MX2011007352A - Sistema de manejo de presion para anillos de la tuberia de revestimiento de pozos. - Google Patents

Abstract

Un aparato y método para proporcionar el monitoreo de la presión fuera de la tubería de revestimiento del sondeo (2) de un pozo en el cual se coloca manera externa, una Unidad Detectora Inalámbrica (1) de una sección de la tubería de revestimiento no magnética (20); una Unidad Excitadora de Detectores interna (9) se coloca dentro de la tubería de revestimiento del sondeo. La WSU incluye uno o más detectores (10) para medir la presión y/o temperatura de los alrededores y la WSU y la SEU se comunican utilizando técnicas de modulación electromagnética y la WSU se alimenta por medio de la Recolección de Energía (100) de la SEU.

Description

SISTEMA DE MANEJO DE PRESIÓN PARA ANILLOS DE LA TUBERÍA DE REVESTIMIENTO DE POZOS Esta invención se refiere a un método y aparato para el manejo de la integridad de contención de presión de pozos de producción inyección y observación de petróleo y gas. Más particular, esta invención se refiere a un método y aparato para monitorear de manera precisa, in-situ, la presión y/o la temperatura en uno o más anillos de la tubería de revestimiento del sondeo sin comprometer de ninguna manera la integridad del pozo o el diseño del pozo.

La invención conduce a un mejor control y entendimiento de cualquier desviación de presión/ temperatura dentro del anillo de tubería de revestimiento del sondeo ya que el método y el aparato propuestos permiten distinguir si un cambio en la presión y la temperatura de la contención se causa por el proceso o las fluctuaciones ambientales o por una fuga de presión peligrosa del pozo. Por tanto, la invención mejora el manejo del riesgo y la seguridad del pozo, así como del medio ambiente circundante, lo que permite tomar cualquier acción requerida de manera oportuna para evitar eventos peligrosos. Esto puede durar toda la vida del pozo.

El manejo de la integridad de la contención de la presión de pozos de petróleo y gas constituye un, problema actual de la industria del petróleo. Los problemas se deben principalmente a los enormes gastos monetarios involucrados en la elaboración y operación de cualquier tipo de pozo petrolero, asi como a los riesgos asociados con sus problemas I ambientales y de seguridad. Aguí, un pozo tipo petrolero se define como cualquier tipo de pozo que está se perfora y equipa para el propósito de producción o almacenamiento de fractures de hidrocarburo desde o hacia las formaciones del subsuelo. Además, los pozos de tipo petrolero se clasifican como cualquiera de pozos tipo combinación, almacenamiento , observación, producción o inyección.

El control y el acceso del pozo petrolero se proporcionan a través de una boca de pozo. Por tanto, el servicio de la boca de pozo y su configuración proporcionan una estructura natural del objetivo tanto de la técnica anterior como de la tecnología actual, a fin de monitorear y controlar la presión de la pluralidad de anillos de la tubería de revestimiento del sondeo que rodean el tubo o pozo de producción. La presente invención tiene aplicaciones para cualquier tipo de pozos petrolero, por ejemplo ubicados en tierra, en una plataforma o en el lecho marino. Sin embargo, con fines de simplificación y para facilitar el entendimiento uniforme de la presente invención se describe en la presente, de manera particular, en cuanto a un pozo petrolero y boca de pozo tipo genéricos. i El manejo de la integridad de la contención de la presión del pozo se ha vuelto particularmente más importante y más complejo, ya que los anillos de cierre o circundantes (i.e., anillo-A) de la tubería o del conducto de producción se ha utilizado de manera más y más activa para auxiliar o ayudar a la producción de un pozo. Con esto queremos decir que el diseño del pozo es tal que se utiliza en Anillo-A (espacio) como el conducto para el suministro de gas del sistema artificial de elevación de gas del pozo. En estas aplicaciones, el espacio anular inmediato (anillo-A) que rodea el pozo de producción ya no opera y proporciona una característica de diseño de barrera y/o seguridad igual que la de un pozo tipo petrolero tradicional o de la técnica anterior. El Anillo-A se integra ahora como parte de un elemento del proceso del sistema más reciente de producción de pozos petroleros. Esto, a su vez, fuerza al diseñador del pozo a mover la barrera anular "activa" del pozo, una o más etapas hacia afuera y lejos de la tubería de producción (i.e., al anillo-B o C, etc.).

El uso de los espacios anulares de pozos petroleros como una parte activa del sistema del proceso, como se describe arriba, requiere una revisión de la seguridad e integridad del diseño total del pozo. Con anterioridad, era relativamente sencillo medir y monitorear la presión y la temperatura del espacio anular inmediato de los pozos petroleros ya que el acceso al Anillo-A podía obtenerse a través de un lado del alojamiento de la boca de pozo o a través del suspensor del tubo de producción. Por otra parte, el Anillo-B es más complicado ya que físicamente se termina más profundo dentro del alojamiento de la boca de pozo y su acceso se termina y se sella de manera segura por el colgador de la tubería de revestimiento respectivo. La realidad en los diseños existentes es que no existe acceso fácil o directo a los espacios anulares externos (i.e., anillo-B, C, D...) , a menos que se seleccione hacer algún arreglo que comprometa la integridad de la contención de la presión. Esto puede hacerse al perforar, de alguna manera, la pared de la "barrera" (i.e., el alojamiento de la cabeza del pozo, colgador de la tubería de revestimiento) para tener acceso hidráulico, a fin de monitorear la presión del espacio vacío al colocar cierta clase de dispositivo detector de presión o temperatura conocido .

