MXPA02008579A - Control inalambrico de entrada e inyeccion de intervalo de pozo en el fondo de la perforacion. - Google Patents

Abstract

Un aparato y metodo de control electrico de la entrada y/o inyeccion de intervalo del pozo en el fondo de la perforacion. La seccion de pozo que puede controlarse en el fondo de la perforacion (71) comprende un modulo de comunicaciones y control (80), un sensor (82), una valvula electricamente controlable (84) y un regulador de induccion (90). La valvula electricamente controlable (84) se adapta con el objeto de regular el flujo entre la parte exterior del entubado (40) y la parte interior (104) del entubado. La transmision de energia y senal entre la superficie y el fondo de la perforacion se lleva a cabo mediante el entubado (40) y/o el revestimiento (30). Cuando existen multiples secciones de pozo controlables en el fondo de la perforacion (72-75), pueden utilizarse los inhibidores de flujo (61-65) para separar las secciones de pozo.

Description

CONTROL INALÁMBRICO DE ENTRADA E INYECCIÓN DE INTERVALO DE POZO EN EL FONDO DE LA PERFORACIÓN Antecedentes de la Invención Campo de la Invención La presente invención se refiere a un pozo petrolero para la extracción de productos de petróleo. En una modalidad, la presente invención se refiere a sistemas y métodos de control eléctrico de la entrada y/o inyección de flujo de intervalo de pozo en el fondo de la perforación para la extracción de productos de petróleo. Descripción de la Técnica Relacionada La realización de una eficiencia de alta recuperación a partir de yacimientos de hidrocarburos espesos, requiere de un grado de extracción uniforme a partir de los pozos terminados con respecto de intervalos largos de extracción. En los pozos verticales, los intervalos abiertos incluyen comúnmente una cantidad de capas geológicas que poseen una variedad de propiedades petro-físicas y condiciones de yacimiento iniciales. Sobre todo, las variaciones en la permeabilidad y en la presión de yacimiento inicial, originarían un agotamiento irregular de las capas, sí las capas fueran extraídas como una unidad con una presión REF. 141731 de depresión única. Conforme se efectúa la extracción en el campo, las capas de alta permeabilidad se agotan más rápido que las capas compactas y las capas de alta presión pueden fluir incluso en dirección transversal hacia las capas de presión más baja. En los pozos horizontales, el intervalo de terminación abierta está contenido, por lo regular, en una capa geológica única. No obstante, la entrada de flujo irregular puede originarse a partir de la caída de presión a lo largo del pozo. Este efecto es particularmente evidente en intervalos de terminación largos en donde la presión del yacimiento es casi igual a la presión en el pozo en el extremo distante (el extremo) . En tal caso, casi no sucede una entrada de flujo en el extremo. En el otro extremo del intervalo abierto junto a la parte vertical del pozo (la parte inferior) , la diferencia más grande entre la presión del yacimiento y la presión en el pozo origina en este punto, velocidades de entrada más grandes. Las altas velocidades de entrada junto a la parte inferior pueden conducir a una salida de gas prematura desde la parte inferior de coneado de gas, o a una salida de agua prematura desde la parte superior de coneado de agua .

