaros segmentos de cano para defeitos, integridade, desgaste,condições anômalas, ou ajuste para manutenção continuada.

A discussão de processar dados de tubulaçãoapresentados neste sumário é apenas para fins ilustrativos.Diversos aspectos da presente invenção podem ser maisclaramente entendidos e apreciados a partir de uma revisãoda descrição detalhada que se segue das modalidadesdescritas e mediante referência aos desenhos e quaisquerreivindicações que possam seguir. Além disso, outrosaspectos, sistemas, métodos, características, vantagens, eobjetivos da presente invenção tornar-se-ão evidentesàquele versados na técnica após exame dos desenhos edescrição detalhada que se seguem. Pretende-se que todostais aspectos, sistema, métodos, características,vantagens, e objetivos sejam incluídos dentro destadescrição, sejam incluídos no âmbito da presente invenção,e sejam protegidos por quaisquer reivindicações em anexo.

BREVE DESCRIÇÃO DOS DESENHOS

A Figura 1 é uma ilustração de um sistemaexemplificativo para manutenção de um poço de petróleo querastreia tubulação à medida que a tubulação é extraída ouinserida em um poço de acordo com uma modalidade dapresente invenção;

a Figura 2 é um diagrama de blocos funcional de umsistema exemplificativo para rastrear tubulação que estásendo inserida ou extraída de um poço de petróleo de acordocom uma modalidade exemplificativa da presente invenção;

a Figura 3 é um diagrama de fluxograma de um métodoexemplificativo para sobrepor uma exibição de profundidadeem um gráfico de dados de análise na posição de um ou maiscolares de acordo com uma modalidade exemplificativa dapresente invenção;

a Figura 4 é um gráfico exemplificativo que mostra asobreposição de profundidade em um gráfico de dados deanálise com base na posição dos colares detectados por um sensor localizador de colar de acordo com uma modalidadeexemplificativa da presente invenção;

a Figura 5 é um diagrama de fluxograma de outrométodo exemplificativo para sobrepor uma exibição deprofundidade em um gráfico de dados de análise pela determinação da localização de colar com base em calibraçãode acordo com uma modalidade exemplificativa da presenteinvenção;

as Figuras 6 e 6A são gráficos exemplificativos quemostram a sobreposição de profundidade em um gráfico dedados de análise criado para determinar localização decolar com base em calibração anterior de acordo com umamodalidade exemplificativa da presente invenção;

a Figura 7 é um diagrama de fluxograma de um métodoexemplificativo para associar dados de análise com a profundidade da tubulação a partir da qual os dados deanálise foram obtidos e exibir os dados de análise com umcomponente de profundidade de acordo com uma modalidadeexemplificativa da presente invenção;

a Figura 8 é um diagrama de fluxograma de outro método exemplificativo para associar dados de análise com aprofundidade da tubulação a partir da qual os dados deanálise foram obtidos e exibir os dados de análise com umcomponente de profundidade de acordo com uma modalidadeexemplificativa da presente invenção;

as Figuras 9, 9A, e 9B são gráficos exemplif icativose tabelas de dados que exibem as etapas para sobrepor osdados de profundidade associados com o gráfico de dados deanálise de acordo com uma modalidade exemplificativa dapresente invenção;

a Figura 10 é um diagrama de fluxograma de um métodoexemplificativo para calibrar os dados de tubulaçãorecebidos dos diversos sensores a uma profundidadeespecifica de acordo com uma modalidade exemplificativa dapresente invenção; e

a Figura 11 é um diagrama de fluxograma de um métodoexemplificativo para calibrar a amplitude dos dados detubulação recebidos dos sensores de acordo com umamodalidade exemplificativa da presente invenção.

Muitos aspectos da invenção podem ser mais bementendidos mediante referência aos desenhos acima. Oscomponentes nos desenhos não estão necessariamente emescala. Ao invés disso, colocou-se ênfase em ilustrarclaramente os princípios das modalidades exemplificativasda presente invenção. Além disso, nos desenhos, numerais dereferência designam elementos similares ou correspondentes,porém não necessariamente idênticos, através das diversasvistas.

DESCRIÇÃO DETALHADA DE MODALIDADES EXEMPLIFICATIVAS

A presente invenção sustenta métodos para recuperar eexibir dados de análise de tubulação com dados deprofundidade correspondentes associados aos dados deanálise de tubulação provenientes de seções de tubulaçãorecuperadas ou inseridas em um poço de petróleo paraaperfeiçoar a capacidade de uma equipe de manutenção decampo petrolífero em determinar problemas com o poço outubulação e determinar se os dados propiciados norastreamento de análise não fazem sentido. Propiciar dadosde análise confiáveis consistentes e exibi-los de umamaneira consistente e fácil de entender auxiliará umaequipe de manutenção de campo petrolífero a fazeravaliações válidas mais eficientes e precisas do poço e datubulação, colares e hastes de sucção utilizadas naoperação do poço.

Um método e sistema para recuperar e exibir dados detubulação serão agora doravante descritos maiscompletamente com referência às Figuras 1-11, que mostrammodalidades representativas da presente invenção. A Figura1 ilustra um equipamento de recondicionamento de poço quemove a tubulação através de um rastreador de tubulação emum ambiente de operação representativo para uma modalidadeda presente invenção. A Figura 2 propicia um diagrama deblocos de um rastreador de tubulação que monitora, detecta,ou caracteriza a tubulação e processa de forma flexível osdados de tubulação adquiridos. As Figuras 3-11 mostramdiagramas de fluxo, junto com dados e esquemasilustrativos, de métodos e exibições relacionados aadquirir dados de tubulação, processá-los e exibir os dadosadquiridos.

A invenção pode ser incorporada de diversas formas enão deveria ser considerada como limitada às modalidadesestabelecidas anteriormente na mesma; ao invés, estasmodalidades são propiciadas de modo que esta descrição seráinteira e completa, e transmitirá completamente o âmbito dainvenção àqueles versado na técnica. Além disso, todos os"exemplos" ou "modalidades exemplificativas" fornecidosaqui se destinaram a serem não-limitantes e, entre outros,sustentados por representações da presente invenção.Além disso, embora uma modalidade exemplificativa dainvenção seja descrita com relação a detectar ou monitorarum tubo, tubulação, cano, ou colares que se movem atravésde uma zona de medição adjacente a uma abertura de poço,aqueles versados na técnica reconhecerão que a invençãopode ser empregada ou utilizada em conexão com umavariedade de aplicações no campo petrolífero ou outrosambientes de operação.Observando agora a Figura 1, esta figura ilustra umsistema 100 para dar manutenção a um poço de petróleo 175que rastreia tubulação 12 5 à medida que a tubulação 12 5 éextraída ou inserida no poço 17 5 de acordo com umamodalidade exemplificativa da presente invenção.O poço de petróleo 175 compreende um orifícioescavado ou perfurado no solo para alcançar uma formaçãoportadora de petróleo. O orifício do poço 175 é encapsuladopor um tubo ou cano (não explicitamente mostrado na Figura1), conhecido como "invólucro", que é cimentado paraformações cavidade-abaixo e que protege o poço 175 daformação indesejada de fluidos e resíduos.Dentro do invólucro está um tubo 125 que transportapetróleo, gás, hidrocarbonetos, produtos de petróleo, e/ououtros fluídos de formação, tais como água, para asuperfície. Em operação, uma fileira de hastes de sucção(não explicitamente mostrada na Figura 1), disposta dentrodo tubo 125, força o petróleo cavidade-acima. Acionada porgolpes provenientes de uma máquina cavidade-acima, tal comoum macaco de bomba de "oscilação", a haste de sucção semove para cima e para baixo para comunicar movimentoreciproco a uma bomba cavidade-abaixo (não explicitamentemostrada na Figura 1). Com cada golpe, a bomba de cavidadedo poço move petróleo para cima do tubo 125 na direção daentrada do poço.

