MX2015001105A - Monitoreo, diagnostico y optimizacion de operaciones de bomba sumergible electrica. - Google Patents

Abstract

La presente descripción describe los sistemas y métodos para monitorizar, diagnosticar y optimizar la operación de una bomba eléctrica sumergible (ESP). Al menos algunas modalidades ilustrativas incluyen un método que incluye la recolección de los datos medidos, representativo de un estado de una ESP dentro de un pozo o de las condiciones del pozo, y el almacenamiento de los datos medidos, la comparación de un modelo de análisis nodal del pozo al pozo, por comparación de uno o más valores modelados a los datos medidos correspondientes, y la identificación de una o más probables condiciones de la ESP, con base al menos en parte en los datos generados por un modelo comparado. El método incluye además la actualización del modelo comparado para reflejar una corrección seleccionada de una de las probables condiciones identificadas, la generación de las curvas de funcionamiento de ESP utilizando el modelo actualizado, y presentándole a un usuario una acción recomendada para lograr un funcionamiento de ESP consistente con un punto de operación de ESP seleccionado de una de las curvas de funcionamiento de ESP.

Description

MONITOREO, DIAGNÓSTICO Y OPTIMIZACIÓN DE OPERACIONES DE BOMBA SUMERGIBLE ELÉCTRICA ANTECEDENTES DE LA INVENCIÓN Los operadores de campos petroleros dedican recursos significativos a mejorar la recuperación de hidrocarburos provenientes de yacimientos, mientras que se reducen los costos de recuperación. Para lograr estas metas, los ingenieros de los yacimientos monitorizan el estado actual del yacimiento que intentan predecir el comportamiento futuro dado un grupo de condiciones actuales y/o postuladas. El monitoreo del yacimiento, algunas veces denominado como supervisión de yacimiento, involucra la recolección regular y el monitoreo de los datos de producción medidos desde dentro de y alrededor de los pozos de un yacimiento. Tales datos pueden ser recolectados utilizando sensores incrustados detrás del revestimiento del pozo y/o provenientes de dispositivos de medición introducidos dentro del pozo dentro de o en línea con la tubería de producción. Los datos pueden incluir pero no están limitados a, la saturación del agua, el agua y los recortes aceitosos, la presión de fluido y las velocidades de flujo de fluido, y son en general recolectados a un intervalo fijo regular (por ejemplo, una vez por minuto) y monitorizados en tiempo real por el personal de campo. Conforme el dato es recolectado, éste es en general archivado en una base de datos.

REF.253659 Además de las condiciones de monitoreo dentro del pozo, el equipo utilizado para extraer el producto desde el pozo es también monitorizado. Tal monitoreo asegura que el equipo esté funcionando tan cercanamente a su punto de operación óptimo como sea posible o práctico, y que las fallas sean detectadas y resueltas prontamente. Un tipo de equipo utilizado en el fondo del pozo para extraer producto proveniente de pozos de petróleo y gas es una bomba sumergible eléctrica (ESP, por sus siglas en Inglés). Las ESPs son en general montadas en línea con la tubería de producción donde éstas son sumergidas dentro del producto presente dentro del pozo, cuando la tubería es descendida dentro del revestimiento de producción del pozo. Las ESPs bombean el producto hacia la superficie y bajan la presión de flujo en el fondo del pozo (FBHP, por sus siglas en Inglés). La disminución en la FBHP incrementa la diferencial de presión entre la formación y el pozo, y acelera el movimiento del producto desde la formación hacia el pozo a través de las perforaciones en el revestimiento.

La energía para accionar una ESP es proporcionada desde la superficie por medio de cables que también proporcionan conductores para las señales que van a ser recibidas desde el ESP en la superficie. Los datos transmitidos hacia la superficie pueden incluir, pero no están limitados a, la temperatura del motor, la frecuencia de la corriente de accionamiento del motor, la presión de admisión de la bomba y la presión de descarga de la bomba. Aunque el dato proporcionado hace posible el monitoreo del desempeño de una ESP, la determinación de la causa subyacente de una falla o una variación en el desempeño de una ESP es una tarea más complicada. Una falla de una ESP dada o la variación del funcionamiento pueden tener numerosas causas y los operadores se esfuerzan en identificar la causa de tales condiciones rápidamente para reducir cualquier tiempo perdido resultante o producción reducida. Mientras que el personal experimentado en yacimientos puede confiar en su experiencia personal para diagnosticar y resolver tales condiciones, un procedimiento más automatizado basado en una base de información más amplia ofrece la posibilidad de diagnosticar las condiciones y proporcionar soluciones más óptimas en un periodo más corto de tiempo.

BREVE DESCRIPCIÓN DE LAS FIGURAS Un mejor entendimiento de las diversas modalidades descritas puede ser obtenido cuando la siguiente descripción detallada sea considerada en conjunto con las Figuras anexas, las cuales: La Figura 1 muestra un pozo de producción que es la fuente de datos medidos del pozo y de la bomba sumergible eléctrica (ESP).

Las Figuras 2A-2E muestran las pantallas ilustrativas de interconexión del usuario para monitorizar, diagnosticar y optimizar las operaciones de la ESP.