Los perfiles de extracción de los pozos verticales se describen mediante la ecuación de flujo de Darcy de estado de régimen para flujo radial: q R = 2 p k kr h ?p (1 ) µ ln (re/rw) donde qR = velocidad de flujo [l3 t"1] k = permeabilidad absoluta [l2] kr = permeabilidad relativa [sin unidades] Ap = depresión o diferencia de presión = presión del yacimiento-presión del pozo [m l"1 t"2] µ = viscosidad [m l"1 t"1] re = radio exterior del yacimiento [1] rw = radio del pozo--[l] h = longitud de intervalo abierto [1] Cada fluido que está en movimiento puede describirse mediante esta ecuación. En la mayoría de los pozos, requerimos contar el flujo de gas, de petróleo y agua. En la fase inicial de la extracción de un campo petrolero, la presión del yacimiento es comúnmente grande. Sí se aplicaran las presiones de depresión o de diferencia de presión, los perfiles de entrada serían uniformes para las capas con permeabilidades parecidas debido a que las variaciones en la presión de yacimiento inicial de las capas son más pequeñas, de manera común, que la presión de depresión o de diferencia de presión. Conforme se realiza la extracción en el pozo y las capas se agotan, la presión del yacimiento afecta los perfiles de extracción hasta un alcance mayor debido a que algunas capas pueden tener pequeñas depresión o diferencia de presión, incluso sí se realizara la extracción del pozo en su presión más baja. Las variaciones en la permeabilidad entre las capas pueden originarse a partir de (1) las diferencias en el tamaño de grano, la clasificación y el empaque, o (2) a partir de la interferencia de los fluidos que están en movimiento, es decir, la permeabilidad relativa. Lo precedente -la estructura de mineral de grano- no se espera que cambie tanto el perfil de extracción, durante la vida del pozo debido a que la estructura de grano permanece sin cambio, excepto para la compactación. Aunque la compactación puede igualar las permeabilidades de capa. Los efectos de saturación del fluido sobre la permeabilidad conducen a perfiles pobres de productividad debido, por ejemplo, a que una capa con alta permeabilidad es probable que tenga una alta saturación de fluido específico, lo cual hace que la capa sea aún más productiva. Durante la vida de un pozo estos efectos de saturación pueden conducir a perfiles aún más pobres debido, por ejemplo, a que la salida de gas o agua hacia el pozo origina un incremento en la saturación de fluido de salida e incluso a una productividad más alta del fluido con relación a las otras capas. Los perfiles de productividad en los pozos horizontales podrían ser afectados por medio de la estratificación sí el pozo se interceptara con estratos inclinados o sí el pozo horizontal se inclinara ligeramente y cruzara un estrato impermeable. Sin embargo, se espera que el efecto mayor sea la diferencia entre la presión de depresión entre el extremo y la parte inferior. Los problemas asociados con perfiles pobres de productividad en los pozos con terminaciones de intervalo grandes se han dirigido en una reciente solicitud de patente titulada "Mini-bombas en una Sección de Agujero de Perforación de un Pozo" , presentada el 15 de Septiembre de 1999, por los inventores M. E. Amory, R. Daling, C. A. Glandt, R. N. orrall, Solicitud de Patente EPC No. 99203017.1, documento que se incorpora como referencia. Este método propone el uso de varios dispositivos de bombeo anular que se situados a lo largo del intervalo abierto del pozo con el objeto de contrarrestar la caída de presión debida al flujo en el pozo y con lo cual aumenta la entrada de flujo en el extremo del pozo.

Asimismo, los pozos pueden utilizarse para inyección de fluido. Por ejemplo, en algunas ocasiones la inundación con agua se utiliza con el fin de desplazar los hidrocarburos en los yacimientos hacia los pozos de extracción. Durante la inundación con agua, es deseable tener una inyección uniforme. Por lo tanto, con la inyección de fluido, las mismas cuestiones que se presentan con respecto a garantizar la inyección uniforme son las mencionadas con anterioridad para buscar una entrada uniforme de flujo y debido a las mismas razones. Los obturadores de empaque convencionales se conocen tal como se describen en las Patente de los Estados Unidos Nos. 6, 148,915, 6, 123,148, 3, 566,963 y 3, 602,305. Todas las referencias que se citan en este documento se incorporan como referencia para el alcance máximo permisible por la ley. Para que el alcance de una referencia no pueda incorporarse en su totalidad en éste documento, esta se incorpora como referencia para propósito de antecedentes e indicativa del conocimiento de una persona de experiencia ordinaria en la técnica. SUMARIO DE LA INVENCIÓN Los problemas y necesidades delineados con anterioridad son resueltos y cumplidos en gran medida por medio de la presente invención. De acuerdo con una modalidad de la presente invención, se proporciona un pozo petrolero para la extracción de productos de petróleo. El pozo petrolero comprende un revestimiento de pozo, un entubado de extracción, una fuente de corriente variable con respecto al tiempo, y una sección de pozo que puede controlarse en el fondo de la perforación. El revestimiento de pozo se extiende dentro de una perforación del pozo y el entubado de extracción se extiende dentro del revestimiento. La fuente de corriente variable con respecto al tiempo se encuentra en la superficie, y se conecta en forma eléctrica con el entubado y/o el revestimiento, de manera que el entubado y/o el revestimiento actúan como un conductor eléctrico para transmitir la corriente eléctrica