ES2302834T3 - Sistema de control de las presiones de funcionamiento en una perforacion subterranea. - Google Patents
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- E21B21/08—Controlling or monitoring pressure or flow of drilling fluid, e.g. automatic filling of boreholes, automatic control of bottom pressure
Abstract
Un método de control de una o más presiones de funcionamiento en una perforación subterránea (12) que incluye un miembro tubular (18) colocado dentro de la perforación (12) que define una corona circular (24) entre el miembro tubular (18) y la perforación (12), un miembro de sellado (26) para sellar la corona circular (24) que hay entre el miembro tubular (18) y la perforación (12), un bomba (22) para bombear los materiales fluidificados en el miembro tubular (18), y un obturador automático (102) para expulsar de manera controlada los materiales fluidificados fuera de la corona circular (24) que está entre el miembro tubular (18) y la perforación (12), y que comprende la detección de una presión de funcionamiento en el miembro tubular (18) y la generación de una señal de presión real en el mismo representativa de la presión real de funcionamiento en dicho miembro tubular (18); la comparación de la señal de presión real con una señal de presión de referencia en el miembro tubular representativa de una presión de referencia de funcionamiento en el mismo, caracterizado en que se genera una señal de error representativa de la diferencia entre las señales de presión real y de referencia en el miembro tubular; y además comprende el paso de procesamiento de la señal de error para generar una señal de punto de consigna de la presión para controlar el funcionamiento del obturador automático (102), en donde el procesamiento de la señal de error se selecciona a partir de la multiplicación de la señal de error por una ganancia Kp, la integración de la señal de error y multiplicación de la integral de la señal de error por una ganancia Ki, y la derivada de la señal de error y multiplicación de la derivada de la señal de error por una ganancia Kd; o la compensación de un retraso del tiempo; o la anticipación de cambios en la señal de presión de referencia en el miembro tubular; o la anticipación de perturbaciones en la perforación; o la generación de un punto de consigna de presión hidráulica, que es procesado por el obturador automático para controlar la presión real en la corona circular que, a su vez, es procesada por el pozo para ajustar la presión real en el miembro tubular.
Description
Sistema de control de las presiones de
funcionamiento en una perforación subterránea.
Esta invención se refiere generalmente a
perforaciones subterráneas y, en particular, a sistemas de control
de las presiones de funcionamiento en perforaciones
subterráneas.
Haciendo referencia a la figura 1, un pozo
tradicional de petróleo o de gas (10) comprende un orificio del
pozo (12) que atraviesa una formación subterránea (14) e incluye una
tubería de revestimiento en el orificio del pozo (16). Durante el
funcionamiento del pozo (10), puede colocarse un tubo de
perforación (18) dentro del orificio pozo (12) para inyectarle
fluidos tales como, por ejemplo, lodo de perforación. Los expertos
en la técnica reconocerán que el extremo del tubo de perforación
(18) puede incluir una broca de barrena y que el lodo de
perforación inyectado puede utilizarse para enfriar esta broca y
eliminar las partículas procedentes de la perforación realizada por
la misma. Un tanque de lodos (20) con suministro de lodo de
perforación puede acoplarse de forma productiva a una bomba de lodos
(22) para inyectar el lodo de perforación dentro del tubo de
perforación (18). La corona circular (24) que hay entre la tubería
de revestimiento en el orificio del pozo (16) y el tubo de
perforación (18) puede sellarse de una manera convencional usando,
por ejemplo, un sello giratorio (26). Para controlar las presiones
de funcionamiento en el pozo (10) como, por ejemplo, dentro de
rangos aceptables, puede conectarse de forma provechosa un
obturador (28) a la corona circular (24) que está entre la tubería
de revestimiento en el orificio del pozo (16) y el tubo de
perforación (18) con el fin de evacuar de manera controlada los
materiales fluidificados presurizados fuera de la corona circular
(24) y devolverlos al tanque de lodos (20) para crear, por tanto,
otra vez presión dentro del orificio del pozo (12). El obturador
(28) es controlado manualmente por un operario humano (30) para
mantener en el pozo (10) una o más de las siguientes presiones de
funcionamiento dentro de unos rangos aceptables: [1] la presión de
funcionamiento dentro de la corona circular (24) que hay entre la
tubería de revestimiento en el orificio del pozo (16) y el tubo de
perforación (18) (comúnmente referida como la presión en la tubería
de revestimiento (PTR)); [2] la presión de funcionamiento dentro
del tubo de perforación (18) (comúnmente referida como la presión en
el tubo de perforación (PTP)); y [3] la presión de funcionamiento en
la parte inferior del orificio del pozo (12) (comúnmente referida
como la presión en la parte inferior del hoyo
(PI-H)). Para facilitar el control manual de la PTR,
la PTP y la PIE por el operario humano (30), pueden colocarse
sensores (32a, 32b y 32c) respectivamente dentro del pozo (10) los
cuales transmiten señales representativas de los valores reales de
la PTR, la PTP y/o la PIE que se visualizan en un panel de control
(34) convencional. Normalmente, los sensores (32a y 32b), para la
detección respectiva de la PTR y la PTP, se sitúan respectivamente
en la corona circular (24) y en el tubo de perforación (18) y
adyacentes a una ubicación superficial. El operario (30) puede
observar visualmente una o más de las presiones de funcionamiento,
PTR, PTP, y/o PIE, utilizando el panel de control (34) e intentar
mantener manualmente las presiones de funcionamiento dentro de
límites aceptables predeterminados mediante el ajuste manual del
obturador (28). Si la PTR, la PTP y/o la PIE no se mantienen dentro
de unos rangos aceptables puede producirse una explosión bajo
tierra, lo que dañaría potencialmente a las zonas de producción del
interior de la formación subterránea (14). El control manual del
operario (30) de la PTR, la PTP y/o la PIE es impreciso, poco fiable
e impredecible. Como resultado, las explosiones bajo tierra
disminuyen, por tanto, el valor comercial de muchos pozos de
petróleo y de gas.
