MX2013000066A - Sistema, metodo y aparato para la gestion de estado y de pronosticos del equipo de campo de petroleo. - Google Patents

Abstract

Un sistema para mejorar la utilización de los recursos del equipo de campo petrolero incluye un número de unidades del equipo de campo petrolero, las unidades del equipo de campo petrolero que tienen un tipo de equipo común. El sistema incluye además un controlador que tienen un módulo de confianza del equipo que interpreta un valor de condición correspondientes a cada una de las unidades del equipo de campo petrolero, un módulo de requerimiento de trabajo que interpreta un requerimiento de rendimiento para un procedimiento de campo petrolero, y un módulo de planificación del equipo que selecciona un conjunto de unidades a partir del número de unidades del equipo de campo petrolero en respuesta a los requerimientos de rendimiento para el procedimiento de campo petrolero y el valor de condición correspondientes a cada una de las unidades del equipo de campo petrolero. El módulo de planificación del equipo selecciona el conjunto de unidades tales que un valor de confianza de éxito del procedimiento supera un umbral de garantía de terminación.

Description

SISTEMA, MÉTODO Y APARATO PARA LA GESTIÓN DE ESTADO Y DE PRONÓSTICOS DEL EQUIPO DE CAMPO PETROLERO ANTECEDENTES Las aplicaciones de campos petroleros utilizan una variedad de tipos de equipos en una localización. La determinación del pronóstico y programación del mantenimiento adecuado de fallos del equipo es un reto en desarrollo. El fallo del equipo en una localización puede tener costos enormes, provocando el fallo de un tratamiento o un pozo, y que personal y equipos caros estén inactivos mientras esperan el equipo de reemplazo. El costo de los fallos del equipo, y la dificultad en la entrega del equipo de reemplazo es aún mayor en las aplicaciones costafuera. Actualmente existen sistemas para gestionar el mantenimiento y pronóstico de fallos del equipo, pero sufren de varias desventajas.

Un sistema actualmente disponible incluye proporcionar redundancia y un equipo adicional en una localización. El equipo redundante aumenta el costo de un tratamiento, aumenta el capital total necesario para mantener un nivel dado de capacidad de operación, y no es una solución óptima donde el espacio en la localización es muy escaso - por ejemplo áreas ambientalmente sensibles o costafuera.

Otro sistema actualmente disponible incluye determinar una condición anormal en una unidad particular del equipo, y/o pronosticar cuándo una condición anormal está a punto de ocurrir en una unidad dada del equipo. Una modalidad adicional de un sistema actualmente disponible pronostica una programación de mantenimiento de proceso específico. Una limitación de tales sistemas es que una programación de mantenimiento de un proceso específico no se adapta a una parte específica del equipo, por ejemplo cuando el equipo envejece o experimenta ciclos de trabajo variables debido a su utilización en diferentes tipos de trabajo. Adicionalmente, determinar una condición anormal en una unidad específica del equipo determina solamente si está disponible o si estará disponible una unidad dada del equipo. Sin embargo, tales determinaciones no se permiten para una utilización aumentada de los recursos contando las interacciones entre las unidades del equipo, o a través de la adaptación de las respuestas de mantenimiento para mejorar la utilización de la unidad particular del equipo. Por lo tanto, se desean desarrollos tecnológicos adicionales en esta área.

COMPENDIO Una modalidad es un aparato único para ajustar una programación de mantenimiento del equipo. Otra modalidad es un aparato único para mejorar la utilización de los recursos. Aún otra modalidad es un método para llevar a cabo una etapa de preparación del mantenimiento de pronósticos. Modalidades, formas, objetivos, elementos, ventajas, aspectos, y beneficios adicionales serán evidentes a partir de la siguiente descripción y los dibujos.

BREVE DESCRIPCIÓN DE LOS DIBUJOS La Fig. 1 es un diagrama de bloques esquemático de un controlador ejemplar para actualizar una programación de mantenimiento de una unidad del equipo de campo petrolero.

La Fig. 2 es un diagrama de bloques esquemático de un controlador ejemplar para maximizar la utilización de los recursos del equipo de campo petrolero.

La Fig. 3 es un diagrama de bloques esquemático de un controlador ejemplar para llevar a cabo una etapa de preparación del mantenimiento.

La Fig. 4 es un diagrama esquemático de un sistema que incluye una pluralidad de variables monitoreadas.

La Fig. 5 es un diagrama esquemático de un sistema de gestión de estado y de pronósticos.

La Fig. 6 es un diagrama esquemático de una modalidad alterna de un sistema de gestión de estado y de pronósticos.

La Fig. 7 representa los datos ilustrativos de la estadística de T2 contra una secuencia de puntos de observación.

La Fig. 8 representa una estadística de T determinada a partir de un sistema que incluye una pluralidad de variables monitoreadas.

La Fig. 9 representa los datos ilustrativos de la distancia de Euclides de unidad desde un medio.

La Fig. 10 representa los datos ilustrativos de la distancia de Mahalanobis y Euclides desde un medio.

La Fig. 11 representa los datos ilustrativos que muestran la lectura de permeabilidad promedio desde una pluralidad de dispositivos de análisis de fluido contra el tiempo.

La Fig. 12 representa los datos ilustrativos que muestran una estadística de T2 para uno de los dispositivos de análisis de fluido contra el tiempo.

La Fig. 13 representa los datos ilustrativos que muestran la estadística de T2 para el uno del dispositivo de análisis de fluido contra el tiempo, con los datos atípicos removidos.

La Fig. 14 representa los datos ilustrativos que muestran la estadística de T2 para un segundo dispositivo de análisis de fluido contra el tiempo.

La Fig. 15 representa los datos ilustrativos que muestran la estadística de T2 para un tercer dispositivo de análisis de fluido contra el tiempo.

La Fig. 16 representa un sistema ilustrativo para proporcionar la preparación del mantenimiento y el estado del equipo en tiempo real para una unidad del equipo de campo petrolero.

La Fig. 17 representa los datos de presión ilustrativos contra el tiempo de operación.

La Fig. 18 representa los valores estáticos de T correspondientes a los datos ilustrativos de la Fig. 17.

La Fig. 19 representa un gráfico de Pareto ejemplar que representa las lecturas más significativas del sensor basadas en una descomposición de T de los datos ilustrativos de la Fig. 17.

La Fig. 20 representa un gráfico de varianza desajustado ejemplar para los datos ilustrativos de la Fig. 17, determinados a partir de los componentes principales identificados en la Fig. 19.

DESCRIPCIÓN DETALLADA DE LAS MODALIDADES ILUSTRATIVAS Con el propósito de promover un entendimiento de los principios de las modalidades descritas en la presente, se hará referencia ahora a las modalidades ilustradas en los dibujos y se usará un lenguaje específico para describir las mismas. Se entenderá, no obstante, que no son una limitación del alcance de las modalidades contempladas, cualquier alteración y modificaciones adicionales en las modalidades ilustradas, y cualquiera de las aplicaciones adicionales de los principios de las modalidades descritas ilustradas en las mismas se le ocurrirían normalmente a un experto en la materia a la que se refieren las modalidades descritas en la presente.

Se debe notar que en el desarrollo de cualquiera de tal modalidad presente, se deben hacer implementaciones numerosas de las decisiones específicas para alcanzar los objetivos específicos del desarrollador, tal como para cumplir con el sistema relacionado y con limitaciones relacionadas con el negocio, las cuales variarán de una implementación a otra. Además, se apreciará que tal esfuerzo de desarrollo se puede ser complejo y consumir tiempo pero no obstante sería una garantía de un proyecto rutinario para los expertos en la materia que tienen el beneficio de esta descripción. Adicionalmente, la composición usada/descrita en la presente puede comprender también algunos componentes además de los mencionados. Dondequiera que se proporcionen descripciones numéricas, cada valor numérico se debe interpretar una vez que se modifiquen por el término "aproximadamente" (a menos que ya este explícitamente modificado de esta manera), y después interpretar otra vez cuando no esté modificado de esta manera a menos que se indique lo contrario en el contexto. Se debe entender además que, dondequiera que se describa o enumere un rango de concentración que es útil, adecuada, o similar, se pretende que cualquier y cada concentración dentro del rango, que incluye los puntos de extremo, se considerará como se ha señalado. Por ejemplo, "un rango desde 1 hasta 10" se interpretará como que indica todo y cada número posible a lo largo de la continuidad entre aproximadamente 1 y aproximadamente 10. Por lo tanto, incluso si los puntos de datos específicos dentro del rango, o incluso los no puntos de datos dentro del rango, se identifican explícitamente o se refieren solamente a unos cuantos específicos, se entenderá que los inventores aprecian y entienden que cualquiera y todos los puntos de datos dentro del rango se considerarán que se han especificado, y que los inventores poseen los conocimientos del rango entero y todos los puntos dentro del rango.

Las declaraciones en la presente proporcionan información previa relacionada con la presente descripción y no constituyen el arte anterior.