Existen varias patentes de la técnica anterior que se refieren a la medición de la presión en el revestimiento de los anillos del revestimiento del pozo. En E.U. 6,513,596B2 se describe un sistema. El sistema descrito es de naturaleza ilustrativa y muestra un sistema de monitoreo de datos del pozo con detectores colocados dentro de los anillos externos de un programa revestimiento del pozo. El sistema es un procedimiento no invasivo para medir la presión—.. y otros parámetros dentro de una pluralidad de espacios anulares y conserva la integridad de la contención de la presión del pozo. El sistema muestra detectores colocados dentro de los anillos que se comunican con un sistema de cuestionamiento ubicado de manera externa o interna respecto al alojamiento de la cabeza del pozo. Esto confirma que los detectores requerirán energía y comunicación para efectuar su operación y, en general, enlista fuentes alternas de encendido y métodos de comunicación sin resolver los desafíos actuales de cómo implementarlo en la aplicación del mundo real. Se cree que este método no ha sido instalado en ningún pozo o campo petrolero.

La E. U. 3,974,690 ilustra un método y aparato para medir la presión anular en un pozo. El método se complica de manera mecánica conforme incluye un elemento móvil que es operado en un modo de celda de presión diferencial. El lado medible de la celda se encuentra expuesto al mesurando (i.e., la presión en el anillo) mientras que el otro lado de la celda se encuentra expuesto a la carga de presión de una cámara de presión. El elemento móvil se mueve y se detiene cuando la presión de la cámara se iguala a la de los anillos. El método incluye un cable de control eléctrico que se utiliza para activar y leer la posición del elemento. El cable de control se encuentra colgado por algunos medios en el centro de la tubería y desde ahí sale del pozo.

En primer lugar, los elementos primarios 1 que son movibles no son favorables en las aplicaciones de pozos petroleros ya que pueden aflojarse y causar daño al pozo. En segundo lugar, un cable que sale de la tubería de proceso de un pozo no contribuye a mantener la integridad de lá presión o la seguridad, requeridas, de un pozo. Basándose en este hecho, es difícil ver que este sistema se utiliza en la práctica para monitorear de manera permanente la integridad de la contención de la presión de un pozo petrolero y debe considerarse únicamente un sistema de medios preliminares o provisionales.

Una tercera patente ilustra un método que utiliza medios de acceso o comunicación hidráulicos. La E.U. 4,887,672 describe un sistema que utiliza acopladores hidráulicos, orificios perforados de manera interna y puertos asociados a la presión para monitorear la integridad de la' contención de la presión del pozo. La orientación de los acopladores antes del ensamblaje de la boca de pozo es crítica y los acopladores pueden dañarse fácilmente.' Además, cada uno de los puertos de presión se encuentra sujeto a fugas y se incrementa el riesgo para la seguridad general del ozo.

Otro procedimiento relacionado se describe en EP1662673A1. El método descrito ahí es la saturación magnética del revestimiento del pozo o del conducto para hacer una "ventana" para operar de manera local un campo magnético AC para activar un detector ubicado fuera de la tubería de revestimiento. El principio descrito no se considera realista debido a que se requiere un consumo de energía relativamente alto para saturar de manera magnética el revestimiento del pozo. Además, para saturarse, el método requeriría el flujo uniforme de corriente dentro del material, lo cual a su vez requeriría el comportamiento óptimo de contacto (resistencia al contacto distribuida de manera uniforme sobre el área expuesta) de los electrodos implicados . Debido a la combinación de los electrodos expuestos y las corrientes altas, tal sistema se degradaría de manera rápida debido a las reacciones galvánicas (oxidación/corrosión) dentro del sistema de contención de la presión del pozo Por lo tanto, se considera que él método no es aplicable para una aplicación prescrita de manejo permanente de presión.

Un aspecto de la presente invención proporciona un método y aparato para el manejo de presión de una pluralidad de anillos de la tubería de revestimiento del sondeo. En ciertas aplicaciones es necesario monitorear la presión de los anillos externos entre los revestimientos del pozo para asegurar que el pozo está siendo operado de manera segura. Tradicionalmente, sólo se han monitoreado los anillos entre la tubería de producción y el revestimiento interno (revestimiento de producción) . Algunas aplicaciones de nuevos métodos de producción utilizan el espació anular tradicional (Anillo-A) como elementos existentes de su sistema de proceso. De manera consecuente, surgen nuevos requerimientos normativos y después surge una necesidad de mover la barrera de la tubería de revestimiento tradicional de producción y la integridad del pozo hacia el exterior. La presente invención describe un método no invasivo que preserva la integridad de la presión del pozo, al mismo tiempo que contribuye a su seguridad.

Un segundo aspecto de la invención es que el sistema de administración de presión puede predecir el futuro perfil de presión/temperatura del espacio anular como función de los cambios de carga. Típicamente los cambios de carga son causados por fluctuaciones en el proceso o medio ambiente, el cual a su vez induce cambios de presión dentro del sistema de contención de la presión del pozo. Tales cambios no son peligrosos en su origen y la capacidad para manejarlos contribuirá a la evaluación de la seguridad del pozo. Como resultado, la adquisición en tiempo real de datos del proceso y del medio ambiente, en combinación con las mediciones in-situ constituye un importante avance sobre la técnica anterior, en que la invención presente puede ayudar i al manejo para anticipar y reaccionar respecto a los problemas potenciales, antes de que ocurran. Además, el paquete de detector remoto puede incluir varios y diferentes detectores de evaluación que pueden ser importantes para evaluar el estado y la integridad de una pluralidad de sistemas de contención de la presión del pozo.