La presente invención está dirigida a resolver
una o más de las limitaciones de los sistemas existentes de control
de las presiones de funcionamiento de las perforaciones
subterráneas.
De acuerdo con una realización de la presente
invención, se proporciona un método de control de una o más
presiones de funcionamiento en una perforación subterránea que
consta de un miembro tubular colocado dentro de la perforación que
define una corona circular entre el miembro tubular y la
perforación, un miembro de sellado para sellar la corona circular
que hay entre el miembro tubular y la perforación, una bomba para
bombear los materiales fluidificados en el miembro tubular, y un
obturador automático para expulsar de manera controlada los
materiales fluidificados fuera de la corona circular que está entre
el miembro tubular y la perforación. Dicho método incluye la
detección de una presión de funcionamiento en el miembro tubular y
la generación de una señal de presión real en el mismo,
representativa de la presión real de funcionamiento en el interior
de dicho miembro, que se compara con una señal de presión de
referencia en el miembro tubular, representativa de una presión de
referencia de funcionamiento en el interior de dicho miembro,
generándose una señal de error, representativa de la diferencia que
existe entre las señales de la presión real y de referencia en el
miembro tubular, que se procesa para generar una señal del punto de
consigna de la presión para controlar el funcionamiento del
obturador automático.
Las presentes realizaciones de la invención
proporcionan varias ventajas. Por ejemplo, la capacidad de
controlar la PTP también permite el control de la PIH. Por otro
lado, el uso de un controlador PID con compensación de retraso y/o
control de prealimentación incrementa las capacidades operacionales
y la exactitud del sistema de control. Adicionalmente, la
monitorización de la respuesta transitoria y la obtención de modelos
de la función de transferencia total del sistema posibilitan el
ajuste del funcionamiento del controlador PID para responder a las
perturbaciones generadas en el sistema. Finalmente, la determinación
de convergencia, divergencia o desviación del estado estacionario
entre la función de transferencia total del sistema y las variables
controladas permite el ajuste posterior del controlador PID lo que
incrementa las características de respuesta del sistema de
control.
La figura 1 es una ilustración esquemática de
una realización de un pozo de petróleo o de gas convencional.
La figura 2 es una ilustración esquemática de
una realización de un sistema de control de las presiones de
funcionamiento en un pozo de petróleo o de gas.
La figura 3 es una ilustración esquemática de
una realización del obturador automático del sistema de la figura
2.
La figura 4 es una ilustración esquemática de
una realización del sistema de control del sistema de la figura
2.
La figura 5 es una ilustración esquemática de
otra realización de un sistema de control de las presiones de
funcionamiento en un pozo de petróleo o de gas.
La figura 6 es una ilustración esquemática de
otra realización de un sistema de control de las presiones de
funcionamiento en un pozo de petróleo o de gas.
La figura 7 es una ilustración esquemática de
otra realización de un sistema de control de las presiones de
funcionamiento en un pozo de petróleo o de gas.
La figura 8 es una ilustración esquemática de
otra realización de un sistema de control de las presiones de
funcionamiento en un pozo de petróleo o de gas.
Haciendo referencia a las figuras
2-4, el número de referencia (100) se refiere, en
general, a una realización de un sistema de control de las presiones
de funcionamiento en un pozo de petróleo o de gas (10) que
comprende un obturador automático (102) para la evacuación
controlada de los fluidos presurizados desde la corona circular
(24), que está entre la tubería de revestimiento en el orifico del
pozo (16) y el tubo de perforación (18), hasta el tanque de lodos
(20) para crear, por tanto, otra vez presión dentro del orifico del
pozo (12) y un sistema de control (104) para controlar el
funcionamiento del obturador automático.
