MXPA02007181A - Sistema de telemetria de dos vias en el fondo de la perforacion. - Google Patents

Abstract

Se proporciona un pozo de petroleo que tiene un sistema inalambrico de energia y de comunicacion de datos. El pozo utiliza la tuberia de produccion y/o el entubado de retencion para comunicarse con, y dar energia a, una pluralidad de dispositivos, tales como sensores y valvulas controlables. Una porcion electricamente aislada de una barra de suspension de la tuberia de produccion en la superficie del pozo y un estrangulador ferromagnetico en el fondo de la perforacion pueden aislar electricamente la tuberia de produccion de la tuberia de retencion y proporcionar un paso a las comunicaciones. Una pluralidad de dispositivos modem ubicados en el fondo de la perforacion a lo largo de la serie de tuberias comunica la informacion del sensor con un modem y una computadora ubicada en la superficie del pozo. Basado en un analisis de la informacion del sensor recibida por la computadora, las instrucciones pueden ser comunicadas a lo largo de la serie de tuberias hacia las valvulas controlables para ajustar la velocidad de flujo del gas de extraccion que pasa a traves de las valvulas .

Description

SISTEMA DE TELEMETRÍA DE DOS VÍAS EN EL FONDO DE LA PERFORACIÓN Antecedentes de la Invención 1. Campo de la Invención La presente invención se refiere, en general, a un sistema de comunicaciones para un pozo de gas o petróleo que tiene dispositivos en el fondo de la perforación con el fin de monitorear y ajustar la producción del pozo y, en particular, a un sistema de comunicaciones que tiene una columna vertebral de telemetría de dos vías con repetidores redundantes, sensores y válvulas controlables. 2. Descripción de la Técnica Relacionada Los pozos de extracción de gas han estado en uso desde los años 1800' s y han probado ser particularmente útiles al aumentar las velocidades de producción eficientes de petróleo cuando la extracción natural del depósito es insuficiente (véase Brown, Connolizo y Robertson, West Texas Oil Linfting Short Course y H.W. Winkler, Misunderstood of Overlooked Gas-Lift Design and Equipment Considerations , SPE, p. 351 (1994)) . Comúnmente, en un pozo de extracción de gas, el gas natural producido en el yacimiento es comprimido REF. 140779 e inyectado en un espacio anular entre el entubado de retención y la tubería de producción y es dirigido desde el entubado de retención hacia la tubería a fin de proporcionar la "extracción" hacia la columna de fluido de la tubería de 5 producción para producir el petróleo que sale de la tubería de producción. Si bien la tubería de producción puede ser utilizada para la inyección del gas de extracción y el espacio anular utilizado para producir el petróleo, esto es raro en la práctica. Inicialmente, los pozos de extracción de gas simplemente inyectaban el gas en el fondo de la tubería, aunque con los pozos profundos esto requiere de presiones de arranque excesivamente altas. Se planearon los últimos métodos para inyectar el gas a la tubería en varias profundidades en los pozos con el fin de evitar algunos de los problemas asociados con las altas presiones de arranque (véase la Patente de los Estados Unidos. No. 5, 267,469). El tipo más común de pozo de extracción de gas utiliza válvulas mecánicas de extracción de gas tipo fuelle, conectadas a la tubería de producción para regular el flujo de gas desde el espacio anular hacia la serie de tuberías (véase las Patentes de los Estados Unidos. Nos. 5, 782,261 y 5, 425,425). En una válvula común de extracción de gas tipo fuelle, el fuelle es montado o cargado previamente a una tf .^^.11^^ a^.-a, ..^...^a-. ,1|ffji.1r|fc.||r||,a.,.„.^.^a.^ .......** ^*^ **A****. *,., * ?, Mt determinada presión de modo que la válvula permite la comunicación del gas fuera del espacio anular y hacia la tubería a una presión previamente cargada. La carga de presión de cada válvula es seleccionada por el ingeniero de pozos en función de la posición de la válvula en el pozo, del cabezal de presión, de las condiciones físicas en el fondo de la perforación y de otra cantidad de factores, algunos de los cuales se suponen o se desconocen o cambiarán durante la vida de producción del pozo. Existen varios problemas comunes con las válvulas de extracción de gas tipo fuelle. Primero, los fuelles con frecuencia pierden su carga previa, causando que la válvula falle en la posición cerrada o cambien su punto de ajuste de operación a otro del objetivo de diseño. En otros momentos, la exposición a la presión excesiva puede causar que la válvula se cierre y se vuelva inoperable. Otra falla común es la erosión alrededor del asiento de válvula y el deterioro del vastago de bola en la válvula. Con frecuencia esto conlleva a la falla parcial o al menos a la producción ineficaz. Dado que el flujo de gas a través de la válvula de extracción de gas con frecuencia no es continuo en estado permanente, sino que más bien muestra una determinada cantidad de golpeteo y traqueteo ya que la válvula se abre y cierra rápidamente, es común la degradación de la válvula, llevando a fugas en la válvula. La falla u operación ineficaz de las válvulas tipo fuelle lleva a las ineficacias correspondientes en la operación de un pozo típico de extracción de gas. De hecho, se estima que la producción del pozo es al menos 5-15% menor que la óptima debido a la falla de la válvula o las ineficacias operacionales. Estas no pueden ser corregidas dado que la presión predeterminada de la válvula es determinada al momento de diseño y existe un conocimiento insuficiente del tiempo real del estado operativo del pozo para monitorear, prevenir o controlar las inestabilidades en el proceso de extracción. Se conocen los mandriles de receptáculo lateral conectados a la serie de tuberías para recibir las válvulas de extracción de gas que pueden insertarse y recuperarse. Muchos pozos de extracción de gas tienen válvulas de extracción de gas incorporadas como parte integral de la serie de tuberías, comúnmente montadas a una sección de la tubería. Sin embargo, el tipo de mandril de receptáculo lateral reemplazable, de cable de acero, de las válvulas de extracción de gas, tal como aquellos manufacturados por Carneo o Weatherford, tienen muchas ventajas y son bastante comunes (véase las Patentes de los Estados Unidos Nos. 5, . *.l*.* . *.. i a^^ai 782,261 y 5, 797,453). Las válvulas de extracción de gas colocadas en un mandril de receptáculo lateral pueden ser insertadas y retiradas utilizando una herramienta de cable de acero y de cambio, ya sea en la entrada superior o de fondo. En los pozos de perforación tanto lateral como horizontal, la tubería en serpentín es utilizada para introducir y retirar las válvulas de extracción de gas. La práctica común en la producción de petróleo consiste en detener la producción del yacimiento cada tres a cinco años y utilizar un cable de acero para reemplazar las válvulas de extracción de gas. Sin embargo, un operador con frecuencia no tiene un buen punto de estimación de cuáles son las válvulas en el pozo que han fallado o se han degradado y necesitan ser reemplazadas. Por lo tanto, sería una ventaja significativa si se suministraran un sistema y un método que solucione la ineficacia de las válvulas convencionales de extracción de gas tipo fuelle. Se han previsto varios métodos para colocar las válvulas controlables en el fondo de la perforación, en la serie de tuberías, mas todos estos dispositivos comúnmente conocidos utilizan un cable eléctrico dispuesto a lo largo de la serie de tuberías para energizar y comunicarse con las válvulas de extracción de gas. Por -tflillltllUWIiiili i ?i iifiliiii m u i ilitiil I ¡ lÉÉÉÉ supuesto que esto resulta altamente indeseable y en la práctica es difícil utilizar un cable junto con la serie de tuberías, ya sea en conjunto con la serie de tuberías o separada en el espacio anular entre la serie de tuberías y el entubado, debido al número de mecanismos de falla presentes en este sistema. La utilización de un cable presenta dificultades para los operadores de pozo mientras se arma e inserta la serie de tuberías en el pozo de perforación. Además, el cable es sometido a corrosión y a un desgaste extremo debido al movimiento de la serie de tuberías dentro del pozo de perforación. Se muestra en el documento PCT/EP97/01621 un ejemplo de un sistema de comunicación en el fondo de la perforación que utiliza un cable. La Patente de los Estados Unidos No. 4, 839,644 describe un método y un sistema inalámbrico para comunicaciones de dos vías, en un pozo de perforación entubado que tiene una serie de tuberías. Sin embargo, este sistema describe un esquema de comunicación para conectar la energía electromagnética en un modo eléctrico transversal (TEM) utilizando el espacio anular entre el entubado de retención y la tubería de producción. Esto requiere de una antena toroidal para enviar o recibir señales en un modo .*****,* .**** ?.****?*********.?*****il**V*f ' - -J-a.^e^ TEM, la Patente sugiere la necesidad de un cabezal de pozo aislado y no habla sobre la fuente de energía para un módulo en el fondo de la perforación. La conexión inductiva requiere de un fluido esencialmente no conductivo, tal como el petróleo crudo, en el espacio anular entre el entubado de retención y la tubería de producción y este petróleo debe ser de una densidad más alta que la salmuera, de modo que la fuga de salmuera no se acumule en el fondo del espacio anular. La invención descrita en la Patente la Patente de los Estados Unidos No. 4, 839,644 no ha sido ampliamente adoptada como un esquema práctico de comunicación en el fondo de la perforación porque es costoso, tiene problemas con la fuga de salmuera hacia el entubado de retención y resulta difícil de utilizar. Otro sistema para la comunicación en el fondo de la perforación que utiliza la telemetría de pulso de lodo se describe en las Patentes de los Estados Unidos Nos. 4, 648,471 y 5, 887,657. Aunque la telemetría de pulso de lodo puede tener éxito a bajas velocidades de datos es de utilidad limitada cuando se requieren de altas velocidades de datos o cuando es indeseable tener equipos complejos de telemetría de pulso de lodo en el fondo de la perforación. Otros métodos de comunicación dentro de un pozo de perforación se describen en las Patentes de los Estados Unidos Nos. 4, 468,665; 4, 578,675; 4, 739,325; 5, 130,706; 5, 467,083; 5, 493,288; 5, 574,374; 5, 576,703 y 5, 883,516. La Solicitud PCT WO 93/26115 describe un sistema de comunicaciones para utilizarse en líneas de tuberías submarinas, el cual necesita proporcionar una cantidad de fuentes de energía a la tubería. Por lo tanto, significaría un avance importante en la operación de los pozos de extracción de gas si se suministrara una alternativa a las válvulas convencionales de tipo fuelle, en particular si la serie de tuberías y el entubado de retención pueden utilizarse como conductores de energía y comunicación para controlar y operar una válvula de extracción de gas controlable. El pozo de petróleo y el método de acuerdo con el preámbulo de las reivindicaciones 1 y 5 se conocen a partir de la Solicitud de Patente Europea EP 0721053. En el montaje y método conocidos, se utiliza un revestimiento tubular por medio de un revestimiento eléctricamente aislado en combinación con bobinas inductivas, las cuales se localizan en el exterior del revestimiento con el objeto de transmitir energía eléctrica y señales por medio de tubos de pozo.