Conforme mostrado na Figura 1, uma equipe demanutenção utiliza um equipamento de recondicionamento oumanutenção de poço 140 para fazer manutenção do poço 175.Durante o procedimento ilustrado, a equipe puxa a tubulação125 do poço 175, por exemplo, para reparar ou substituir abomba cavidade-abaixo. Em uma modalidade exemplificativa, atubulação 125 compreende uma fileira de seções deaproximadamente 9,12 metros por seção, cada uma das quaispode ser denominada como "junta", entretanto, outrostamanhos de tubulação 125, ambos homogêneos e heterogêneosem tamanho podem ser utilizados. As juntas se aparafusamentre si através de colares 157.

A equipe utiliza o equipamento de recondicionamentode poço 140 para extrair a tubulação 125 em incrementos ouetapas, normalmente duas juntas por incremento, conhecidascomo uma "seção". O equipamento 140 compreende um guindasteou botaló 145 e um cabo 105 que a equipe temporariamenteprende à seção de tubulação 125. Uma bobina acionada pormotor 110, tambor, sarilho, ou bloco e equipamento puxam ocabo 105 deste modo levantando ou içando a seção detubulação 125 fixada ao mesmo. A equipe iça a seção detubulação 125 de uma distância vertical que aproximadamenteiguala a altura do guindaste 145, aproximadamente 18,24metros ou duas juntas.

Mais especificamente, a equipe fixa o cabo 105 ãseção de tubulação 125, que fica verticalmente estacionáriadurante o procedimento de fixação. A equipe em seguida içaa tubulação 125, normalmente em um movimento contínuo, demodo que duas juntas sejam extraídas do poço 175 enquanto aporção da seção de tubulação 12 5 abaixo daquelas juntaspermanece no poço 175. Quando aquelas duas juntas estiveremfora do poço 175, o operador da bobina 110 pára o cabo 105,detendo deste modo o movimento para cima da tubulação 125.

Após a equipe puxar uma plataforma de tubulação 125, amesma pode em seguida estabelecer os deslizamentos. Aequipe separa ou desparafusa as duas juntas expostas dorestante da seção de tubulação 125 que se estende paradentro do poço 175.

A equipe repete o processo de içamento e separaçãodas seções de duas juntas da tubulação 125 do poço 175 earruma as seções extraídas em uma pilha de juntasverticalmente dispostas, conhecida como uma "plataforma" detubulação 125. Após extrair toda a seção de tubulação 125do poço 175 e fazer manutenção na bomba, a equipe reverte oprocesso de extração de tubo em etapas ao colocar as seçõesde tubulação 125 de volta no poço 175. Em outras palavras,a equipe uso o aparelho 140 para reconstituir as seções detubulação 125 através do enroscamento ou "fabricação" decada junta com colares 157 e abaixamento de formaincrementai das seções de tubulação 125 para dentro do poço 175.

O sistema 100 compreende um sistema de instrumentaçãopara monitorar, rastrear, acessar, ou avaliar a tubulação125 à medida que a tubulação 125 se move para dentro e parafora do poço 175. Em outra modalidade exemplificativa, osistema 100 é capaz de receber informações de outrossensores (não mostrados) incluindo sensores ultra-sônicos,sensores de peso, e informações indicadoras de peso parauso na exibição dos dados recebidos contra profundidade. Osistema de instrumentação compreende um rastreador detubulação 150 que obtém informações ou dados sobre a porçãoda tubulação 12 5 que está na zona de sensibilidade oumedição do rastreador 155. Através de um enlace de dados120, um codificador 115 mune o rastreador de tubulação 150com informações sobre rapidez, velocidade, e/ou posiçãoreferentes à tubulação 125. Isto é, o codificador 115 estámecanicamente ligado ao tambor 110 para determinarmovimento e/ou posição da tubulação 125 à medida que atubulação 125 se move através da zona de medição 155. Emuma modalidade exemplificativa, a pressão do ar dodeslizamento pode ser avaliada para determinar se uma trocade pressão é disparada ou ativada, a troca de pressãosinalizando se o computador 130 deveria ignorar o movimentode bloco ou codificador 115.

Como uma alternativa para o codificador ilustrado 115alguma outra forma de sensor de posição ou velocidade podedeterminar a velocidade de bloco do guindaste ou avelocidade rotacional do motor em revoluções por minuto("RPM"), por exemplo. Outros métodos para obter dados develocidade ou posição incluem o uso de um gelógrafo, umalinha de gelógrafo, uma roda de medição correndo na linharápida do cabo 105, e um contador de raio de roda em umaroldana de coroa.

Outro enlace de dados 13 5 conecta o rastreador detubulação 150 a um dispositivo de computação, que pode serum laptop 130, um dispositivo de comunicação pessoal("PDA") manual, um sistema celular, um rádio portátil, umsistema pessoal de envio de mensagens, uma aplicação semfio, ou um computador pessoal estacionário ("PC"), porexemplo. O laptop 130 exibe dados que o rastreador detubulação 150 obteve da tubulação 125. O laptop 130apresenta dados de tubulação graficamente, por exemplo. Aequipe de manutenção monitora ou observa os dados exibidosno laptop 130 para avaliar a condição da tubulação 125. Aequipe de manutenção pode graduar a tubulação 125 de acordocom seu ajuste para manutenção continuada, por exemplo.

O enlace de comunicações 13 5 pode compreender umenlace direto ou uma porção de uma rede de comunicaçõesmais ampla que transporta informações entre outrosdispositivos ou sistemas similares para o sistema 100. Alémdisso, o enlace de comunicação 13 5 pode compreender umatrajetória através da Internet, uma Intranet, uma redeprivada, uma rede de telefonia, uma rede de protocolo deInternet ("IP"), uma rede comutada por pacotes, uma redecomutada por circuito, uma rede de área local ("LAN") , umarede de área ampla ("WAN") , uma rede de área metropolitana("MAN"), a rede de telefones pública comutada ("PSTN"), umarede sem fio, ou um sistema celular, por exemplo. 0 enlacede comunicações 135 pode ainda compreender uma trajetóriade sinal que seja ótica, fibra ótica, conectada, sem fio,de linha física, guiada por ondas, ou à base de satélite,para nomear umas poucas possibilidades. Sinais transmitidospelo enlace 135 podem transportar ou transferir dados ouinformações digitalmente ou através de transmissãoanalógica. Tais sinais podem compreender energia moduladaelétrica, ótica, de microondas, de radiofreqüência, ultra-sônica, ou eletromagnética, dentre outras formas deenergia.

O laptop 13 0 normalmente compreende hardware e software. Aquele hardware pode compreender diversoscomponentes de computador, tais como armazenagem de disco,acionadores de disco, microfones, memória de acessoaleatório ("RAM"), memória apenas de leitura ("ROM"), um oumais microprocessadores, fontes de alimentação, um controlador de vídeo, um barramento de sistema, monitor devisor, uma interface de comunicação, e dispositivos deentrada. Além disso, o laptop 130 pode compreender umcontrolador digital, um microprocessador, ou alguma outraimplementação de lógica digital, por exemplo. O laptop 130 executa software que pode compreender umsistema operacional e um ou mais módulos de software paraadministrar dados. O sistema operacional pode ser o produtode software que a Microsoft Corporation de Redmond,Washington vende sob a marca registrada WINDOWS, por exemplo. O módulo de administração de dados pode armazenar,selecionar, e organizar dados e pode também propiciar umacapacidade para transformar dados em gráficos, traçados,mapas ou tendências. O módulo de administração de dadospode ser ou compreender o produto de software que a Microsoft Corporation vende sob a marca registrada EXCEL,por exemplo.

Em uma modalidade exemplificativa da presenteinvenção, um computador multitarefa funciona como o laptop130. Programas diversos podem ser executados em um modo de sobreposição ou de uma maneira que pareça concorrente ousimultânea a um observador humano. A operação multitarefapode compreender repartição de tempo ou compartilhamento detempo, por exemplo.

0 módulo de administração de dados pode compreenderum ou mais programas ou peças de código executável porcomputador. Para nomear uns poucos exemplos, o módulo deadministração de dados pode compreender um ou mais de umainstalação, um módulo ou objeto de código, um programa desoftware, um programa interativo, um "plug-in", um "applet", um roteiro, um "scriptlet", um sistema deoperação, um browser, um manuseador de objeto, um programaúnico, uma linguagem, um programa que não seja um programaúnico, um programa que rode em um computador 130, umprograma que realize afazeres de manutenção ou finalidadesgerais, um programa que seja lançado para permitir que umamáquina ou usuário humano interaja com dados, um programaque cria ou é utilizado para criar outro programa, e umprograma que auxilia um usuário no desempenho de uma tarefatal como interação de base de dados, processamento depalavra, contabilidade, ou administração de arquivo.