Tal y como se muestra en la figura 3, el
obturador automático (102) incluye un elemento de válvula movible
(102a) cuya posición define y determina una trayectoria de flujo
variable de forma continua dependiendo de la posición del elemento
de válvula (102a). La posición del elemento de válvula (102a) es
controlada por una primera señal de control de presión (102b) y una
segunda señal opuesta de control de presión (102c). En un ejemplo de
realización, la primera señal de control de presión (102b) es
representativa de un punto de consigna de la presión (PCP) que es
generada por el sistema de control (104), y la segunda señal de
control de presión (102c) es representativa de la PTR. De este modo,
si la PTR es mayor que la PCP, los materiales fluidificados
presurizados que hay en la corona circular (24) del pozo (10) se
depositan en el tanque de lodos (20). En cambio, si la PTR es igual
o menor que la PCP, entonces los materiales fluidificados
presurizados que hay en la corona circular (24) del pozo (10) no se
depositan en el tanque de lodos (20). De esta forma, el obturador
automático (102) sirve de regulador de presión que puede depositar
de manera controlada los fluidos presurizados procedentes de la
corona circular (24) y, por tanto, también crear de nuevo de manera
controlada presión en el orificio del pozo (12). Además, en un
ejemplo de realización el obturador automático (102) se proporciona
sustancialmente como se describe en la patente US n° 6.253.787,
cuya revelación se incorpora en la presente por referencia.
Como se ilustra en la figura 4, el sistema de
control (104) incluye un suministro convencional de aire (104a) que
está acoplado de forma provechosa a un regulador convencional de
presión de aire de acción manual (104b) para controlar la presión de
funcionamiento del suministro de aire. Un operario humano (104c)
puede ajustar manualmente el regulador de presión de aire (104b)
para generar una PCP neumática, que se transforma en una PCP
hidráulica mediante un convertidor convencional de presión
neumática a hidráulica (104d). La PCP hidráulica entonces se
utiliza para controlar el funcionamiento del obturador automático
(102).
Por consiguiente, el sistema (100) permite que
el operario humano (104c) controle automáticamente la PTR
seleccionando la PCP deseada. El obturador automático (102) regula,
por tanto, la PTR como una función de la PCP seleccionada.
Haciendo referencia a la figura 5, una
realización alternativa de un sistema (200) de control de las
operaciones de funcionamiento en el pozo de petróleo o de gas (10)
comprende una observación visual del operario humano (202) que
utiliza el panel de control (34) para monitorizar el valor de la
PTP real en el tubo de perforación (18). Entonces, el operario
humano (202) lee el valor de la PTP real y lo compara con un valor
predeterminado de la PTP de referencia para establecer el error de
la PTP real. Después, el sistema de control (104) puede ser
accionado manualmente por el operario humano para ajustar la PCP
como una función de la cantidad de error de la PTP real. La PCP
ajustada es luego procesada por el obturador automático (102) para
controlar la PTR real, que es procesada por el pozo (10) para
ajustar la PTP real. Por lo tanto, el sistema (200) mantiene la PTP
real dentro de un rango predeterminado de valores aceptables.
Además, debido a que hay una correlación más cercana entre la PTP y
la PIH que entre la PTR y la PM, el sistema (200) es capaz de
controlar la PIH más eficazmente que el sistema (100).
Haciendo referencia a la figura 6, otra
realización alternativa de un sistema (300) de control de las
presiones de funcionamiento en el pozo de petróleo o de gas (10)
consta de un sensor de retroalimentación (302) que monitoriza el
valor de la PTP real en el tubo de perforación (18) utilizando la
señal de salida del sensor (32b). El valor real de la PTP
proporcionado por el sensor de retroalimentación (302) se compara
entonces con el valor de la PTP de referencia para generar un error
de la PTP que procesa un controlador
proporcional-integral-derivativo
(PID) (304) para originar una PCP hidráulica.
Los expertos en la técnica reconocerán que un
controlador PID incluye coeficientes de ganancias Kp, Ki y Kd, que
se multiplican por la señal de error, la integral de la señal de
error, y la derivada de la señal de error, respectivamente. En un
ejemplo de realización, el controlador PD (304) también incluye un
control de prealimentación y/o un compensador de retraso. En un
ejemplo de realización, el compensador de retraso está orientado a:
[1] compensar los retrasos debidos a la dinámica de la presión del
fluido en el orificio del pozo (es decir, un retraso del tiempo
transitorio de presión (TTP)); y/o [2] compensar los retrasos
debidos al retraso de respuesta entre la entrada al obturador
automático (102) (es decir, el valor numérico de entrada de la PCP
proporcionado por el controlador PID (304)) y la salida del mismo
(es decir, la PTR resultante). El TTP se refiere a la cantidad de
tiempo de un pulso de presión, generado por la apertura o cierre
del obturador automático (102), que se extiende por la corona
circular (24) y 5 retrocede al interior del tubo de perforación (18)
antes de que se manifieste en sí al alterarse la PTP en la
superficie. Posteriormente, el TTP varia, por ejemplo, como una
función de: [1] las presiones de funcionamiento en el pozo (10);
[2] el volumen, tipo y dispersión del retroceso del fluido; [3] el
tipo y estado del lodo; y [4] el tipo y estado de la formación
subterránea (14).