La Solicitud de Patente Europea EP 0964134 describe un método en donde se transmiten señales eléctricas por medio de una serie de tubos de pozo que se proporcionan asimismo con un revestimiento eléctricamente aislado y que se aislan en forma eléctrica de las otras partes de la serie de tubos mediante articulaciones aisladas. Una desventaja de los sistemas conocidos es que involucran la transmisión de señales a través de los tubos de pozo que están revestidos por una capa eléctricamente aislada, la cual es costosa y tiende a desgastarse y dañarse durante su instalación y uso.

SUMARIO DE LA INVENCIÓN El pozo de petróleo y el método de acuerdo con la presente invención se caracterizan por los rasgos característicos de las reivindicaciones 1 y 9. En una aplicación importante, el pozo de petróleo es un pozo de extracción de gas controlable, el cual incluye una estructura de tubería de una perforación de pozo entubada que tiene una serie de tuberías situadas y que se extienden en dirección longitudinal dentro del entubado de retención. La posición de la serie de tuberías dentro del entubado de retención crea un espacio anular entre la serie de tuberías y el entubado de retención. Se proporciona un sistema de comunicación o columna vertebral de telemetría para suministrar energía y señales de comunicación en el fondo de la perforación. De preferencia, la energía es una corriente alterna CA de bajo voltaje, con frecuencias de energía convencional que se encuentran en el rango de 50 hasta 400 Hertz, pero en algunas aunque en algunas modalidades puede utilizarse corriente directa CD. En una forma de modalidad preferida de la presente invención, se dispone un estrangulador de inducción inferior, de material ferromagnético, en el fondo de la perforación de la serie de tuberías para actuar como una impedancia en serie para el flujo de corriente en la tubería. Una barra de suspensión para colgar la serie de tuberías dentro del pozo de perforación incluye una porción aislada, la cual aisla eléctricamente la porción superior de la serie de tuberías cerca de la superficie del pozo. De preferencia, la comunicación se lleva a cabo en una sección eléctricamente aislada de la serie de tuberías entre la porción aislada de la barra de suspensión y el estrangulador ferromagnético inferior. Las señales de energía y comunicación son impartidas a la porción eléctricamente aislada de la serie de tuberías y el entubado de retención actúa como un retorno eléctrico. Una pluralidad de dispositivos en el fondo de la perforación está conectada con la serie de tuberías en el fondo de la perforación para monitorear y controlar la operación del pozo. Estos dispositivos en el fondo de la perforación podrían incluir válvulas de extracción de gas controlables, sensores, módulos electrónicos y dispositivos de módem. Una válvula de extracción de gas controlable se conecta con la tubería para controlar la inyección del gas entre el interior y el exterior de la tubería, más específicamente entre el espacio anular y el interior de la tubería. La válvula de extracción de gas controlable recibe energía y es controlada desde la superficie para regular la comunicación de fluido entre el espacio anular y el interior de la tubería. Los sensores están ubicados en el fondo de la perforación para monitorear las condiciones físicas en el fondo de la perforación del pozo. Un módulo electrónico es una unidad de control que recibe señales desde los sensores para comunicar las señales a la superficie y recibe las señales de comunicación desde la superficie para controlar la válvula de extracción de gas controlable. Los dispositivos módem son utilizados para comunicar las señales #•- *> j \i li jitl ,tf¡ffi-(^-^*>-?&^^'-----*-í?¡ias***^^ ...,*¡**«**í***^**?á.,??¡t*i entre otros dispositivos en el fondo de la perforación y la superficie. En más detalles, una computadora de superficie que tiene un módem imparte una señal de comunicación a la tubería y la señal es recibida por el módem en el fondo de la perforación. El módem en el fondo de la perforación, que con frecuencia es un componente del módulo electrónico, entonces transmite la señal a la válvula de extracción de gas controlable. De manera similar, el módem en el fondo de la perforación puede recibir y luego comunicar la información del sensor a la computadora de superficie. En función del rango de comunicación que los dispositivos de módem son capaces de proporcionar bajo condiciones de tubería específicas, las señales que viajan a lo largo de la serie de tuberías pueden ser transmitidas entre los dispositivos de módem en el fondo de la perforación. La energía es ingresada a la serie de tuberías y recibida en el fondo de la perforación para controlar la operación de la válvula de extracción de gas controlable. De preferencia, una computadora que se encuentra en la superficie se conecta por medio de un módem de superficie y la tubería a los dispositivos de módem en el fondo de la perforación. La computadora de superficie puede recibir las i?ritfÉBtfÍSi8'lnr«ii f? LTitg^giggfc-^fc^-;.- -»•- ^ -- .^..a^fc^ai^a^.» ... mediciones de una variedad de fuentes, tales como sensores en el fondo de la perforación o de superficie, mediciones del rendimiento de petróleo y mediciones de la entrada de gas comprimido al pozo (flujo y presión) . Utilizando estas mediciones, la computadora puede calcular una posición óptima de la válvula de extracción de gas controlable, más particularmente la cantidad óptima de gas inyectado desde el espacio anular dentro del entubado de retención a través de la válvula controlable hacia la tubería. Son posibles las mejoras adicionales, tales como controlar la cantidad de entrada de gas comprimido hacia el pozo en la superficie, controlar la contra presión en los pozos, controlar un sistema de inyección de agente tensoactivo o frita porosa para espumar el petróleo, y recibir las mediciones de producción y operación desde una variedad de otros pozos en el mismo campo con el fin de optimizar la producción del yacimiento. La capacidad de monitorear activamente las condiciones normales en el fondo de la perforación, unido con la capacidad de controlar las condiciones de superficie y en el fondo de la perforación, ofrece muchas ventajas en un pozo de extracción de gas. Los pozos de extracción de gas tienen cuatro regímenes amplios de flujo de fluido, por ^..^...^ .*,,? .^*^.í^ ?*^ ********* - ejemplo, de burbuja, Taylor, tarugo y flujo anular. Los sensores en el fondo de la perforación de la presente invención permiten la detección e identificación del régimen de flujo. Los mecanismos de control antes referidos -computadora en la superficie, válvulas controlables, entrada de gas, inyección de agente tensoactivo, etc., proporcionan la capacidad de obtener y mantener un flujo óptimo. En general, las pruebas y los diagnósticos de pozo pueden ser realizados y analizados de manera continua y en tiempo real.