Voltando agora para a Figura 2, esta figura ilustraum diagrama de blocos funcional de um sistema 200 pararastrear tubulação 125 que está senão inserida ou extraídade um poço de petróleo 175 de acordo com uma modalidadeexemplificativa da presente invenção. Sendo assim, osistema 200 propicia uma modalidade exemplificativa dosistema de instrumentação mostrado na Figura 1 e discutidoacima, e será discutido como tal.

Aqueles versados na tecnologia de informação,computação, processamento de sinais, sensor, ou técnicaseletrônicas reconhecerão que os componentes e funções quesão ilustrados como blocos individuais na Figura 2, emencionados como tais em qualquer lugar na mesma, não sãonecessariamente módulos bem definidos. Além disso, osconteúdos de cada bloco não estão necessariamenteposicionados em uma localização física. Em uma modalidadeda presente invenção, certos blocos representam módulosvirtuais, e os componentes, dados, e funções podem serfisicamente dispersos. Além disso, em algumas modalidadesexemplificativas, um único dispositivo pode realizar duasou mais funções que a Figura 2 ilustra em dois ou maisblocos distintos. Por exemplo, a função do computadorpessoal 130 pode ser integrada ao rastreador de tubulação150 para propiciar um elemento de hardware e software queadquira e processe dados e exiba dados processados em formagráfica para visualização por um operador, técnico, ouengenheiro.

O rastreador de tubulação 150 compreende um sensor dedesgaste de haste 205 e um sensor de corrosão 255 paradeterminar parâmetros relevantes a uso continuado datubulação 125. 0 sensor de desgaste de hastes 205 acessadefeitos ou problemas de tubulação relativamente grandestais como afinamento de parede. O afinamento de parede podeser devido a desgaste físico ou abrasão entre a tubulação125 e a haste de sucção que tem movimento alternativocontra a mesma, por exemplo. Nesse meio tempo, o sensor decorrosão 255 detecta ou identifica falhas pequenas, taiscomo retenção de corrosão proveniente de corrosão ou algumaoutra forma de ataque químico dentro o poço 175. Aquelasfalhas pequenas podem ser visíveis a olho nu oumicroscópio, por exemplo.

A inclusão do sensor de desgaste de haste 205 e dosensor de corrosão 225 no rastreador de tubulação 150destina-se a ser ilustrativo ao invés de limitante. Orastreador de tubulação 150 pode compreender outro sensorou aparelho de medição que possa ser adequado a umaaplicação específica. Por exemplo, o sistema deinstrumentação 200 pode compreender um localizador de colar292, um dispositivo que detecta rachaduras ou quebras de tubulação, um medidor de temperatura, etc. Em umamodalidade exemplificativa, os localizadores de colar 292são um coletor magnético, entretanto outros sensores oucomutadores podem ser utilizados para determinar quando ocolar está passando através de pelo menos uma porção daárea de rastreamento no rastreador de tubulação 150.

0 rastreador de tubulação 150 também inclui umcontrolador 250 que processa sinais provenientes do sensorde desgaste de hastes 205, o sensor de corrosão 255, e olocalizador de colar 292. 0 controlador exemplificativo 250 possui dois módulos de filtro 225, 275 que individualmente,conforme discutido em maior detalhe abaixo, processam deforma adaptativa ou flexível sinais de sensor. Em umamodalidade exemplificativa, o controlador 250 processasinais de acordo com uma medição de velocidade proveniente do codificador 115.

0 controlador 2 50 pode compreender um computador, ummicroprocessador 290, um dispositivo de computação, oualguma outra implementação de lógica digital programável ouligações físicas. Em uma modalidade exemplificativa, o controlador 250 compreende um ou mais circuitos integradosde aplicação específica ("ASICS") ou chips DSP que realizamas funções de filtros 225, 275, conforme discutido abaixo.Os módulos de filtro 225, 275 podem compreender códigoexecutável armazenado em ROM, ROM programável ("PROM"),RAM, um formato ótico, um acionador rígido, meiosmagnéticos, fita, papel ou algum outro meio legível pormáquina.

O sensor de desgaste de haste 2 05 compreende umtransdutor 210 que, conforme discutido acima, envia umsinal elétrico que contém informações sobre a seção detubulação 125 que está na zona de medição 155. Sensoreseletrônicos 220 amplificam ou condicionam aquele sinal desaída e fornecem o sinal condicionado ao ADC 215. O ADC 215converte o sinal em um formato digital, normalmentepropiciando amostras ou fotos instantâneas da espessura daporção da tubulação 12 5 que está situada na zona de medição155 .

O módulo de filtro de desgaste de haste 225 recebe asamostras ou fotos instantâneas do ADC 215 e processadigitalmente aqueles sinais para facilitar a interpretaçãode sinal em base máquina ou humana. 0 enlace de comunicação135 transporta os sinais digitalmente processados 230 domódulo de filtro de desgaste de haste 225 para o laptop 130para registro e/ou revisão por um ou mais elementos daequipe de manutenção. A equipe de manutenção pode observaros dados processados para avaliar a tubulação 12 5 paramanutenção em andamento.

Similar ao sensor de desgaste de haste 205, o sensorde corrosão 2 55 compreende um transdutor de corrosão 2 60,eletrônica de sensor 270 que amplifica a saída dotransdutor, e um ADC 2 65 para digitalizar e/ou amostrar osinal amplificado proveniente da eletrônica de sensor 270.Do mesmo modo que o módulo de filtro de desgaste de haste225, o módulo de filtro de corrosão 275 processadigitalmente amostras provenientes do ADC 2 65 e envia umsinal 280 que exibe fidelidade de sinal aperfeiçoada paraexibição no laptop 13 0.Do mesmo modo que o sensor de desgaste de haste 205,o localizador de colar 292 compreende eletrônica de sensor294 que amplifica a saída do localizador, e um ADC 296 paradigitalizar e/ou fazer amostra do sinal amplificadoproveniente da eletrônica de sensor 294. Do mesmo modo queo módulo de filtro de desgaste de haste 225, o módulo defiltro 275 processa digitalmente amostras de medição do ADC296 e emite um sinal que exibe fidelidade de sinalaperfeiçoada para exibição no laptop 13 0.Cada um dos transdutores 210, 260 gera um estímulo eemite um sinal de acordo com a resposta da tubulação 125àquele estímulo. Por exemplo, um dos transdutores 210, 260pode gerar um campo magnético e detectar o efeito oudistorção da tubulação 12 5 daquele campo. Em uma modalidadeexemplificativa, o transdutor de corrosão 260 compreendebobinas de campo que geram o campo magnético e sensores deefeito hall ou bobinas de "coleta" magnética que detectamresistência de campo.Em uma modalidade exemplificativa, um dostransdutores 210, 2 60 pode emitir radiação de ionização,tal como raios gama, incidente sob a tubulação 125. Atubulação 12 5 bloqueia ou deflete uma fração da radiação epermite transmissão de outra porção da radiação. Nesteexemplo, um ou ambos os transdutores 210, 260 compreende umdetector que emite um sinal elétrico com uma resistência ouamplitude que se altera de acordo com o número de raiosgama detectados. 0 detector pode contar raios gamaindividuais ao emitir um sinal discreto quando um raio gamainterage com o detector, por exemplo.

Métodos para as modalidades exemplificativas dapresente invenção serão agora discutidos com relação àsFiguras 3-11. Uma modalidade exemplificativa da presenteinvenção pode compreender um ou mais programas decomputador ou métodos implementados por computador queimplementam funções ou etapas descritas aqui e ilustradasnos fluxogramas, gráficos, e conjuntos de dadosexemplificativos das Figuras 3-9B e os diagramas dasFiguras 1 e 2. Contudo, deveria ser evidente que poderiahaver muitas formas diferentes de implementar a invenção emprogramação de computador, e a invenção não deveria serconsiderada como limitada a qualquer conjunto de instruçõesde programa de computador. Além disso, um programadorespecializado seria capaz de escrever tal programa decomputador para implementar a invenção descrita semdificuldade com base nas arquiteturas de sistemaexemplificativas, tabelas de dados, esquemas, e fluxogramase a descrição associada no texto de aplicação, por exemplo.