Las modalidades descritas en la presente se relacionan generalmente con un sistema de monitoreo de estado (es decir, gestión de estado y de pronósticos (PHM)) para pronosticar la futura fiabilidad del (los) equipo(s) en el campo de exploración y producción de gas y petróleo.

El equipo usado en operaciones de cable/servicios en el pozo a menudo incluye sensores que se utilizan para medir varios parámetros. Estos parámetros proporcionan la información de trabajo relacionada o la información de rendimiento del equipo. Por ejemplo, en una unidad de bombeo de estimulación de fracturación, están los sensores de presión y temperatura en el motor y en la transmisión que proporcionan la información de rendimiento de energía del tren, y están los sensores de presión en el extremo de fluido que proporcionan la información de trabajo relacionada. Estos sensores se localizan estratégicamente para evaluar el régimen de flujo, la temperatura, la presión, el régimen de mezclado, la densidad del fluido, por solo nombrar unos cuantos.

Haciendo referencia a la Fig. 4, un sistema de motor ejemplar 400 incluye al menos un cilindro del motor 402, un enfriador de aire de carga 404, un flujo de aire comprimido 406, un compresor 408, una entrada de aire ambiental 410, una salida del turbo cargador 412, una rueda de la turbina 414, una descarga de gas de escape 416, una compuerta de desagüe 418 para el turbo cargador, una salida de petróleo 420 para el sistema de lubricación del turbo cargador, y una rueda del compresor 422. Las partes ilustradas del sistema son ejemplares y no limitantes. Un sistema de sensor de campo petrolero ejemplar 400 mide una serie de parámetros, tales como XI - presión de petróleo, X2 - temperatura de petróleo, X3 - velocidad del motor, X4 - temperatura de turbo escape, X5 - presión del cárter, X6 -presión de turbo entrada, y X7 - presión de turbo salida, y así sucesivamente. Más ejemplos de sistemas de sensores de los campos petroleros se describen en las solicitudes de patentes de los Estados Unidos co-concedidas con número de serie 11/312,124 y 11/550,202, los contenidos de las cuales se incorporan en la presente como referencia en su totalidad para todos los propósitos.

De acuerdo con algunas modalidades de la presente solicitud, se proporciona un sistema para pronosticar la futura fiabilidad del(los) equipo(s) de campo(s) petrolero(s) evaluando la extensión de desviación o degradación del(los) equipo(s) de las/sus condiciones de operación normal esperada(s). Este sistema puede llevar a cabo el monitoreo en tiempo real de las condiciones de estado del(los) equipo(s) para evaluar las/sus condiciones del ciclo vital real, para determinar el inicio de fallo -y para determinar el nivel de mantenimiento necesario del(los) equipo(s). El sistema de la presente solicitud además ayuda a validar las condiciones de operación del(los) equipo(s) y a atenuar los riesgos del sistema.

El pronóstico en tiempo real de la gestión de estado del equipo se puede lograr mediante un sistema de PHM integrado completamente. Los datos se introducen en un analizador, tal como un sistema de computadora, que a su vez extrapola los datos recogidos y los compara como una función de los datos históricos. Esta extrapolación puede pronosticar la vida útil restante total antes del próximo mantenimiento o fallo. Los datos correlacionados (parámetro y vibración) se pueden usar para alcanzar el pronóstico más preciso y un nivel de confianza aumentado sobre la utilización de un recurso. Incorporar este sistema de PHM integrado en las operaciones de campos petroleros puede optimizar la programación de mantenimiento preventivo y mejorar la utilización de los recursos.

Haciendo referencia a la Fig. 5, se ilustra un sistema ejemplar 500 para establecer los datos de línea de base (buen estado) normales para una unidad del equipo. Los datos de campo 502 recogidos para el equipo de operación normal (buenos, en buen estado, etc.) 504 se utilizan para establecer la región de datos operacionales buenos 506. En ciertas modalidades, los datos de campo 502 de un equipo averiado (malo, mal estado, operando incorrectamente de manera intencional, etc.) 508 se usan para validar, calibrar, y/o establecer una línea de base para los datos operacionales buenos 506. Los datos operacionales buenos acumulados 506, calibrados a partir del equipo bueno 504 y del equipo malo 508 se pueden almacenar como un conjunto de datos históricos buenos 510. Los datos nuevos 512 tomados a partir de las operaciones en tiempo real de equipo se comparan con el conjunto de datos históricos buenos 510. Los datos nuevos 512 se pueden evaluar en la localización, o se pueden transmitir remotamente para su evaluación. La comparación de los datos nuevos 512 con el conjunto de datos históricos buenos 510 proporciona una interpretación final 514 de la condición del equipo que proporcionan los datos nuevos 512. La interpretación final 514 de los datos se puede determinar por una distancia de la media del conjunto de datos históricos buenos 510, que puede ser una media de Euclides (por ejemplo todas las dimensiones o canales ponderados igualmente) o una distancia de Mahalanobis (por ejemplo dimensiones o canales ponderados de acuerdo con el valor de correlación - más parámetros predictivos se dan en mayor peso) o por otro medio-parámetro de distancia comprendido en la materia.

La interpretación final sobre los datos recién llegados se puede usar por el personal adecuado, o bien en el sitio o fuera del sitio de una operación de campo petrolero, como orientación para acciones adecuadas. Los datos recién llegados se pueden transmitir hacia los datos de campo 502 de manera que los datos de campo 502 representan una acumulación continua de datos nuevos de las operaciones en el campo petrolero. El equipo que ha proporcionado los datos nuevos 512 se puede considerar parte del equipo bueno 504 o del equipo malo 508 para adicionar a los datos usados por el conjunto de datos históricos buenos 510.

Haciendo referencia a la Fig. 6, se ilustra un sistema ejemplar 600 para utilizar los datos históricos establecidos. Los datos del equipo en vivo 602 se determinan en tiempo real a partir de una unidad de operación del equipo. Los datos del equipo en vivo 602 se comparan con un conjunto de datos históricos buenos 604, y se determina una exactitud 606 de cualquier fallo potencial de acuerdo con la comparación y con una iteración previa de una interpretación final 514 del equipo. Si la exactitud 606 es alta, el sistema 600 puede incluir las acciones 618 que ocurren automáticamente para evitar un fallo del servidor - por ejemplo se puede detener una bomba, una unidad de análisis de fluido puede señalar un indicador de fallo, o puede ocurrir otra operación comprendida en la materia.

En ciertas modalidades, donde se presenta un fallo o fallo inminente, pero la exactitud 606 no es suficiente para la acción automática 618, se puede activar o presentar una advertencia de interfaz de usuario 608 en la unidad del equipo. El sistema 600 incluye los datos en desarrollo almacenados en la base de datos de históricos 610. La base de datos de históricos 610 se proporciona a un sistema de mantenimiento 616 con el estado actual del equipo, y la base de datos de históricos 610 se puede utilizar además en un análisis de datos de campo 612 para actualizar la interpretación final 514 del equipo.

En otro ejemplo, dependiendo de la exactitud 606 del análisis, o bien se presentaría una advertencia 608 en la UI a los operadores mostrando el componente en cuestión y el razonamiento detrás de la alarma (basado en una descomposición de los puntos de datos, mirar un análisis de Pareto 614) o si es lo suficientemente severo accionaría el sistema 618 sobre el componente o el equipo dado automáticamente. Los datos se transmitirían a una base de datos que alimenta tanto el sistema de mantenimiento con el estado actual del equipo como también los datos de campo que se usan para mejorar adicionalmente la interpretación.

Por lo tanto, el sistema 600 de la presente solicitud es capaz de capturar los datos desde una o más unidades del equipo, analizar los datos, y transmitir el análisis al personal adecuado automáticamente. El sistema 600 minimiza la necesidad de la interferencia humana subjetiva para determinar la necesidad del mantenimiento preventivo y atenuar los fallos catastróficos.

Las técnicas estadísticas avanzadas tales como el sistema Mahalanobis-Taguchi (MTS) y/o el control de proceso estadístico multivariable (MVSPC) se pueden usar en las modalidades de la presente solicitud. El sistema Mahalanobis-Taguchi (MTS) es una tecnología de información de patrón. Este se ha usado en diferentes aplicaciones de diagnóstico tales como diagnósticos médicos, reconocimiento de rostro/voz, sistemas de inspección, etc. Las decisiones cuantitativas se pueden tomar construyendo una escala de medición muí ti variable usando los métodos analíticos de datos.

En un análisis del MTS típico, la distancia de Mahalanobis (una medida multivariable, de aquí en adelante MD) se calcula para medir el grado de anormalidad de los patrones, y los principios de los métodos de Taguchi se implementan para evaluar la precisión de pronóstico basado en la escala construida. La MD toma en consideración las correlaciones entre múltiples variables. Mientras una distancia de Euclides trata todos los parámetros determinativos en el sistema por igual, la MD da mayor peso a los parámetros altamente correlativos.