BREVE DESCRIPCIÓN DE LOS DIBUJOS La Figura 1 es una vista frontal esquemática de un pozo de extracción de gas controlable de acuerdo con una modalidad de la presente invención, teniendo el pozo de extracción de gas una serie de tuberías y un entubado de retención ubicado dentro del pozo de perforación. La Figura 2A es una porción vertical recortada alargada de una serie de tuberías en un pozo de perforación entubado que tiene un estrangulador de inducción alrededor de la tubería. La Figura 2B es una porción horizontal recortada ampliada de la serie de tuberías de la Figura 2A.

Las Figuras 3A y 3B son vistas frontales en sección transversal de una válvula controlable en configuración de caja de extracción de acuerdo con una modalidad de la presente invención. La Figura 4 es una vista frontal esquemática ampliada de la serie de tuberías y el entubado de retención de la Figura 1, la serie de tuberías tiene un módulo electrónico, sensores y una válvula de extracción de gas controlable conectada operativamente con un exterior de la serie de tuberías. La Figura 5 es una vista esquemática de un diagrama de circuito equivalente para un pozo de extracción de gas controlable de la Figura 1, el pozo de extracción de gas tiene una fuente de energía de corriente alterna, el módulo electrónico de la Figura 3A y el módulo electrónico de la Figura 4. La Figura 6 es un diagrama de bloque de sistema de un módulo electrónico.

DESCRIPCIÓN DETALLADA DE LA INVENCIÓN Como se utiliza en la presente solicitud, una "estructura de tubería" puede ser una sola tubería, una serie de tuberías, un entubado de retención de pozo, un vastago de bombeo, una serie de tuberías interconectadas, varillas, rieles, armaduras, redes, soportes, una longitud de ramal o lateral de un pozo, una red de tuberías mterconectadas u otras estructuras conocidas por la persona experta en la técnica. La modalidad preferida hace uso de la invención en el contexto de un pozo de petróleo en el cual la estructura de tubería comprende tuberías tubulares eléctricamente conductivas, metálicas o series de tuberías, aunque la invención no se limita a ello. Para la presente invención, es necesario que al menos una porción de la estructura de tubería sea eléctricamente conductiva, esta porción eléctricamente conductiva puede ser la estructura completa de la tubería (por ejemplo, tuberías de acero, tuberías de cobre) o una porción longitudinal eléctricamente conductiva combinada con una porción no conductiva que se extiende en dirección longitudinal. En otras palabras, una estructura de tubería eléctricamente conductiva es aquella que proporciona un paso de conducción eléctrica desde un primer sitio en el cual una fuente de energía es eléctricamente conectada a un segundo sitio donde un dispositivo y/o retorno eléctrico es conectado eléctricamente. Por lo regular, la estructura de tubería será una tubería convencional de metal redonda, aunque mas ^^¡nn^^^ ^^te la geometría de sección transversal de la estructura de tubería, o una porción de la misma, puede variar en forma (es decir, redonda, rectangular, cuadrada, ovalada) y en dimensión (por ejemplo, la longitud, el diámetro, el espesor de la pared) junto con una porción de la estructura de la tubería. De este modo, una estructura de tubería debe tener una porción eléctricamente conductiva que se extiende desde una primera ubicación de la estructura de tubería a una segunda ubicación de la estructura de tubería. Una "válvula" es cualquier dispositivo que funcione para regular el flujo de un fluido. Ejemplos de válvulas incluyen, aunque no se limitan a, válvulas de extracción de gas tipo fuelle y válvulas de extracción de gas controlables, cada una de las cuales puede ser utilizada para regular el flujo de gas de extracción hacia una serie de tuberías de un pozo. El trabajo interno de las válvulas puede variar mucho, y en la presente solicitud no se trata de limitar las válvulas descritas a una configuración en particular, en tanto que la válvula funcione para regular el flujo. Algunos de los distintos tipos de mecanismos de regulación de flujo incluyen, aunque no se limitan a, configuraciones de válvula de bola, configuraciones de válvula de aguja, configuraciones de válvula de compuerta y configuraciones de válvula de caja. Los métodos de instalación para las válvulas argumentados en la presente solicitud pueden variar ampliamente. Las válvulas pueden ser montadas en el fondo de la perforación en un pozo en muchas formas diferentes, algunas de las cuales incluyen configuraciones de montaje de la tubería transportada, configuraciones de mandril de receptáculo lateral o configuraciones de montaje permanente, tales como montar la válvula en una canaleta alargada de la tubería de producción. El término "módem" se utiliza en la presente de manera genérica para referirse a cualquier dispositivo de comunicaciones para transmitir y/o recibir señales de comunicación eléctrica por medio de un conductor eléctrico (es decir, metal) . De esta manera, el término no se limita al acrónimo de un modulador (el dispositivo que convierte una voz o señal de datos a una forma que puede ser transmitida)/ desmodulador (el dispositivo que recupera una señal original después que ha sido modulado por un transportador de alta frecuencia) . También el término "módem", como aquí se utiliza, no se limita al módem de computación convencional que convierte las señales digitales en señales análogas y viceversa (por ejemplo, para enviar señales digitales de datos en una Red Telefónica Conmutada Pública) . Por ejemplo, si un sensor da mediciones de salida en un formato análogo, entonces estas mediciones solo pueden necesitar demodular una señal transportadora y ser transmitidas, así no es necesaria una conversión análoga a digital. Como otro ejemplo, un módem de relevador o dispositivo de comunicación sólo puede ser necesario para identificar, filtrar, amplificar y/o retransmitir una señal recibida. Sin embargo, los dispositivos módem utilizados en esta invención, por lo general, serán de un ancho de banda digital, dado que ellos están ampliamente disponibles de fuentes comerciales y tienen la aplicabilidad más extensa. El término "inalámbrico", de conformidad como se utiliza en la presente invención, significa la ausencia de un conductor convencional de alambre aislado, es decir, que se extienda desde un dispositivo en el fondo de la perforación hasta la superficie. La utilización de la tubería de producción y/o el entubado de retención como un conductor se considera "inalámbrico". El término "sensor" conforme se aplica en la presente solicitud, se refiere a cualquier dispositivo, el cual detecte, determine, monitoree, registre o de otro modo detecte el valor absoluto de, o un cambio en, la cantidad física. Los sensores que se describen en la presente solicitud pueden ser utilizados para medir la temperatura, la presión (tanto absoluta como diferencial) , la velocidad de flujo, los datos sísmicos, los datos acústicos, el nivel del pH, los niveles de salinidad, las posiciones de válvula o casi cualquier otro de los datos físicos. El término "módulo electrónico" en la presente solicitud se refiere a un dispositivo de control. Los módulos electrónicos pueden existir en muchas configuraciones y pueden ser montados en el fondo de la perforación en muchas formas diferentes. En una configuración de montaje, el módulo electrónico es realmente ubicado dentro de una válvula y proporciona control para la operación de un motor dentro de la válvula. Los módulos electrónicos también pueden ser montados externos a cualquier válvula en particular. Algunos módulos electrónicos se montarán dentro de los mandriles de receptáculo lateral o los receptáculos de tubería alargados, mientras los otros pueden conectarse de manera permanente con la serie de tuberías. Con frecuencia, los módulos electrónicos están conectados eléctricamente con los sensores y ayudan en la entrega de información del sensor a la superficie del pozo. Se puede pensar que los sensores asociados con un módulo electrónico particular pueden ser empacados incluso dentro del módulo electrónico. Finalmente, el módulo electrónico a menudo está estrechamente asociado con, y puede realmente contener, un dispositivo de módem para recibir, enviar y retransmitir las comunicaciones desde y hacia la superficie del pozo. Las señales que son recibidas desde la superficie por el módulo electrónico con frecuencia son utilizadas para efectuar cambios dentro de los dispositivos controlables en el fondo de la perforación, tales como las válvulas. Las señales enviadas o retransmitidas hacia la superficie por el módulo electrónico, por lo general, contienen información acerca de las condiciones físicas en el fondo de la perforación suministradas por los sensores. Los término "arriba", "abajo", "por encima", "por debajo" que se utilizan en la presente invención son términos relativos para indicar la posición y la dirección del movimiento y describen la posición "a lo largo de la profundidad de la perforación" como es convencional en la industria. En los pozos horizontales o altamente desviados, estos términos pueden o no corresponder con la colocación relativa absoluta en relación con la superficie del suelo.