De acuerdo con un aspecto de la presente invención, se encuentra una Unidad Detectora Inalámbrica (WSU) . La WSU es un sistema de manejo permanente, no invasivo, proporcionado para monitorear la integridad de la contención de la presión contención de un pozo. Una característica de la WSU es que contiene un Paquete de Detección (SP) que monitorea de manera permanente la presión y la temperatura sin comprometer cualquiera de las barreras de integridad de la presión del anillo de tubería de revestimiento del sondeo de cualquier manera. El SP es específico para la aplicación y consiste de una serie de cristales de presión de cuarzo de alta precisión y detectores de temperatura y produce salidas de presión, temperatura, así como gradientes de temperatura (i.e., cambio). A su vez, el SP se encuentra conectado con un Transductor Electromagnético (ET) del cual se incluye circuítería para la comunicación de dos vías y la Recolección de Energía. Tanto el SP como el ET se encuentran' unidos o integrados a un perímetro externo de una Sección de la tubería de revestimiento no magnética (NMCS) , la cual es parte del programa del revestimiento del pozo (barrera) .

Otro aspecto de la presente invención es una Unidad i Excitadora de Detectores (SEU) y es, típicamente, parte de o se encuentra unida a la tubería de terminación del pozo. La SEU se encuentra adaptada para alojar la Unidad Detectora Inalámbrica. La SEU consiste de tres elementos principales. El primer y principal elemento de la SEU es una Armadura Electromagnética (EA) ; segundo, un Mandril Ajustable (AM) y tercero, un Adaptador de Cable (CA) . La EA se proporciona como una combinación tanto de una fuente de energía como un enlace de comunicaciones para la WSU. La principal transmisión de la EA es por medio de inducción de baja frecuencia o medios electromagnéticos (EM) , la cual ¡ se elige y es convertida en energía eléctrica por la WSU. Para asegurar la óptima eficacia contrario a la WSU, la EA se encuentra unida al AM, lo cual mejora la instalación para "sintonizar finamente" u optimizar la eficacia para alojar la WSU por medios de ajuste vertical. Unido a la EA también se encuentra un Adaptador de Cable (CA) que conecta el cable de control desde el exterior del pozo. El cable de cbntrol se encuentra unido a la tubería de terminación por medio de abrazaderas de cable tradicionales y sale del pozo a través de la cabeza del pozo, todo de acuerdo con los medios de la técnica anterior. Típicamente, el cable de control es un conductor único tipo Cable Eléctrico de Tubería (TEC) , que j proporciona energía a la SEU, así como la comunicación entre j las instalaciones mencionadas y las de monitoreo (i.e. , fuera del pozo) .

Por razones prácticas, la EA puede unirse a un Mandril Ajustable (AM) que proporciona libertad de ajuste/posicionamiento de la EA respecto a la WSU. La libertad del ajuste vertical después de unirse a la tubería del proceso permite que los operadores involucrados la coloquen en la posición exacta adyacente a la WSU en el pozo, sin introducir la complejidad del "espaciado", que involucra la tubería de terminación o de proceso dentro del pozo. Por tanto, el propósito del AM es doble; primero, proporcionar un soporte, portador y/o protector para la EA y, segundo, para permitir el ajuste vertical, de manera que dos elementos principales de la invención (i.e., la WSU y la SEU) se coloquen de manera correcta respecto uno de otro.

Dependiendo del grado requerido de evaluación de riesgo, la SEU también puede incluir un Paquete de Detección (SP) igual al de la WSU para mejorar una evaluación más compleja de la integridad de su sistema de contención de la presión.

De acuerdo con un aspecto de la presente invención, se proporciona un aparato para proporcionar monitoreo de la presión fuera de la tubería de revestimiento del sondeo, dicho aparato comprende: una Unidad Detectora Inalámbrica (WSU) , colocada fuera de una sección de la tubería de revestimiento no magnética, dicha WSU incluye un dispositivo de detección para medir la presión y/o la temperatura de sus alrededores, en los cuales puede instalarse o posicionarse la WSU a cualquier elevación del sondeo y en donde la WSU se acciona por Recolección de Energía, en donde la frecuencia de la señal de inducción se encuentra en el rango de 10-1000 Hz para la penetración profunda a través de la tubería de revestimiento no magnética; una Unidad Excitadora de Detectores (SEU) colocada dentro de la tubería de revestimiento del sondeo, dicha SEU se utiliza para encendido y comunicación con la WSU y en donde la SEU se encuentra unida al programa de terminación o entubado del pozo por la tubería que tiene una rosca que p.ermite el ajuste de su elevación y en donde la SEU convierte la energía DC suministrada por cable desde la superficie hasta un campo electromagnético alterno que proporciona la fuente de energía para la WSU fuera de la tubería de revestimiento; en donde la SEU y la WSU utilizan una técnica de modulación electromagnética para proporcionar comunicación de datos entre los dos componentes .

La SEU puede colocarse para que se encuentre en la misma elevación que la WSU externa. Además, el detector puede instalarse cerca de la cabeza del pozo : o de la estructura de árbol del sondeo. Puede haber dos o más detectores en la WSU, y todos los detectores de la WSU pueden colocarse en el exterior de la tubería de revestimiento del sondeo sin comprometer la integridad de la presión del pozo.

Preferentemente, los detectores de presión miden uno o más parámetros de los anillos a los cuales se encuentran expuestos. Los detectores pueden ramificarse a partir de la WSU y conectarse a un conector de cables eléctricos común unido al exterior de la tubería de revestimiento. El conector de cables puede ser un cable para fondo del pozo de tipo conductor sencillo o múltiple ' (TEC) .