Un MD ejemplar se proporciona por: Z¡ C* Z¡; donde Z¡ es el vector estandarizado de X¡ (i=l...k), C es la matriz de correlación, y Z' es la transposición del vector Z. El MD a escala se obtiene por: (1/k) Z'j C"1 Z¡; donde k es el número de variables. Más información acerca del sistema Mahalanobis-Taguchi (MTS) se puede encontrar en The Mahalanobis-Taguchi Strategy: Á Pattern Technology System, G. Taguchi, y otros, Wiley & Sons, Inc. (2002), los contenidos enteros de los cuales se incorporan como referencia en la presente solicitud para todos los propósitos.

Una característica del MTS es identificar los sensores/parámetros que son más útiles en detectar anomalías. Por lo tanto, los sensores/parámetros que no contribuyen significativamente a la detección de anomalías del equipo se pueden eliminar para reducir el número total de variables que el sistema de pronóstico de estado tiene que rastrear. En algunas modalidades, una matriz de Taguchi ortogonal L12 (211) se puede usar para determinar la relación señal a ruido S N y la ganancia de relación S N de cada uno del sensor/parámetro. Cuanto mayor sea la relación S/N, mayor será la importancia del sensor/parámetro. Además, una ganancia de relación positiva S/N indica que el sensor/parámetro es importante en la determinación de las anomalías de un equipo; una ganancia de relación negativa S/N indica un sensor/parámetro menos útil en la determinación de anomalías del equipo.

Un ejemplo se muestra a continuación en la Tabla 1.

Tabla 1 : Optimización del MTS El control de proceso estadístico multivariable (MVSPC) es un método probabilístico y se basa en la aplicación de estadística de Hotelhng T2, que además toma en consideración las correlaciones entre múltiples variables. Por lo general, un proceso de MVSPC consta de dos fases: la fase 1 ; obtiene un límite de control de línea de base basado en una muestra de referencia. La muestra de referencia es el dato recogido a partir de una condición normal conocida. La fase 2; recoge los datos a partir de la producción actual (es decir la fase operacional), calcula las estadísticas adecuadas de T2, y después las compara con el límite de control.

Haciendo referencia a la Fig. 7, un ejemplo de un análisis de MVSPC 700 se proporciona con los datos ilustrativos 704. El límite de control superior (UCL) 702 se muestra como una línea sólida que se interseca con el eje Y a un valor de T2 de aproximadamente 7.8. La estadística de T2 consolida una observación multivariable, es decir, una observación sobre muchas variables, X - (Xj, X2,..., Xp) en un número sencillo. Más información acerca del MVSPC se puede encontrar en Multivariate Statistical Process Control with Industrial Application (ASA-SIAM Series on Statistics and Applied Probability 9), R. Masón, y otros, Society for Industrial Mathematics (2001), los contenidos enteros los cuales se incorporan como referencia en la presente solicitud para todos los propósitos. En un ejemplo, haciendo referencia a la Fig. 8, los parámetros medidos XI... X7 se consolidan en un valor sencillo de T 802 para el análisis.

Los siguientes ejemplos se proporcionan para ilustrar además ciertas modalidades de la presente solicitud. Los ejemplos se proporcionan para ilustrar los propósitos solamente, y no deben interpretarse como limitaciones de la presente solicitud.

Ejemplo 1 : Análisis de relación Haciendo referencia a la Fig. 9, los datos ilustrativos 900 se proporcionan en donde se tomaron cuatro (4) lecturas a partir de los sensores de temperatura y presión de una unidad del equipo de campo petrolero. El primer punto de datos se lee en 178 °F, 76 psi; el segundo punto de datos, 180 °F, 80 psi; el tercer punto de datos, 170 °F, 70 psi; y el 4to punto de datos, 172 °F, 74 psi. Los valores medios de los 4 puntos de datos están en 175 °F, 75 psi. Comparando los puntos de datos uno con respecto a otro y calculando la distancia de cada punto a partir del medio, obtenemos los siguientes números: primer punto de datos = 3.16, segundo punto de datos = 7.07, tercer punto de datos = 7.07, y el cuarto punto de datos = 3.16. Estos valores se trazan en la Fig. 9 contra una distancia de Euclides 902. En relación a la distancia de Euclides 902, los puntos de datos 1 y 4 están más cerca del medio y el punto de datos 3 está más alejado del medio.

Sin embargo, el análisis presentado en la Fig. 9 no se toma en consideración de las distribuciones de la temperatura y la presión para presentar un medio representativo del conjunto de datos. Tal información se contiene en los datos presentados anteriormente, y se puede determinar mediante un cálculo de la matriz de covarianza, que define las interrelaciones entre las variables. El resultado se muestra en los datos ilustrativos 1000 de la Fig. 10, que incluye el recubrimiento de la MD 1002sobre la distancia de Euclides 902.

Ejemplo 2: Máquina de análisis de fluido Una modalidad ejemplar de la presente solicitud incluye utilizar el MVSPC para chequear la precisión de las tres máquinas de análisis de fluido. Para facilidad de la referencia, las tres máquinas de análisis de fluido son referidas como alfa, beta, y gamma. Siete parámetros se recogieron para el análisis: temperatura de celda, régimen de flujo, régimen de flujo aguas abajo, régimen de flujo aguas arriba, corriente de flujo, permeabilidad, y conductividad. Los resultados se ilustran en las Figs. 1 1 a la 15.

Haciendo referencia a la Fig. 11, la permeabilidad promedio (eje Y) de cada máquina de análisis de fluido se traza contra el marco de tiempo (eje X) de la medición. Alfa 1 102 probó ser la máquina más estable, debido a que las lecturas de permeabilidad estuvieron sistemáticamente a un nivel entre 205-215. Beta 1 104 y gamma 1 106 muestran las ¦ indicaciones de anomalías potenciales. Las lecturas de permeabilidad de beta 1 104 mostraron un incremento constante de alrededor de 210 a aproximadamente 300. Para gamma 1106, las lecturas de permeabilidad fluctúan mucho alrededor del marco de tiempo 10-14 y otra vez alrededor del marco de tiempo 20-34. Ciertas anomalías se pueden inferir para beta 1 104 y gamma 1106.

Haciendo referencia a la Fig. 12, los datos ilustrativos 1200 muestran los valores de T2 de alfa (eje X) contra el marco de tiempo de la medición (eje Y). Los valores de T2se calcularon tomando en consideración todos los siete parámetros. Para alfa, la máquina más estable de acuerdo con los datos de permeabilidad como se muestra en la figura anterior, los valores de T varían entre aproximadamente 0 hasta aproximadamente 18. En la unidad de tiempo 10, un dato atípico 1204 indica un valor de T para alfa que se define anteriormente en el UCL 1202 a aproximadamente 17.5. El dato atípico 1204 es aportado probablemente por un error de medición, y en ciertas modalidades, se puede eliminar el punto de datos sencillo en el marco de tiempo 10 a partir de la consideración. La eliminación del dato atípico 1204 se puede determinar por un administrador de monitoreo del sistema, y/o por un proceso automático (por ejemplo filtrado, eliminación, proporcionando un movimiento promedio, etc.). Haciendo referencia a la Fig. 9, se muestra el dato ilustrativo 1201 con el dato atípico 1204 removido. La remoción automática o manual de los errores de medición es una etapa opcional en la operación del sistema de pronóstico de gestión de estado. Debido a que los valores de T2de una unidad anormal del equipo son a menudo decenas y cientos de veces mayores que los valores de T de una unidad de línea de base de equipo, a menudo no es necesario remover los errores de lectura de la promulgación de línea de base del sistema de pronóstico de gestión de estado.

En ciertas modalidades, una vez que la línea de base se construye, la cual se puede formular a partir de muchas unidades de operación adecuadamente del equipo, los valores T de las máquinas anormales se pueden calcular y comparar con aquellos valores de la máquina normal. En el ejemplo actual, tanto beta como gamma mostraron significativamente valores de T más altos. Haciendo referencia a la Fig. 14, los datos ilustrativos 1400 que muestran los valores de T2 para beta, los valores de T2 están en el rango de 2600 a 4800. Haciendo referencia a la Fig. 15, los datos ilustrativos 1500 que muestran los valores de T2 para gamma, los valores de T2 están alrededor de 24,000 con picos que alcanzan 58,000.