La Figura 3 muestra un sistema ilustrativo de adquisición y procesamiento de datos, adecuado para implementar modalidades basadas en software de los sistemas y métodos descritos en la presente.

La Figura 4A muestra un método ilustrativo de monitoreo, diagnóstico y optimización de la ESP.

La Figura 4B muestra un método de asignación de tareas de operaciones de ESP ilustrativo, que funciona en conjunto con el método ilustrativo de monitoreo, diagnóstico y optimización de la ESP, descrito.

Se debe entender que las figuras y la descripción detallada correspondiente no limitan la descripción, sino por el contrario, éstos proporcionan el fundamento para el entendimiento de todas las modificaciones, equivalentes y alternativas que caigan dentro del alcance de las reivindicaciones anexas.

DESCRIPCIÓN DETALLADA DE LA INVENCIÓN Los párrafos siguientes describen los diversos sistemas y métodos ilustrativos para monitorizar, diagnosticar y optimizar las operaciones de la bomba sumergible eléctrica (ESP). Un pozo de producción ilustrativo y el sistema relacionado de recolección y procesamiento de datos, adecuado para recolectar y procesar los datos medidos del pozo y de la ESP, es primeramente descrito. Enseguida se presenta una descripción de una serie de pantallas de interconexión con el usuario, en donde las pantallas presentan datos a un usuario como parte del monitoreo, diagnóstico y optimización de la ESP, descritos. Estas pantallas son generadas por un sistema de adquisición y procesamiento de datos que realiza versiones implementadas por software de los métodos descritos. Los métodos ilustrativos son descritos concurrentemente con un sistema ilustrativo de adquisición y procesamiento de datos. Finalmente, se describe un sistema de asignación de tareas de ESP, ilustrativo, que suplementa los sistemas y métodos descritos de monitoreo, y diagnóstico y optimización de la ESP.

Los sistemas y métodos descritos en la presente operan sobre los datos medidos, recolectados desde los pozos dentro de un yacimiento, tales como aquellos encontrados en los campos de producción de petróleo y gas. Tales campos incluyen en general múltiples pozos productores que proporcionan acceso a los fluidos subterráneos del yacimiento. Los datos medidos del pozo son recolectados regularmente desde cada pozo productor para rastrear las condiciones cambiantes en el yacimiento. La Figura 1 muestra un ejemplo de un pozo productor con un pozo de sondeo 102 que ha sido perforado dentro de la tierra. Tales pozos de sondeo son rutinariamente perforados a aproximadamente tres mil metros (diez mil pies) o más de profundidad y pueden ser manejados horizontalmente quizás por dos veces esa distancia. El pozo productor también incluye un cabezal de revestimiento 104 y el revestimiento 106, ambos asegurados en su sitio por cemento 103. Un impedidor de explosiones (BOP, por sus siglas en Inglés) 108 se acopla al cabezal de revestimiento 106 y a la cabeza del pozo de producción 110, los cuales conjuntamente sellan en la cabeza del pozo y hacen posible que los fluidos sean extraídos desde el pozo de una manera segura y controlada.

El uso de dispositivos de medición permanentemente instalados en el pozo junto con la ESP facilita el monitoreo y el control de un sistema de ESP. Los diferentes transductores envían señales a la superficie, que puedan ser almacenadas, evaluadas y utilizadas para controlar las operaciones del sistema de ESP. Los datos medidos del pozo son periódicamente muestreados y recolectados desde el pozo productor y combinados con mediciones provenientes de otros pozos dentro de un depósito, haciendo posible que el estado general del yacimiento sea monitorizado y evaluado. Estas mediciones pueden ser tomadas utilizando un número de diferentes instrumentos en el fondo del pozo y en la superficie, incluyendo, pero no limitados a, sensor de temperatura y presión 118 y medidor de flujo (flujómetro) 120. Los dispositivos adicionales también acoplados en línea a la tubería de producción 112 incluyen el regulador 116 del fondo del pozo (utilizado para variar la restricción del flujo del fluido), la ESP 122 (la cual atrae el fluido que fluye desde las perforaciones 125 hacia afuera de la ESP 122 y la tubería de producción 112), el motor de ESP 124 (que acciona la ESP 122), y el empaquetador 114 (que aísla la zona de producción por debajo del empaquetador del resto del pozo). Los dispositivos de medición superficial adicionales pueden ser utilizados para medir, por ejemplo, la presión de la cabeza de tubería y el consumo de energía eléctrica del motor 124 de la ESP.

Cada uno de los dispositivos a lo largo de la tubería de producción 112 se acopla al cable 128, el cual está conectado al exterior de la tubería de producción 112 y es corrido hacia la superficie a través del impedidor de explosiones 108 donde éste se acopla al panel de control 132. El cable 128 proporciona la energía a los dispositivos a los cuales éste se acopla, y proporciona adicionalmente trayectorias de señales (eléctricas, ópticas, etc.), que hacen posible que las señales de control sean dirigidas desde la superficie hacia los dispositivos del fondo del pozo, y para que las señales de telemetría sean recibidas en la superficie desde los dispositivos del fondo del pozo. Los dispositivos pueden ser controlados y monitorizados localmente por el personal de campo utilizando una interconexión de usuario integrada dentro del panel de control 132, o pueden ser controlados y monitorizados por un sistema de computadora 45. La comunicación entre el panel de control 132 y el sistema de computadora 45 puede ser vía una red inalámbrica (por ejemplo, una red celular), vía una red cableada (por ejemplo, una conexión cableada a la internet), o una combinación de redes inalámbricas y cableadas.