El aparato puede comprometer además una o más bobinas de Recolección de Energía separados sobre una sección dada de la tubería de revestimiento no magnética y la WSU puede incluir o conectarse a una fuente secundaria de energía. Esta fuente puede ser una batería o un generador para fondo del pozo. ; La SEU puede incluir además, de manera opcional, uno o más detectores para medir parámetros dentro del revestimiento o de la tubería del sondeo a la 1 cual se encuentra unida. Los detectores pueden ser una parte integral de la SEU o ramificarse a partir de la SEU y conectarse con un conector de cables eléctricos común o conectarse por una combinación de detector integral y detectores ramificados. El conector de cables puede ser un cable para el fondo del pozo de tipo conductor sencillo o múltiple (TEC) .

Los detectores miden, de manera opcional, una o más de las siguientes propiedades: presión, temperatura, cantidad de flujo, velocidad del flujo, dirección del flujo, turbidez, composición, nivel del oil, nivel de interfaz petróleo-agua, densidad, salinidad, radioactividad, desplazamientos, vibraciones, pH, resistividad, contenido de aren, conductividad térmica o cualquier combinación de lo anterior. También pueden medir una o más de las siguientes propiedades estructurales de la tubería de revestimiento o tubería de sondeo: onda de choque, vibraciones, inclinaciones, propiedades magnéticas, propiedades eléctricas, dirección frontal de la herramienta u otro tipo de orientación de la herramienta, así como las propiedades de resistencia y tensión o cualquier combinación de lo anterior. , También pueden medir una o más propiedades del anillo o del orificio i abierto en la parte exterior del pozo, cuyas propiedades pueden seleccionarse de: presión, temperatura, resistividad, densidad, pH, campos electromagnéticos y/o eléctricos, radioactividad, salinidad, sonido, velocidad del sonido, conductividad térmica, así como otras propiedades químicas y físicas.

Además, el aparato puede comprender medios para inducir una respuesta de los alrededores, lo cual significa que puede seleccionarse de: una fuente de campo magnético, una fuente de campo eléctrico, ondas sonoras, 'presión, temperatura, ondas de fuerza de corte, otro elemento final o parte actuador del control del proceso del sondeo, elemento final o parte de accionamiento del control del proceso en el sondeo, elemento final o accionador utilizados hacia la formación para ayudar a cualquiera de las mediciones enlistadas.

El aparato además puede comprender uno o más de : anulación del ruido de los desplazamientos del parámetro debido al desplazamiento creado por el proceso o ambiente del pozo; predicción y corrección de mediciones debida a gradientes inducidas por el ambiente o el sistema de proceso del pozo, a fin de proporcionar el monitoreo correcto y de tiempo real de la integridad y estado de la presión del pozo.

La invención también se extiende a un método para monitorear la presión fuera de la tubería de revestimiento del sondeo, dicho método comprende: instalar una Unidad Detectora Inalámbrica (WSU) que incluye un dispositivo de detección en un lugar en la sección externa de una tubería de revestimiento no magnética del sondeo; Instalar una Unidad Excitadora de Detectores (SEU) dentro de la tubería de revestimiento del sondeo, en una elevación que es la misma que la de WSU fuera del sondeo, en donde la SEU se utiliza para el encendido y la comunicación con la WSU; Encendido de la WSU por Recolección de Energía, en donde la frecuencia de la señal de inducción se encuentra en el rango de 10-1000 Hz para la penetración profunda a través de la tubería de revestimiento no magnética; Convertir la energía DC suministrada a la SEU a través de un cable desde la superficie hasta un campo electromagnético alterno que proporciona una fuente de energía para la WSU fuera de la tubería de revestimiento; Utilizar una técnica de modulación electromagnética para proporcionar comunicación de datos entre la SEU y la WSU.

Las características opcionales y preferidas del aparato, como se describen arriba, aplican de igual manera al método de la presente invención y se tratarán también en la descripción específica abajo. : Las características y ventajas de la ' presente invención que se tratan arriba y otras más serán apreciadas y entendidas por un experto en la técnica a partir de la descripción detallada y los dibujos. Refiriéndose ahora a los dibujos, en donde los elementos similares se encuentran numerados de manera distinta en las diversas FIGURAS'.

La Figura 1 es un esquema que representa él Sistema de Manejo de Presión de los Anillos de la tubería de revestimiento del sondeo de la presente invención para su uso en el manejo y evaluación de riesgos de una pluralidad de aplicaciones de pozos petroleros; La Figura 2 muestra un esquema amplificado de un aspecto de la Figura 1 que representa la Unidad Detectora Inalámbrica (WSU) ; La Figura 3 muestra un diagrama amplificado de otro aspecto de la Figura 1 que representa la Unidad Excitadora de Detectores (SEU) ; La Figura 4 muestra un diagrama de bloques eléctricos simplificados del Sistema de Manejo de Presión, de acuerdo con la presente invención; La Figura 5 es un diagrama similar a la Figura 1, pero muestra el uso de múltiples detectores en cualquier lado de la tubería de revestimiento del sondeo; y La Figura 6 es un diagrama de bloques que muestra una red de detectores que corre desde uno solo.

Esta invención se refiere a un sistema para monitorear la integridad de los anillos de la tubería de revestimiento de pozos. El anillo para monitorear es, típicamente, la barrera que se encuentra más cerca del sistema de producción del pozo, a fin de evitar fugas y mejorar la seguridad de la operación. En particular, la Unidad Detectora Inalámbrica (WSU) 1 en la presente invención forma parte del programa de revestimiento de la principal barrera de producción 2 del pozo. La sección de revestimiento 20 (ver la Figura 2) de la WSU 1 está hecha de un material no magnético y aloja un Paquete de Detectores 10 y una pluralidad de Transductores Electromagnéticos (11 a-f ) . Para propósitos de esta invención, el Paquete de Detectores se encuentra configurado para medir y monitorear el espacio anular 3 fuera de la barrera principal del sistema de producción del pozo, como se ilustra en la Figura 1.