Con referencia a la Figura 1 en los dibujos, se ilustra un pozo de petróleo de acuerdo con la presente invención. El pozo de petróleo es un pozo de extracción de gas 10 que tiene un pozo de perforación 11 que se extiende desde una superficie 12 hacia una zona de producción 14 la cual está ubicada en el fondo de la perforación. Una plataforma de producción 20 está ubicada en la superficie 12 e incluye una barra de suspensión 22 para soportar un entubado de retención 24 y una serie de tuberías 26. El entubado de retención 24 es del tipo convencionalmente empleado en la industria del petróleo y el gas. Comúnmente, el entubado de retención 24 es instalado en secciones y es cementado en el pozo de perforación 11 durante la terminación del pozo. La serie de tuberías 26, también referida como tubería de producción, es generalmente una serie convencional, la cual comprende una pluralidad de secciones tubulares alargadas de tubos unidos por conexiones roscadas en cada extremo de sección del tubo que puede insertarse, alternativamente, de manera continua, como una tubería en serpentín, por ejemplo. La plataforma de producción 20 también incluye una válvula de estrangulación 30 para entrada de gas, a fin de controlar la entrada de gas comprimido en el espacio anular 31 entre el entubado de retención 24 y la serie de tuberías 26. A la inversa, la válvula de salida 32 permite la expulsión de burbujas de gas y petróleo desde el interior de la serie de tuberías 26 durante la producción de petróleo. El pozo de extracción de gas 10 incluye un sistema de comunicación 34 para suministrar energía y comunicación de dos vías en el fondo de la perforación en el pozo 10. El sistema de comunicaciones 34 incluye un estrangulador ferromagnético inferior 42, el cual está instalado en la serie de tuberías 26 para actuar como una impedancia en serie para el flujo de corriente eléctrica. El tamaño y el material de los estranguladores ferromagnéticos 42 pueden alterarse a fin de variar el valor de la impedancia en serie. La barra de suspensión 22 incluye una porción aislada 40 que aisla eléctricamente la serie de tuberías 26 del entubado de retención 24 y del resto de la serie de tuberías ubicada por encima de la superficie 12. La sección de la serie de tuberías 26 entre la porción aislada 40 y un estrangulador inferior 42 puede ser vista como un pasaje de comunicaciones y energía (véase también la Figura 5) . El estrangulador inferior 42 es manufacturado de material magnético de alta permeabilidad y está montado en forma concéntrica y externa a la serie de tuberías 26. El estrangulador 42 comúnmente está aislado con una película plástica que se envuelve por contracción y puede ser endurecida con epóxido para soportar un manejo rudo. Una fuente de energía y computadora 44, que tiene alimentaciones para energía y comunicaciones 46, está dispuesta fuera del pozo de perforación 11, en la superficie 12. Las alimentaciones de comunicaciones 46 pasan a través de la alimentación de presión 47 ubicada en la barra de suspensión 22 y están eléctricamente conectadas con la serie de tuberías 26 debajo de la porción aislada 40 de la barra de suspensión 22. Las señales de comunicaciones y la energía son suministradas a la serie de tuberías 26 desde la fuente de energía y computadora 44. Con referencia a las Figuras 2A y 2B en los dibujos, el estrangulador 42 comprende un toroide concéntrico con la serie de tuberías 26 y dentro del espacio anular 31 entre la serie de tuberías 26 y el entubado de retención 24. El estrangulador funciona creando un contra-e.m.f. en la serie de tuberías 26, el cual se opone al e.m.f. de la fuente de energía 44. El contra e.m.f. es creado mediante los cambios de flujo magnético del estrangulador, y por la ley de inducción de Faraday este e.m.f. es proporcional al valor del flujo magnético y su ¿ ?'' velocidad de cambio con el tiempo. Cuando las secciones de tubos por encima de la porción aislada 40 y por debajo del estrangulador inferior 42 se conectan, el contra-e.m. f. inducido por el estrangulador inferior 42 actúa para oponer la transmisión de energía y comunicaciones en una corriente que varía con respecto al tiempo a través del estrangulador 42. Esto forma de manera efectiva una sección de tubería aislada entre la porción aislada 40 y el estrangulador inferior 42. Cuando el diseño del estrangulador crea un grado significativo de aislamiento, el contra-e.m. f. está cercano al valor del e.m.f. impuesto. En tanto que el contra-e.m. f. sea menor que el e.m.f. impuesto, la diferencia de los dos permite que una fuga de corriente fluya a través de la sección de estrangulador de la tubería. Esta energía se pierde mas es esencial para la operación del estrangulador porque es el flujo magnético de esta fuga de corriente que pasa a través del estrangulador que crea el contra-e .m. f. en la sección de estrangulación. De este modo, la meta del diseño consiste en crear un estrangulador de inducción que genere un contra-e.m. f. de la manera más eficiente posible a partir de la corriente de fuga. Las Figuras 2A y 2B muestran un diseño básico de estrangulador e indican las variables utilizadas en el ??±*^u??*Í??Mtl 2 análisis del diseño. Las variables de definición y un conjunto auto-consistente de unidades físicas son: L = longitud del estrangulador, en metros; a = radio interno del estrangulador, en metros; b = radio externo del estrangulador, en metros; r = distancia desde el eje del estrangulador, en metros; I = r.m.s. fuga de corriente a través de la sección de tubería estrangulada, en Amperios. ? = frecuencia angular de fuga de corriente, en radianes por segundo; y µ = permeabilidad magnética absoluta de material del estrangulador en el radio r, en Henries por metro. Por definición, ? = 2pf, donde f = frecuencia en Hertz. A una distancia r de la fuga de corriente (I), el r.m.s. del campo magnético de espacio libre (H) , en Amperios por metro, es dado por: H = I/2pr. El campo magnético (H) es circularmente simétrico alrededor del eje del estrangulador y puede ser visualizado como líneas magnéticas de fuerza que forman círculos alrededor del eje.

Para un punto dentro del material del estrangulador, el campo magnético r.m.s. (B) , en Teslas (Webers por metro cuadrado), es dado por: B = µH = µl/2pr. El flujo magnético r.m.s. (F) contenido dentro del cuerpo del estrangulador, en Webers, es dado por: F= í B dS Donde S es el área de sección transversal del estrangulador en metros cuadrados conforme aparece en la Figura 38 y la integración es con respecto al área S. Realizar la integración desde el radio interno del estrangulador (a) al radio externo del estrangulador (b) , con respecto a la longitud del estrangulador (L) proporciona: F = µLI ln (b/a) /2p. Donde ln es la función de logaritmo natural. El voltaje contra-e .m. f . generado por el flujo magnético (F) , en voltios, es dado por: V = ?F = 2pf F = µLIf ln (b/a) . Es de notar que el contra-e.m. f. (V) es directamente proporcional a la longitud (L) del estrangulador para los valores constantes de a y b, el radio interno y externo, del elemento de ferrita. De este modo, íl^í^M^^^^^^^^?k^^.^, alterando la longitud del estrangulador (L) , se puede generar cualquier contra-e. . f. (V) para una fuga de corriente deseada (I) determinada. La energía puede ser transmitida a un determinado rango de frecuencia dentro de un ancho de banda funcional y las comunicaciones pueden ser transmitidas en otro rango de frecuencias dentro del mismo ancho de banda funcional. Debido a que la frecuencia de la energía de corriente alterna generalmente es inferior a aquella de la amplitud de banda de comunicaciones provista, es común que la frecuencia de corriente alterna determine el límite inferior del rango de frecuencia sobre el cual se requiere el aislamiento eléctrico. Debido a que la impedancia eléctrica de un estrangulador aumenta de manera lineal con la frecuencia, si el estrangulador proporciona una impedancia adecuada a la frecuencia de energía de corriente alterna, comúnmente también será adecuado a frecuencias superiores utilizadas para comunicación. Sin embargo, los materiales ferromagnéticos son caracterizados por una frecuencia operativa máxima por encima de la cual ya no muestra propiedades ferromagnéticas . De este modo, el límite de frecuencia superior del material ferromagnético elegido para la construcción del estrangulador debe ser adecuado para proporcionar aislamiento al límite superior de la banda de comunicación. El método de aislar eléctricamente una sección de la serie de tuberías se muestra en la Figura 1, mas no es el único método de proporcionar señales de comunicaciones y energía en el fondo de la perforación. En vez de utilizar una barra de suspensión 22 con una porción aislada 40, un estrangulador ferromagnético superior (no se muestra) podría disponerse alrededor de la serie de tuberías 26. De manera similar, un conector eléctricamente aislado podría utilizarse en el fondo de la perforación en lugar del estrangulador ferromagnético inferior 42. En la modalidad preferida mostrada en la Figura 1, la energía y las señales de comunicación son suministradas en la serie de tuberías 26, con el retorno eléctrico proporcionado por el entubado de retención 24. En vez, el retorno eléctrico podría ser provisto con una conexión a tierra. Una conexión eléctrica conectada a tierra podría ser proporcionada pasando un cable a través del entubado de retención 24 o conectando el cable con la serie de tuberías debajo del estrangulador inferior 42 (si la porción inferior de la serie de tuberías estuviera conectada a tierra) .