Ejemplo 3: Bombas de campos petroleros Haciendo referencia a la Fig. 16, un sistema 1600 usa un sistema basado en el conocimiento para acelerar la clasificación y detección de fallas del proceso/equipo, y usa las técnicas estadísticas avanzadas para monitorear la condición de estado del equipo e identificar anomalías. Los datos 1604 se determinan desde una pluralidad de canales de sensores (por ejemplo un acelerómetro 1602) correlacionada para fallos de bomba y operación normal de bomba. De acuerdo con un análisis multivariable, se proporciona un conjunto de datos ejemplar 1610 a un operador, los datos que incluyen el estado actual del equipo 1612 (por ejemplo bueno, averiado, sospechoso, etc.) y una vida útil proyectada esperada 1616 (por ejemplo horas para el fallo, horas para el mantenimiento necesario, etc.). Otro conjunto de datos ejemplar 1608 se puede proporcionar además por un dispositivo de comunicación remoto 1606, por ejemplo que se transmite al personal de mantenimiento. El conjunto de datos ejemplar 1608 incluye el estado actual del equipo 1612 y una etapa de preparación del mantenimiento 1614. La etapa de preparación del mantenimiento 1614 puede incluir una necesidad de reparación/mantenimiento, un indicador de que está próxima una reparación/mantenimiento, una indicación para suministrar las partes de mantenimiento a una localización subsecuente para la bomba, una indicación para suministrar una bomba de reemplazo a la localización subsecuente de la bomba, y/o otra comunicación de mantenimiento conocida en la materia.

Los conjuntos de datos descritos 1608, 1610 son ejemplares y no limitantes. Otros conjuntos de datos a partir de un análisis multivariable se pueden determinar y proporcionar por cualquiera de los medios comprendidos en la materia. En un ejemplo, la información de los parámetros operacionales recogidos a partir del equipo de campo petrolero se combina con los parámetros de rendimiento del equipo de campo petrolero para proporcionar las necesidades de mantenimiento óptimas. El análisis de datos automatizados proporciona la evaluación de datos estadísticos en tiempo real para proporcionar el estado actual del equipo y vida útil proyectada esperada.

Haciendo referencia a la Fig. 17, los datos ilustrativos 1700 muestran lecturas de dos sensores de presión desde una bomba de campo petrolero por un período de 200 horas de bombeo. Ambas lecturas oscilaron entre 280 psi y 190 psi, y el modo de oscilación permaneció constante durante todo el período. Al basar un sistema preventivo en la observación de las variables sencillas por sí solas no se pueden obtener conclusiones y el componente del equipo de campo petrolero en cuestión fallaría. Los dos sensores se seleccionaron como ejemplos para ilustrar los propósitos solamente. En el momento de la operación, múltiples sensores (en algunos casos, tanto como los sensores 20-50) podrían funcionar simultáneamente. Las lecturas de los sensores se pueden tomar periódicamente, tales como a cada segundo, o cada cinco segundos. En el ejemplo actual, las lecturas se tomaron una vez cada minuto. Todas las lecturas recogidas de esta manera se introdujeron en un dispositivo de almacenamiento, tales como un disco duro o memoria temporal, para su almacenamiento. La unidad de análisis, tal como una computadora, lleva a cabo después un análisis estadísticos de los datos.

Haciendo referencia a la Fig. 18, los datos ilustrativos 1800 muestran un análisis de T2 de datos históricos contra una línea de base buena del mismo equipo basado en un número de sensores. El análisis de T indica que alrededor del momento 1802 (aproximadamente 10,500 minutos), ocurre un cambio estadístico en los datos. Haciendo referencia a la Fig. 19, se muestra una descomposición de la señal 1900 de los datos de la Fig. 18. Un análisis de Pareto indica las lecturas del sensor clave que accionan la divergencia. Un valor significativo de línea de base ejemplar 1902 indica que aproximadamente los 12 sensores describen casi la totalidad de la derivación estadística, y los sensores se pueden utilizar en el análisis de T2. La determinación de los sensores más significativos se puede determinar por cualquier método comprendido en la materia, que incluye al menos seleccionar los sensores por encima de un umbral significativo seleccionado 1902, y seleccionar los sensores tal que se explica una importancia total predeterminada por los sensores seleccionados (por ejemplo por lo general 90% de la varianza).

Haciendo referencia a la Fig. 20, los datos ilustrativos 2000 muestran los análisis de componente desajustados de la variación utilizando los sensores más significativos. Los datos tales como los que se ilustran en la Fig. 20 permiten al operador determinar la varianza y crear una matriz de exactitud que permite al operador mantener las operaciones de mantenimiento al día con el estado del equipo. Al mismo tiempo, un sistema automático se puede disparar para acciones inmediatas si el nivel de exactitud lo llama a actuar. Adicionalmente, los datos tales como los que se ilustran en las Figs. 19 y 20 permiten al operador mantener las operaciones de mantenimiento con un subconjunto más significativo del número total de sensores en el sistema.

El sistema de la presente solicitud se puede aplicar tanto en operaciones terrestres como en operaciones costafuera. Las operaciones terrestres tienen una ventaja, ya que la disponibilidad de los mecanismos y de los técnicos electrónicos es relativamente alta en comparación a los establecimientos de unidad costafuera. En cualquier caso, la transmisión inalámbrica o vía satélite de los datos se puede utilizar para garantizar la captura y evaluación de los datos.

Ciertas modalidades ejemplares se describen a continuación. Haciendo referencia a la Fig. 1, un sistema 100 incluye un controlador 101 estructurado para llevar a cabo ciertas operaciones para ajustar una programación de mantenimiento del equipo. En ciertas modalidades, el controlador 101 forma una porción de un subsistema de procesamiento que incluye uno o más dispositivos de computación que tienen memoria, procesamiento, y equipo de comunicación. El controlador 101 puede ser un dispositivo único o un dispositivo distribuido, y las funciones del controlador 101 se pueden llevar a cabo por el equipo o el programa.

En ciertas modalidades, el controlador 101 incluye uno o más módulos estructurados para ejecutar funcionalmente las operaciones del controlador. En ciertas modalidades, el controlador incluye un módulo de mantenimiento del equipo de campo petrolero 102, un módulo de rendimiento nominal 104, un módulo de monitoreo del equipo 106, un módulo de estado del equipo 108, y/o un módulo de comunicación de mantenimiento 1 10. La descripción en la presente que incluye los módulos enfatiza la independencia estructural de los aspectos del controlador 101, e ilustra un agrupamiento de las operaciones y responsabilidades del controlador 101. Otros agrupamientos que ejecutan operaciones totales similares están comprendidos dentro del alcance de la presente solicitud. Los módulos se pueden implementar en el equipo y/o programa en un medio legible por computadora, y los módulos se pueden distribuir a través de varios componentes de equipo y programa.

Ciertas operaciones descritas en la presente incluyen operaciones para interpretar uno o más parámetros. Interpretar, como se utiliza en la presente, incluye recibir los valores por cualquier método conocido en la materia, que incluye al menos recibir los valores desde una comunicación de red o enlace de datos, recibir una señal electrónica (por ejemplo un voltaje, frecuencia, corriente, o señal de PWM) indicativa del valor, recibir un parámetro de programa indicativo del valor, lectura del valor a partir de una localización de memoria en un medio legible por computadora, recibir el valor como un parámetro en tiempo de ejecución por cualquiera de los medios conocidos en la materia, y/o recibir un valor por el que se puede calcular el parámetro interpretado, y/o hacer referencia a un valor por defecto que se interpreta que es el valor del parámetro.

El controlador ejemplar 101 incluye un módulo de mantenimiento del equipo de campo petrolero 102 que interpreta una programación de mantenimiento 112 para una unidad del equipo de campo petrolero. La programación de mantenimiento 1 12 puede ser cualquier tipo de mantenimiento adecuado para el tipo de equipo, que incluye empaque de sellos, reemplazo de válvulas, recalibración de sensores u otros dispositivos de análisis, o los similares. La programación de mantenimiento 1 12 se puede proporcionar, sin limitarse a, por un fabricante, una programación de acuerdo con una guía de la mejor consulta o estándares, una programación determinada de acuerdo con la experiencia previa, y/o una programación almacenada a partir del ciclo de ejecución previo del controlador 101.

El controlador ejemplar 101 incluye además un módulo de rendimiento nominal 104 que interpreta una descripción de rendimiento nominal 114 para la unidad del equipo de campo petrolero. En ciertas modalidades, la descripción de rendimiento nominal 1 14 se puede proporcionar a partir del dato operacional bueno anterior 506, a partir de un conjunto de datos históricos buenos 510, definidos por un operador, y/o determinados a partir del ciclo de ejecución previo del controlador 101 a partir de las condiciones actuales de operación 116 de una unidad del equipo que se conoce que opera adecuadamente.

El controlador ejemplar 101 incluye además un módulo de monitoreo del equipo 106 que determina un número de condiciones actuales de operación 1 16 de la unidad del equipo de campo petrolero. Las condiciones actuales de operación 1 16 se seleccionan a partir de los sensores disponibles y otros parámetros en el sistema, y se pueden determinar en un ejemplo a partir del tipo de análisis utilizado en la sección que hace referencia a las Figs. 17-20, y/o a partir de los sensores y parámetros que se conocen (o se cree) para correlacionar la operación adecuada de la unidad del equipo.