Los expertos en la técnica reconocerán que el
control de prealimentación se refiere a un sistema de control en el
que pueden anticiparse y procesarse los cambios o perturbaciones del
punto de consigna en el entorno operativo, independientemente de la
señal de error y antes de que puedan afectar de manera adversa a la
dinámica del proceso. En un ejemplo de realización, el control de
prealimentación anticipa los cambios de la PCP y/o las
perturbaciones en el entorno operativo del pozo (10).
La PCP hidráulica es luego procesada por el
obturador automático (102) para controlar la PTR real, que es
procesada por el pozo (10) para ajustar la PTP real. Por lo tanto,
el sistema (300) mantiene la PTP real dentro de un rango
predeterminado de valores aceptables. Además, puesto que el
controlador PD (304) del sistema (300) es más sensible, exacto y
fiable que el sistema de control (104) del sistema (200), el
sistema (300) es capaz de controlar la PTP y la PIH más eficazmente
que el sistema (200).
Haciendo referencia a la figura 7, una
realización de un sistema adaptable (400) de control de las
presiones de funcionamiento en el pozo de petróleo o de gas (10)
incluye un sensor de retroalimentación (402) que monitoriza el
valor de la PTP real dentro del tubo de perforación (18) utilizando
la señal de salida del sensor (32b). El valor de la PTP real
proporcionado por el sensor de retroalimentación (402) se compara
entonces con el valor de la PTP de referencia para generar un error
de la PTP que procesa un controlador
proporcional-integral-derivativo
(PID) (404) para originar una PCP hidráulica. En un ejemplo de
realización, el controlador PID (404) también incluye un control de
prealimentación y/o un compensador de retraso el cual está
orientado a: [1] compensar los retrasos debidos a la dinámica de la
presión del fluido en el orificio del pozo (es decir, un retraso
del tiempo transitorio de presión); y/o [2] compensar los retrasos
debidos al retraso de respuesta entre la entrada al obturador
automático (102) (es decir, el valor numérico de entrada de la PCP
proporcionado por el controlador PID (404)) y la salida del mismo
(es decir, la PTR resultante). En un ejemplo de realización, el
control de prealimentación anticipa los cambios de la PCP y/o las
perturbaciones en el entorno operativo del pozo (10).
La PCP hidráulica es luego procesada por el
obturador automático (102) para controlar la PTR real que es
procesada por el pozo (10) para ajustar la PTP real. Un bloque de
control de medición y/o identificación del tiempo transitorio de
presión (TTP) (406) monitoriza la PTR y/o la PTP reales para: [1]
cuantificar los parámetros controlados del sistema (400) basados en
las últimas respuestas de entrada y de salida con el fin de
determinar el comportamiento transitorio de la PTR y/o la PTP; y/o
[2] determinar el TTP.
Las mediciones y/o identificaciones del TTP son
procesadas después por un bloque de control de decisión y
remodelado (408) para modificar de forma adaptable los coeficientes
de ganancias del controlador PID (404). En particular, el bloque de
control de decisión y remodelado (408) procesa las mediciones y/o
identificaciones del TTP proporcionadas por el bloque de control de
medición y/o identificación del TTP (406) para generar un modelo de
la función de transferencia total del sistema (400) y determinar
como este modelo puede modificarse para mejorar el funcionamiento
total del sistema. Los coeficientes de ganancias del controlador
PID (404) son ajustados por el bloque de control de decisión y
remodelado (408) para mejorar el funcionamiento total del
sistema.
En un ejemplo de realización, el controlador PID
(404), el bloque de control de medición y/o identificación del TTP
(406) y el bloque de control de decisión y remodelado (408) están
dotados de un controlador programable que implementa el software de
control correspondiente e incluye procesamientos convencionales de
señales de entrada y de salida tales como, por ejemplo, conversión
digital-analógica (D/A) y
analógico-digital (A/D).
Por consiguiente, el sistema (400) determina el
comportamiento transitorio de la PTR y/o la PTP y actualiza el
modelado de la función de transferencia total del sistema. Según el
modelo actualizado de la función de transferencia total del sistema
(400), dicho sistema (400) modifica entonces los coeficientes de
ganancias del controlador PD (404) para controlar de forma óptima
la PTP y la PIH. De este modo, el sistema (400) es altamente eficaz
en cuanto al control de forma adaptable de la PTP y de la PIH para
responder, por tanto, a las perturbaciones (410) que pueden actuar
sobre el pozo (10).