Refiriéndose a la Figura 1, a este espacio 3 también se le denomina con frecuencia Anillo-B y la iWSU 1 se posiciona, típicamente, cerca de y debajo de la estructura de la cabeza del pozo o alojamiento 4. La estructura de la i cabeza del pozo se muestra aquí, en contexto, con referencia numeral 5 que representa la tierra a través de la cual el pozo ha sido perforado, en donde 6 representa el sondeo. La WSU 1 es accionada de manera inalámbrica por la Unidad Excitadora de Detectores (SEU) 9 por medios electromagnéticos, también denominados como "Recolección de Energía" (denominado con el numeral de referencia 100 en la Figura 4) por los expertos en la técnica de ingeniería eléctrica. La WSU 1 se proporciona con circuitos de supervisión, que permiten la comunicación de dos vías con la SEU 9. A su vez, la comunicación se efectúa por medios electromagnéticos.

I La Figura 3 muestra los principales elementos de un componente de la presente invención en mayor detalle, los cuales definen juntos la configuración de la Unidad iDetectora Inalámbrica 1. La WSU 1 consiste de un Paquete de Detectores (SP) 10, un Transductor Electromagnético (ET) lla-f y una Sección de Revestimiento No Magnético (NMCS) 20. Un 'diagrama más detallado de la conexión y función de la WSU 1 sé ilustra en el lado derecho de la línea punteada de la Figura ¡4.

De nuevo refiriéndose a la Figura 1, un segundo componente de la presente invención es la Unidad Excitadora de Detectores (SEU) 9. La SEU 9 se muestra en mayor detalle en la Figura 3 y se encuentra instalada, típicamente, en un mandril 91 y unida a una sección de la tubería de producción 94. En la presente ilustración, la tubería de producción 94 se proporciona con una rosca externa 93 aunque esta podría ser de igual manera una rosca interna. La rosca 93 permite la elevación de la SEU 9 para ajustarse, de manera que la elevación de la SEU 9 en el pozo corresponda de manera exacta con la elevación de la WSU 1. Esto asegurará la comunicación adecuada y también proporciona la eficacia óptima de la Recolección de Energía (referencia 100 en la Figura 4) .

El suministro de energía y las comunicaciones de la SEU 9 se proporcionan a través del Cable Eléctrico Tubular (TEC) 97 el cual se encuentra unido a la tubería de proceso 7 y se alimenta a través de 72 y 73, saliendo típicamente en el suspensor del tubo de producción 71 (ver Figura 1) . La SEU 9 también puede alojar un Paquete de Detectores 95, el cual puede, en principio, ser el mismo que el Paquete de Detectores 10 de la WSU 1, pero puede configurarse para leer los parámetros del anillo interno 8. Típicamente, el anillo interno 8 es denominado Anillo-A por los expertos en la técnica. ¡ Refiriéndose a las Figuras 3 y 4, la energía para la SEU 9 se suministra desde el sitio del pozo instalado en la Unidad de Interconexión del Fondo del Pozo (DIU) 101 a través del conducto del cable TEC 97. El TEC 97 también aloja la comunicación dentro y fuera del pozo entre el DIU 101 y la SEU 9. Típicamente, la comunicación se efectúa por medio de una señal sobrepuesta en la energía ya que el TEC 97 es un cable conductor simple. El TEC 97 se termina en la SEU 9 en el Adaptador de Cable 96. La energía es enrutada de manera interna a través del mandril 91 y se conecta a la Armadura Electromagnética (EA) 92. En la Figura, 4, a la izquierda de la línea punteada, se proporciona una descripción detallada de las funciones electrónicas' internas y del enrutamiento . ' También, si se requiere, puede adaptarse un Paquete de detectores (SP) 95 para proporcionar más datos para la evaluación de la integridad de la presión de los anillos de interés. El SP 95 puede ser el mismo que el SP 10 de la WSU, pero puede ser, de manera alternativa, cualquier clase de detector capaz de proporcionar datos para mejorar la seguridad y la evaluación de riesgos de un ¡ pozo en particular. Por ejemplo, el detector 95 podría medir una o más de las siguientes propiedades: presión, temperatura, cantidad del flujo, velocidad del flujo, dirección del flujo, turbidez, composición, nivel de petróleo, nivel de la interfaz petróleo-agua, densidad, salinidad, radioactividad, desplazamientos, vibraciones, pH, resistividad, contenido de arena, conductividad térmica, asi como otras propiedades químicas y físicas.

Como se menciona arriba, la EA 92 y el SP 95 pueden unirse a un mandril 91. El mandril 91 sirve tanto como un soporte para como protección de los elementos mencionados y permite el ajuste para ensamblar la posición vertical o la elevación de la WSU 1. El rango de ajuste de la presente invención se encuentra, típicamente, en el rango de 0-50 cm, por ejemplo 10-40 cm o 25-35 cm, pero puede ser más o menos , dependiendo de los requerimientos para proporcionar¦ libertad del espaciado adecuado para la instalación. Tanto el mandril 91 como la tubería de proceso 94 pueden fabricarse de un material magnético. i Refiriéndose ahora a la Figura 4, esta es un diagrama de bloques electrónicos simplificados de la presente invención y se proporciona a los expertos en la técnica a fin de visualizar la arquitectura inherente, así , como la i operación del sistema. Como puede verse en el diagrama de bloques una o más unidades SEU 9 pueden unirse al 1 cable de control 97. En esta Figura esto se ilustra utilizando TEC 98 adicional, lo que conduce a unidades SEU adicionales mostradas por 28. En un sistema múltiple (i.e., dos o más unidades SEU 9) , cada SEU se encuentra conectada en una configuración, paralela en el cable 97. Debido al consumo relativamente alto de energía, la naturaleza del' sistema también es que sólo una unidad SEU se encuentra activa cada vez .