En al menos algunas modalidades ilustrativas, son recolectados también los datos utilizando una herramienta de registro de producción, la cual puede ser descendida por cable dentro de la tubería de producción 112. En otras modalidades ilustrativas, la tubería de producción 112 es primeramente retirada, y la herramienta de registro de producción es luego descendida dentro del revestimiento 106. En cualquier caso, la herramienta es jalada nuevamente hacia arriba mientras que son tomadas las mediciones como una función de la posición del pozo de sondeo y el ángulo acimutal. En otras modalidades alternativas, una téenica alternativa que es algunas veces utilizada, está registrando con la tubería enrollada, en la cual la herramienta de registro de producción se acopla al extremo de la tubería enrollada jalada desde un carrete, y empujada hacia el fondo del pozo por un inyector de tubería colocado en la parte superior de la cabeza del pozo de producción 110. Como se describió anteriormente, la herramienta puede ser empujada hacia abajo de la tubería de producción 112 o del revestimiento 106 después de que la tubería de producción 112 ha sido retirada. No obstante de la téenica utilizada para introducirla y retirarla, la herramienta de registro de producción proporciona los datos adicionales que pueden ser utilizados para suplementar los datos recolectados desde la tubería de producción y los dispositivos de medición del revestimiento. Los datos de la herramienta de registro de producción pueden ser comunicados al sistema de computadora 45 durante el proceso de registro, o alternativamente pueden ser descargados desde la herramienta de registro de producción después de que es recuperado el montaje de herramienta.

Continuando con referencia al ejemplo de la Figura 1, el panel de control 132 incluye una unidad terminal remota (RTU, por sus siglas en Inglés) que recolecta los datos provenientes de los dispositivos de medición del pozo, y los envía a un sistema de control de supervisión y de adquisición de datos (SCADA, por sus siglas en Inglés) que es parte del sistema de computadora 45. En la modalidad ilustrativa mostrada, el sistema de computadora 45 incluye el grupo de servidores álabe 54 con diversos álabes procesadores, al menos algunos de los cuales proporcionan la funcionalidad del SCADA, anteriormente descrita. Otros álabes del procesador pueden ser implementados para implementar el monitoreo, diagnóstico, y optimización de ESP, descritos. El sistema de computadora 45 también incluye la estación en trabajo 51 de usuario, la cual incluye un sistema de procesamiento general 46. Los álabes del procesador del servidor de álabes 54 y el sistema de procesamiento general 46 son preferentemente configurados por el software, mostrado en la Figura 1 en la forma del medio de almacenamiento de información no transitorio, removible (es decir, no volátil), 52, para procesar los datos recolectados del pozo y de la ESP. El software puede también ser software descargable accedido a través de una red (por ejemplo, vía la internet). El sistema general de procesamiento 46 se conecta a un dispositivo de pantalla 48 y a un dispositivo 50 de entrada de usuario para hacer posible que un operador humano interactúe con el software del sistema 52. Alternativamente, el dispositivo de pantalla 48 y el dispositivo 50 de entrada de usuario pueden conectarse a un álabe de procesador dentro del servidor de álabes 54 que opera como el sistema de procesamiento general 46 de la estación de trabajo 51 del usuario.

El software que se ejecuta sobre los álabes del procesamiento del servidor de álabes 54 y/o sobre la estación de trabajo 51 del usuario le presenta al usuario una serie de pantallas, mostradas como las pantallas ilustrativas de las Figuras 2A-2E, que hacen posible que el usuario determine el estado del pozo y la ESP, interactúen con el software para tomar la acción con base en la información presentada. La Figura 2A muestra una pantalla de estado 200 ilustrativa para un yacimiento (por ejemplo, el yacimiento "Houston") con ocho pozos del yacimiento visualizados en el mapa 204 (pozos H0-001 al HO-008). La pantalla incluyé una sección de asesoría 202 que lista los consejos actuales (almacenados por severidad y/o por tipos) para los pozos dentro del yacimiento visualizado, un mapa de yacimientos 204 que visualiza la localización geográfica de los pozos dentro el yacimiento y proporciona un estado visual del estado de cada pozo (por ejemplo, inactivo, en alarma, con oportunidades y optimizado), un resumen 206 del número de pozos en cada estado, y los valores en tiempo real actuales vía los calibradores 208 para un pozo seleccionado (por ejemplo, HO-006 en la Figura 2A).