variable con respecto al tiempo desde la superficie hacia una posición en el fondo de la perforación. La sección de pozo que puede controlarse en el fondo de la perforación comprende un módulo de comunicaciones y control, un sensor, una válvula eléctricamente controlable y un regulador de inducción. El módulo de comunicaciones y control se conecta eléctricamente con el entubado y/o el revestimiento. El sensor y la válvula eléctricamente controlable se conectan en forma eléctrica con el módulo de comunicaciones y control . La válvula eléctricamente controlable se adapta con la finalidad de regular el flujo entre el exterior del entubado y el interior del mismo. El regulador de inducción se localiza alrededor de una parte del entubado y/o revestimiento. El regulador de inducción se adapta con el objeto de enrutar parte de la corriente a través del módulo de comunicaciones y control al crear un potencial de voltaje dentro del entubado y/o el revestimiento entre uno y otro lado del regulador de inducción. El módulo de comunicaciones y control se conecta en forma eléctrica a través de este potencial de voltaje. La sección de pozo que puede controlarse en el fondo de la perforación puede comprender además un inhibidor de flujo localizado dentro del revestimiento y alrededor de otra parte del entubado, de manera que sea impedido el flujo de fluidos dentro del revestimiento desde un lado hacia el otro lado del inhibidor de flujo mediante el mismo. En una modalidad que posee secciones de pozo múltiples, puede utilizarse un inhibidor de flujo a efecto de definir un límite entre las secciones de pozo. El sensor puede ser un sensor de flujo de fluidos, un sensor de presión de fluido, un sensor de densidad de fluido o puede ser un transductor de forma de onda acústica. De acuerdo con otra modalidad de la presente invención, se proporciona un método de extracción de petróleo a partir de un pozo petrolero. El método comprende las siguientes etapas, el orden de las cuales puede variar: (i) proporcionar una pluralidad de secciones de pozo que pueden controlarse en el fondo de la perforación del pozo al menos para una zona de extracción de petróleo, cada una de las secciones de pozo comprende un módulo de comunicaciones y control, un sensor de flujo, una válvula eléctricamente controlable y un inhibidor de flujo, el inhibidor de flujo se sitúa dentro del revestimiento de pozo y alrededor de una parte del entubado de extracción del pozo, el módulo de comunicaciones y control se conecta en forma eléctrica con el entubado y/o el revestimiento y tanto la válvula eléctricamente controlable como el sensor de flujo se conectan en forma eléctrica con el módulo de comunicaciones y control; (ii) impedir el flujo de fluidos entre las secciones de pozo dentro del revestimiento con los inhibidores de flujo; (iii) medir el flujo de fluidos al menos entre una zona de extracción de petróleo y la parte interior del entubado en cada una de las secciones de pozo con su respectivo sensor de flujo; (iv) regular el flujo de fluidos al menos entre una zona de extracción de petróleo y la parte interior del entubado en cada una de las secciones de pozo con su respectiva válvula eléctricamente controlable, en base a las mediciones de flujo de fluidos; y (v) extraer productos de petróleo a partir del pozo por medio del entubado.

El método puede comprender además las siguientes etapas, el orden de las cuales podría variar: (vi) suministrar la corriente variable con respecto al tiempo, al entubado y/o al revestimiento desde una fuente de corriente que se encuentra en la superficie; (vii) impedir el paso de corriente con un regulador de inducción que se localiza alrededor del entubado y/o revestimiento; (viii) crear un potencial de voltaje entre uno y otro lado del regulador de inducción dentro del entubado y/o revestimiento; (ix) enrutar la corriente a través de al menos uno de los módulos de comunicaciones y control en el potencial de voltaje utilizando el regulador de inducción; y (x) energizar al menos uno de los módulos de comunicaciones y control utilizando el potencial de voltaje y la corriente que proviene del entubado y/o el revestimiento. También, el método comprende además las siguientes etapas, el orden de las cuales podría variar: (xi) transmitir las mediciones de flujo de fluidos a un sistema de computadora en la superficie utilizando el módulo de comunicaciones y control por medio del entubado y/o el revestimiento; (xii) calcular la caída de presión a lo largo de las secciones de pozo, con el sistema de computadora y con la utilización de las mediciones de flujo de fluidos; (xiii) determinar sí fuera necesario hacer ajustes a las válvulas eléctricamente controlables de las secciones de pozo; (xiv) sí fueran necesarios los ajustes de las válvulas, se envían señales de comando a los módulos de comunicaciones y control de las secciones de pozo requiriendo el ajuste de la válvula; y (xv) del mismo modo, sí fueran necesarios los ajustes de las válvulas, se procede entonces a ajustar la posición de la válvula eléctricamente controlable por medio del módulo de comunicaciones y control para cada una de las secciones de pozo que requieren el ajuste de la válvula. De acuerdo con aún otra modalidad de la presente invención, se proporciona un método de inyectar fluido, en forma controlada en un yacimiento con un pozo. El método comprende las siguientes etapas, el orden de las cuales podría variar: (i) proporcionar una pluralidad de secciones de pozo que pueden controlarse del pozo para el yacimiento, cada una de las secciones de pozo comprende un módulo de comunicaciones