El estado activo de una SEU se aplica durante el encendido inicial y a través de un comando que salé del DIU 101 en el sitio del pozo. Al accionar el DIU se alista de manera activa una de las unidades SEU 9 en la línea, al igual que el nodo activo del sistema. Para cambiar a otra SEU, la DIU simplemente apaga la línea para reiniciar o reestablecer. En el siguiente encendido puede aplicarse otra SEU. Al utilizar este modo de operación, la energía se dirige a una SEU a la vez y el sistema es capaz de albergar muchas unidades SEU en la línea sin el descenso bruto de voltaje en el cable debido a las cargas pesadas .

La Recolección de Energía 100 se logra por la alineación vertical correcta de la SEU 9, respectoi a la WSU 1. Como se menciona arriba, este ajuste es proporcionado por el mandril ajustable 91. Una segunda característica de esta invención es el uso de la sección de revestimiento no magnético (NMCS) 20, la cual hace que el campo electromagnético de menor frecuencia (50-1000 Hz) inducida por la Armadura Electromagnética (EA) 92 penetre profundo y por tanto sea visible por el Transductor Electromagnético (ET) 11 de la WSU 1 . La eficacia de la transferencia de energía es deficiente debido a las condiciones no ideales del acoplamiento de inducción; sin embargo, las pruebas muestran que puede alcanzarse una proporción en el rango de 20 : 1 y es suficiente para operar un paquete de detectores de baja potencia, como se describe en la presente invención.

Refiriéndose de nuevo a la Figura 4 en detalle, la SEU 9 consiste de un Suministro de Energía 21 que proporciona una corriente DC regulada para las funciones electrónicas de la unidad. La SEU es supervisada por el Controlador interno 25 . Después de una llamada para alertar, el Controlador hace la interpretación de la aplicación y cuando se aplica se convierte en el Interruptor Rotatorio de Modulación (MCO) 27 interno. El MCO convierte la energía eléctrica en un campo magnético alterno a través de la Armadura Electromagnética 92. El campo inducido tiene una frecuencia que permite que las ondas electromagnéticas se propaguen profundamente en las estructuras circundantes y, a partir de ahí, son seleccionadas por el Transductor Electromagnético (ET) 11 a-f de la WSU 1 . El MCO también ayuda a modular los datos 22 entre la SEU y la WSU.

La SEU también tiene un Módem 23 . El principal propósito del Módem es leer y transmitir datos 22 desde/hacia la línea de energía 97. Sin embargo, los datos 22 ¡dentro y fuera de la SEU se almacenan e interpretan por el Controlador 25 interno. Los Detectores de Cristal (por ejemplo, para detectar presión 29 y temperatura 30) del dispositivo descrito son accionados por los Osciladores 26 respectivos y cada uno de los cristales detectores proporciona un rendimiento de frecuencia como función de su mesurando. La frecuencia detectora es medida por el Procesador de Señal 24 y se alimenta continuamente a un amortiguador de entrada del Controlador 25.

Para la WSU, las funciones electrónicas ' internas son equivalentes a las de la SEU 9 con la excepción del Puente de Rectificación 31. El Puente de Rectificación convierte la corriente alternativa inducida por el campo electromagnético local en voltaje/corriente DC que activa de manera interna la WSU 1. Al principio electromagnético prescrito que se utiliza, los expertos en la técnica lo denominan como Recolección de Energía 100. Para el propósito de esta invención, la WSU 1 se proporciona con detectores de presión 29 y temperatura 30 de alta precisión. En principio, la WSU 1 puede incluir un Paquete de Detectores que puede contener cualquier clase de detectores para medir una pluralidad de parámetros de medición para mejorar la evaluación de riesgos del sistema de contención de la presión de un pozo.

Las Figuras 1 a la 4, en general, han mostrado un sistema que incluye ya sea un detector único dentro de la SEU o dos detectores, uno dentro de la SEU y el otro en la WSU.

La Figura 5 muestra que el sistema descrito en la Figura 1 se encuentra expandido para incluir más detectores en cualquier lado de la tubería de revestimiento del sondeo. Se utilizan numerales de referencia similares para características similares como en las Figuras 1 a la 4. En el lado que se ramifica de la SEU se encuentran los detectores 95a, 95b y 95c, por ejemplo, y en el lado externo que se ramifica de la WSU se encuentran más detectores 10a, 10b y 10c, por ejemplo.

La Figura 6 es el diagrama de bloques esquemático correspondiente que muestra los múltiples detectores en red para operar desde un solo nodo e ilustra los detectores en cascada en ambos lados de la tubería de revestimiento del sondeo. Refiriéndose a la Figura 6, los detectores se representan midiendo las propiedades del orificio' abierto, por ejemplo, presión 29, temperatura 30, resistividad 32 y el nivel de interconexión petróleo/agua 33. :

Claims (35)