Un pasaje alternativo de comunicaciones y energía podría ser proporcionado por el entubado de retención 24. En una configuración similar a aquella utilizada con la serie de tuberías 26, una porción del entubado de retención 24 podría ser eléctricamente aislada para proporcionar una columna vertebral de telemetría para transmitir señales de comunicación y energía en el fondo de la perforación. Si se utilizaran los estranguladores ferromagnéticos para aislar una porción del entubado de retención, los estranguladores deberían disponerse de manera concéntrica alrededor de la parte externa del entubado de retención. En vez de utilizar estranguladores con el entubado de retención 24, se podría utilizar conectores eléctricamente aislados similares a la porción aislada 40 de la barra de suspensión 22. En las modalidades que utilizan el entubado 24 para suministrar señales de comunicaciones y energía en el fondo de la perforación se podría suplir un retorno eléctrico ya sea mediante la serie de tuberías 26 o mediante una conexión a tierra. Un obturador 48 es colocado dentro del entubado de retención 24 en el fondo de la perforación debajo del estrangulador inferior 42. El obturador 48 está ubicado por enzima de la zona de producción 14 y proporciona aislamiento hidráulico entre la zona de producción 14 y el espacio de pozo por encima del mismo. El obturador conecta eléctricamente la serie de tubería de metal 26 con el entubado de retención de metal 24. Comúnmente, las conexiones eléctricas entre la serie de tubería 26 y el entubado de retención 24 no permitirá que las señales eléctricas sean transmitidas o recibidas arriba y debajo del pozo de perforación 11 utilizando la serie de tuberías 26 como un conductor y el entubado de retención 24 como otro conductor. Sin embargo, la disposición de la porción aislada 40 y el estrangulador ferromagnético inferior 42 crea una sección eléctricamente aislada de la serie de tubería 26, la cual proporciona un sistema y un método para suministrar señales de comunicación y energía arriba y debajo del pozo de perforación 11 del pozo de extracción de gas 10. Con referencia todavía a la Figura 1 en los dibujos, una pluralidad de dispositivos en el fondo de la perforación 50 se conecta eléctricamente con la serie de tubería 26 entre la porción aislada 40 y el estrangulador ferromagnético inferior 42. Algunos de los dispositivos en el fondo de la perforación 50 comprenden válvulas de extracción de gas controlables. Otros dispositivos en el fondo de la perforación 50 pueden comprender módulos U AlA***********^ electrónicos, sensores, dispositivos de comunicación (comúnmente dispositivos módem digitales de banda ancha) o válvulas convencionales. Aunque la transmisión de comunicaciones y energía se lleva a cabo en la porción eléctricamente aislada de la serie de tubería, los dispositivos en el fondo de la perforación 50 pueden ser conectados mecánicamente por encima o por debajo del estrangulador inferior 42. Con referencia a las Figuras 3A y 3B en los dibujos, la instalación de uno de los dispositivos en el fondo de la perforación (análogos a los dispositivos en el fondo de la perforación 50 en la Figura 1) se ilustra en mayor detalle. Como se mencionó previamente, con frecuencia las válvulas convencionales de extracción de gas del tipo fuelle son utilizadas en los pozos de extracción de gas para admitir el gas presurizado desde el espacio anular 31 al interior de la serie de tuberías 26. En la presente invención, cualquiera o todas las válvulas convencionales pueden ser reemplazadas con válvulas de extracción de gas controlables. En las Figura 3A y 3B, se ilustra una válvula controlable 220 de acuerdo con la presente invención. La válvula controlable 220 incluye una alojamiento 222 y es recibida de manera que se pueda deslizar en un mandril de receptáculo lateral 224. El mandril de receptáculo lateral 224 incluye un alojamiento 226 que tiene un puerto de entrada de gas 228 y un puerto de salida de gas 230. Cuando la válvula controlable 220 está en posición abierta, el puerto de entrada de gas 228 y el puerto de salida de gas 230 proporcionan comunicación de fluido entre el espacio anular 31 y el interior de una serie de tuberías 26. En una posición cerrada, la válvula controlable 220 impide la comunicación fluida entre el espacio anular 31 y el interior de la serie de tuberías 26. En una pluralidad de posiciones intermedias ubicada entre las posiciones abierta y cerrada, la válvula controlable 220 mide la cantidad de gas que fluye desde el espacio anular 31 hacia la serie de tuberías 26 a través del puerto de entrada de gas 228 y el puerto de salida de gas 230. Se proporciona un motor de paso a paso 234 ubicado dentro de la estructura 222 de la válvula controlable 220 para hacer girar el piñón 236. El piñón 236 embraga con un engranaje de tornillo sin fin 238, el cual a su vez levanta y baja una jaula 240. Cuando la válvula 220 está en posición cerrada, la jaula 240 embraga con un asiento 242 para prevenir el flujo hacia el orificio 244, impidiendo así el flujo a través de la válvula 220. Esta configuración de válvula de "jaula" se cree que es de un diseño preferible, desde el punto de vista mecánico, cuando se compara con la modalidad alternativa de una configuración de válvula de aguja. En forma más específica, el flujo de fluido a partir del puerto de entrada 228 al pasar la jaula y la unión de asiento (240, 242) permite una regulación exacta de fluido sin desgaste excesivo de fluido en las interfases mecánicas. Será aparente para las personas expertas en la técnica que se pueden emplear diseños de válvula de aguja u otros tipos de diseños. La válvula controlable 220 incluye un cabezal de válvula de retención 250 dispuesto dentro del alojamiento 222 debajo de la jaula 240. Una entrada 252 y una salida 254 cooperan con el puerto de entrada de gas 228 y el puerto de salida de gas 230 cuando la válvula 220 está en posición abierta para proporcionar comunicación de fluido entre el espacio anular 31 y el interior de la serie de tuberías 26. El cabezal de la válvula de retención 250 asegura que el flujo de fluido solamente suceda cuando la presión de fluido en el espacio anular 31 sea mayor que la presión de fluido en el interior de la serie de tuberías 26.