El sistema le presenta al usuario (vía el resumen 200), consejos indicadores del estado de un pozo tales, por ejemplo, un pozo inactivo, un pozo en alarma, un pozo con una condición no crítica o un pozo con oportunidad de mejoramiento de desempeño. El usuario puede seleccionar el pozo identificado por la asesoría (o cualquier otro pozo deseado) para visualizar un resumen 210 del estado actual del pozo, como es mostrado en el ejemplo ilustrativo de la Figura 2B. El resumen 210 del pozo hace posible que un usuario observe el pozo medido y los valores de ESP 212 conforme los datos son recolectados. Estos valores pueden incluir, por ejemplo, la presión de la cabeza de la tubería (THP, por sus siglas en Inglés), los cortes de agua (WC, por sus siglas en Inglés), las velocidades de flujo de líquido (Q-LIQ, por sus siglas en Inglés), la presión de descarga (PD, por sus siglas en Inglés) de la ESP, la presión de admisión (PI, por sus siglas en Inglés) de la ESP, la temperatura del motor (MT, por sus siglas en Inglés) de la ESP, y la presión de flujo en el fondo del pozo (FBHP, por sus siglas en Inglés). En al menos algunas modalidades ilustrativas, el usuario selecciona uno de los valores medidos, visualizados 212, que dispara la pantalla en las gráficas 214 (datos no filtrados) y 216 (datos filtrados) de los datos correspondientes de los valores medidos para un intervalo de tiempo (por ejemplo, las 24 horas previas) . Los resultados de la condición de filtración (resultados de filtro) 218 son también visualizados e indican si cada una de las condiciones de filtración mostradas fue satisfecha (marca de aprobación (palomita)) o violada ("X") cuando son aplicadas a los datos. Cada condición de filtración opera para filtrar el ruido y/o los errores de muestreo que pueden estar oscureciendo la señal para el valor medido de interés. Los datos de señal no filtrados y filtrados, junto con los resultados de la condición de filtración, proporcionan una base para la estabilidad de los valores recolectados anteriormente descritos (es decir THP, WC, etc.) que van a ser evaluados y marcados ya sea como estables o como inestables. En al menos algunas modalidades ilustrativas, tal evaluación/marcación puede ser llevada a cabo automáticamente por el software, mientras que en otras modalidades ésta puede ser realizada manualmente por el usuario o a través de una combinación de acciones por un usuario y el software. El estado de estabilidad de los datos puede ser subsecuentemente presentado al usuario (por ejemplo, como es mostrado en la sección de condiciones actuales 242 de la Figura 2E). En al menos algunas modalidades, la gráfica de datos filtrados 216 también muestra un valor mediano de los datos para el periodo de tiempo seleccionado.

En al menos algunas modalidades, un segundo intervalo de tiempo de interés puede ser seleccionado sobre el cual son analizados los valores medianos. Por ejemplo, el usuario puede requerir que los valores medianos sean calculados para cada día dentro de un periodo reciente de 30 días, durante el cual se sabía que el equipo del pozo estaba funcionando dentro de los parámetros deseados. Un modelo de análisis nodal es comparado a los datos medianos, con los resultados de la comparación mostrados en la pantalla ilustrativa 220 de la Figura 2C. En al menos algunas modalidades ilustrativas, es aplicado un análisis nodal en donde un grupo de ecuaciones analíticas representa y modela el flujo y la presión (valores de salida del modelo de análisis nodal) de fluidos en fase múltiple dentro del pozo de sondeo. Los valores de entrada del modelo de análisis nodal pueden incluir la permeabilidad del yacimiento, el espesor del yacimiento, la porosidad del yacimiento, la fricción de tubería del pozo, y las características de completación y de perforación. El análisis nodal de la modalidad ilustrativa mostrada, consiste de la selección de un punto de división o nodo en el pozo, y dividiendo el sistema en este punto. La sección de afluencia incluye los componentes corrientes arriba del nodo seleccionado, mientras que la sección de eflujo incluye los componentes corriente abajo del nodo seleccionado. El sistema de producción analizado es modelado como un grupo de componentes que incluye la roca del yacimiento, las completaciones (por ejemplo, empaquetamiento con grava, perforaciones abiertas/cerradas y orificio abierto), las sartas de flujo verticales, las restricciones, las líneas de flujo y las redes de interconexión de datos integradas, a través de las cuales el fluido fluye a través de la sección de afluencia y hacia afuera a través de la sección de salida. En al menos algunas modalidades ilustrativas, al usuario se le proporcionan los controles que le permiten que los parámetros del modelo de análisis nodal sean variados, con la curva del modelo resultante que es actualizada para mostrar los resultados de la variación paramétrica. Una vez que el usuario está satisfecho con la comparación del modelo al dato mediano, el modelo de análisis nodal puede ser utilizado para estimar los valores que no son medidos directamente (por ejemplo, la estimación de la presión 220 en el fondo del pozo de la Figura 2C).