El controlador ejemplar 101 incluye además un módulo de estado del equipo 108 que determina una condición de la unidad del equipo de campo petrolero en respuesta a la descripción de rendimiento nominal 1 14 y el número de condiciones actuales de operación 1 16 usando un análisis multivariable 120. Los análisis multivariables no limitantes y ejemplares 120 incluyen un análisis del sistema Mahalanobis-Taguchi 124 y/o un análisis de control de proceso estadístico multivariable 126. En ciertas modalidades, el módulo de mantenimiento del equipo de campo petrolero 102 ajusta la programación de mantenimiento 122 para la unidad del equipo de campo petrolero en respuesta a la condición de la unidad del equipo de campo petrolero. La programación de mantenimiento ajustada 122 se puede almacenar en el controlador 101 para futura referencia y/o comunicar con un operador o dispositivo de salida. En ciertas modalidades adicionales, el controlador 101 incluye un módulo de comunicación de mantenimiento 1 10 que proporciona la programación de mantenimiento ajustada 122 a un dispositivo de salida remoto 128. El dispositivo de salida remoto 128 puede ser cualquier dispositivo conocido en la materia, que incluye al menos un monitor, una impresora, una red o enlace de datos, un dispositivo de comunicación inalámbrico, y/o una comunicación vía satélite.

Ciertos ejemplos no limitantes de una unidad del equipo de campo petrolero incluye una bomba de alta presión (por ejemplo una bomba de desplazamiento positiva), una bomba de baja presión, una bomba dosificadora, un dispositivo de análisis de fluido, un sensor de presión, una válvula, un tubular, una unidad de tubería enrollada, un dispositivo contador de sólidos, y/o un dispositivo de registro de pozo. Se contempla en la presente cualquier otra unidad del equipo de campo petrolero que tiene un parámetro de desgaste, uso, detección, o fallo que es al menos correlacionable parcialmente a un valor de salida del sensor. En ciertas modalidades, el módulo de mantenimiento del equipo de campo petrolero ajusta la programación de mantenimiento por la reprogramación de un evento de mantenimiento programado.

Haciendo referencia a la Fig. 2, se ilustra aún otro sistema ejemplar 200 que incluye un controlador 201. El sistema 200 incluye un número de unidades del equipo de campo petrolero 202, las unidades del equipo de campo petrolero 202 son de un tipo de equipo común. Por ejemplo, las unidades 202 pueden ser bombas, dispositivos de análisis de fluido, válvulas, tubular, sensores de presión, o cualquier otro tipo del equipo de campo petrolero en donde un número del mismo tipo de unidad se puede utilizar en un procedimiento sencillo. El sistema 200 incluye además un controlador 201 estructurado para ejecutar funcionalmente operaciones para determinar una utilización de los recursos mejorada.

El controlador ejemplar 201 incluye un módulo de confianza del equipo 204 que interpreta los valores de condiciones 218 que incluye un valor de condición correspondiente a cada una de las unidades 202 del equipo de campo petrolero. En ciertas modalidades, los valores de condición 218 se determinan a partir de un análisis multivariable 220, donde el análisis multivariable 220 incluye comparar las descripciones de rendimiento nominal 214 correspondientes a cada una de las unidades 202, y las condiciones de operación monitoreadas 216 para cada una de las unidades 202. El análisis multivariable 220 se puede determinar de acuerdo con cualquiera de los principios descritos durante toda la presente solicitud. Las descripciones de rendimiento nominal 214 no necesitan ser las mismas para cada unidad - por ejemplo y sin limitarse a la descripción de rendimiento nominal 214 para una bomba de fracturación de 1200 kW tendría probablemente una descripción de rendimiento nominal distinta 214 a partir de una bomba de fracturación de 1500 kW. Sin embargo, ambas bombas tienen un índice de energía y un valor de condición 218 comunicable al controlador 201.

El controlador ejemplar 201 incluye además un módulo de requerimiento de trabajo 206 que interpreta un requerimiento de rendimiento 222 (por ejemplo un primer requerimiento de rendimiento) para un procedimiento de campo petrolero. Los requerimientos de rendimiento ejemplares 222 incluyen una programación de bomba, una presión y tiempo de operación, y/o cualquiera otros parámetros adecuados a las unidades 202 en donde se puede hacer una comparación para determinar de acuerdo con los valores de condición 218 si una de las unidades particulares es probablemente capaz de contribuir al procedimiento para la duración y las condiciones esperadas del procedimiento.

El controlador ejemplar 201 incluye además un módulo de planificación del equipo 208 que selecciona un conjunto de unidades (por ejemplo un primer conjunto 228 de las unidades) desde las unidades 202 del equipo de campo petrolero en respuesta al requerimiento de rendimiento 222 para el procedimiento de campo petrolero y los valores de condición 218 correspondientes a cada una de las unidades del equipo de campo petrolero, tales que un valor de confianza de éxito del procedimiento 224 supera un umbral de garantía de terminación 226. En un ejemplo, el umbral de garantía de terminación 226 es una descripción estadística de la probabilidad aceptable que el procedimiento completará satisfactoriamente. Por ejemplo, si el requerimiento de rendimiento 222 es para 30 bpm de entrega de fluido a 5,000 psi durante 30 minutos, las unidades 202 son bombas, y el umbral de garantía de terminación 226 es una probabilidad del 97% del procedimiento, el módulo de planificación del equipo 208 selecciona un número suficiente de bombas que tienen valor de condición suficiente 218 tal que el valor de confianza de éxito del procedimiento 224 supera el valor del 97%. En el ejemplo si cada una de las unidades suministra 6 bpm para la presión y la duración a un nivel de confianza del 90%, entonces son necesarias 7 bombas para poner el valor de confianza de éxito del procedimiento cerca del 97.5%. El umbral de garantía de terminación 226 puede ser un valor definido por el operador, un valor leído a partir de un enlace de datos o red, un valor predeterminado almacenado en el controlador 201, y/o un valor por defecto en el sistema 200.

En ciertas modalidades, las unidades 202 son bombas de desplazamiento positivo. En ciertas modalidades adicionales, el requerimiento de rendimiento 222 incluye una tasa de bombeo, una tasa de bombeo a una presión predeterminada, y/o un requerimiento de energía de bombeo. Un sistema ejemplar incluye el módulo de requerimiento de trabajo 206 que interpreta un primer requerimiento de rendimiento 222 y un segundo requerimiento de rendimiento 230, y el módulo de planificación del equipo 208 que selecciona además un primer conjunto de unidades 228 y un segundo conjunto de unidades 236 del número total de unidades 202 tales que el primer valor de confianza de éxito del procedimiento 224 supera el primer umbral de garantía de terminación 226 para el primer requerimiento de rendimiento 222, y un segundo valor de confianza de éxito del procedimiento 232 supera un segundo umbral de garantía de terminación 234 para un segundo requerimiento de rendimiento 230. En consecuencia, el módulo de planificación del equipo 208 puede seleccionar suficiente de las unidades 202 que tienen suficiente confianza basada en los valores de condición 218 tales que se pueden cumplir múltiples requerimientos de rendimiento 222, 230.

En un ejemplo, las unidades 202 son bombas, el primer requerimiento de rendimiento 222 es 30 bpm a 5,000 psi durante 30 minutos y el primer umbral de garantía de terminación 226 es un valor de garantía del 97%. Adicionalmente en el ejemplo, el segundo requerimiento de rendimiento 230 es 18 bpm a 2,000 psi durante 30 minutos, y el segundo umbral de garantía de terminación 234 es del 90%. El módulo de planificación del equipo ejemplar 208 selecciona a partir de las unidades disponibles 202 para proporcionar un primer conjunto de unidades 228 y un segundo conjunto de unidades 236 tales que el primer valor de confianza de éxito del procedimiento 224 supera el 97% y el segundo valor de confianza de éxito del procedimiento 232 supera el 90%. En el ejemplo, las unidades 202 incluyen 10 bombas cada una que tiene un nivel de confianza del 90% para completar el primer procedimiento a 6 bpm (bomba grupo A), y un nivel de confianza del 65% para completar el segundo procedimiento a 4 bpm, y las unidades 202 incluye además 6 bombas cada una que tiene un nivel de confianza del 99% para completar el primer procedimiento a 5 bpm (bomba grupo B), y una confianza del 90% para completar el segundo procedimiento a 3.5 bpm. Un módulo de planificación del equipo ejemplar 208 selecciona 7 bombas del grupo A para el primer procedimiento (97.5%de confianza) y las bombas restantes (6 del grupo B y las restantes 3 del grupo A - cerca del 94.5% de confianza).

Se debe notar que, en una situación típica por defecto donde todas las bombas de alta confianza se seleccionan para el primer procedimiento (por ejemplo esta es la primera llamada al trabajo), las 6 bombas del grupo B se seleccionarían (confianza del 94.5% para el primer procedimiento), necesitando 1 una bomba adicional del grupo A para alcanzar el primer procedimiento (entonces a una confianza del 99%). Las restantes 9 bombas del grupo A serían suficientes entonces para llevar a cabo aceptablemente el segundo procedimiento, que tienen solamente cerca de un 82.5% del segundo valor de confianza de éxito del procedimiento 232. En consecuencia, las operaciones del controlador 201 pueden alcanzar mayor utilización de los recursos en respuesta a los valores de condición 218.