Haciendo referencia a la figura 8, una
realización alternativa de un sistema adaptable (500) de control de
las presiones de funcionamiento en el pozo de petróleo o de gas (10)
incluye un sensor de retroalimentación (502) que monitoriza el
valor de la PTP real dentro del tubo de perforación (18) utilizando
la señal de salida del sensor (32b). El valor de la PTP real
proporcionado por el sensor de retroalimentación (502) se compara
entonces con el valor de la PTP de referencia para generar un error
de la PTP que procesa un controlador
proporcional-integral-derivativo
(PD) (504) para originar una PCP hidráulica. En un ejemplo de
realización, el controlador PD (504) también incluye un control de
prealimentación y/o un compensador de retraso. En un ejemplo de
realimentación, el compensador de retraso está orientado a: [1]
compensar los retrasos debidos a la dinámica de la presión del
fluido en el orificio del pozo (es decir, un retraso del tiempo
transitorio de presión); y/o [2] compensar los retrasos debidos al
retraso de respuesta entre la entrada al obturador automático (102)
(es decir, el valor numérico de entrada de la PCP proporcionado por
el controlador PID (504)) y la salida del mismo (es decir, la PTR
resultante). En un ejemplo de realización, el control de
prealimentación anticipa los cambios de la PCP y/o las
perturbaciones en el entorno operativo del pozo (10).
La PCP hidráulica es luego procesada por el
obturador automático (102) para controlar la PTR real, que es
procesada por el pozo (10) para ajustar la PTP real. Asimismo,
consta de un bloque de control de medición y/o identificación del
tiempo transitorio de presión (TTP) (506) que monitoriza la PTR y/o
la PTP reales para: [1] cuantificar los parámetros del sistema (500)
relacionados con el comportamiento transitorio del sistema; y/o [2]
determinar el TTP.
Las mediciones y/o identificaciones del TTP son
procesadas después por un bloque de control de decisión y
remodelado (508) para modificar de forma adaptable los coeficientes
de ganancias del controlador PID (504). En particular, el bloque de
control de decisión y remodelado (508) procesa las mediciones y/o
identificaciones del TTP proporcionadas por el bloque de control de
medición y/o identificación del TTP (506) para generar un modelo de
la función de transferencia total del sistema (500) y determinar
como este modelo puede modificarse para mejorar el funcionamiento
total del sistema. Los coeficientes de ganancias del controlador PD
(504) son ajustados por el bloque de control de decisión y
remodelado (508) para mejorar el funcionamiento total del
sistema.
También se proporciona un bloque de control de
estimación, convergencia y verificación (510) que monitoriza el
valor de la PIE real utilizando la señal de salida del sensor (32c)
para comparar la respuesta teórica con la respuesta real del sistema
(500) y, por tanto, determinar si la respuesta teórica converge
hacia o diverge desde la respuesta real del sistema. Si el bloque
de control de estimación, convergencia y verificación (510)
determina que hay convergencia, divergencia o desviación del estado
estacionario entre las respuestas teórica y real del sistema (500),
entonces dicho bloque de control puede modificar el funcionamiento
del controlador PD (504) y del bloque de control de decisión y
remodelado (508).
En un ejemplo de realización, el controlador PID
(504), el bloque de control de medición y/o identificación del TTP
(506), el bloque de control de decisión y remodelado (508) y el
bloque de control de estimación, convergencia y verificación (510)
están dotados de un controlador programable que implementa el
software de control correspondiente e incluye procesamientos
convencionales de señales de entrada y de salida tales como, por
ejemplo, conversión D/A y A/D.
Por consiguiente, el sistema (500) determina el
comportamiento transitorio de la PTR y/o la PTP y actualiza el
modelado de la función de transferencia total del sistema. Según el
modelo actualizado de la función de transferencia total del sistema,
dicho sistema (500) modifica entonces los coeficientes de ganancias
del controlador PD (504) para controlar de forma óptima la PTP y la
PIE. Además, el sistema (500) ajusta los coeficientes de ganancias
del controlador PD (504) y el modelado de la función de
transferencia total del sistema como una función del grado de
convergencia, divergencia o desviación del estado estacionario entre
las respuestas teórica y real del sistema. De este modo, el sistema
(500) es más eficaz que el sistema (400) en cuanto al control de
forma adaptable de la PTP y de la PIH para responder, por tanto, a
las perturbaciones (512) que pueden actuar sobre el pozo (10).
Los expertos en la técnica reconocerán que, con
el beneficio de la presente revelación, la colocación de un miembro
tubular dentro de una perforación subterránea es común a la
formación y/o funcionamiento de, por ejemplo, pozos de petróleo y de
gas, pozos mineros, soportes estructurales subterráneos y tuberías
subterráneas. Por consiguiente, como será reconocido por expertos
en la técnica, con el beneficio de la presente revelación, las
presiones de funcionamiento dentro de estructuras subterráneas
tales como, por ejemplo, pozos de petróleo y de gas, pozos mineros,
soportes estructurales subterráneos y tuberías subterráneas, deben
ser normalmente controladas antes, durante y después de su
formación. Por lo tanto, las enseñanzas de la presente revelación
pueden utilizarse para controlar las presiones de funcionamiento en
estructuras subterráneas tales como, por ejemplo, pozos de petróleo
y de gas, pozos mineros, soportes estructurales subterráneos y
tuberías subterráneas.