y control, un sensor de flujo, una válvula eléctricamente controlable y un inhibidor de flujo, el módulo de comunicaciones y control se conecta en forma eléctrica con el entubado y/o el revestimiento, tanto la válvula eléctricamente controlable como el sensor de flujo se conectan en forma eléctrica con el módulo de comunicaciones y control y el inhibidor de flujo se sitúa dentro del revestimiento de pozo y alrededor de una parte de una serie de entubado del pozo; (ii) impedir el flujo de fluidos entre las secciones de pozo dentro del revestimiento con los inhibidores de flujo; (iii) medir el flujo de fluidos desde la parte interior del entubado hasta el yacimiento en cada una de las secciones de pozo con su respectivo sensor de flujo; (iv) regular el flujo de fluidos desde la parte interior del entubado hacia el yacimiento en cada una de las secciones de pozo con su respectiva válvula eléctricamente controlable, en base a las mediciones de flujo de fluidos; e (v) inyectar fluido en forma controlada en el yacimiento con el pozo. El método puede comprender además las siguientes etapas, el orden de las cuales podría variar: (vi) suministrar la corriente variable con respecto al tiempo al entubado y/o al revestimiento desde una fuente de corriente que se encuentra en la superficie; (vii) impedir el paso de corriente con un regulador de inducción que se localiza alrededor del entubado y/o el revestimiento; (viii) crear un potencial de voltaje entre un lado y otro lado del regulador de inducción dentro del entubado y/o el revestimiento; (ix) enrutar la corriente a través de al menos uno de los módulos de comunicaciones y control en el potencial de voltaje utilizando el regulador de inducción; y (x) energizar al menos uno de los módulos de comunicaciones y control utilizando el potencial de voltaje y la corriente que proviene del entubado y/o el revestimiento. También, el método comprende además las siguientes etapas, el orden de las cuales podría variar: (xi) transmitir las mediciones de flujo de fluidos a un sistema de computadora en la superficie utilizando el módulo de comunicaciones y control por medio del entubado y/o el revestimiento; (xii) calcular la caída de presión a lo largo de las secciones de pozo, con el sistema de computadora y con la utilización de las mediciones de flujo de fluidos; (xiii) determinar sí fuera necesario hacer ajustes a las válvulas eléctricamente controlables de las secciones de pozo; (xiv) sí fueran necesarios los ajustes de las válvulas, se envían señales de comando a los módulos de comunicaciones y control de las secciones de pozo requiriendo el ajuste de la válvula; y (xv) del mismo modo, sí fueran necesarios los ajustes de las válvulas, se procede entonces a ajustar la posición de la válvula eléctricamente controlable por medio del módulo de comunicaciones y control para cada una de las secciones de pozo que requieren el ajuste de la válvula. Las Solicitudes Relacionadas describen las formas de suministrar energía eléctrica a dispositivos en el fondo de la perforación así como proporcionar comunicaciones en ambas direcciones entre la superficie y cada dispositivo en el fondo de la perforación de manera individual . Los dispositivos en el fondo de la perforación pueden contener sensores o transductores con el objeto de medir las condiciones en el fondo de la perforación, tales como la presión, la velocidad de flujo, la densidad de líquido o las formas de onda acústica. Estas mediciones pueden transmitirse a la superficie y se hacen disponibles casi en tiempo real. También, los dispositivos en el fondo de la perforación pueden comprender válvulas eléctricamente controlables, reguladores de presión u otros dispositivos de control mecánico que pueden operarse o cuyos puntos de ajuste pueden ser cambiados en tiempo real mediante comandos enviados desde la superficie a cada dispositivo individual en el fondo de la perforación. Los dispositivos en el fondo de la perforación miden y controlan la entrada o la inyección de flujo con respecto a terminaciones de intervalo largas que se colocan dentro de las secciones de pozo. Las velocidades de flujo medidas se utilizan con la finalidad de controlar los dispositivos que las acompañan, los cuales se utilizan a su vez con el objeto de regular la entrada o la inyección hacia las sub-secciones de la terminación de pozo. Breve Descripción de los Dibujos Otros objetivos y ventajas de la invención se harán aparentes en base a la lectura de la siguiente descripción detallada y en base a la referencia de los dibujos que la acompañan, en los cuales: La Figura ÍA es un esquema de una parte superior de un pozo petrolero de acuerdo con una modalidad preferida de la presente invención; La Figura IB es un esquema de una parte superior de un pozo petrolero de acuerdo con otra modalidad preferida de la presente invención; La Figura 2 es un esquema de una parte en el fondo de la perforación de un pozo de extracción de petróleo de acuerdo con una modalidad preferida de la presente invención; La Figura 3 es una vista ampliada de una parte de la Figura 2 que muestra una sección de pozo del pozo de extracción de petróleo; La Figura 4 gráfica una caída de presión acumulativa a lo largo del entubado de extracción como una función de la distancia a lo largo del entubado para un rango de diferencias entre la presión del yacimiento y la presión de extremo del pozo; y La Figura 5 gráfica la velocidad de entrada relativa como una función de la distancia a lo largo del entubado para un rango de diferencias entre la presión del yacimiento y la presión en el extremo del pozo.