Un módulo electrónico 256 está dispuesto dentro del alojamiento de la válvula controlable 220. El módulo electrónico 256 está operativamente conectado con la válvula 220 para comunicación entre la superficie del pozo y la válvula. El módulo electrónico 256 contiene un dispositivo de comunicación de espectro amplio para recibir la energía y la comunicación en la serie de tuberías 26, como se describió con anterioridad. En adición al envío de señales a la superficie para comunicar las condiciones físicas en el fondo de la perforación, el módulo electrónico puede recibir las instrucciones desde la superficie y ajustar las características operacionales de la válvula 220. La válvula 220 está físicamente ubicada debajo del estrangulador inferior 42 aunque está eléctricamente conectada con la serie de tuberías 26 por encima del estrangulador 42 mediante un cable de empalme 64. Un cable a tierra 66 está eléctricamente conectado entre la válvula 220 y un centralizador de resorte en forma de arco 60 con el fin de proporcionar un retorno eléctrico para la válvula 220. El centralizador de resorte en forma de arco 60 se utiliza para centrar la serie de tuberías 26 en relación al entubado de retención 24. Cuando está ubicado en la porción eléctricamente aislada de la serie de tuberías 26, cada centralizador de resorte en forma de arco 60 incluye los aislantes de PVC 62 para aislar eléctricamente el entubado de retención 24 de la serie de tuberías 26. Con referencia a la Figura 4 en los dibujos, se ilustra una instalación alternativa de varios dispositivos en el fondo de la perforación (análogos a los dispositivos en el fondo de la perforación 50 en la Figura 1) . La serie de tuberías 26 incluye un receptáculo alargado en dirección anular o de la canaleta 100 formada en el exterior de la serie de tuberías 26. El receptáculo alargado 100 incluye un alojamiento que rodea y protege una válvula de extracción de gas controlable 99 (esquemáticamente ilustrada) y un módulo electrónico 106. En esta configuración de montaje, la válvula de extracción de gas 99 y el módulo electrónico 106 están rígidamente montados a la serie de tuberías 26 y no se pueden insertar ni recuperar por medio del cable de acero. En forma alterna, la válvula 99 y el módulo electrónico 106 pueden disponerse en un mandril de receptáculo lateral (no mostrado) de modo que los dispositivos puedan insertarse y retirase con facilidad mediante un cable de acero. Se alimenta un cable para conexión a tierra 102 (similar al cable para conexión I,Ai ilÉaai^ a tierra 66 de la Figura 3B) a través del receptáculo alargado 100 para conectar el módulo electrónico 106 con el centralizador de resorte en forma de arco 60, que está conectado con el entubado de retención 24. El módulo electrónico 106 es externo a la válvula 99 y está rígidamente conectado con la serie de tuberías 26 para recibir las comunicaciones y la energía por medio de un cable de empalme de energía y señal 104. La válvula controlable 99 incluye un cabezal motorizado de válvula de jaula 108 y un cabezal de válvula de retención 110, los cuales se ilustran esquemáticamente en la Figura 4. El cabezal de la válvula de caja jaula 108 y el cabezal de válvula de retención 110 operan de manera similar a la jaula 240 y el cabezal de válvula de retención 250 de la Figura 3A. Los cabezales de válvula 108, 110 cooperan para controlar la comunicación de fluido entre el espacio anular 31 y el interior de la serie de tuberías 26. Una pluralidad de sensores son utilizados en conjunto con el módulo electrónico 106 para controlar la operación de la válvula controlable 99 y el pozo de extracción de gas 10. Los sensores de presión, tales como aquellos producidos por la empresa Three Measurements Specialties, Inc., pueden ser utilizados para medir la presión interna de la tubería, las presiones internas del alojamiento de canaleta y las presiones diferenciales a través de las válvulas de extracción de gas. En operación comercial, la presión interna de la canaleta es considerada innecesaria. Un sensor de presión 112 es rígidamente montado a la serie de tuberías 26 para detectar la presión interna de la tubería de fluido dentro de la serie de tuberías 26. Un sensor de presión 118 se monta dentro del receptáculo 100 para determinar la presión diferencial a través del cabezal de la válvula de jaula 108. .Ambos, el sensor de presión 112 y el sensor de presión 118, están conectados eléctricamente independientes con el módulo electrónico 106 para recibir energía y para retransmitir las comunicaciones. Los sensores de presión 112, 118 están en forma de canal para soportar la vibración severa asociada con la serie de tubería de extracción de gas. Los sensores de temperatura, tales como aquellos manufacturados por la empresa Four .Analog Devices, Inc. (por ejemplo, LM-34) son utilizados para medir la temperatura del fluido dentro de la tubería, la canaleta del alojamiento, el transformador de energía o el suministro de energía. Un sensor de temperatura 114 está montado en la serie de tuberías 26 para detectar la temperatura interna del fluido dentro de la serie de tuberías 26. El sensor de temperatura 114 está eléctricamente conectado con el módulo electrónico 106 que recibe energía y retransmite las comunicaciones. Los transductores de temperatura utilizados en el fondo de la perforación están graduados para temperaturas de -45 a 149° C (-50 hasta 300°F) y están condicionados por el sistema de circuitos de entrada para un rango de temperatura de -15 hasta 120° C (+5 hasta +255°F) . El voltaje primario desarrollado en un suministro de energía en el módulo electrónico 106 se divide en un elemento divisor resistivo de modo que los 25,5 voltios producirán una entrada al convertidor análogo/digital de 5 voltios. Un sensor de salinidad 116 también está eléctricamente conectado con el módulo electrónico 106. El sensor de salinidad 116 está conectado de manera rígida y se sella con el alojamiento del receptáculo alargado 100 con el fin de detectar la salinidad del fluido en el espacio anular 31. Debe de entenderse que las modalidades alternativas ilustradas en las Figuras 3B y 4 podrían incluir o excluir cualquier cantidad de sensores 112, 114, 116 ó 118. Se podrían utilizar sensores diferentes a afea É ÉíiÉ K ^ aquellos mostrados en cualquiera de las modalidades. Estos podrían incluir sensores de presión, sensores de presión absoluta, sensores de presión diferencial, sensores de velocidad de flujo, sensores de onda acústica de la 5 tubería, sensores de posición de válvula o una variedad de otros sensores de señal análoga. De manera similar, debe observarse que mientras el módulo electrónico 256 mostrado en la Figura 3B es empacado dentro de la válvula 220, un módulo electrónico similar al módulo electrónico 106 podría ser empacado con varios sensores y desplegado independiente de la válvula controlable 220. Con referencia ahora a la Figura 5 en los dibujos, se ilustra un diagrama de circuito equivalente para el pozo de extracción de gas 10 y debe compararse con la Figura 1. 15 La fuente de energía y la computadora 44 incluye la fuente de energía de corriente alterna 120 y un módem 122 eléctricamente conectado entre el entubado de retención 24 y las serie de tuberías 26. Como se discutió previamente, el módulo electrónico 256 se monta internamente dentro de un alojamiento de válvula que es capaz de insertarse y recuperarse mediante un cable de acero en el fondo de la perforación. El módulo electrónico 106 es montado independiente y permanentemente en un receptáculo alargado en la serie de tuberías 26. A los fines del diagrama de circuitos equivalente de la Figura 5, es importante observar que los módulos electrónicos 256, 106 parecen idénticos, siendo ambos módulos, 256 y 106, eléctricamente conectados entre el entubado de retención 24 y la serie de tuberías 26. Los módulos electrónicos 256 y 106 pueden contener u omitir componentes diferentes y combinaciones tales como los sensores 112, 114, 116, 118. Adicionalmente, los módulos electrónicos pueden o no ser parte integral de una válvula controlable. Cada módulo electrónico incluye un transformador de energía 124 y un transformador de datos 128. El transformador de datos 128 está conectado eléctricamente con el módem 130. La fuente de energía y computadora 44 también incluye un controlador de superficie (no se muestra en la Figura 5) , que está eléctricamente conectado por medio de un dispositivo de comunicación de superficie (es decir, el módem 122) y la serie de tuberías 26 y/o entubado de retención 24 con un dispositivo de comunicación en el fondo de la perforación (por ejemplo, con el módem 130) . Cada módem 130 puede comunicarse con el módem 122, ya sea directamente mediante relevadores través de dispositivos de comunicación intermedios (que comprenden dispositivos de módem, filtros, transformadores de datos, amplificadores, como algunos ejemplos) para retransmitir una señal según sea requerido a fin de efectuar cambios en la operación del pozo. Por ejemplo, una computadora de superficie puede recibir las mediciones desde una variedad de fuentes, tales como sensores en el fondo de la perforación, mediciones del rendimiento de petróleo y mediciones de la entrada de gas comprimido al pozo (flujo y presión) . Utilizando estas mediciones, la computadora puede calcular una posición óptima de una válvula de gas controlable, más particularmente, la cantidad óptima del gas inyectado desde el espacio anular 31 a través de cada válvula controlable hacia la serie de tuberías 26. Los parámetros adicionales pueden ser controlados por la computadora, tal como el control de la cantidad de gas comprimido que entra al pozo en la superficie, el control de la contra presión en los pozos, el control de un sistema de inyección de agente tenso activo o frita porosa para espumar el petróleo y recibir las mediciones de producción y operación desde una variedad de otros pozos en el mismo campo, para optimizar la producción del yacimiento o la zona de producción. En función de los rangos de comunicación que los dispositivos de módem 130 son capaces de suministrar de acuerdo con condiciones específicas del pozo, la transmisión de los datos de control y el sensor hacia arriba y hacia abajo del pozo puede requerir que estas señales sean retransmitidas entre los dispositivos de módem 130 en vez de que sean pasadas directamente desde la superficie a los dispositivos seleccionados 50 en el fondo de la perforación (véase la Figura 1) . Este método de retransmisión puede ser aplicado para ambas terminaciones de pozo, convencional y multilateral. De preferencia, los dispositivos de módem en el fondo de la perforación 130 son colocados de modo que cada uno se comunique con los dos dispositivos de módem siguientes arriba del pozo - y los dos siguientes dispositivos de módem debajo del pozo. Esta redundancia permite que las comunicaciones continúen operando aún en caso de falla de uno de los dispositivos de módem que se encuentran en el fondo de la perforación 130. El montaje de los dispositivos en el fondo de la perforación 50, que tienen los dispositivos de módem 130, *M*M¿ÍÍI* - * , *&-&. _* -A. jJÉí =fid.^ iijj?j puede proporcionar una columna vertebral de telemetría permanente la cual puede ser parte de la infraestructura del pozo. Esta columna vertebral de telemetría puede proporcionar un medio para medir las condiciones en cada parte del pozo y transmitir los datos a una computadora de superficie o un controlador en el fondo de la perforación, y para que la computadora transmita las señales de control para abrir o cerrar las válvulas en el fondo de la perforación con el fin de ajustar la contra presión, ajustar la velocidad de inyección de gas, ajustar las velocidad de flujo y así sucesivamente. Este nivel de control permite que se optimice la producción desde el pozo contra los criterios que pueden ser dinámicamente manejados esencialmente en tiempo-real, en vez de ser determinados en función de una meta de producción estática. Por ejemplo, el óptimo bajo un grupo de condiciones económicas puede ser la recuperación máxima a partir del depósito, aunque de acuerdo con condiciones económicas diferentes puede ser benéfico para alterar el método de producción con el fin de minimizar el costo de recuperación utilizando gas de extracción para un efecto máximo. Con referencia a la Figura 6 en los dibujos, el módulo electrónico 106 es ilustrado en mayor detalle.