Por conseguinte, a descrição de um conjunto deinstruções de código de programa específico não éconsiderada necessária para um entendimento adequado decomo fazer e usar a invenção. A funcionalidade inventiva dequalquer processo, método ou programa de computadorreivindicado será explicada em maior detalhe na descriçãoque se segue em conjunto com as figuras restantes queilustram funções representativas e fluxo de programa.

Certas etapas nos processos descritos abaixo devemnaturalmente preceder outras para a presente invençãofuncionar conforme descrito. Contudo, a presente invençãonão é limitada à ordem das etapas descrita se tal ordem ouseqüência não alterar a funcionalidade da presente invençãoem uma maneira indesejável. Isto é, reconhece-se quealgumas etapas podem ser realizadas antes ou depois deoutras etapas ou em paralelo com outras etapas sem seafastar do âmbito e espirito da presente invenção.

Voltando agora para a Figura 3, um processoexemplificativo 330 para sobrepor uma exibição deprofundidade em um gráfico de dados de análise com base na posição dos colares 157 é mostrado e descrito dentro doambiente de operação do equipamento de recondicionamento depoço 140 e rastreador de tubulação 150 das Figuras 1 e 2.Agora mencionado as Figuras 1, 2, e 3, o métodoexemplificativo 300 começa na etapa INICIAR e prossegue atéa etapa 305, onde o equipamento de recondicionamento depoço 140 começa a remover a tubulação 125 do poço 175. Naetapa 310, o computador 130 recebe dados de análise dorastreador de tubulação 150. Em uma modalidadeexemplificativa, o computador 130 recebe dados provenientesdos sensores de corrosão 255 e dos sensores de desgaste dehaste 205.

Na etapa 315, uma inquirição é conduzida paradeterminar se os localizadores de colar 292 detectaram ousentiram um colar 157. Em uma modalidade exemplificativa,os localizadores de colar 2 92 detectam um colar 157 quandoo colar 157 está adjacente ou quase adjacente aoslocalizadores de colar 292. Em outra modalidadeexemplificativa, o colar 157 pode ser detectado por outrosensor dentro do rastreador de tubulação 150. Por exemplo,os sensores 205 ou 252 podem ser utilizados para sentircolares bem como outra função porque estes sensores 205,252 tendem a registrar uma variação de sinal perceptívelquando um colar 157 passa dentro da faixa do sensor. Nesteexemplo, o computador 130 pode ser programado parareconhecer esta variação ou o operador do aparelho 140 podeser capaz de visualizar a variação e registrar alocalização do colar 157 através do computador 130 ou outrodispositivo fixado de forma comunicável ao computador 130.

Se os localizadores de colar 292 detectaram um colar 157, oramo "SIM" é seguido até a etapa 320, onde o computador 130marca os dados de análise para designar que um colar foidetectado naquele momento. 0 computador 130 pode "marcar"os dados de análise ao inserir uma figura, texto, ousímbolo que possa ser posteriormente detectado na exibiçãode gráfico dos dados de análise. Na alternativa, ocomputador 130 pode "marcar" os dados de análise aoregistrar os dados de análise em uma base de dados, talcomo em uma tabela de base de dados que pode aceitar mençãoao colar 157 sendo detectado e associar aquela tabela aotempo em que os dados de análise foram sendo recuperados.

Além disso, aqueles versados na técnica de recuperação,análise e manipulação de dados saberão de diversos outrosmétodos para representar que um colar 157 foi localizado emum momento específico que dados de análise estavam sendorecebidos do rastreador de tubulação 150. O processo entãocontinua até a etapa 325.

Se os localizadores de colar 292 não detectam umcolar 157, o ramo "NÃO" é seguido para a etapa 325. Naetapa 325, uma inquirição é conduzida para determinar se o processo de remoção de tubulação do poço 175 está completo.Se o processo de remoção de tubulação não estiver completo,o ramo "NÃO" é seguido até a etapa 310 para receber dadosde análise adicionais e continuar a detectar colares 157.De outra forma, o ramo "SIM" é seguido até a etapa 330,onde o comprimento da tubulação 125 sendo removido do poço175 é determinado. 0 comprimento de tubulação pode serinserido no computador 13 0 por um operador de manutenção decampo petrolífero. De forma alternativa, o comprimento detubulação pode ser recebido de análise finalizada pelo codificador 115 ou outro sensor de posição. Em umamodalidade exemplificativa, a tubulação 125 possui ocomprimento de 9,12 m. O computador 130 recebe os dados deanálise armazenados na etapa 335. Na etapa 340, ocomputador 130 determina a posição nos dados de análise em que o primeiro colar 157 foi removido do poço 17 5 aoprocurar pela marca inserida.

Na etapa 345, um contador de variável D éestabelecido igual a zero. O contador de variável Drepresenta a profundidade a que a tubulação 125 estavadentro do poço 175. O computador 130 designa o primeirocolar 157 marcado nos dados de análise como zero metro deprofundidade na etapa 350. Em outra modalidadeexemplificativa, a profundidade do primeiro colar 157marcado nos dados de análise pode ser inserida e pode ser diferente de zero metro. Em outra modalidadeexemplificativa, dados de posição podem ser recuperados docodificador 115 para determinar a profundidade do primeirocolar 157. Na etapa 355, o computador 130 analisa os dadosde análise para encontrar a marca que designa o próximo colar detectado e marcado dentro dos dados de análise. Ocomputador 13 0 adiciona o comprimento da tubulação 125 quefoi inserido pelo operador ou detectado pelo codificador115 ou outro dispositivo de profundidade ao comprimentoatual D na etapa 360. Por exemplo, se o primeiro colar 157 estivesse em zero metro e a tubulação 125 está em 9,12 m decomprimento, então a nova profundidade é de 9,12 m.

0 computador 130 exibe o gráfico de dados de análisee sobrepõe a profundidade entre DeD mais um entre os doismarcadores de colar na etapa 365. Na etapa 370, o contador de variável D é estabelecido igual a D mais um. Na etapa37 5, uma inquirição é conduzida pelo computador 130 paradeterminar se existem quaisquer colares adicionais 157 queforam marcadas nos dados de análise. Se assim for, o ramo"SIM" é seguido de volta até a etapa 355, onde o computador 130 determina a posição do próximo marcador de colar nosdados de análise. De outra forma, o ramo "NÃO" é seguidoaté a etapa 380, onde o computador 130 exibe os dados deanálise com o gráfico de profundidade em sobreposição. Oprocesso em seguida continua até a etapa FIM.

A Figura 4 propicia uma visão exemplificativa dosmétodos de exibição de etapas 320 e 340-380 da Figura 3.Agora com referência à Figura 4, a exibição exemplificativade dados de profundidade que se sobrepõem a um gráfico dedados de análise com base em posição de colar 400 é gerada com base em uma modalidade exemplif icativa em que os dadosde análise estão sendo colocados em gráfico virtualmente demodo simultâneo à retenção. Os dados de análise sãomostrados como pontos de dados de rastreio 402 em umgráfico de linha. Quando colares 157 são detectados peloslocalizadores de colar 292 e as informações são passadasdos localizadores de colar 292 para o computador 130, ocomputador 130 insere uma marca 404-410. Logo que ocomprimento de tubulação e a posição da marca 404 querepresenta o primeiro colar 157 detectado foramdeterminados, o computador 130 pode começar a gerar aescala de profundidade 412. Na modalidade mostrada naFigura 4, a primeira marca de colar 404 foi determinadacomo estando em uma profundidade de zero metro, contudoaquela profundidade pode ser ajustada conforme discutidoacima. 0 computador 130 determina a posição da próximamarca de colar 406 e marca a profundidade ao estender aescala de profundidade entre a primeira marca de colar 404e a segunda marca de colar 406 pela quantidade docomprimento de tubulação de entrada. Em uma modalidadeexemplificativa, o computador 130 poderia também inserirsubconjuntos da distância de comprimento de tubulação paradentro da escala de profundidade. Por exemplo, embora nãomostrado, o computador 130 poderia estimar a posição detrês metros e seis metros nesta escala para tornar aprofundidade exata mais fácil de determinar.