Una vez comparados uno o más grupos de datos provenientes del pozo, el modelo puede ser utilizado para predecir el comportamiento esperado del pozo. En al menos algunas modalidades ilustrativas, el programa lógico vago (una forma de lógica de valores múltiples y probabilística), es aplicado a los datos para realizar tales predicciones. El resultado es un valor verdadero que varía en valor entre 0 y 1 (inclusive), representando una aproximación entre la "verdad" completa (por ejemplo, un binario "1") y la falsedad completa (por ejemplo, un binario "0"). Esto permite que el comportamiento predicho sea expresado como una probabilidad de que el comportamiento ocurra para un grupo dado de condiciones. Después de que el modelo ha sido comparado a los grupos de datos existentes de los pozos, los resultados del modelo pueden ser comparados a los valores medidos reales, con las no concordancias que son identificadas y etiquetadas. La Figura 2D muestra una pantalla ilustrativa 230, la cual presenta varias gráficas de valores medidos medianos 232 para un periodo de tiempo de interés (por ejemplo, las 24 horas más recientes o 30 días de valores medianos). Cada gráfica presenta un valor medido mediano, diferente (por ejemplo, las presiones de admisión y de descarga de la ESP) , con diferentes tipos de líneas utilizados para indicar si el valor medido mediano concuerda con el valor predicho por el modelo de análisis nodal (por ejemplo, está dentro de un intervalo de tolerancia del valor predicho). En al menos alguna modalidad ilustrativa, los valores medidos medianos y sus no concordancias correspondientes con el modelo de análisis nodal, son proporcionados como entrada a un sistema de análisis inteligente para calcular la contribución ponderada de los valores comparados a la probable condición (por ejemplo, un sistema experto basado en reglas o un sistema basado en una lógica vaga). El sistema de análisis inteligente identifica una o más probables condiciones que pueden ser la causa de la no concordancia (es decir, la causa de cualquier comportamiento anormal, no esperado y/o no deseado del pozo y/o de la ESP). Estas posibles condiciones y su probabilidad estimada o "índice de condiciones" son presentadas al usuario como una lista de condiciones clasificadas o calificadas 234 de la Figura 2D. El usuario puede seleccionar cada condición, con la concordancia/no concordancia resultante que es mostrada para cada valor medido, mediano, trazado gráficamente. Esto es mostrado en la Figura 2D, donde se seleccionan las condiciones de "interferencia de gas". En la modalidad ilustrativa mostrada, es también presentada al usuario una lista de recomendaciones 236 para corregir la condición seleccionada, de las cuales el usuario puede seleccionar una o más recomendaciones para ser aplicadas al pozo.

Además de hacer posible que un usuario diagnostique las condiciones como se describe anteriormente, los métodos y sistemas descritos pueden hacer posible que un usuario mejore el desempeño de un sistema. En al menos algunas modalidades ilustrativas, el usuario recurre a la pantalla 240 de la Figura 2E, la cual presenta las condiciones actuales 242 del pozo y la ESP (incluyendo una indicación de la estabilidad de los valores de datos, como se describieron previamente), junto con las curvas de funcionamiento 244 generadas por el modelo de análisis nodal comparado. La gráfica muestra los puntos de funcionamientos actuales y estimados de la ESP. Cuando el usuario selecciona un punto de funcionamiento o desempeño deseado, los valores estimados resultantes son mostrados debajo de la gráfica en la Tabla 246, junto con los parámetros de control necesarios para lograr el desempeño deseado de la ESP (por ejemplo, el ajuste del regulador y la frecuencia del motor de la ESP). Cuando el usuario está satisfecho con la calidad de un modelo actualizado, es decir, qué también el modelo concuerda con los datos observados, el usuario puede aceptar el modelo actualizado al cliquear el botón de aceptación ACEPTA mostrado. Un modelo aceptado es almacenado y marcado como el modelo válido actual. Si el usuario rechaza un modelo al cliquear el botón de RECHAZO, ese modelo no es almacenado y el usuario puede ajustar el modelo adicionalmente para mejorar la concordancia o comparación de los datos.

Un sistema 300 es mostrado en la Figura 3 que realiza una modalidad implementada por software de las operaciones anteriormente descritas, de acuerdo al método ilustrativo 400 mostrado en la Figura 4A. Los módulos de software son mostrados dentro del subsistema de procesamiento 330 de la Figura 3, que realizan los diversos bloques de la Figura 4A. Más específicamente, y con referencia a las Figuras 3 y 4A, los datos del pozo y de la ESP son recolectados vía el subsistema de adquisición de datos 310, y almacenados vía el módulo de recolección/almacenamiento de datos 332 sobre una base de datos dentro del subsistema de almacenamiento de datos 320 (bloque 402). Los datos (en tiempo real y/o almacenados) son operados por el módulo de filtración y acondicionamiento 334 (bloque 404 de acuerdo a las opciones de filtración seleccionadas por el usuario para producir uno o más valores medianos. Un modelo de análisis nodal 344 del pozo es comparado a los valores medianos del pozo por el módulo de comparación modelo 336 (bloque 406), el cual también presenta los datos generados por el modelo comparado, al usuario. Los datos generados por el modelo comparado son utilizados por el módulo identificador de condición 338 y el módulo de probabilidad de condición 340, para identificar y presentarle al usuario la o las probables condiciones que provocan las no concordancias entre los resultados del modelo comparado y los datos del pozo mostrado y de la ESP reales, junto con las estimaciones numéricas de la probabilidad de cada condición (bloque 408). El módulo de actualización del modelo 342 actualiza el modelo de análisis nodal 344 con base en la corrección de condición seleccionada por el usuario (bloque 410), y el módulo de curva de funcionamiento 346 genera las curvas de funcionamiento de la ESP con base en los datos generados por el modelo del análisis nodal actualizado (bloque 412). Una vez que un punto de operación sobre la curva de funcionamiento de ESP es seleccionado (bloque 414), el módulo de acción recomendada 348 identifica y representa al usuario los valores de control y/o otras acciones (por ejemplo, el ajuste de un regulador y la frecuencia del motor de la ESP (calculadas para producir un funcionamiento de la ESP consistente con el punto de operación seleccionado (por ejemplo, en o cerca del punto de operación dentro de ± un valor de tolerancia seleccionado; bloque 416), terminando el método 400 (bloque 418).