En ciertas modalidades, el controlador 201 incluye además un módulo de recomendación de mantenimiento 240 que proporciona un comando de mantenimiento de unidad 242 en respuesta a determinar que ningún conjunto de unidades 228 del número total de unidades 202 es suficiente para proporcionar un valor de confianza de éxito del procedimiento 224 que supera el umbral de garantía de terminación 226. Por ejemplo, si una o más de las unidades tiene un valor de condición 218 que proporciona para un valor de confianza bajo (pero no necesariamente un valor averiado), donde la una o más unidades que tienen un valor de confianza más normal o más óptimo proporcionarían un valor de confianza de éxito del procedimiento suficiente 224, el módulo de recomendación de mantenimiento 240 puede abanderar la una o más unidades con un comando de mantenimiento de unidad 242. En ciertas modalidades, el comando de mantenimiento de unidad 242 puede indicar además que el procedimiento se podría completar si se lleva a cabo el mantenimiento del comando de mantenimiento de unidad 242. En ciertas modalidades, el comando de mantenimiento de unidad 242 incluye una instrucción de mantenimiento correspondiente a al menos una de las unidades 202. En ciertas modalidades, el comando de mantenimiento de unidad 242 incluye una instrucción de mantenimiento correspondiente a una o más de las unidades que tienen un valor de condición 218 que no es un valor de condición anormal, pero que no obstante se puede mejorar a través de una operación de mantenimiento tal que uno o más procedimientos se pueden llevar a cabo aceptablemente con las unidades 202. Un comando de mantenimiento de unidad ejemplar 242 se puede proporcionar por el segundo procedimiento donde un primer conjunto de unidades 228 está disponible para el primer procedimiento.

En ciertas modalidades, el controlador 201 incluye un módulo de deficiencia del equipo 244 que proporciona una descripción de la deficiencia del equipo 246 en respuesta a determinar que ningún conjunto de unidades 228 del número total de unidades 202 es suficiente para proporcionar un valor de confianza de éxito del procedimiento 224 que supera el umbral de garantía de terminación 226. El módulo de deficiencia del equipo ejemplar 244 puede operar independientemente del módulo de recomendación de mantenimiento 240 - por ejemplo proporcionar una descripción de la deficiencia del equipo 246 incluso si una acción de mantenimiento adecuada puede permitir que las unidades 202 o un subconjunto de unidades 202 lleven a cabo aceptablemente el uno o más procedimientos. En ciertas modalidades, el módulo de deficiencia del equipo 244 proporciona la descripción de la deficiencia del equipo 246 solamente en respuesta a que ahí no está disponible el comando de mantenimiento de unidad 242 para permitir que las unidades 202 o un subconjunto de unidades 202 lleven a cabo aceptablemente el uno o más procedimientos. La descripción de la deficiencia del equipo 246 incluye, en ciertas modalidades, la capacidad de unidad o las unidades adicionales que serían necesarias para llevar a cabo aceptablemente el uno o más procedimientos. Una descripción de la deficiencia del equipo ejemplar 246 se puede proporcionar para el segundo procedimiento donde un primer conjunto de unidades 228 está disponible para el primer procedimiento.

Aún otro sistema ejemplar 300 se describe en referencia a la Fig. 3. El sistema incluye un controlador 310 que tienen un módulo de rendimiento nominal 104 que interpreta una descripción de rendimiento nominal 114 para una unidad del equipo de campo petrolero, y un módulo de monitoreo del equipo 106 que determina un número de condiciones de operación para la unidad del equipo de campo petrolero. El controlador 301 incluye además un módulo de estado del equipo 108 que lleva a cabo un análisis multivariable 120 para determinar una condición de la unidad 1 18, y un módulo de requerimiento de mantenimiento 130 que determina una necesidad de mantenimiento 132 para la unidad en respuesta a la condición de la unidad 118. El controlador ejemplar 301 incluye además un módulo de comunicación de mantenimiento 110 que comunica la necesidad de mantenimiento 132 a una localización remota 134.

Las descripciones de flujo esquemático que siguen proporcionan las modalidades ilustrativas para llevar a cabo los procedimientos para actualizar una programación de mantenimiento, mejorar la utilización de los recursos, y llevar a cabo una etapa de preparación del mantenimiento. Las operaciones descritas se entienden que son ejemplares solamente, y las operaciones se pueden combinar o dividir, y adicionar o remover, así como reordenar por entero o en parte, a menos que se indique explícitamente lo contrario en la presente. Ciertas operaciones descritas se pueden implementar por una computadora que ejecuta un producto de programa de computadora en un medio legible por computadora, donde el producto de programa de computadora comprende instrucciones que provocan a la computadora ejecutar una o más de las operaciones, o entregar los comandos a otros dispositivos para ejecutar una o más de las operaciones.

Un procedimiento ejemplar para actualizar una programación de mantenimiento incluye una operación para interpretar una programación de mantenimiento para una unidad del equipo de campo petrolero, una operación para interpretar una descripción de rendimiento nominal para la unidad del equipo de campo petrolero, y una operación para determinar un número de condiciones actuales de operación para la unidad del equipo de campo petrolero. El procedimiento incluye además una operación para determinar una condición de la unidad del equipo de campo petrolero en respuesta a la descripción de rendimiento nominal y las condiciones actuales de operación usando un análisis multivariable. En ciertas modalidades, el procedimiento incluye una operación para ajustar la programación de mantenimiento de la unidad del equipo de campo petrolero en respuesta de la condición de la unidad del equipo de campo petrolero.

Ciertas modalidades adicionales del procedimiento se describen a continuación. Un procedimiento ejemplar incluye además el equipo de campo petrolero que se selecciona de las unidades que consisten en una bomba de alta presión, una bomba de baja presión, una bomba dosificadora, un dispositivo de análisis de fluido, un sensor de presión, una válvula, un tubo, una unidad de tubería enrollada, un dispositivo contador de sólidos, y/o un dispositivo de registro de pozo. Un procedimiento ejemplar incluye además ajustar la programación de mantenimiento por la reprogramación de un evento de mantenimiento programado. Otra modalidad ejemplar incluye una operación para proporcionar la programación de mantenimiento ajustada a un dispositivo de salida remoto. En ciertas modalidades, el análisis multivariable incluye un análisis del sistema Mahalanobis-Taguchi y/o un análisis de control de proceso estadístico multivariable.

Aún otro procedimiento ejemplar para mejorar la utilización de los recursos incluye una operación para interpretar un valor de condición correspondiente a cada una de un número de unidades del equipo de campo petrolero, y una operación para interpretar un requerimiento de rendimiento para uno o más procedimientos de campos petroleros. El procedimiento incluye seleccionar un conjunto de unidades a partir del número de unidades del equipo de campo petrolero para cada uno de los procedimientos de campos petroleros. Cada conjunto de unidades a partir del número de unidades del equipo de campo petrolero se selecciona tal que un valor de confianza de éxito del procedimiento correspondiente al procedimiento supera un umbral de garantía de terminación para el procedimiento. El valor de confianza de éxito del procedimiento se determina en respuesta a los valores de condición y los requerimientos de rendimiento.

Las operaciones ejemplares adicionales de un procedimiento para mejorar la utilización de los recursos se describen a continuación. Un procedimiento ejemplar incluye determinar cada valor de condición a partir de un análisis multivariable que incluye comparar una descripción de rendimiento nominal para cada unidad con un número de condiciones de operación monitoreadas por la unidad. Otro procedimiento ejemplar incluye las unidades del equipo de campo petrolero que son bombas de desplazamiento positivo. En una modalidad adicional, el requerimiento de rendimiento para cada procedimiento incluye una tasa de bombeo, una tasa de bombeo a una presión predeterminada, y/o un requerimiento de energía de bombeo. Un procedimiento ejemplar incluye dos o más requerimientos de rendimiento, cada requerimiento de rendimiento que corresponde a un procedimiento de campo petrolero distinto.

Aún otra modalidad ejemplar incluye una operación para proporcionar un comando de mantenimiento de unidad en respuesta a determinar que ningún conjunto de unidades a partir del número de unidades es suficiente para proporcionar un valor de éxito del procedimiento para uno o más procedimientos de campos petroleros que superan el umbral de garantía de terminación para el uno o más de los procedimientos de campo petrolero. Una modalidad adicional incluye proporcionar el comando de mantenimiento de unidad como una instrucción de mantenimiento correspondiente a una o más de las unidades. En ciertas modalidades, el comando de mantenimiento de unidad es un comando que, si se lleva a cabo, hace un conjunto de unidades disponibles que es suficiente para proporcionar el valor de éxito del procedimiento para el uno o más de los procedimientos de campos petroleros que superan el umbral de garantía de terminación para el uno o más de los procedimientos de campos petroleros. En ciertas modalidades adicionales, el comando de mantenimiento de unidad se dirige hacia una unidad que tiene un valor de condición que no es un valor de condición anormal.