Logo que o computador 130 tenha determinado a posiçãoda segunda marca de colar 406, a profundidade éestabelecida igual a 9,12 m e o computador 130 determina aposição da terceira marca de colar 408. Um comprimento detubulação de 9,12 m é adicionado à distância D para igualaruma profundidade de 18,24 m e a distância entre 9,12 e18,24 m é estendida entre marcas de colar 406 e 408. Oprocesso pode ser repetido até a última marca de colar seralcançada e a escala de profundidade cobrir todo ousubstancialmente todo o gráfico de dados de análise 400.Conforme discutido acima, o método de exibição mostrado naFigura 4 é apenas para fins exemplificativos. Aquelesversados na técnica poderiam determinar diversos outrosmétodos para marcar os dados logo que o colar 157 tenhasido localizado e exibir os dados de profundidade com osdados de análise sem focar fora do âmbito desta invenção.

A Figura 5 é um diagrama de fluxograma lógico queilustra outro método exemplificativo 500 para sobrepor umaexibição de profundidade em um gráfico de dados de análisecom base na posição dos colares 157 dentro do ambiente deoperação do equipamento de recondicionamento de poço 140 erastreador de tubulação 150 das Figuras 1 e 2. Agoramencionando as Figuras 1, 2, e 5, o método exemplificativo500 começa a etapa INICIAR e prossegue até a etapa 505,onde um colar 157 é extraído através dos sensores decorrosão 255 do rastreador de tubulação 150 para determinaruma saída calibrada ou padrão por aqueles sensores 255quando os sensores 255 sentirem um colar 157. Em umamodalidade exemplificativa, o colar 157 é extraído atravésdos sensores 255 na mesma velocidade ou próxima à que atubulação 125 será analisada para aperfeiçoar a aquisiçãodo nível de rastreamento dos sensores 255. Em outramodalidade exemplificativa, outros sensores, tais como osensor de desgaste de haste 205 ou sensor de corrosão 255poderiam ser utilizados na calibração e detecção doscolares 157. Em ainda outra modalidade exemplificativa, ocomputador 130 pode ser programado utilizando lógicanebulosa, lógica de programa de rede neural ou outra lógicade controle e aprendizagem conhecida daqueles versados natécnica para determinar parâmetros de saída de sensoresespecíficos quando um colar 157 está sendo detectado porsensores específicos no rastreador de tubulação 150 einserir aquelas informações nas tabelas ou gráficos desaída.Na etapa 510, o equipamento de recondicionamento depoço 14 0 começa a remover a tubulação 12 5 do poço 17 5. Naetapa 515 o computador 130 recebe dados de análiseprovenientes de tubulação 150. Em uma modalidadeexemplificativa, o computador 130 recebe dados provenientesdos sensores de corrosão 255 e dos sensores de desgaste dehastes 205. Na etapa 520, uma inquirição é conduzida paradeterminar se o processo de remoção de tubulação do poço175 está finalizado. Se o processo de remoção de tubulaçãonão estiver completo, o ramo "NÃO" é seguido até a etapa515 para receber dados de análise adicionais. De outraforma, o ramo "SIM" é seguido até a etapa 525, onde ocomprimento da tubulação 12 5 sendo removido do poço 17 5 édeterminado. 0 comprimento de tubulação pode ser inseridono computador 130 por um operador de manutenção de campopetrolífero. De forma alternativa, o comprimento detubulação pode ser recebido de análise finalizada pelocodificador 115, ou outro sensor de posição, e passado parao computador 130. Em uma modalidade exemplificativa, ocomprimento de tubulação 125 é de 9,12 m. O computador 130recebe os dados de análise armazenados na etapa 530.Na etapa 535, o computador 130 avalia os dados deanálise para determinar a localização dos colares com basenos níveis obtidos no procedimento de calibração da etapa505. Por exemplo, pode ser determinado durante oprocedimento de calibração que o nível de rastreioproveniente dos sensores de corrosão 255 está cima dequatro quando um colar 157 é detectado, porém de outraforma permanece abaixo de quatro quando a tubulação 12 5 comcorrosão é detectada. Neste exemplo, o computador 130procuraria os dados de análise para seqüências de dadosacima de quatro e marcaria estas seqüências como contendocolares. Flutuações menores nos níveis de escala poderiamfazer com que os dados de análise fossem acima e abaixo deum nível de rastreio de quatro durante a fase de análise. Ocomputador 13 0 poderia também ser programado para avaliaresta situação e determinar se dois colares foramlocalizados e um colar que possui diversos picos acima deum nível de escala de quatro foi detectado.Na etapa 540, um contador de variável D éestabelecido igual a zero. O contador de variável Drepresenta a profundidade que a tubulação 12 5 estava dentrodo poço 175. O computador 130 designa um primeiro colar 157situado nos dados de análise como possuindo um nível deescala acima de um nível predeterminado como zero metro deprofundidade na etapa 545. Em outra modalidadeexemplificativa, a profundidade do primeiro colar 157localizado pelo computador 130 nos dados de análise podeser inserida e pode ser outra que não zero metro. Em outramodalidade exemplificativa, os dados de posição podem serrecuperados do codificador 115 ou outro sensor de posiçãopara determinar a profundidade do primeiro colar 157. Naetapa 550, o computador 130 analisa os dados de análisepara determinar a posição do próximo colar 157 nos dados deanálise ao analisar os níveis de rastreio provenientes dosensor de corrosão 255. O computador 130 adiciona ocomprimento da tubulação 125 que foi inserido pelo operadorou detectado pelo codificador 115 ao comprimento atual D naetapa 555. Por exemplo, se o primeiro colar 157 estava emzero metro e a tubulação 125 está em comprimento de 9,12 m, então a nova profundidade é de 9,12 m.

O computador 130 exibe o gráfico de dados de análisee sobrepõe a profundidade entre DeD mais um entre doiscolares localizados na etapa 560. Na etapa 565, o contadorde variável D é estabelecido igual a D mais um. Na etapa 570, uma inquirição é conduzida pelo computador 130 paradeterminar se existem quaisquer dados de análise adicionaisprovenientes dos sensores de corrosão 255 que sãoassociados a um colar 157. Se assim for, o ramo "SIM" éseguido de volta até a etapa 550. De outra forma, o ramo "NÃO" é seguido até a etapa 57 5, onde o computador 13 0exibe os dados de análise com o gráfico de profundidade emsobreposição. O processo em seguida continua até a etapaFIM.

As Figuras 6 e 6A propiciam visões exemplificativas dos métodos de exibição das etapas 535-570 da Figura 5.Agora mencionando as Figuras 5, 6, e 6A a visualizaçãoexemplificativa de dados de profundidade que sobrepõe umgráfico de dados de análise com base na localização doscolares 600 começa com a exibição dos dados de análise provenientes dos sensores de corrosão 255. Os dados deanálise são mostrados como pontos de dados de escala 602 emum gráfico de linha. Para esta exibição exemplificativa 600presume-se que a etapa de calibração de 505 na Figura 5revelou que os sensores de corrosão 255 enviam um nível derastreio acima de quatro quando o colar 157 foi rastreado emenos de quatro ao rastrear todas as outras partes datubulação 125. 0 computador 130 analisa os dados derastreio 602 para procurar pontos de dados sobre um nívelde escala de quatro.

Quando o computador 130 alcança o primeiro ponto dedados 604 que possui um nível de rastreio acima de quatro,o computador 130 pode registrar ou destacar aquele pontocomo sendo um colar 157. Nesta exibição exemplificativa, ocomputador 130 associa o primeiro colar 157 como tendo umaprofundidade de zero, porém a profundidade inicial doprimeiro ponto de colar 604 pode ser diferente de zero,conforme discutido aqui. O computador 130 pode analisar orestante dos dados de análise para determinar outros pontosde colar 606, 608, e 610. Logo que o comprimento detubulação e a posição do primeiro ponto de colar 604 querepresentam o primeiro colar 157 foram determinados, ocomputador 130 pode começar a gerar a escala deprofundidade.