Descripción Detallada de la Invención Con referencia ahora a los dibujos, en donde los mismos números de referencia que se utilizan en este documento designan los mismos elementos a lo largo de las distintas vistas, una modalidad preferida de la presente invención se ilustra y se describe además, y se describen también otras modalidades posibles de la presente invención. Las Figuras no están dibujadas necesariamente a escala, y en algunos ejemplos los dibujos se han exagerado y/o simplificado en ciertos lugares solo con propósitos ilustrativos. Una persona de experiencia ordinaria en la técnica apreciará las muchas aplicaciones y variaciones posibles de la presente invención en base a los siguientes ejemplos de modalidades posibles de la presente invención, así como también en base a aquellas modalidades que se ilustran y se discuten en las Solicitudes Relacionadas, las cuales se incorporan como referencia en este documento para el alcance máximo permitido por la ley. Como se utiliza en la presente solicitud, una "estructura de tubería" puede ser una tubería única, una serie de entubado, un revestimiento de pozo, un vastago de bombeo, una serie de tubos interconectados, varillas, rieles piezas de refuerzo, enrejados, soportes, una extensión de ramal o lateral de un pozo, una red de tubos interconectados u otras estructuras parecidas que son conocidas por una persona de experiencia ordinaria en la técnica. Una modalidad preferida hace uso de la invención en el contexto de un pozo petrolero donde la estructura de entubado comprende tubos o series de entubados tubulares, metálicos eléctricamente conductivos, aunque la invención no se limita de esta manera. Para la presente invención, al menos una parte de la estructura de tubería requiere ser eléctricamente conductiva, esta parte eléctricamente conductiva puede ser la totalidad de la estructura de tubería (por ejemplo, tubos de acero, tubos de cobre) o una parte eléctricamente conductiva que se extiende en dirección longitudinal combinada con una parte no conductiva que se extiende en dirección longitudinal . En otras palabras, una estructura de tubería eléctricamente conductiva es aquella que proporciona una trayectoria de conducción eléctrica desde una primera parte donde se conecta en forma eléctrica una fuente de energía hasta una segunda parte donde un dispositivo y/o regreso eléctrico se conecta en forma eléctrica. Comúnmente, la estructura de tubería será una tubería convencional de metal redonda, aunque la geometría de sección transversal de la estructura de tubería, o cualquier parte de la misma, puede variar en forma (por ejemplo, redonda, rectangular, cuadrada, ovalada) y en dimensiones (por ejemplo, longitud, diámetro, espesor de pared) a lo largo de cualquier parte de la estructura de tubería. Por lo tanto, una estructura de tubería debe tener una parte eléctricamente conductiva que se extiende desde una primera parte hasta una segunda parte de la estructura de tubería, en donde la primera parte se separa distantemente de la segunda parte a lo largo de la estructura de tubería. Se observa también que el término "módem" se utiliza en este documento para referirse en forma genérica a cualquier dispositivo de comunicaciones para transmitir y/o recibir señales de comunicación eléctrica por medio de un conductor eléctrico (por ejemplo, metal) . Por lo tanto, el término "módem" que se utiliza en este documento no se limita al acrónimo para un modulador (dispositivo que convierte una señal de voz o información en una forma que puede ser transmitida) / demodulador (un dispositivo que recupera una señal original después que ésta ha sido modulada en un portador de alta frecuencia) . Asimismo, el término "módem" que se utiliza en este documento no se limita a los módems convencionales de computadora que convierte señales digitales en señales analógicas y viceversa (por ejemplo, envía señales de información digital sobre la Red Telefónica Conmutada Pública analógica) . Por ejemplo, sí la señal de salida de un sensor se midiera en un formato analógico, entonces estas mediciones solo podrían necesitar ser moduladas (por ejemplo, modulación de espectro de distribución) y pueden ser transmitidas, por lo tanto, no se requiere hacer una conversión analógica/digital. Como otro ejemplo un módem relevador/ auxiliar o un dispositivo de comunicación solo se puede .necesitar para identificar, filtrar, amplificar y/o retransmitir una señal recibida. El término "válvula" que se utiliza en este documento, se refiere de manera general, a