Las presentes realizaciones de la invención
proporcionan varias ventajas. Por ejemplo, la capacidad de
controlar la PTP también permite el control de la PIH. Por otro
lado, el uso de un controlador P1D con compensación de retraso y/o
control de prealimentación incrementa las capacidades operacionales
y la exactitud del sistema de control. Adicionalmente, la
monitorización de la respuesta transitoria y la obtención de modelos
de la función de transferencia total del sistema posibilitan el
ajuste del funcionamiento del controlador P1D para responder a las
perturbaciones generadas en el sistema. Finalmente, la determinación
de convergencia, divergencia o desviación del estado estacionario
entre la función de transferencia total del sistema y las variables
controladas permite el ajuste posterior del controlador PID, lo que
incrementa las características de respuesta.
Se entiende que pueden hacerse variaciones en lo
anteriormente revelado sin apartarse del alcance de la invención.
Por ejemplo, en los sistemas (100, 200, 300, 400 y 500) pueden
utilizarse cualquier obturador que pueda controlarse con una señal
de punto de consigna. Además, el obturador automático (102) puede
ser controlado por un actuador neumático, hidráulico, eléctrico,
y/o híbrido y puede recibir y procesar señales de punto de consigna
y de control neumáticas, hidráulicas, eléctricas y/o híbridas.
Adicionalmente, el obturador automático (102) también puede incluir
un controlador embebido que proporciona al menos parte de la
funcionalidad del control restante de los sistemas (300, 400, y
500). Además, los controladores PID (304, 404, y 504) y los bloques
de control (406, 408, 506, 508, y 510) pueden ser, por ejemplo,
analógicos, digitales o un híbrido analógico digital, y pueden
implementarse, por ejemplo, utilizando un ordenador de propósito
general programable, o un circuito integrado de aplicación
específica. Por ultimo, como se ha tratado más arriba, las
enseñanzas de los sistemas (100, 200, 300, 400 y 500) pueden
aplicarse al control de las presiones de funcionamiento en
cualquier perforación subterránea incluyendo, por ejemplo, un pozo
de producción de petróleo o de gas, una tubería subterránea, un
pozo minero, u otra estructura subterránea en la que sea deseable
controlar las presiones de funcionamiento.
Aunque se han mostrado y descrito realizaciones
ilustrativas de la invención, en la revelación anterior queda
contemplado un amplio rango de modificaciones, cambios y
sustituciones. En algunos casos, pueden emplearse algunas
particularidades de la presente invención sin que haya un uso
correspondiente de las otras particularidades. Así pues, es
apropiado que las reivindicaciones adjuntas sean interpretadas en
general y de una manera consistente con el alcance de la
invención.
Claims (25)
1. Un método de control de una o más presiones
de funcionamiento en una perforación subterránea (12) que incluye
un miembro tubular (18) colocado dentro de la perforación (12) que
define una corona circular (24) entre el miembro tubular (18) y la
perforación (12), un miembro de sellado (26) para sellar la corona
circular (24) que hay entre el miembro tubular (18) y la
perforación (12), un bomba (22) para bombear los materiales
fluidificados en el miembro tubular (18), y un obturador automático
(102) para expulsar de manera controlada los materiales
fluidificados fuera de la corona circular (24) que está entre el
miembro tubular (18) y la perforación (12), y que comprende la
detección de una presión de funcionamiento en el miembro tubular
(18) y la generación de una señal de presión real en el mismo
representativa de la presión real de funcionamiento en dicho miembro
tubular (18); la comparación de la señal de presión real con una
señal de presión de referencia en el miembro tubular representativa
de una presión de referencia de funcionamiento en el mismo,
caracterizado en que se genera una señal de error
representativa de la diferencia entre las señales de presión real y
de referencia en el miembro tubular; y además comprende el paso de
procesamiento de la señal de error para generar una señal de punto
de consigna de la presión para controlar el funcionamiento del
obturador automático (102), en donde el procesamiento de la señal de
error se selecciona a partir de la multiplicación de la señal de
error por una ganancia Kp, la integración de la señal de error y
multiplicación de la integral de la señal de error por una ganancia
Ki, y la derivada de la señal de error y multiplicación de la
derivada de la señal de error por una ganancia Kd; o la
compensación de un retraso del tiempo; o la anticipación de cambios
en la señal de presión de referencia en el miembro tubular; o la
anticipación de perturbaciones en la perforación; o la generación
de un punto de consigna de presión hidráulica, que es procesado por
el obturador automático para controlar la presión real en la corona
circular que, a su vez, es procesada por el pozo para ajustar la
presión real en el miembro tubular.
2. El método de la reivindicación 1, en donde
el procesamiento de la señal de error incluye la compensación del
retraso del tiempo el cual comprende un retraso del tiempo
transitorio de presión.