A Figura 6A propicia uma visão exemplificativa daexibição do gráfico de dados de análise 620 com a escala deprofundidade sobrepondo os dados de análise. Na modalidademostrada na Figura 6A, o computador 130 determina a posiçãodo próximo ponto de colar 606 e marca a profundidade aoestender a escala de profundidade entre o primeiro ponto demarca de colar 604 e o segundo ponto de marca de colar 606pela quantidade de comprimentos de tubulação de entrada,9,12 m neste exemplo. Em uma modalidade exemplificativa, ocomputador 130 poderia também inserir subconjuntos dadistância de comprimentos de tubulação para dentro daescala de profundidade. Por exemplo, embora não mostrado, ocomputador 130 poderia estimar a posição de três metros eseis metros nesta escala para tornar a profundidade exatamais fácil de determinar para pontos de dados diferentesdos pontos de colares.

Logo que o computador 130 tenha determinado a posiçãodo segundo ponto de marca de colar 606, a profundidade éestabelecida igual a 9,12 m e o computador 130 determina aposição do terceiro ponto de marca de colar 606. Umcomprimento de tubulação de 9,12 m é adicionado à distânciapara igualar uma profundidade de 18,24 m e a distânciaentre 9,12 e 18,24 m é estendida entre pontos de marcas decolar 606 e 608. 0 processo pode ser repetido até o últimoponto de marca de colar ser alcançado e a escala deprofundidade cobrir todo ou substancialmente todo o gráficode dados de análise 620. Conforme discutido acima, o métodode exibição mostrado nas Figuras 6 e 6A é apenas para finsexemplificativos. Aqueles versados na técnica poderiamdeterminar diversos outros métodos para calibrar ossensores e determinar a posição dos colares com base nosdados de rastreio e em seguida, uma vez que os colares 157tenham sido localizados, exibir os dados de profundidadecom os dados de análise sem estar fora do âmbito destainvenção. Por exemplo, em outra modalidade exemplificativa,os dados de análise e os dados de profundidade poderiam serexibidos em um gráfico verticalmente orientado ao invés dográfico horizontalmente orientado mostrado nas Figuras 6 e6A.A Figura 7 é um diagrama de fluxograma lógico queilustra um método exemplificativo 700 para associar dadosde análise com a profundidade da tubulação 12 5 a partir daqual que os dados de análise foram obtidos e exibir osdados de análise com um componente de profundidade dentrodo ambiente de operação exemplificativa do equipamento derecondicionamento de poço 140 da Figura 1 e do rastreadorde tubulação 150 da Figura 2. Em relação às Figuras 1, 2, e7, o método exemplificativo 700 começa na etapa INICIAR eprossegue até a etapa 7 05, onde o decodificador 115 que lêno computador 130 é estabelecido igual a zero. Na etapa710, o equipamento de recondicionamento de poço 140 começaa elevar a tubulação 125 do poço 175. O computador 130recebe dados de posição ou profundidade do codificador 115ou de outro sensor de posição na etapa 715. Na etapa 720, ocomputador 130 recebe amostras de dados de análise docodificador 115 com as amostras de dados de análise. Em umamodalidade exemplificativa, cada momento em que ocomputador 130 recebe uma amostra de dados de análise earmazena-os em uma tabela de dados, o computador 130 tambémrecebe uma leitura de profundidade do codificador 115 ecoloca aqueles dados em uma tabela de dados correspondente.O computador 130 esquematiza os dados de análise emum gráfico e exibe-os em uma tela de visão para o operadorde manutenção de campo petrolífero na etapa 730. Na etapa7 35, o computador 130 sobrepõe um eixo geométrico deprofundidade no gráfico de dados de análise com base naprofundidade associada com cada amostra de análise de dadosnas tabelas de dados. Na etapa 740, uma inquirição éconduzida para determinar se toda a tubulação 125 foiremovida do poço 175. Se a tubulação adicional 125 precisarser removida, o ramo "SIM" é seguido de volta até a etapa745, onde o computador 130 continua a registrar os dadosrecebidos do codificador 115 e do rastreador de tubulação150. De outra forma, o ramo "NÃO" é seguido até a etapa750, onde o computador 130 recupera e exibe o gráfico deanálise de dados com um componente de profundidade emsobreposição. 0 processo em seguida continua até a etapa FIM.

A Figura 8 é um diagrama de fluxograma lógico queilustra outro método exemplificativo 800 para associardados de análise com a profundidade da tubulação 12 5 apartir da qual os dados de análise foram obtidos e exibiros dados de análise com um componente de profundidadedentro do ambiente de operação exemplificativo doequipamento de recondicionamento de poço 140 da Figura 1 edo rastreador de tubulação 150 da Figura 2. Em relação àsFiguras 1, 2, e 8, o método exemplif icativo 800 começa naetapa INICIAR e prossegue até a etapa 805, onde o contadorde variável S é estabelecido igual a um. O contador devariável S representa um ponto de dados de sensor que podeser recebido do rastreador de tubulação 150 e exibido nográfico de dados de análise. Na etapa 810, a variável Drepresenta a profundidade da tubulação 125 retida do poço175. Em uma modalidade exemplificativa a variável Drepresenta a profundidade da tubulação 125 à medida que amesma foi posicionada no poço de operação 175 e não aposição variável de cada seção de tubulação 125 à medidaque a mesma está sendo removida do poço 175.

Na etapa 815, a variável D é estabelecida igual azero. Em uma modalidade exemplificativa, a profundidadepode ser igual a zero em uma exibição de codificador nocomputador 130. Em outra modalidade exemplificativa, aexibição de codificador pode ser localizada no equipamentode recondicionamento de poço 140 e o computador 13 0 podereceber e analisar a forma de dados de profundidade que ocodificador exibe através do uso de meios de comunicaçãoconhecidos daqueles versados na técnica. O equipamento derecondicionamento de poço 14 0 começa a remover a tubulação125 do poço 175 na etapa 820. Na etapa 825, o computador130 recebe o primeiro ponto de dados de sensor S dorastreador de tubulação 150. Em uma modalidadeexemplif icativa o ponto de dados pode ser a partir dosensor de corrosão 255, do sensor de desgaste de haste 205,dos localizadores de colar 292 ou outros sensoresadicionados ao rastreado de tubulação 150. Na etapa 830 ocomputador 130 determina a profundidade D com base naposição de codificador 115 e exibe no momento que o pontode dados de sensor é recebido. Em uma modalidadeexemplificativa, o atraso provocado pelos dadosprovenientes do rastreador de tubulação 150 que alcançam eestão sendo processados pelo computador 130 pode ser demais ou menos 3 0 cm. Nesta modalidade exemplificativa, ocomputador 130 pode contar o atraso e modificar os dadosatuais recebidos do codificador 115 para superar esteatraso e igualar a profundidade com a posição ao longo datubulação 125 a partir da qual os dados foram retidos.

Na etapa 835, o computador 130 associa ponto de dadosde sensor S com profundidade D. Em uma modalidadeexemplificativa, a associação é feita ao criar e inserir osdados associados nas tabelas de dados que possam depois serutilizadas para gerar o gráfico de dados de análise e ográfico de profundidade que se sobrepõe. Na etapa 804, umainquirição é conduzida pelo computador 130 para determinarse pontos de dados de sensor adicionais S estão sendorecebidos do rastreador de tubulação 150. Se assim for, oramo "SIM" ê seguido até a etapa 845, onde o contador devariável S é incrementado por um. Na etapa 850, ocomputador 130 recebe o próximo ponto de dados de sensor Se o processo volta até a etapa 830 para determinar aprofundidade para aquele ponto de dados de sensor. Voltandoã etapa 840, se nenhum ponto de dados de sensor adicionalestiver sendo recebido, o ramo "NÃO" é seguido até a etapa855, onde o computador 130 exibe os dados de sensorrecebidos em um gráfico à base de amostras ou tempo. Naetapa 860, o computador 130 sobrepõe os dados deprofundidade associados com cada ponto de dados de sensorsobre o gráfico de dados de análise. O processo em seguidacontinua até a etapa FIM.