Los sistemas y métodos anteriormente descritos pueden ser aumentados por un sistema de asignación de tareas que le notifica al personal operador de yacimiento, de las condiciones de interés del pozo conforme éstas ocurren, y que permite que tales condiciones sean monitorizadas y rastreadas conforme éstas progresan desde la detección hasta el diagnóstico, corrección y resolución. Dentro de cada fase, puede ser implementado un mecanismo de autorización que requiere que el personal de supervisión autorice al personal de campo y/o de ingeniería antes de que a ellos se les permita implementar la acción correctiva. La Figura 4B muestra un método ilustrativo que implementa tal sistema de asignación de tareas. Cuando es generado un consejo o asesoría por el sistema de monitoreo, diagnóstico y optimización durante la recolección de datos por ejemplo, debido a que un valor medido ha excedido un límite de umbral o está fuera de un intervalo de valores permisibles), es también generada una notificación (bloque 452) y es creada una asignación de tareas (bloque 454). La notificación puede incluir, por ejemplo, correos electrónicos, mensajes de texto automáticos y/o localizaciones, que son enviados a los contactos con base en la naturaleza de la condición subyacente de acuerdo a una o más listas de distribución previamente configuradas. Conforme progresa el proceso de diagnóstico o corrección de una alarma o problema, o el mejoramiento del funcionamiento de un pozo/ESP, la asignación de tareas es actualizada para reflejar cualquier acción tomada, incluyendo la asignación del personal para enfrentar la condición subyacente (bloque 456), cualesquiera autorizaciones requeridas, correcciones del equipo, reparaciones y/o remplazos, y la resolución/disposición final de la condición (bloque 458). El método termina (bloque 460) después de que se cierra la asignación de tareas (bloque 458). En al menos algunas modalidades ilustrativas, las notificaciones adicionales son generadas cada vez que la asignación de tareas es actualizada. En al menos algunas de las asignaciones de tareas, las actualizaciones pueden ser realizadas automáticamente por el sistema de monitoreo, diagnóstico y optimización, mientras que otras pueden ser manualmente realizadas por los usuarios del sistema. A los usuarios se les puede dar acceso a las asignaciones de tareas, ya sea únicamente para la observación o para la actualización, de acuerdo a una estructura de permiso de acceso similar a aquella utilizada en un sistema de archivo de computadora típico.

Otras numerosas modificaciones, equivalentes y alternativas se volverán aparentes para aquellas personas de experiencia ordinaria en la téenica una vez que sea completamente apreciada la descripción anterior. Por ejemplo, aunque al menos algunas de las modalidades de software han sido descritas incluyendo módulos que realizan funciones específicas, otras modalidades pueden incluir los módulos de software que combinan las funciones de los módulos descritos en la presente. También, se anticipa que conforme se incremente el desempeño del sistema de computadora, puede ser posible en el futuro implementar las modalidades basadas en software, anteriormente descritas, utilizando hardware mucho más pequeño, haciendo posible realizar el monitoreo, diagnóstico y optimización descritos utilizando los sistemas en sitio (por ejemplo, sistemas operados dentro de un camión de registro en pozo, localizado en el yacimiento) . Adicionalmente, aunque al menos algunos elementos de las modalidades de la presente descripción son descritos dentro del contexto del monitoreo de los datos en tiempo real, los sistemas que utilizan datos previamente registrados (por ejemplo, sistemas de "reproducción de datos") y/o datos simulados (por ejemplo, simuladores de entrenamiento), están también dentro del alcance de la descripción. Se pretende que las siguientes reivindicaciones sean interpretadas para abarcar todas las modificaciones, equivalentes y alternativas tales, donde sean aplicables.

Se hace constar que con relación a esta fecha, el mejor método conocido por la solicitante para llevar a la práctica la citada invención, es el que resulta claro de la presente descripción de la invención.

Claims (29)

REIVINDICACIONES Habiéndose descrito la invención como antecede, se reclama como propiedad lo contenido en las siguientes reivindicaciones:

1. Un método para monitorizar, diagnosticar y optimizar la operación de una bomba sumergible eléctrica (ESP), caracterizado porque comprende: recolectar los datos medidos representativos de un estado de una ESP dentro de un pozo o de las condiciones del pozo, y almacenar adicionalmente los datos medidos; comparar un modelo de análisis nodal del pozo al pozo mediante la comparación de uno o más valores modelados a los datos medidos correspondientes; identificar una o más probables condiciones de la ESP con base al menos en parte en los datos generados por un modelo de análisis nodal comparado; actualizar el modelo de análisis nodal comparado para reflejar una corrección seleccionada de una o más probables condiciones identificadas; generar una pluralidad de curvas de funcionamiento de la ESP utilizando el modelo de análisis nodal comparado, actualizado;y presentarle a un usuario una acción recomendada para lograr un funcionamiento de la ESP, consistente con un punto de operación de la ESP seleccionado de una de la pluralidad de curvas del funcionamiento de la ESP.