Aunque los componentes de cualquier módulo electrónico particular pueden variar, los componentes mostrados en la Figura 6 podrían estar presentes en los módulos electrónicos empacados dentro del alojamiento de una válvula (tal como el módulo electrónico 256) o los módulos electrónicos que son externos a una válvula. Los amplificadores y acondicionadores de señal 180 se proporcionan para recibir señales de entrada desde una variedad de sensores, tales como señales de la temperatura de la tubería, de la temperatura del espacio anular, de la presión de la tubería, de la presión del espacio anular, de la velocidad de flujo del gas de extracción, de la posición de la válvula, de la salinidad, de la presión diferencial, de las lecturas acústicas y otros. Algunos de estos sensores son análogos a los sensores 112, 114, 116 y 118 mostrados en la Figura 4. De preferencia, cualquiera de los amplificadores operacionales de bajo ruido son configurados con entradas de extremo simple de no inversión (por ejemplo, el LT1369 de Linear Technology) . Todos los amplificadores 180 están programados con elementos de ganancia diseñados para convertir el rango operativo de una entrada de un sensor individual a una salida significativa de 8 bits. Por ejemplo, una entrada de un psi de presión producirá un bit de salida digital, 100 grados de temperatura producirán 100 bits de salida digital, y 12.3 voltios de entrada de voltaje primario de corriente continua producirá una salida de 123 bits. Los amplificadores 180 son capaces de una operación de vía-avía. El módulo electrónico 106 está eléctricamente conectado con el módem 122 mediante el entubado de retención 24 y la serie de tuberías 26. Los interruptores de dirección 182 se proporcionan para dirigir un dispositivo en particular desde el módem 122. Como se muestra en la Figura 6, 4 bits de las direcciones son conmutados de manera que puedan seleccionarse para formar los 4 bits superiores de una dirección completa de 8 bits. Los 4 bits inferiores están implícitos y son utilizados para dirigir los elementos individuales dentro de cada módulo electrónico 106. Así, utilizando la configuración ilustrada, se asignan dieciséis módulos a un solo módem 122 en una línea de comunicaciones simple. Conforme se configuran, hasta cuatro dispositivos de módem 122 pueden ser acomodados en una línea de comunicación simple. El módulo electrónico 106 también incluye un controlador de interfaz programable (PIC, por sus siglas en inglés) 170, que tiene, de preferencia, una velocidad de reloj básica de 20 MHz y está configurado con 8 las entradas de señal análogas-a-digital 184 y con 4 entradas direccionales 186. El PIC 170 incluye un nivel de transistor-transistor (TTL) de comunicaciones en serie, el receptor-transmisor asincrono universal UART 188, así como también una interfaz controladora de motor 190. El PIC 170 está eléctricamente conectado con el módem 171 (análogo al módem 130 de la Figura 5) que se comunica con el módem 122. El módulo electrónico 106 también contiene un suministro de energía 166. Se suministrada una línea nominal de energía de corriente alterna de 6 voltios al suministro de energía 166 a lo largo de la serie de tuberías 26. El suministro de energía 166 convierte esta energía a + 5 voltios de corriente directa en la terminal 192, a - 5 voltios de corriente directa en la terminal 194, y a + 6 voltios de corriente continua en el terminal 196. También se muestra un terminal conectada a tierra 198. La energía convertida es utilizada por varios elementos dentro del módulo electrónico 106. Aunque las conexiones entre el suministro de energía 166 y los componentes del módulo electrónico 106 no se muestran, el suministro de energía 166 está eléctricamente conectado con los siguientes componentes para proporcionar la energía específica. El PIC 170 utiliza + 5 voltios de corriente directa, mientras el módem 171 utiliza + 5 y menos 5 voltios de corriente directa. Un motor 199 (análogo al motor de paso a paso 234 de la Figura 3A) recibe el suministro de + 6 voltios de corriente directa desde la terminal 196. El suministro de energía 166 comprende un transformador elevador para convertir los 6 voltios nominales de corriente alterna en 7,5 voltios de corriente alterna. Los 7,5 voltios de corriente alterna se rectifican a continuación, en un puente de onda completa para producir 9.7 voltios de corriente continua no regulada. Reguladores conde tres terminales proporcionan las salidas reguladas en los terminales 192, 194 y 196, que son fuertemente filtrados y protegidos por un sistema de circuitos EMF invertido. El módem 171 es el principal consumidor de energía en el módulo electrónico 165, comúnmente utilizando 350+ miliamperios a +/- 5 voltios de corriente continua de más/menos cuando transmite. El módem 171 es un módem digital de banda-ancha que tiene un chip portador de línea de energía IC/SS determinado como los modelos EG ICS1001, ICS1002 e ICS1003 manufacturados por la empresa National Semiconductor. El ^¿ ^ l^ módem 171 es capaz de velocidades de datos de 300-3200 baudios, en frecuencias portadoras que van desde 14 kHz hasta 76 kHz. La Patente de los Estados Unidos No. 5, 488,593 describe el chip determinado en mayor detalle y es incorporado a la presente como referencia. Existen implementaciones alternativas de dispositivos de módem adecuados basados en varios principios de transmisión, tanto de banda ancha como de banda angosta, que están comercialmente disponibles y pueden ser adecuados para los fines de proporcionar comunicaciones de dos direcciones entre los dispositivos de módem. El PIC 170 controla la operación del motor de paso a paso 199 a través de un controlador de motor de paso a paso 200, tal como el modelo SA1042 manufacturado por la empresa Motorola. El controlador 200 sólo necesita información direccional y pulsos de reloj simples desde el PIC 170 para mover el motor de paso a paso 199. Una graduación inicial del controlador 200 condiciona todos los elementos para operación inicial en los estados conocidos. El motor de paso a paso 199, de preferencia un cabezal de engranaje MicroMo, ubica un cabezal de válvula de jaula 201 (análogo a la jaula 240 de la Figura 3A) , que es el componente operativo principal de la válvula de extracción de gas controlable. El motor de paso a paso 199 proporciona 0,4 pulgadas-onza de torsión y puede ser operado hasta 500 etapas por segundo. Una revolución completa del motor de paso a paso 199 consiste de 24 etapas individuales, y el cabezal de engranaje proporciona una reducción mecánica de 989: 1, proporcionando una velocidad máxima de 1 revolución por minuto en el eje de salida del cabezal de engranaje a una torsión de 4286 gramos-centímetro (24 pulgadas-libras), que es más que suficiente para asentar y quitar de asiento la válvula 201. Mientras este ejemplo ilustrativo de una modalidad adecuada se basa en la utilización de un motor de paso a paso, es importante notar que existen métodos alternativos para el control electrónico adecuado de otros tipos de motores, muchos de los cuales podrían ser adecuados para los fines de controlar el grado de apertura de la válvula 201. El PIC 170 se comunica, a través del módem digital 171 con el módem 122 mediante el entubado de retención 24 y la serie de tuberías 26. El PIC 170 utiliza un protocolo de comunicaciones MODBUS 584/985 PLC. El protocolo es codificado en ASCII para transmisión.