As Figuras 9, 9A, e 9B propiciam uma vistaexemplificativa das etapas 835-860 da Figura 8. Agoramencionado as Figuras 9, 9A, e 9B, a exibição de análise dedados exemplificativa 900 da Figura 9 inclui um eixogeométrico-y que representa o nivel de rastreio recebidodos sensores no rastreador de tubulação 150, um eixogeométrico-x que representa uma conta de amostra para asamostras recebidas do rastreador de tubulação 150, e dadosde análise 902 que poderiam ser provenientes de qualquersensor no rastreador de tubulação 150. A Figura 9B propiciauma tabela de base de dados exemplificativa 920 que incluium contador de amostra de dados 922, designado "contador deponto de dados de sensor S" ; o nível de rastreio 924 paracada ponto de dados, designado "valor de dados"; umcontador de posição ou valor de profundidade 92 6, designado"contador de posição (D)"; e a profundidade conformerecebida pelo computador 13 0 da exibição de codificador, emmetros. A tabela de base de dados exemplificativa 920propicia apenas uma de diversas formas de associar os dadosde profundidade da exibição de codificador aos pontos dedados de rastreio conforme descrito na Figura 8.

A Figura 9A propicia uma exibição de análise de dadosexemplif icativa 910 que inclui o eixo geométrico-y querepresenta o nível de rastreio recebido dos sensores norastreador de tubulação 150, e dados de análise 902,mostrados como um gráfico em linha de pontos de dados, quepoderiam ser provenientes de qualquer sensor no rastreadorde tubulação 150 proveniente da exibição exemplificativa900 da Figura 9. A exibição exemplificativa 910 incluiainda um eixo geométrico de profundidade que sobrepõe 904.A posição do eixo geométrico de profundidade 904 pode serfacilmente modificada em outras modalidadesexemplif icativas. Além disso, a exibição como um todopoderia ser posicionada verticalmente ao invés dehorizontalmente conforme mostrado nas exibiçõesexemplif icativas 900 e 910. O eixo geométrico deprofundidade exemplificativo 904 é alcançado ao recuperaros dados de profundidade associados 928 para cada ponto dedados 924 na tabela de base de dados 920 e escalar o eixogeométrico de profundidade 904 para igualar a posição decada ponto. Aqueles versados na técnica reconhecerão que anovidade de exibir os dados de profundidade associados acada ponto de dados pode ser alcançada de muitas outrasformas sem divergir do âmbito desta invenção. Além disso,aqueles versados na técnica reconhecerão que o detalhepropiciado no eixo geométrico de profundidade 904 éfacilmente ajustável com base nas preferências do operadorde manutenção de campo petrolífero e na quantidade dedetalhes necessários para dar assistência a operadores demanutenção de campo petrolífero em tomar decisões sobre opoço 175.

A Figura 10 é um diagrama de fluxograma lógico queilustra um método exemplificativo 1000 para calibrar osdados de tubulação recebidos de diversos sensores para umaprofundidade específica dentro do ambiente de operaçãoexemplificativo do equipamento de recondicionamento de poço140 da Figura 1 e do rastreador de tubulação 150 da Figura2. Em relação às Figuras 1, 2, e 10, o métodoexemplificativo 1000 começa na etapa INICIAR e prossegueaté a etapa 1005, onde o computador 130 recebe a distânciavertical do localizador de colar 292 para os sensores dedesgaste de haste 205, aquela distância sendo representadapela variável X. Na etapa 1010, o computador 130 recebe adistância vertical do localizador de colar 292 para osensor de corrosão 255 e representa aquela distância com avariável Y. Em uma modalidade exemplificativa, oslocalizadores 292 são considerados o ponto base para todasas posições de profundidade, contudo aqueles versados natécnica poderiam designar outros sensores ou outros pontosdentro ou fora do rastreador de tubulação 150 para ser areferência de base para profundidade.

Na etapa 1015, uma inquirição é conduzida paradeterminar se existem sensores adicionais. Estes sensoresadicionais podem estar localizados dentro ou fora dorastreador de tubulação 150 e podem avaliar uma faixa deinformações relacionadas à tubulação 125 e ao poço 175,incluindo sensores de peso, conhecidos daqueles versados natécnica. Se não existirem sensores adicionais, o ramo "SIM"é seguido até a etapa 1020, onde a distância vertical decada sensor para o localizador de colar 292 é determinada erecebida por ou inserida no computador 130. De outra forma,o ramo "NÃO" é seguido até a etapa 1025. Na etapa 1025, oaparelho 140 começa o processo de remoção de tubulação 125.

O computador 130 ou outro dispositivo de análiserecebe dados dos localizadores de colar 292 na etapa 1030.

Na etapa 1035, a profundidade da tubulação 125 no momentoem que os dados de localizador de colar foram obtidos édeterminada. Esta profundidade é registrada como variávelD. A profundidade não é a profundidade da tubulação nomomento em que passa pelos localizadores de colar. Ao invésdisso, a profundidade é uma estimativa da profundidade naqual aquela porção de tubulação 125 está localizada no poço175 durante a operação do poço. A profundidade pode serdeterminada a partir do codificador 115 ou outraprofundidade de sensores de posição conhecidos daquelesversados na técnica. Na etapa 1040, o computador 130registra os dados de localização de colar como tendo umaprofundidade igual a D. A profundidade pode ser registradaem uma tabela de base de dados ou em um gráfico que exibedados em tempo real para análise por um operador demanutenção de campo petrolífero, ou pode ser registrada deoutra maneira conhecida daqueles versados na técnica. Porexemplo, os dados podem ser diretamente inseridos em umaplanilha.

Na etapa 1045, o computador 130 recebe dados dosensor de desgaste de haste 205. Na etapa 1050, aprofundidade da tubulação 125 no momento em que os dados dedesgaste de hastes foram obtidos é determinada. Estaprofundidade é registrada como variável D. Na etapa 1055, ocomputador 130 registra os dados de desgaste de haste comotendo uma profundidade igual a D menos X. Na etapa 1060, ocomputador 130 recebe dados do sensor de corrosão 255. Naetapa 1065, a profundidade da tubulação 125 no momento emque os dados de sensor de corrosão foram obtidos édeterminada. Esta profundidade é registrada como variávelD. Na etapa 1070, o computador 130 registra os dados desensor de corrosão como tendo uma profundidade igual a Dmenos Y. Aqueles versados na técnica reconhecerão que avariação de profundidade para a referência de profundidadede base poderia ser positiva ou negativa com base emposição relativa para a referência de base e por aquelarazão o computador 13 0 poderia também adicionar a variaçãoà profundidade determinada D se a posição relativa dosensor para a referência de base o exigisse.

Na etapa 1075, o sistema conduz refinamentos deprofundidade similares para outros sensores com base em seucontrapeso vertical proveniente dos localizadores de colar292. Na etapa 1080, uma inquirição é conduzida paradeterminar se os dados de sensor adicionais estão sendorecebidos. Se assim for, o ramo "SIM" é seguido até a etapa1030. De outra forma, o ramo "NÃO" é seguido até a etapaFIM.

A Figura 11 é um diagrama de fluxograma lógico queilustra um método exemplificativo 1100 para calibrar aamplitude dos dados de tubulação recebidos a partir dediversos sensores dentro do ambiente de operaçãoexemplificativo do equipamento de recondicionamento de poço140 da Figura 1 e do rastreador de tubulação 150 da Figura2. Em relação às Figuras 1, 2, e 11, o métodoexemplificativo 1100 começa na etapa INICIAR e prossegueaté a etapa 1105, onde o rastreador de tubulação 150rastreia um comprimento de tubulação 125 para obter dadosde rastreio. Estes dados de rastreio podem ser transmitidosao computador 13 0 ou outro dispositivo de análise, em umamodalidade exemplificativa. Na etapa 1010, o computador 13 0avalia os dados de rastreio para a peça da tubulação 12 5 eseleciona uma porção dos dados de rastreio que possuem amenor quantidade de corrosão e perda de parede. Em uma modalidade exemplificativa, o computador 130 selecionadados que representam um comprimento de 1,5 m de tubulação125. A seleção dos dados de rastreio que possuem a menorquantidade de corrosão pode ser conseguida ao selecionar osdados que possuem a menor amplitude de pico máximo,selecionar os dados que possuem a menor amplitude média ououtros métodos de análise conhecidos daqueles versados natécnica.

o computador 130 designa a seção selecionada de dadoscomo "dados de rastreio X" na etapa 1115. Na etapa 1120,uma pressuposição é inserida ou programada no computador130 em relação à razão da amplitude para dados de rastreioX para a amplitude de dados de rastreio para o comprimentointeiro da tubulação. Em uma modalidade exemplificativa, arazão programada são dados de rastreio X que possuemaproximadamente um oitavo de amplitude da escala para ográfico utilizado para visualizar os dados de rastreio eanalisar a tubulação 125. Na etapa 1125, a escala deamplitude para a porção passível de visualização do gráficopara cada sensor exibido no computador 130 ou outrodispositivo de exibição é estabelecida igual a oito vezes aamplitude para dados de rastreio X.