2. El método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque comprende además la filtración y el acondicionamiento de los datos medidos, en donde los datos medidos correspondientes utilizados por la comparación o concordancia, comprenden los datos filtrados y acondicionados.

3. El método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque comprende además la generación de una pluralidad de acciones recomendadas con base en al menos una o más probables condiciones identificadas, en donde la acción recomendada se selecciona de la pluralidad de acciones recomendadas.

4. El método de conformidad con la reivindicación 3, caracterizado porque comprende además la generación de una o más probables condiciones al menos en parte por la aplicación de un programa lógico vago a los datos medidos.

5. El método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque los datos medidos comprenden los datos seleccionados del grupo que consiste de datos seleccionados del grupo que consiste de datos en tiempo real, datos registrados y datos simulados.

6. El método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque la comparación no es realizada iterativamente utilizando diferentes parámetros modelo para cada iteración hasta que uno o más valores modelados están dentro de un intervalo de tolerancia de los valores de datos medidos, correspondientes.

7. El método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque los datos representativos de las condiciones del pozo comprenden los datos seleccionados del grupo que consiste de la presión en el fondo el pozo, la temperatura del fondo del pozo, la presión en la cabeza del tubo, la temperatura en la cabeza del tubo, el tamaño del regulador, las velocidades del flujo de fluido, las velocidades del flujo fe petróleo y los cortes de agua.

8. El método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque los datos representativos del estado de la ESP comprenden los datos seleccionados del grupo que consiste de la presión de admisión, la presión de salida, la temperatura del motor, la frecuencia del motor y el amperaje del motor.

9. El método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque la identificación de una o más probables condiciones comprende el cálculo de una probabilidad para cada una de una pluralidad de condiciones, calificando cada una de la pluralidad de condiciones de acuerdo a su probabilidad y presentándole al usuario una o más de la pluralidad de condiciones como una lista de condiciones clasificadas.

10. El método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque comprende además: generar un mensaje de asesoría si un valor del dato medido es detectado fuera de un intervalo permisible de valores, y el envío de una notificación correspondiente a uno o más contactos de una lista de distribución; crear una 'asignación de rastreo de tareas que corresponde al mensaje de asesoría; actualizar la asignación de rastreo de tareas para incluir la acción recomendada y el personal asignado para implementar la solución; actualizar la asignación de rastreo de tareas para documentar la implementación de la solución y cerrar la asignación de rastreo de tareas; y generar un mensaje de asesoría adicional, y enviar una notificación adicional correspondiente a uno o más contactos, cada vez que es actualizada la asignación de rastreo de tareas.

11. El método de conformidad con la reivindicación 10, caracterizado porque comprende además presentar al menos a uno o más usuarios el estado actual de la asignación de rastreo de tareas.

12. El método de conformidad con la reivindicación 10, caracterizado porque comprende además determinar si al menos uno o más usuarios pueden observar o actualizar la asignación de rastreo de tareas con base en una estructura de permiso de acceso.

13. Un sistema de monitoreo, diagnóstico y optimización de una bomba sumergible eléctrica (ESP), caracterizado porque comprende: una memoria que tiene un software de monitoreo, diagnóstico y optimización de ESP; y uno o más procesadores conectados a la memoria, el software provoca que uno o más procesadores: recolecten los datos medidos, representativos de un estado de una ESP dentro de un pozo, o de las condiciones del pozo, y que almacenen adicionalmente los datos medidos; comparen un modelo de análisis nodal del pozo al pozo, mediante la comparación de uno o más valores modelados a los datos medidos correspondientes; identifican una o más probables condiciones de la ESP con base al menos en parte en los datos generados por un modelo de análisis nodal comparado; actualicen el modelo de análisis nodal comparado para reflejar una corrección seleccionada de una o más probables condiciones identificadas; generar una pluralidad de curvas de funcionamiento de ESP utilizado el modelo de análisis nodal comparado, actualizado; y presenten a un usuario una acción recomendada para lograr un funcionamiento de ESP consistente con un punto de operación de ESP seleccionado de una de la pluralidad de curvas de funcionamiento de ESP.

14. El sistema de conformidad con la reivindicación 13, caracterizado porque el software provoca además que uno o más procesadores filtren y condicionen los datos medidos, y en donde los datos medidos correspondientes, utilizados para comparar el modelo de análisis nodal al pozo, comprende los datos filtrados y acondicionados.

15. El sistema de conformidad con la reivindicación 13, caracterizado porque el software provoca además que uno o más procesadores generen una pluralidad de acciones recomendadas con base en al menos una o más probables condiciones identificadas, y en donde la acción recomendada es seleccionada de la pluralidad de acciones recomendadas.

16. El sistema de conformidad con la reivindicación 15, caracterizado porque el software provoca además que uno o más procesadores generen una o más probables condiciones, al menos en parte mediante la aplicación del programa lógico vago a los datos medidos.