3. El método de la reivindicación 1, en donde
el procesamiento de la señal de error incluye la compensación del
retraso del tiempo el cual comprende un retraso del tiempo entre
una generación de la señal de presión de referencia en el miembro
tubular y el funcionamiento correspondiente del obturador automático
(102).
4. El método de la reivindicación 1, que además
comprende: la determinación de una respuesta transitoria de uno o
más parámetros de funcionamiento en la perforación (12); la
obtención de modelos de la función de transferencia de la
perforación (12) como una función de la respuesta transitoria
determinada; y la modificación del procesamiento de la señal de
error como una función de la función de transferencia modelada de
la perforación (12).
5. El método de la reivindicación 4, en donde
los parámetros de funcionamiento incluyen, al menos, uno de los
siguientes: la presión real de funcionamiento en el miembro tubular
(18); una presión real de funcionamiento en la corona circular (24)
que hay entre el miembro tubular (18) y la perforación (12); y un
tiempo transitorio de presión.
6. El método de la reivindicación 4, que además
comprende la determinación de una presión real de funcionamiento en
la parte inferior de la perforación (12); la comparación de la
presión de funcionamiento en la parte inferior de la perforación
(12) con un valor teórico de la presión de funcionamiento en la
perforación (12) generado por la función de transferencia modelada
de la perforación (12); y la modificación del procesamiento de la
señal de error como una función de la comparación.
7. El método de la reivindicación 6, que además
comprende: la determinación de si las presiones real y teórica de
funcionamiento en la parte inferior de la perforación (12) son
convergentes; y la modificación del procesamiento de la señal de
error como una función de la convergencia.
8. El método de la reivindicación 6, que además
comprende la determinación de si las presiones real y teórica de
funcionamiento en la parte inferior de la perforación (12) son
divergentes; y la modificación del procesamiento de la señal de
error como una función de la divergencia.
9. El método de la reivindicación 6, que además
comprende la determinación de si existe una desviación del estado
estacionario entre las presiones real y teórica de funcionamiento
en la parte inferior de la perforación (12); y la modificación del
procesamiento de la señal de error como una función de la
desviación del estado estacionario.
10. Un sistema de control de una o más presiones
de funcionamiento en una perforación subterránea (12) que incluye
un miembro tubular (18) colocado dentro de la perforación (12) que
define una corona circular (24) entre el miembro tubular (18) y la
perforación (12), un miembro de sellado (26) para sellar la corona
circular (24) que hay entre el miembro tubular (18) y la
perforación (12), un bomba (22) para bombear los materiales
fluidificados en el miembro tubular (18), y un obturador automático
(102) para expulsar de manera controlada los materiales
fluidificados fuera de la corona circular (24) que está entre el
miembro tubular (18) y la perforación (12), y que comprende medios
de detección de una presión de funcionamiento en el miembro tubular
(18) y la generación de una presión real en el mismo (18); medios
de comparación de la señal de presión real con una señal de presión
de referencia en el miembro tubular representativa de una presión
de referencia de funcionamiento en el mismo, caracterizado
en que se genera una señal de error representativa de la diferencia
entre las señales de presión real y de referencia en el miembro
tubular; además comprende medios de procesamiento de la señal de
error para generar una señal de punto de consigna de la presión
para controlar el funcionamiento del obturador automático (102), en
donde los medios de procesamiento de la señal de error se
seleccionan a partir de medios de multiplicación de la señal de
error por una ganancia Kp, medios de integración de la señal de
error y multiplicación de la integral de la señal de error por una
ganancia Ki, y medios de derivación de la señal de error y
multiplicación de la derivada de la señal de error por una ganancia
Kd; o medios de compensación de un retraso del tiempo; o medios de
anticipación de cambios en la señal de presión de referencia en el
miembro tubular; o medios de anticipación de las perturbaciones en
la perforación.
11. El sistema de la reivindicación 10, en donde
los medios de procesamiento de la señal de error comprenden medios
de compensación de un retraso del tiempo el cual es un retraso del
tiempo transitorio de presión o un retraso del tiempo entre una
generación de la señal de presión de referencia en el miembro
tubular y el funcionamiento correspondiente del obturador
automático (102).
12. El sistema de la reivindicación 10, que
además comprende medios de determinación de una respuesta
transitoria de uno o más parámetros de funcionamiento en la
perforación (12); medios de modelado de la función de transferencia
de la perforación (12) como una función de la respuesta transitoria
determinada; y medios de modificación del procesamiento de la señal
de error como una función de la función de transferencia modelada de
la perforación (12).
13. El sistema de la reivindicación 12, en donde
los parámetros de funcionamiento incluyen, al menos, uno de los
siguientes: la presión real de funcionamiento en el miembro tubular
(18); una presión real de funcionamiento en la corona circular (24)
que hay entre el miembro tubular (18) y la perforación (12); o un
tiempo transitorio de presión.