cualquier dispositivo que funciona con la finalidad de regular el flujo de un fluido. Ejemplos de válvulas incluyen, aunque no se limitan a, válvulas de cierre vertical para elevación de gas de tipo fuelle y válvulas de cierre vertical para elevación de gas controlables, cada una de las cuales puede utilizarse con el objeto de regular el flujo de gas de elevación hacia una serie de entubado de un pozo. Los funcionamientos interno y/o externo de las válvulas pueden variar en gran medida, y en la presente solicitud, no se pretende limitar las válvulas descritas para alguna configuración particular, con la condición de que la válvula funcione para regular flujo. Algunos de los distintos tipos de mecanismos que regulan el flujo incluyen, aunque no se limitan a, las configuraciones de válvula de bola, las configuraciones de válvula de aguja, las configuraciones de válvula de compuerta y las configuraciones de válvula de jaula. Los métodos de instalación para las válvulas discutidas en la presente invención pueden variar ampliamente. El término "válvula eléctricamente controlable" que se utiliza en este documento se refiere, de manera general, a una "válvula" (como se describió) que puede ser abierta, cerrada, ajustada, alterada o estrangulada en forma continúa en respuesta a una señal de control eléctrico (por ejemplo, una señal que proviene desde la computadora de superficie o desde un módulo controlador electrónico en el fondo de la perforación) . El mecanismo que en realidad mueve la posición de la válvula puede comprender, aunque no se limita a: un motor eléctrico; un servomecanismo eléctrico; una válvula solenoide eléctrica; un conmutador eléctrico; un actuador hidráulico controlado al menos mediante un servomecanismo eléctrico, un motor eléctrico, un conmutador eléctrico, una válvula solenoide eléctrica o combinaciones de los mismos; un actuador neumático controlado al menos mediante un servomecanismo eléctrico, un motor eléctrico, un conmutador eléctrico, una válvula solenoide eléctrica o combinaciones de los mismos; o un dispositivo desviado por resorte en combinación al menos con un servomecanismo eléctrico, un motor eléctrico, un conmutador eléctrico, una válvula solenoide eléctrica o combinaciones de los mismos. Una "válvula eléctricamente controlable" puede incluir o no un sensor de retroalimentación de posición para proporcionar una señal de retroalimentación que corresponde con la posición actual de la válvula. El término "sensor" que se utiliza en este documento, se refiere a cualquier dispositivo que detecta, determina, monitorea, registra o detecta de otra manera el valor absoluto de un cambio en una cantidad física. El sensor que se describe en este documento puede utilizarse con el fin de medir cantidades físicas, que incluyen aunque no se limitan a: temperatura, presión (tanto absoluta como diferencial) , velocidad de flujo, información sísmica, información acústica, nivel de pH, niveles de salinidad, posiciones de válvula o casi cualquier otra información física. La frase "en la superficie" que se utiliza en este documento, se refiere a una posición que se encuentra aproximadamente por encima de 15 metros (50 pies) de profundidad dentro de la Tierra. En otras palabras la frase "en la superficie" no significa necesariamente sentarse sobre la tierra a nivel de piso, puesto que se utiliza más ampliamente en este documento para referirse a una posición a la que a menudo puede tenerse acceso fácil y convenientemente en la cabeza de pozo donde la gente puede estar trabajando. Por ejemplo, "en la superficie" puede ser sobre una mesa en un cobertizo de trabajo que se localiza en el piso en la plataforma de pozo, puede ser sobre el suelo oceánico o en el suelo de lago, puede ser en una plataforma de torre de perforación de petróleo en el fondo del mar o puede ser en el piso 100 de un edificio. También, el término "superficie" puede utilizarse en este documento como un adjetivo para designar una posición de un componente o región que se localiza "en la superficie". Por ejemplo, como se utiliza en este documento, una computadora "de superficie" sería una computadora que se localiza "en la superficie" . El término "en el fondo de la perforación" que se utiliza en este documento, se refiere a una locación o posición debajo aproximadamente de quince metros (50 pies) de profundidad dentro de la Tierra. En otras palabras, "en el fondo de la perforación" se utiliza ampliamente en este documento para referirse a una posición a la que a menudo no puede tenerse acceso