Na etapa 1130, o computador 130 recebe dados derastreio e um ou mais sensores que contém análise de umcolar 157. Em uma modalidade exemplificativa, a porção de colar foi observada como significativa porquefreqüentemente gera o sinal mais forte para muitos dossensores. Contudo, aqueles versados na técnica reconhecerãoque outros objetos podem gerar o sinal mais forte para umsensor e aqueles objetos poderiam ser utilizados como um ponto de medição discutido nas etapas que se seguem. Ocomputador 130 designa a amplitude de dados de rastreiopara o colar 157 como dados de rastreio Y. Na etapa 114 0,uma inquirição é conduzida para determinar se a amplitudede dados de rastreio Y é substancialmente maior ou menor doque a amplitude para dados de rastreio X. A variação desubstancialmente menor ou maior para exatamente igual aoito vezes a quantidade pode ser programada no computador130 com base nas condições ambientais atuais, os sensoressendo avaliados, e o tipo de tubulação ou outro material sendo analisado. Se a amplitude for substancialmente maior,o ramo "MAIOR" é seguido até a etapa 1145, onde o sinal deruído para o sensor é ajustado. Em uma modalidadeexemplificativa, o sinal de ruído é manualmente ajustadopor um operador, contudo o sinal poderia serautomaticamente ajustado pelo computador 130 ou outrodispositivo de controle. Na etapa 1150, um alerta é enviadoao operador de manutenção de campo petrolífero que existeum nível de ruído inaceitável contido nos dados para pelomenos um sensor. Em uma modalidade exemplificativa, estealerta pode incluir um sinal audível, um sinal visual (talcomo uma luz piscando) , uma mensagem exibida no computador130 ou outro dispositivo de exibição, uma página eletrônicaou mensagem eletrônica. 0 processo em seguida continua atéa etapa 1160.

De volta à etapa 1140, se a amplitude forsubstancialmente menor, então o ramo "MENOR" é seguido atéa etapa 1155, onde o estabelecimento de amplitude para aexibição de dados ou gráfico é ajustado para aumentar onível dos dados de sensor exibidos em uma área visível dovisor no computador 130. Na etapa 1160, uma inquirição éconduzida para determinar se existe outro comprimento detubulação 125 que precise ser analisado por rastreador detubulação 150. Se assim for, o ramo "SIM" é seguido até aetapa 1105 para começar rastreamento do próximo comprimentode tubulação. De outra forma, o ramo "NÃO" é seguido até aetapa FIM. Aqueles versados na técnica reconhecerão que ométodo descrito na Figura 11 permite calibração contínuados sensores de tubulação e a exibição de dados provenientedaqueles sensores durante a remoção de tubulação 125 dopoço 175.Em resumo, uma modalidade exemplificativa da presenteinvenção descreve métodos e aparelho para exibir dados deanálise de tubulação, determinar a localização de colaresentre peças individuais de tubulação e exibir um componentede profundidade ou posição com o gráfico de dados deanálise. A partir do precedente, será observado que umamodalidade da presente invenção supera as limitações doestado da técnica. Aqueles versados na técnica observarãoque a presente invenção não é limitada a qualquer aplicaçãoespecificamente discutida e que as modalidades descritasaqui são ilustrativas e não restritivas. A partir dadescrição das modalidades exemplificativas, os própriosequivalentes dos elementos mostrados na mesma se sugerirãoàqueles versado na técnica, e as próprias formas deconstruir outras modalidades da presente invenção sesugerirão a praticantes da técnica.

Claims (19)

1. Método para avaliar dados de tubulação em umequipamento de petróleo, caracterizado por compreender:mover diversos segmentos de tubulação para dentro epara fora de um poço;analisar os segmentos de tubulação com um rastreadorde tubulação, o referido rastreador gerando um primeirosinal associado à condição dos referidos segmentos detubulação;determinar a localização de diversos colares de cano;determinar o comprimento de cada segmento detubulação;correlacionar uma posição relativa de cada segmentoao primeiro sinal; eexibir os dados de rastreador de tubulaçãocorrelacionados e dados de posição de segmento detubulação.

2. Método, de acordo com a reivindicação 1,caracterizado pelo fato do referido rastreador compreenderum sensor selecionado a partir de um sensor de espessura deparede, um sensor de desgaste de haste, um sensor delocalização de colar, um sensor de rachadura, um sensor deimagem ou um sensor de corrosão.

3. Método, de acordo com a reivindicação 1,caracterizado por compreender ainda localizar os colarescom um sensor de colar.

4. Método, de acordo com a reivindicação 1,caracterizado pelo fato do primeiro sinal ser transmitido aum dispositivo de computação.

5. Método, de acordo com a reivindicação 1,caracterizado pelo fato do comprimento do segmento detubulação ser determinado ao correlacionar dados de posiçãoprovenientes de um codificador e da localização doscolares.

6. Método, de acordo com a reivindicação 1,caracterizado pelo fato do comprimento de tubulação serinserido por um operador.

7. Método, de acordo com a reivindicação 1,caracterizado por compreender ainda transmitir os dados correlacionados do rastreador de tubulação e da posição desegmento de tubulação a uma localização remota.

8. <claim missing on original document>

9. <claim missing on original document>

10. Método, de acordo com a reivindicação 1,caracterizado pelo fato dos dados de posição de segmento detubulação incluírem a profundidade dos segmentos de tubulação.

11. Método, de acordo com a reivindicação 1,caracterizado por compreender ainda converter o sinal derastreador de tubulação com um conversor analógico paradigital.

12. Método, de acordo com a reivindicação 1,caracterizado por compreender ainda marcar o primeiro colardetectado como profundidade zero.

13. Método, de acordo com a reivindicação 1,caracterizado pelo fato doa dados de posição de segmento de tubulação incluírem a profundidade do segmento de tubulaçãono poço.

14. Método, de acordo com a reivindicação 1,caracterizado pelo fato dos dados de rastreador seremutilizados para avaliar os segmentos de tubulação paradefeitos, integridade, desgaste, condições anômalas, ouajuste para manutenção continuada.

15. Aparelho para a avaliação de diversos segmentosde tubulação sendo movidos para dentro e para fora de umpoço, caracterizado por compreender:um rastreador de tubulação;um enlace de dados conectados ao rastreador detubulação para receber um sinal;meios para determinar o comprimento dos referidossegmentos sendo rastreados;meios para correlacionar o referido sinal e a posiçãorelativa dos referidos segmentos de tubulação; emeios para exibir o referido sinal a partir dorastreador de tubulação.

16. Aparelho, de acordo com a reivindicação 15,caracterizado pelo fato dos meios para determinar ocomprimento dos segmentos de tubulação incluírem umcodificador.

17. Aparelho, de acordo com a reivindicação 15,caracterizado pelo fato dos meios para determinar ocomprimento dos segmentos de tubulação incluírem um colar.

18. Aparelho, de acordo com a reivindicação 15,caracterizado por compreender ainda um controlador paraprocessar o sinal proveniente do rastreador de tubulação.

19. Aparelho para a avaliação de diversos segmentosde tubulação que se movem para dentro e para fora de umpoço, caracterizado por compreender:um rastreador de tubulação que compreende pelo menosum sensor;um sensor de localização de colar;um dispositivo de computação eletronicamente acopladoao rastreador e ao sensor de localização de colar, oreferido dispositivo de computador configurado para recebersinais do rastreador e do sensor de localização de colar; emeios para exibir os referidos sinais provenientes dorastreador e do sensor de localização de colar.