REIVINDICACIONES

1. Un aparato para proporcionar monitoreo de la presión fuera de la tubería de revestimiento del sondeo de un pozo, comprendiendo dicho aparato: una Unidad Detectora Inalámbrica (WSU) , colocada fuera de una sección de tubería de revestimiento no magnética, incluyendo dicha WSU un dispositivo de detección para medir la presión y/o la temperatura de sus alrededores, en los cuales la WSU puede instalarse o colocarse a cualquier elevación del sondeo y en donde la WSU es alimenta por la Recolección de Energía, en donde la frecuencia de la señal de inducción se encuentra en el rango de 10-1000' Hz para la penetración profunda a través de la tubería de revestimiento i no magnética; una Unidad Excitadora de Detectores (SEU) interna colocada dentro de la tubería de revestimiento del sondeo, utilizándose dicha SEU para alimentación y comunicación con la WSU, y en donde la SEU se encuentra unida a la tubería del pozo o al programa de terminación por la tubería que tiene una rosca que permite el ajuste de su elevación y en donde la SEU convierte la energía cd suministrada por un cable desde I la superficie a un campo electromagnético alterno que proporciona una fuente de energía para la WSU fuéra de la tubería de revestimiento; en donde la SEU y la WSU utilizan una técnica de modulación electromagnética para proporcionar comunicación de datos entre los dos componentes . :

2. El aparato como se reivindica ! en la reivindicación 1, en el cual la SEU se dispone para estar a la misma elevación que la de la WSU exterior.

3. El aparato como se reivindica en la reivindicación 1 o la reivindicación 2, en el cual el detector se encuentra instalado cerca de la cabeza del pozo o de la estructura de árbol del sondeo.

4. El aparato como se reivindica en cualquiera de las reivindicaciones precedentes, en el cual existen dos o más detectores en la WSU.

5. El aparato como se reivindica en la reivindicación 4, en el cual todos los detectores de la WSU se encuentran colocados en el exterior de la tubería de revestimiento del sondeo sin comprometer la integridad de la presión del pozo.

6. El aparato como se reivindica en cualquiera de las reivindicaciones precedentes, en el cual los detectores de presión miden uno o más parámetros de los anillos a los cuales se encuentran expuestos.

7. El aparato como se reivindica en cualquiera de las reivindicaciones precedentes, en el cual los detectores se ramifican desde la WSU y se conectan a un conector de cables eléctricos común unido al exterior de la tubería de revestimiento. (

8. El aparato como se reivindica en la reivindicación 7, en el cual el conector de cables es un cable del fondo del pozo tipo conductor ya sea sencillo o múltiple (TEC) .

9. El aparato como se reivindica en cualquiera de las reivindicaciones precedentes, que comprende además una o más bobinas de recolección de energía separadas sobre una sección dada de la tubería de revestimiento no magnética.

10. El aparato como se reivindica en cualquiera de las reivindicaciones precedentes, en el cual la SU incluye o se encuentra conectada a una fuente secundaria de energía.

11. El aparato como se reivindica en la reivindicación 10, en el cual la fuente de energía secundaria se selecciona de: una batería o un generador para el fondo del pozo.

12. El aparato como se reivindica en cualquiera de las reivindicaciones precedentes, en el cual la SEU incluye además uno o más detectores para medir parámetros dentro de la tubería de revestimiento del sondeo o tubería a la cual se encuentra unido. ¡

13. El aparato como se reivindica en la reivindicación 12, en donde los detectores son una parte integral de la SEU o se ramifican a partir de la SEU y se conectan a un conector de cables eléctricos común o son una combinación del detector integral y los detectores ramificados .

14. El aparato como se reivindica en la reivindicación 13, en el cual el conector de cables es un cable para el fondo del pozo (TEC) tipo conductor sencillo o múltiple.

15. El aparato como se reivindica en cualquiera de las reivindicaciones precedentes, en el cual los detectores miden una o más de las siguientes propiedades: presión, temperatura, cantidad de flujo, velocidad de flujo, dirección de flujo, turbidez, composición, nivel de petróleo, nivel de la interfaz petróleo-agua, densidad, salinidad, radioactividad, desplazamientos, vibraciones, pH, resistividad, contenido de arena, conductividad térmica o cualquier combinación de lo anterior.

16. El aparato como se reivindica en cualquiera de las reivindicaciones precedentes, en el cual los detectores miden una o más de las siguientes propiedades estructurales de la tubería de revestimiento o tubería de sondeo: onda de choque, vibraciones, inclinaciones, propiedades magnéticas, propiedades eléctricas, dirección de la herramienta u otro tipo de orientación, así como las propiedades de resistencia y tensión o cualquier combinación de lo anterior.

17. El aparato como se reivindica en la reivindicación precedente, en el cual el detector mide además uno o más anillos o propiedades del orificio abierto en la parte exterior del sondeo, cuyas propiedades' pueden seleccionarse de: presión, temperatura, resistividad, densidad, pH, campos electromagnéticos y/o eléctricos, radioactividad, salinidad, sonido, velocidad del sonido, conductividad térmica, así como otras propiedades químicas y físicas.

18. El aparato como se reivindica en cualquiera de las reivindicaciones precedentes, que comprende además medios para inducir una respuesta de los alrededores, cuyos medios pueden seleccionarse de: una fuente de campo magnético, una fuente de campo eléctrico, ondas sonoras, presión, temperatura, ondas de fuerza de corte, otro elemento final o parte accionadora del control del proceso en el fondo del pozo, elemento final o accionador utilizado en la 'formación para ayudar a cualquiera de las mediciones enlistadas.