fácil y convenientemente desde la cabeza de pozo donde la gente puede estar trabajando. Por ejemplo, en un pozo petrolero, una posición "en el fondo de la perforación" se encuentra a menudo en o próxima a una zona de extracción de petróleo sub-superficial , sin tomar en cuenta sí a la zona de extracción se tiene acceso vertical u horizontalmente o en cualquier otro ángulo entre ellas. Asimismo, el término "en el fondo de la perforación" se utiliza en este documento como un adjetivo que describe la posición de un componente o región. Por ejemplo, un dispositivo "en el fondo de la perforación" en un pozo sería un dispositivo situado "en el fondo de la perforación" , que es opuesto a estar situado "en la superficie" . En forma similar, de acuerdo con la terminología convencional de la práctica de los campos petroleros, las descripciones "superior", "inferior", "en la parte superior de la perforación" y "en el fondo de la perforación" son relativos y se refieren a la distancia a lo largo de la profundidad de la perforación desde la superficie, la cual en los pozos desviados u horizontales pueden o no estar de acuerdo con la elevación vertical medida con respecto a un dato de investigación. Como se utiliza en la presente solicitud, el término "inalámbrico" significa la ausencia de un conductor convencional de alambre aislado, por ejemplo, que se extiende desde un dispositivo en el fondo de la perforación hasta la superficie. La utilización del entubado y/o revestimiento como un conductor se considera "inalámbrica" . Comúnmente, los pozos convencionales horizontales son terminados con revestimientos perforados o forros de tubo blindado, algunos de los cuales pueden ser de varios miles de metros (pies) de longitud y de diez a quince centímetros (cuatro a seis pulgadas) de diámetro. Para los pozos que son productores prolíficos, el forro de tubo horizontal conduce todo el flujo a una sección vertical. El entubado de extracción y el obturador de empaque pueden colocarse dentro de un revestimiento de pozo vertical de la sección vertical, donde pueda emplearse la elevación de gas u otra elevación artificial. Sin embargo, en estos pozos convencionales horizontales, las velocidades de entrada de los fluidos que provienen desde una zona de extracción en varios lugares a lo largo de la extensión del pozo horizontal pueden variar en gran medida conforme la zona es agotada. Estas variaciones pueden conducir a un aumento en la caída de presión a lo largo del pozo horizontal y la subsiguiente velocidad de entrada en exceso junto a la parte inferior del pozo con relación al extremo, lo cual por lo regular no es deseable. La presente invención muestra una solución a estos problemas, así como también a otros, al proporcionar un pozo con secciones de pozo controlables. La Figura ÍA es un esquema de una parte superior de un pozo petrolero 20 de acuerdo con una modalidad preferida de la presente invención. Un revestimiento de pozo 30 y una serie de entubado 40 actúan como conductores eléctricos para el sistema. Una unión de entubado aislante 56 se incorpora en la cabeza de pozo a fin de aislar eléctricamente el entubado 40 del revestimiento 30. De esta manera, los aisladores 58 de la unión 56 previenen un corto circuito eléctrico entre las secciones inferiores del entubado 40 y el revestimiento 30 en el soporte colgante 34. Un sistema de computadora de superficie 36, que comprende un módem maestro 37 y una fuente de corriente variable con respecto al tiempo 38, se conecta en forma eléctrica con la serie de entubado 40 debajo del soporte colgante 34 mediante una primera terminal de fuente 39. La primera terminal de fuente 39 se aisla del soporte colgante 34 cuando este pasa a través de aquella. Una segunda terminal de fuente 41 se conecta en forma eléctrica con el revestimiento de pozo 30, ya sea en forma directa (como en la Figura ÍA) o por medio del soporte colgante 34 (no se muestra el arreglo) . La fuente de corriente variable con respecto al tiempo 38 proporciona la corriente eléctrica variable con respecto al tiempo, la cual lleva energía y señales de comunicación en el fondo de la perforación. De preferencia, la corriente eléctrica variable con respecto al tiempo es una corriente alterna (AC) , aunque también puede ser una corriente directa (DC) variable. Las señales de comunicación pueden generarse mediante el módem maestro 37 y embeberse dentro de la corriente producida por la fuente 38. De preferencia, la señal de comunicación es una señal de espectro de distribución. Aunque en forma