17. El sistema de conformidad con la reivindicación 13, caracterizado porque los datos medidos comprenden los datos seleccionados del grupo que consiste de datos en tiempo real, datos registrados y datos simulados.

18. El sistema de conformidad con la reivindicación 13, caracterizado porque el software provoca además que uno o más procesadores comparen el modelo de análisis nodal al pozo, iterativamente utilizando diferentes parámetros modelo para cada iteración, hasta que uno o más valores modelados estén dentro de un intervalo de tolerancia de los datos medidos correspondientes.

19. El sistema de conformidad con la reivindicación 13, caracterizado porque los datos representativos de las condiciones del pozo comprenden los datos seleccionados del grupo que consiste de la presión en el fondo del pozo, la temperatura en el fondo del pozo, la presión en la cabeza del tubo, la temperatura en la cabeza del tubo, el tamaño el regulador, las velocidades de flujo de fluido, las velocidades del flujo de petróleo y los cortes de agua.

20. El sistema de conformidad con la reivindicación 13, caracterizado porque los datos representativos del estado de la ESP comprenden los datos seleccionados del grupo que consiste de la presión de admisión, la presión de salida, la temperatura del motor, la frecuencia del motor y el amperaje del motor.

21. El sistema de conformidad con la reivindicación 13, caracterizado porque el software provoca además que uno o más procesadores identifican una o más probables condiciones al menos en parte al provocar que el procesador calcule una probabilidad para cada una de una pluralidad de condiciones, clasifiquen cada condición de acuerdo a su probabilidad, y presenten al usuario una o más de la pluralidad de condiciones como una lista de condiciones clasificadas.

22. Un medio de almacenamiento de información no transitorio que tiene software de monitoreo, diagnóstico y optimización de una bomba sumergible eléctrica (ESP) caracterizado porque comprende: un módulo de recolección y almacenamiento de datos que recolecta los datos medidos, representativos de un estado de una ESP dentro de un pozo o de las condiciones del pozo, y almacena adicionalmente los datos medidos; un módulo de comparación modelo que compara un modelo de análisis nodal del pozo al pozo mediante la comparación de uno o más valores modelados a los datos medidos correspondientes; un módulo identificador de condiciones, que identifica una o más probables condiciones de la ESP con base al menos en parte en los datos generados por un modelo de análisis nodal comparado; un módulo de actualización modelo que actualiza el modelo de análisis nodal comparado, para reflejar una corrección seleccionada de una o más probables condiciones identificadas; un módulo de curva de funcionamiento que genera una probabilidad de curvas de funcionamiento de ESP utilizando el modelo de análisis nodal comparado, actualizado, y acepta una selección de un punto de operación de ESP sobre una de la pluralidad de curvas de funcionamiento de ESP; y un módulo de acción recomendada que identifica y le presenta a un usuario una o más acciones recomendadas para lograr un funcionamiento de ESP consistente con el punto de operación de ESP, seleccionado.

23. El medio de almacenamiento de conformidad con la reivindicación 22, caracterizado porque el software comprende además un módulo de filtración y acondicionamiento que filtra y acondiciona los datos medidos, y en donde los datos medidos correspondientes utilizados para comparar el modelo de análisis nodal al pozo, comprende los datos filtrados y acondicionados.

24. El medio de almacenamiento de conformidad con la reivindicación 22, caracterizado porque el software comprende además un modo de acción recomendada que genera una pluralidad de acciones recomendadas con base en al menos una o más probables condiciones identificadas, y en donde la acción recomendada es seleccionada de la pluralidad de acciones recomendadas.

25. El medio de almacenamiento de conformidad con la reivindicación 24, caracterizado porque el módulo de acción recomendada genera además una o más probables condiciones al menos en parte mediante la aplicación del programa lógico vago a los datos medidos.

26. El medio de almacenamiento de conformidad con la reivindicación 22, caracterizado porque los datos medidos comprenden los datos seleccionados del grupo que consiste de datos en tiempo real, datos registrados y datos simulados.

27. El ntedio de almacenamiento de conformidad con la reivindicación 22, caracterizado porque los datos representativos de las condiciones del pozo, comprenden los datos seleccionados del grupo que consiste de la presión en el fondo del pozo, la temperatura en el fondo del pozo, la presión en la cabeza del tubo, la temperatura en la cabeza del tubo, en tamaño del regulador, las velocidades de flujo del fluido, las velocidades de flujo de petróleo, y los cortes de agua.

28. El medio de almacenamiento de conformidad con la reivindicación 22, caracterizado porque los datos representativos del estado de la ESP comprenden los datos seleccionados del grupo que consiste de la presión de admisión, la presión de salida, la temperatura del motor, la frecuencia del motor y el amperaje del motor.

29. El medio de almacenamiento de conformidad con la reivindicación 22, caracterizado porque el software comprende además un módulo de probabilidad de condición que identifica una o más probables condiciones, al menos en parte por el cálculo de una probabilidad para cada una de la pluralidad de condiciones, clasificando cada condición de acuerdo a su probabilidad y presentándole al usuario una o más de la pluralidad de condiciones como una lista de condiciones clasificadas.