19. El aparato como se reivindica en cualquiera de las reivindicaciones precedentes, que comprende además uno o más de: anulación del ruido de los desplazamientos del parámetro debido al desplazamiento creado por el proceso o medio ambiente del pozo; predicción y corrección de las mediciones debido a gradientes inducidas por el medio ambiente o por el sistema de proceso del pozo, a fin de proporcionar un monitoreo correcto y en tiempo real de la integridad de presión y el estado del pozo. ¡

20. Un método para monitorear la presión 'fuera de una tubería de revestimiento del sondeo de un pozo, comprendiendo dicho método: 1 instalar una Unidad Detectora Inalámbrica (WSU) que incluye un dispositivo de detección en un lugar en la sección exterior de una tubería de revestimiento no magnética del sondeo; instalar una Unidad Excitadora de Detectores (SEU) interna, dentro de la tubería de revestimiento del sondeo en una elevación que es la misma que la de la WSU fuera del sondeo, en donde la SEU se utiliza para alimentar y comunicarse con la WSU. alimentar la WSU por Recolección de Energía en donde la frecuencia de la señal de inducción se encuentra en el rango de 10-1000 Hz para la penetración profunda a través de la tubería de revestimiento no magnética; convertir la energía de suministrada a la SEU en el cable desde la superficie hasta un campo electromagnético alterno que proporciona la fuente de energía para la WSU fuera de la tubería de revestimiento; utilizar una técnica de modulación electromagnética para proporcionar comunicación de datos entre la SEU y la WSU.

21. Un método como se reivindica : en la reivindicación 20, en el cual todos los detectores de la WSU se encuentran fijos de manera permanente en el exterior de la tubería de revestimiento del sondeo sin comprometer la integridad de la presión del pozo o la barrera. 1

22. Un método como se reivindica jen la reivindicación 21, en el cual uno o más detectores mide uno o más parámetros de los anillos a los cuales se encuentran expuestos .

23. Un método como se reivindica en cualquiera de las reivindicaciones 20 a 22, en el cual los detectores 10 no son parte de la WSU pero se ramifican y conectan con un conector de cables eléctricos común unido al exterior de la tubería de revestimiento.

24. Un método como se reivindica en la reivindicación 23, en el cual el conector de cables es un cable para el fondo del pozo tipo conductor sencillo o múltiple (TEC) .

25. Un método como se reivindica arriba, en donde los detectores de la WSU son parte de un sistema de contención de presión del sondeo (sistema fluídico) que se orienta hacia el exterior o un lado exterior del sistema de tubería de revestimiento del sondeo o se cementa en el lugar, orientado hacia el exterior o lado exterior de la tubería de revestimiento del sondeo.

26. El método como se reivindica en cualquiera de las reivindicaciones 20 a 25, en el cual una o más bobinas de recolección de energía se separan sobre una sección, dada de la tubería de revestimiento no magnética; la sección de bobinas mencionada (arriba) t o banda de la tubería de revestimiento no magnética proporciona la terminación o tolerancia de espacio requerida para el sistema cuando se coloca la tubería del pozo (suspensor del tubo de producción) en la cabeza del pozo o árbol.

27 . Un método como se reivindica en cualquiera de las reivindicaciones 20 a 26 , en el cual la WSU incluye además o se conecta a una fuente de energía secundaria.

28 . Un método como se reivindica 1 en la reivindicación 27 , en el cual la fuente de energía secundaria se selecciona de una batería o un generador del fondo del pozo para proporcionar energía adicional como se requiere para ayudar a la recolección de energía. ,

29 . Un método como se reivindica en cualquiera de i las reivindicaciones 20 a 28 , en el cual la SEU tiene al menos un detector para medir el parámetro dentro de la tubería de revestimiento del sondeo o tubería a la cual se une .

30 . Un método como se reivindica en la reivindicación 29 , en la cual los detectores son una parte integral de la SEU o se ramifican de la SEU y se conectan a un conector de cables eléctricos común o es una combinación del detector integral y los detectores ramificados. 1

31. Un método como se reivindica en cualquiera de las reivindicaciones 20 a 30, en el cual los detectores miden una o más propiedades seleccionadas de: presión, temperatura, cantidad del flujo, velocidad del flujo, dirección del flujo, turbidez, composición, nivel de petróleo, nivel de interfaz petróleo-agua, densidad, salinidad, radioactividad, desplazamientos, vibraciones, pH, resistividad, contenido de arena, conductividad térmica, asi como otras propiedades químicas y físicas. {

32. Un método como se reivindica en cualquiera de las reivindicaciones 20 a 31, en el cual los detectores miden uno o más de los componentes estructurales de la tubería de revestimiento del sondeo o de la tubería como sigue: onda de choque, vibraciones, inclinaciones, propiedades magnéticas, propiedades eléctricas, dirección de la herramienta, u otro tipo de orientación, así como propiedades de resistencia y tensión.

33. Un método como se reivindica en cualquiera de las reivindicaciones 20 a 32, en el cual el detect!or mide además uno o más anillos o propiedades del orificio abierto en el exterior de la tubería de revestimiento del i sondeo, seleccionadas de: presión, temperatura, resistividad, i densidad, pH, campos electromagnéticos y/o eléctricos, radiactividad, salinidad, sonido, velocidad del sonido, conductividad térmica, así como otras propiedades químicas y físicas.

34. Un método como se reivindica en cualquiera de las reivindicaciones 20 a 33, en el cual se induce una respuesta en los alrededores por uno o más de los siguientes medios: campos magnéticos, campos eléctricos, ondas sonoras, presión, temperatura, ondas de fuerza de corte, otro elemento final o parte accionadora del control del proceso en el fondo del pozo, elemento final o accionador utilizado para la formación, para ayudar a cualquiera de las mediciones enlistadas arriba.

35. Un método como se reivindica en cualquiera de las reivindicaciones 20 a 34, que incluye además uno o más de: anulación del ruido de los desplazamientos del parámetro debido a los desplazamientos creados por el proceso o el medio ambiente del pozo; predicción y corrección de las mediciones debidas a gradientes inducidas por el medio ambiente o por el sistema del proceso del pozo, a fin de proporcionar el monitoreo correcto y en tiempo real de la integridad de la presión y el estado del pozo.