En ciertas modalidades adicionales, el procedimiento incluye además una operación para proporcionar una descripción de la deficiencia del equipo en respuesta a determinar que ningún conjunto de unidades a partir del número de unidades es suficiente para proporcionar un valor de éxito del procedimiento para uno o más procedimientos de campos petroleros que superan el umbral de garantía de terminación para el uno o más de los procedimientos de campos petroleros.

Aún otro procedimiento ejemplar, para llevar a cabo una etapa de preparación del mantenimiento, incluye una operación para interpretar una descripción de rendimiento nominal para una unidad del equipo de campo petrolero, y una operación para determinar un número de condiciones de operación para la unidad del equipo de campo petrolero. El procedimiento incluye además una operación para llevar a cabo un análisis multivariable para determinar una condición de la unidad del equipo de campo petrolero en respuesta a la descripción nominal y las condiciones de operación. El procedimiento ejemplar incluye además una operación para determinar una necesidad de mantenimiento de la unidad en respuesta a la condición de la unidad, y una operación para comunicar la necesidad de mantenimiento de la unidad a una localización remota. El procedimiento incluye además, en respuesta a la comunicación, una operación para llevar a cabo una etapa de preparación del mantenimiento.

En ciertas modalidades, se comunica la necesidad de mantenimiento, y la etapa de preparación del mantenimiento se lleva a cabo, cuando una condición de la unidad no es normal. Por ejemplo, cuando la unidad se ajusta mínimamente cerca, y se determina que un procedimiento subsecuente tiene una alta probabilidad de desajuste adecuado de la unidad, y/o cuando es deseable que un nivel de confianza de la unidad se aumente tal que un valor de confianza de éxito del procedimiento subsecuente se pueda aumentar para alcanzar un umbral de garantía de terminación, una unidad de ajuste puede no obstante tener la necesidad de mantenimiento comunicada. La operación ejemplar para llevar a cabo la etapa de preparación del mantenimiento incluye ordenar las partes específicas de la unidad, proporcionar las partes específicas de la unidad para una localización futura programada de la unidad (por ejemplo la localización de un procedimiento subsecuente), y/o enviar una unidad de reemplazo a la localización programada de la unidad.

Como es evidente se contempla a partir de las figuras y el texto presentados anteriormente, una variedad de las modalidades de los conceptos presentados.

Un conjunto ejemplar de las modalidades es un aparato que incluye un módulo de mantenimiento del equipo de campo petrolero que interpreta una programación de mantenimiento para una unidad del equipo de campo petrolero, un módulo de rendimiento nominal que interpreta una descripción de rendimiento nominal de la unidad del equipo de campo petrolero, y un módulo de monitoreo del equipo que determina un número de condiciones actuales de operación de la unidad del equipo de campo petrolero. El aparato incluye un módulo de estado del equipo que determina una condición de la unidad del equipo de campo petrolero en respuesta a la descripción de rendimiento nominal y el número de condiciones actuales de operación usando un análisis multivariable, donde el módulo de mantenimiento del equipo de campo petrolero ajusta la programación de mantenimiento de la unidad del equipo de campo petrolero en respuesta a la condición de la unidad del equipo de campo petrolero.

Ciertas modalidades ejemplares adicionales del aparato se describen a continuación. Un aparato ejemplar incluye la unidad del equipo de campo petrolero que es una bomba de alta presión, una bomba de baja presión, una bomba dosificadora, un dispositivo de análisis de fluido, un sensor de presión, una válvula, un tubo, una unidad de tubería enrollada, un dispositivo contador de sólidos, y/o un dispositivo de registro de pozo. Un aparato ejemplar incluye el módulo de mantenimiento del equipo de campo petrolero que ajusta además la programación de mantenimiento por la reprogramación de un evento de mantenimiento programado. Un aparato ejemplar incluye además un módulo de comunicación de mantenimiento que proporciona la programación de mantenimiento ajustada a un dispositivo de salida remoto. En ciertas modalidades, el análisis multivariable incluye un análisis del sistema Mahalanobis-Taguchi y/o un análisis de control de proceso estadístico multivariable.

Aún otro conjunto ejemplar de las modalidades es un sistema que incluye un número de unidades del equipo de campo petrolero, donde las unidades del equipo de campo petrolero son de un tipo de equipo común. El sistema incluye además un controlador que tiene un módulo de confianza del equipo que interpreta un valor de condición correspondiente a cada una de las unidades del equipo de campo petrolero, un módulo de requerimiento de trabajo que interpreta un requerimiento de rendimiento para un procedimiento de campo petrolero, y un módulo de planificación del equipo que selecciona un conjunto de unidades del número total de unidades del equipo de campo petrolero en respuesta al requerimiento de rendimiento para el procedimiento de campo petrolero y el valor de condición correspondiente a cada una de las unidades del equipo de campo petrolero, tales que un valor de confianza de éxito del procedimiento supera un umbral de garantía de terminación.

Ciertas modalidades ejemplares adicionales del sistema se describen a continuación. Un sistema ejemplar incluye cada valor de condición determinado a partir de un análisis multivariable que incluye, para cada una de las unidades del equipo, comparar una descripción de rendimiento nominal correspondiente a la unidad del equipo a un número de condiciones de operación monitoreado por la unidad del equipo. En ciertas modalidades, las unidades del equipo son bombas de desplazamiento positivo. En ciertas modalidades adicionales, el requerimiento de rendimiento incluye una tasa de bombeo, una tasa de bombeo a una presión predeterminada, y/o un requerimiento de energía de bombeo.

Un sistema ejemplar incluye además el requerimiento de rendimiento que es un primer requerimiento de rendimiento para un primer procedimiento de campo petrolero, el conjunto de unidades que es un primer conjunto de unidades, el valor de confianza de éxito del procedimiento que es el primer valor de confianza del procedimiento, y el valor de garantía de terminación que es el primer valor de garantía de terminación. El sistema ejemplar incluye además el módulo de requerimientos de trabajo que interpreta además un segundo requerimiento de rendimiento para un segundo procedimiento de campo petrolero, y el módulo de planificación del equipo que selecciona además el primer conjunto de unidades y un segundo conjunto de unidades del número total de unidades en respuesta al primer requerimiento de rendimiento, el segundo requerimiento de rendimiento, y el valor de condición correspondiente a cada una de las unidades del equipo de campo petrolero. El módulo de planificación del equipo selecciona el primer conjunto de unidades y el segundo conjunto de unidades tales que el primer valor de confianza de éxito del procedimiento supera el primer umbral de garantía de terminación y un segundo valor de confianza de éxito del procedimiento supera un segundo umbral de garantía del procedimiento.

En ciertas modalidades, el sistema incluye un módulo de recomendación de mantenimiento que proporciona un comando de mantenimiento de unidad en respuesta a determinar que ningún conjunto de unidades a partir de la pluralidad de unidades es suficiente para proporcionar un valor de éxito del procedimiento que supera el umbral de garantía del procedimiento, donde el comando de mantenimiento de unidad que comprende una instrucción de mantenimiento correspondiente a al menos una de las unidades. Otro sistema ejemplar incluye la instrucción de mantenimiento correspondiente a al menos una de las unidades que tiene un valor de condición que no es un valor de condición anormal. Aún otro sistema ejemplar incluye un módulo de deficiencia del equipo que proporciona una descripción de la deficiencia del equipo en respuesta a determinar que ningún conjunto de unidades del número total de unidades es suficiente para proporcionar un valor de éxito del procedimiento que supera el umbral de garantía del procedimiento.

Aún otro conjunto ejemplar de las modalidades es un método para llevar a cabo una etapa de preparación del mantenimiento. El método ejemplar incluye interpretar una descripción de rendimiento nominal para una unidad del equipo de campo petrolero, determinar un número de condiciones de operación para la unidad del equipo de campo petrolero, y llevar a cabo un análisis multivariable para determinar una condición de la unidad del equipo de campo petrolero en respuesta a la descripción nominal y las condiciones de operación. El método incluye además determinar una necesidad de mantenimiento de la unidad en respuesta a la condición de la unidad, comunicar la necesidad de mantenimiento de la unidad a una localización remota, y en respuesta a la comunicación, llevar a cabo una etapa de preparación del mantenimiento.

Las operaciones ejemplares para llevar a cabo la etapa de preparación del mantenimiento incluyen ordenar las partes específicas de la unidad, proporcionar las partes específicas de la unidad para una localización futura programada de la unidad, y/o enviar una unidad de reemplazo para una localización futura programada de la unidad. En ciertas modalidades, la condición de la unidad no es normal.

La descripción precedente se ha presentado con referencia a algunas modalidades. Los expertos en la materia y la tecnología a la que pertenece esta descripción apreciarán que las alteraciones y cambios en las estructuras y métodos de operación descritos se pueden llevar a la práctica sin apartarse significativamente del principio, y del alcance de esta solicitud. En consecuencia, la descripción anterior no debe interpretarse como que pertenece sólo a las estructuras precisas descritas y mostradas en los dibujos adjuntos, sino que se debe interpretar como consistente con y como soporte para las siguientes reivindicaciones, que han de tener su alcance más completo y más justo.