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OPERACIÓN *', Un gran porcentaje de la producción de petróleo artificialmente extraído hoy en día, utiliza la extracción de gas para ayudar a llevar el petróleo del depósito a la superficie. En estos pozos de extracción de gas se inyecta gas comprimido en la parte externa en el fondo de la perforación de la tubería, usualmente en el espacio anular entre el entubado de retención y la tubería de producción, y las válvulas mecánicas de extracción de gas permiten la comunicación del gas hacia la sección de tubería, indicando así el crecimiento de la columna de fluido dentro de la tubería de producción hacia la superficie. Como se describió con anterioridad, las válvulas convencionales mecánicas de extracción de gas no son confiables debido a las fugas y fallas. Estas fugas y fallas no se detectan con rapidez en la superficie y, probablemente, reducen la eficiencia de producción del pozo en el orden del 15 por ciento a través de velocidades de producción inferiores y mayores demandas en los sistemas de compresión del gas de extracción de campo. La columna vertebral de telemetría inalámbrica de la presente invención proporciona un sistema para monitorear y controlar la operación de un pozo de extracción gas. Colocando los dispositivos en el fondo de la perforación, tales como los sensores, los módulos electrónicos, las válvulas controlables de extracción de gas y los dispositivos de módem en la serie de tuberías del pozo, el pozo puede ser monitoreado de manera exacta y pueden hacerse los cambios necesarios para promover la producción eficiente. Cada uno de los dispositivos individuales en el fondo de la perforación, es individualmente dirigido por medio de una comunicación inalámbrica a través del entubado de retención y la tubería de producción. 0 sea, un módem en la superficie y un controlador asociado se comunica con una cantidad de dispositivos de módem en el fondo de la perforación. Cuando el módem de superficie está comunicándose con un módem particular en el fondo de la perforación, otros dispositivos de módem en el fondo de la perforación pueden actuar como intermediarios retransmitiendo las señales según sea necesario. Los sensores reportan estas mediciones como presiones de la tubería de producción en el fondo de la perforación, como presiones del entubado de retención en el fondo de la perforación, como temperaturas de la tubería de producción y del entubado de retención en el fondo de la perforación, como velocidades de flujo de gas de ' ¿¿ -^ ktotL**** ** extracción, como la posición de la válvula de gas y como datos acústicos (véase en la Figura 4, los sensores 112, 114, 116 y 118) . La computadora de superficie (ya sea que esté ubicada en posición local en la boca del pozo o que esté ubicada en posición central en un yacimiento de producción) combina y analiza continuamente los datos en el fondo de la perforación, así como también los datos de superficie, para calcular un perfil de presión de la tubería de producción en tiempo real. A partir de estos datos se calcula una velocidad de flujo óptima del gas-extracción para cada válvula controlable de extracción de gas. En forma alterna, los sensores pueden reportar sus mediciones por medio de los dispositivos de módem repetidores en el fondo de la perforación a un controlador asociado con la válvula de extracción-gas para controlar de modo similar la operación de la válvula para obtener velocidades de flujo óptimas o deseadas. Además de controlar la velocidad de flujo del pozo, la producción puede ser controlada para producir un estado óptimo de flujo de fluido. Se pueden evitar las condiciones indeseables, tales como "avances" y "flujo de tarugos". Como se mencionó con anterioridad, al ser capaz de determinar rápidamente las condiciones indeseables de I ? H Í . ?Ú ?* . ^¿* Í*?.I*£ . *z*á £.í.*M ll?ííL, *?k$í?, flujo debajo de la perforación, la producción puede ser controlada con el fin de evitar dichas condiciones indeseables. Una rápida detección por la computadora de superficie en cuanto a las condiciones de flujo permite que la computadora corrija cualquiera problema de flujo ajustando factores tales como la posición de la válvula controlable de extracción de gas, la velocidad de inyección de gas, la contra presión en la tubería en la boca del pozo e, incluso, la inyección del agente tensoactivo. Si bien muchos de los ejemplos aquí argumentados son aplicaciones de la presente invención en pozos de petróleo, la presente invención también puede ser aplicada a otros tipos de pozos, incluyendo aunque no se limita a, los pozos de agua y los pozos de gas natural. La persona experta en la técnica entenderá que la presente invención puede ser aplicada en muchas áreas donde exista la necesidad de proveer una válvula controlable dentro de un pozo de perforación, un pozo o cualquier otra área que resulte difícil de acceder. También, la persona experta en la técnica observará que la presente invención puede ser aplicada a muchas áreas en las cuales ya exista una estructura de tubería conductiva y exista la necesidad de enviar energía y comunicaciones a una válvula controlable en un pasaje igual o similar a la estructura de las tuberías. Un sistema o red de rociado de agua para extinción de incendios en un edificio, es un ejemplo de una estructura de tuberías que puede estar ya existente, y puede tener un pasaje igual o similar como el deseado para enviar energía y comunicaciones a una válvula controlable. En este caso puede utilizarse otra estructura de tuberías u otra porción de la misma estructura de tuberías como el retorno eléctrico.

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. ^ ¡ ^rf*

Claims (14)

1. 'X REIVINDICACIONES Habiéndose descrito la invención como antecede, se reclama como propiedad lo contenido en las siguientes reivindicaciones : 1. Un pozo de petróleo tiene una perforación de pozo que se extiende en el suelo y una estructura de tubería eléctricamente conductiva dispuesta en la perforación de pozo, en donde uno o más dispositivos están eléctricamente conectados con la estructura de tubería en la perforación de pozo para la recepción inalámbrica de una señal eléctrica, que varía con respecto al tiempo, aplicada a la estructura de tubería, y al menos un dispositivo que detecta o controla una característica física en o próximo a la perforación de pozo se energiza mediante la señal, y en donde un estrangulador de inducción se localiza próximo a una porción de la estructura de tubería para enrutar o enviar la señal que varía con respecto al tiempo dentro de la estructura de tubería, caracterizado porque el estrangulador de inducción actúa como una impedancia en serie con un flujo de corriente eléctrica a través de la porción de la estructura de tubería.
2. 2. El pozo de petróleo de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque la estructura de llaMiJi sr ^ '^ • • -• * • -*• '-'' * • - tubería es una serie de tubería producción que está rodeada por un espacio anular relleno de fluido y una tubería de retención.
3. 3. El pozo de petróleo de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque un dispositivo es susceptible de operarse para aplicar una señal eléctrica que varía con respecto al tiempo a la estructura de tubería para transmitir información.
4. 4. El pozo de petróleo de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque el dispositivo es un sensor que detecta una característica física en la perforación de pozo, tal como temperatura, presión o acústica.
5. 5. El pozo de petróleo de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque el dispositivo es una válvula que opera cuando es comandada por una señal inalámbrica aplicada a la estructura de la tubería de producción.
6. 6. El pozo de petróleo de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque es un pozo de extracción de gas, la estructura de tuberías incluye la tubería de producción y el dispositivo es una válvula de extracción de gas conectada con la tubería de producción y es capaz de ajustarse con el fin de regular el flujo de fluido entre el interior y el exterior de la , tubería de producción.
7. 7. El pozo de petróleo de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque incluye una pluralidad de dispositivos, cada uno de los cuales se adapta con el objeto de enviar y recibir señales de comunicación para comunicarse con otros dispositivos en distintas regiones del pozo.
8. 8. El pozo de petróleo de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque incluye un controlador y algunos de los dispositivos que son sensores y por lo menos un dispositivo que es una válvula, con lo cual el controlador determina la operación de la válvula en base a las señales de entrada que provienen de los sensores.
9. 9. En un pozo de petróleo que tiene una perforación de pozo la cual se extiende en el suelo y una estructura de tuberías eléctricamente conductivas dispuesta en la perforación de pozo, un método de operar la perforación de pozo mediante la aplicación de una señal eléctrica que varía con respecto al tiempo en la estructura de tuberías, la cual es recibida por uno o más dispositivos inalámbricos eléctricamente conectados con la estructura de tuberías en la perforación de pozo, para efectuar la operación al menos de un dispositivo en el suelo y en donde el estrangulador de inducción se sitúa próximo a una porción de la estructura de tuberías con la finalidad de enrutar la señal que varía con respecto al tiempo dentro de la estructura de tuberías, caracterizado porque el estrangulador de inducción actúa como una serie de impedancia con el flujo de corriente eléctrica a través de la porción de la estructura de tuberías.
10. 10. El método en donde el dispositivo comprende un sensor de conformidad con la reivindicación 9, caracterizado porque incluye detectar una característica física tal como la temperatura, la presión o la acústica y comunica esta característica física a lo largo de la estructura de tuberías.
11. 11. El método de conformidad con la reivindicación 9, caracterizado porque una señal de energía que varía con respecto al tiempo y una señal de comunicación que varía respecto al tiempo es aplicada a la estructura de tuberías para dar energía y comunicarse con una cantidad de dispositivos .
12. 12. El método de conformidad con la reivindicación 9, caracterizado porque el pozo de petróleo es de extracción de gas y al menos un dispositivo es una válvula controlable, que incluye la comunicación con la válvula y la regulación del flujo de fluido a través de la válvula.
13. 13. El método de conformidad con la reivindicación 12, caracterizado porque incluye el control de la operación del pozo de extracción de gas.
14. 14. El método de conformidad con la reivindicación 13, caracterizado porque la operación incluye la descarga, cambio o producción del pozo.