14. El sistema de la reivindicación 12, que
además comprende medios de determinación de una presión real de
funcionamiento en la parte inferior de la perforación (12); medios
de comparación de la presión de funcionamiento en la parte inferior
de la perforación (12) con un valor teórico de la presión de
funcionamiento en la perforación (12) generado por la función de
transferencia modelada de la perforación (12); y medios de
modificación del procesamiento de la señal de error como una
función de la comparación.
15. El sistema de la reivindicación 14, que
además comprende: medios de determinación de si las presiones real
y teórica de funcionamiento en la parte inferior de la perforación
(12) son convergentes; y medios de modificación del procesamiento de
la señal de error como una función de la convergencia.
16. El sistema de la reivindicación 14, que
además comprende medios de determinación de si las presiones real y
teórica de funcionamiento en la parte inferior de la perforación
(12) son divergentes; y medios de modificación del procesamiento de
la señal de error como una función de la divergencia.
17. El sistema de la reivindicación 14, que
además comprende medios de determinación de si existe una
desviación del estado estacionario entre las presiones real y
teórica de funcionamiento en la parte inferior de la perforación
(12); y medios de modificación del procesamiento de la señal de
error como una función de la desviación del estado estacionario.
18. El sistema de la reivindicación 10, en donde
los medios de detección de una presión de funcionamiento en el
miembro tubular (18) y de generación de una señal de presión real en
el mismo representativa de la presión real de funcionamiento en
dicho miembro tubular (18) comprenden un sensor (32b); los medios
de comparación de la señal de presión real en el miembro tubular con
una señal de presión de referencia en el mismo representativa de una
presión de referencia de funcionamiento en dicho miembro tubular
(18) y de generación de una señal de error representativa de la
diferencia entre las señales de la presión real y de referencia en
este miembro comprenden un comparador; y los medios (104) de
procesamiento de la señal de error para generar una señal de punto
de consigna de la presión para el control del obturador automático
comprenden un procesador; en donde el procesador se selecciona a
partir de un multiplicador para multiplicar la señal de error por
una ganancia Kp, un integrador para integrar la señal de error y
multiplicar la integral de la señal de error por una ganancia Ki, y
un diferenciador para derivar la señal de error y multiplicar la
derivada de la señal de error por una ganancia Kd; o un compensador
de retraso para compensar un retraso del tiempo; o un control de
prealimentación para anticipar los cambios en la señal de presión de
referencia en el miembro tubular; o un control de prealimentación
para anticipar las perturbaciones en la perforación.
19. El sistema de la reivindicación 18, en donde
el procesador es un compensador de retraso y el retraso del tiempo
es un retraso del tiempo transitorio de presión o un retraso del
tiempo entre una generación de la señal de presión de referencia en
el miembro tubular y el funcionamiento correspondiente del
obturador automático (102).
20. El sistema de la reivindicación 18, que
además comprende un elemento de control para determinar una
respuesta transitoria de uno o más parámetros de funcionamiento en
la perforación; un elemento de control para modelar la función de
transferencia de la perforación como una función de la respuesta
transitoria determinada; y un elemento de control para modificar el
procesamiento de la señal de error realizado por el procesador como
una función de la función de transferencia modelada de la
perforación.
21. El sistema de la reivindicación 20, en donde
los parámetros de funcionamiento incluyen, al menos, uno de los
siguientes: la presión real de funcionamiento en el miembro tubular
(18); una presión real de funcionamiento en la corona circular (24)
que hay entre el miembro tubular (18) y la perforación (12); o un
tiempo transitorio de presión.
22. El sistema de la reivindicación 20, que
además comprende un sensor (32c) para determinar una presión real
de funcionamiento en la parte inferior de la perforación (12); un
elemento de control para comparar la presión de funcionamiento en la
parte inferior de la perforación (12) con un valor teórico de la
presión de funcionamiento en la misma (12) generado por la función
de transferencia modelada de la perforación (12); y un elemento de
control para modificar el procesamiento de la señal de error
realizado por el procesador como una función de la comparación.
23. El sistema de la reivindicación 22, que
además comprende un elemento de control para determinar si las
presiones real y teórica de funcionamiento en la parte inferior de
la perforación (12) son convergentes; y un elemento de control para
modificar el procesamiento de la señal de error realizado por el
procesador como una función de la convergencia.
24. El sistema de la reivindicación 22, que
además comprende un elemento de control para determinar si las
presiones real y teórica de funcionamiento en la parte inferior de
la perforación (12) son divergentes; y un elemento de control para
modificar el procesamiento de la señal de error realizado por el
procesador como una función de la divergencia.
25. El sistema de la reivindicación 22, que
además comprende un elemento de control para determinar si existe
una desviación del estado estacionario entre las presiones real y
teórica de funcionamiento en la parte inferior de la perforación
(12); y un elemento de control para modificar el procesamiento de
la señal de error realizado por el procesador como una función de
la desviación del estado estacionario.
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