En la lectura de las reivindicaciones, está destinado que cuando las palabras tales como "un," "una," "al menos una," o "al menos una porción" se usan sin la intención de limitar la reivindicación a solamente un artículo a menos que se indique específicamente lo contrario en la reivindicación. Cuando se usa el lenguaje "al menos una porción" y/o "una porción" el artículo puede incluir una porción y/o el artículo entero a menos que se indique específicamente lo contrario.

Además, ninguna descripción en la presente solicitud debe interpretarse en el sentido de que cualquier elemento en particular, etapa o función es un elemento esencial que debe ser incluido en el alcance de la reivindicación: EL ALCANCE DEL OBJETO PATENTADO SÓLO SE DEFINE POR LAS REIVINDICACIONES CONCEDIDAS. Además, ninguna de las reivindicaciones presentadas están destinadas a invocar el párrafo seis de la 35 USC § 11 2 a menos que aparezcan, las palabras exactas "se entiende por" estén seguidas de un participio. Las reivindicaciones presentadas pretenden ser las más comprensibles posible, y no se renunció, dedicó, o abandonó ningún objeto intencionalmente.

Claims (16)

REIVINDICACIONES:

1. Un aparato, que comprende: un módulo de mantenimiento del equipo de campo petrolero estructurado para interpretar una programación de mantenimiento para una unidad del equipo de campo petrolero; un módulo de rendimiento nominal estructurado para interpretar una descripción de rendimiento nominal para la unidad del equipo de campo petrolero; un módulo de monitoreo del equipo estructurado para determinar una pluralidad de las condiciones actuales de operación de la unidad del equipo de campo petrolero; un módulo de estado del equipo estructurado para determinar una condición de la unidad del equipo de campo petrolero en respuesta a la descripción de rendimiento nominal y la pluralidad de las condiciones actuales de operación usando un análisis multivariable; y en donde el módulo de mantenimiento del equipo de campo petrolero se estructura además para ajustar la programación de mantenimiento de la unidad del equipo de campo petrolero en respuesta a la condición de la unidad del equipo de campo petrolero.

2. El aparato de la reivindicación 1, en donde la unidad del equipo de campo petrolero comprende una unidad del equipo seleccionado desde las unidades del equipo que consisten en: una bomba de alta presión, una bomba de baja presión, una bomba dosificadora, un dispositivo de análisis de fluido, un sensor de presión, una válvula, un tubo, una unidad de tubería enrollada, un dispositivo contador de sólidos, y un dispositivo de registro de pozo.

3. El aparato de cualquiera de las reivindicaciones 1 y 2, en donde el módulo de mantenimiento del equipo de campo petrolero se estructura además para ajustar la programación de mantenimiento por la reprogramación de un evento de mantenimiento programado.

4. El aparato de cualquiera de las reivindicaciones 1 a través de 3, que comprende además un módulo de comunicación de mantenimiento estructurado para proporcionar la programación de mantenimiento ajustada a un dispositivo de salida remoto.

5. El aparato de cualquiera de las reivindicaciones 1 a través de 4, en donde el análisis multivariable comprende uno de un análisis del sistema Mahalanobis-Taguchi y un análisis de control de proceso estadístico multivariable.

6. Un sistema, que comprende: una pluralidad de unidades del equipo de campo petrolero, las unidades del equipo de campo petrolero que comprenden un tipo de equipo común; un controlador, que comprende: un módulo de confianza del equipo estructurado para interpretar un valor de condición correspondiente a cada una de las unidades del equipo de campo petrolero; un módulo de requerimiento de trabajo estructurado para interpretar un requerimiento de rendimiento para un procedimiento de campo petrolero; y un módulo de planificación del equipo estructurado para seleccionar un conjunto de unidades a partir de la pluralidad de unidades del equipo de campo petrolero en respuesta a los requerimientos de rendimiento para el procedimiento de campo petrolero y el valor de condición correspondientes a cada una de las unidades del equipo de campo petrolero, tales que un valor de confianza de éxito del procedimiento supera un umbral de garantía de terminación.

7. Un sistema de acuerdo con reivindicación 6, en donde cada valor de condición se determina a partir de un análisis multivariable que comprende, para cada una de las unidades del equipo, comparar una descripción de rendimiento nominal correspondiente a la unidad del equipo con una pluralidad de condiciones de operación monitoreado por la unidad del equipo.

8. Un sistema de acuerdo con una de las reivindicaciones 6 y 7, en donde las unidades del equipo comprende bombas de desplazamiento positivo.

9. Un sistema de acuerdo con reivindicación 8, en donde el requerimiento de rendimiento comprende un requerimiento seleccionado de los requerimientos que consisten en: una tasa de bombeo, una tasa de bombeo a una presión predeterminada, y un requerimiento de energía de bombeo.

10. Un sistema de acuerdo con cualquiera de las reivindicaciones de la 6 a la 9: en donde el requerimiento de rendimiento es un primer requerimiento de rendimiento para un primer procedimiento de campo petrolero, en donde el conjunto de unidades es un primer conjunto de unidades, en donde el valor de confianza de éxito del procedimiento es un primer valor de confianza del procedimiento, y en donde el valor de garantía de terminación es un primer valor de garantía de terminación; y en donde el módulo de requerimientos de trabajo se estructura además para interpretar un segundo requerimiento de rendimiento para un segundo procedimiento de campo petrolero, y en donde el módulo de planificación del equipo se estructura además para seleccionar el primer conjunto de unidades y un segundo conjunto de unidades a partir de la pluralidad de unidades en respuesta al primer requerimiento de rendimiento, el segundo requerimiento de rendimiento, y el valor de condición correspondientes a cada una de las unidades del equipo de campo petrolero, tales que el primer valor de confianza de éxito del procedimiento supera el primer umbral de garantía de terminación y un segundo valor de confianza de éxito del procedimiento supera un segundo umbral de garantía del procedimiento.

11. El sistema de cualquiera de las reivindicaciones de la 6 a la 9, que comprende además un módulo de recomendación de mantenimiento estructurado para proporcionar un comando de mantenimiento de unidad en respuesta a determinar que ningún conjunto de unidades a partir de la pluralidad de unidades es suficiente para proporcionar un valor de éxito del procedimiento que supera el umbral de garantía del procedimiento, el comando de mantenimiento de unidad que comprende una instrucción de mantenimiento correspondientes a al menos una de las unidades.

12. El sistema de la reivindicación 1 1, en donde la instrucción de mantenimiento corresponde a al menos una de las unidades que tienen un valor de condición que no es un valor de condición anormal.

13. El sistema de cualquiera de las de la 6 a la 9, que comprende además un módulo de deficiencia del equipo estructurado para proporcionar una descripción de la deficiencia del equipo en respuesta a determinar que ningún conjunto de unidades a partir de la pluralidad de unidades es suficiente para proporcionar un valor de éxito del procedimiento que supera el umbral de garantía del procedimiento.

14. Un método, que comprende: interpretar una descripción de rendimiento nominal para una unidad del equipo de campo petrolero; determinar una pluralidad de condiciones de operación para la unidad del equipo de campo petrolero; llevar a cabo un análisis multivariable para determinar una condición de la unidad del equipo de campo petrolero en respuesta a la descripción nominal y las condiciones de operación; determinar una necesidad de mantenimiento de la unidad en respuesta a la condición de la unidad; comunicar la necesidad de mantenimiento de la unidad a una localización remota; y en respuesta a la comunicación, llevar a cabo una etapa de preparación del mantenimiento.

15. El método de acuerdo con reivindicación 14, en donde llevar a cabo la etapa de preparación del mantenimiento comprende llevar a cabo al menos una operación seleccionada de las operaciones que consisten en: ordenar las partes específicas de la unidad, proporcionar las partes específicas para la unidad para una localización futura programada de la unidad, y enviar una unidad de reemplazo para una localización futura programada de la unidad.

16. El método de cualquiera de las reivindicaciones 14 y 15, en donde la condición de la unidad no es normal. RESUMEN Un sistema para mejorar la utilización de los recursos del equipo de campo petrolero incluye un número de unidades del equipo de campo petrolero, las unidades del equipo de campo petrolero que tienen un tipo de equipo común. El sistema incluye además un controlador que tienen un módulo de confianza del equipo que interpreta un valor de condición correspondientes a cada una de las unidades del equipo de campo petrolero, un módulo de requerimiento de trabajo que interpreta un requerimiento de rendimiento para un procedimiento de campo petrolero, y un módulo de planificación del equipo que selecciona un conjunto de unidades a partir del número de unidades del equipo de campo petrolero en respuesta a los requerimientos de rendimiento para el procedimiento de campo petrolero y el valor de condición correspondientes a cada una de las unidades del equipo de campo petrolero. El módulo de planificación del equipo selecciona el conjunto de unidades tales que un valor de confianza de éxito del procedimiento supera un umbral de garantía de terminación.