alterna, pueden utilizarse otras formas de modulación. Como se muestra en la Figura IB, como alternativa o en adición al soporte colgante aislado 34, puede colocarse un regulador de inducción superior 43 alrededor del entubado 40 por encima de la posición de la conexión eléctrica para la primera terminal de fuente 39 hacia el entubado. El regulador de inducción superior 43 comprende un material ferromagnético y se localiza, por lo general, en posición concéntrica alrededor del entubado 40. El regulador de inducción superior 43 funciona en base a sus dimensiones, su geometría su relación espacial con el entubado 40 y en base a sus propiedades magnéticas. Cuando se transmite la corriente variable con respecto al tiempo hacia el entubado 40 debajo del regulador superior 43, el regulador superior 43 actúa como un inductor que inhibe el flujo de corriente entre el entubado 40 debajo del regulador superior 43 y el entubado 40 por encima del regulador superior 43 debido al flujo magnético creado dentro del regulador superior 43 por medio de la corriente. De esta manera, la mayoría de la corriente se enruta hacia abajo del entubado 40 (es decir, en el fondo de la perforación) , más que ponerla en cortocircuito a través del soporte colgante 45 con el revestimiento 30. J La Figura 2 es un esquema de una parte en el fondo de la perforación de un pozo de extracción de petróleo 20 de acuerdo con una modalidad preferida de la presente invención. El pozo 20 tiene una sección vertical 22 y una sección horizontal 24. El pozo tiene un revestimiento de pozo 30 que se extiende dentro de la perforación de pozo y a través del yacimiento 32, y un entubado de extracción 40 se extiende dentro del revestimiento de pozo. Por lo tanto, el pozo 20 que se muestra en la Figura 2 es parecido a un pozo convencional en construcción, aunque con la incorporación de la presente invención. La sección vertical 22 en esta modalidad incorpora un obturador de empaque 44, el cual es suministrado con un manguito de aislamiento eléctrico 76, de manera que el entubado 40 es eléctricamente aislado del revestimiento 30. La sección vertical 22 se suministra también con una válvula de cierre vertical para elevación de gas 42 con la finalidad de proporcionar elevación artificial para fluidos dentro del entubado utilizando las burbujas de gas 46. No obstante, como alternativa, pueden incorporarse otros modos de proporcionar elevación artificial con el objeto de formar otras modalidades posibles (por ejemplo, bombeo por vastago). También, la parte vertical 22 puede variar además con el fin de formar muchas otras modalidades posibles. Para ejemplo en la forma mejorada, la parte vertical 22 puede incorporar una o más válvulas de cierre vertical para elevación de gas, eléctricamente controlables, uno o más reguladores de inducción y/o uno o más obturadores de empaque controlables que comprenden válvulas de obturadores de empaque eléctricamente controlables, como se describió en las Solicitudes Relacionadas. La sección horizontal 24 del pozo 20 se extiende a través de una zona de extracción de petróleo 48 (por ejemplo, la zona de petróleo) del yacimiento 32. La posición donde se conecta la sección vertical 22 y la sección horizontal 24 se refiere como la parte inferior 50, y el extremo distante de la sección horizontal se denomina como el extremo 52. En varias posiciones a lo largo de la sección horizontal 24, el revestimiento 30 tiene las secciones perforadas 54, las cuales permiten que el fluido pase desde la zona de extracción 48 hacia el revestimiento 30. Se colocan numerosos inhibidores de flujo 61-65 a lo largo de la sección horizontal 24 en el espacio anular 68 entre el revestimiento 30 y el entubado 40. El propósito de estos inhibidores de flujo 61-65 es impedir o prevenir el flujo de fluidos a lo largo del anillo 68 dentro del revestimiento 30, y de esta manera se puede separar o formar una serie de secciones de pozo controlables 71-75. En la modalidad que se muestra en la Figura 2, los inhibidores de flujo 61-65 son obturadores de empaque convencionales con manguitos de aislamiento eléctrico a efecto de mantener el aislamiento eléctrico entre el entubado 104 y el revestimiento 54 (funcionalmente equivalente al obturador de empaque 44 con el manguito 76) , los cuales por sí mismos son conocidos en la técnica. Sin embargo, puede proporcionarse cualquiera de los inhibidores de flujo 61-65 por cualquier otro modo que haga pequeña el área de sección transversal del espacio anular 68 (entre el revestimiento 30 y el entubado 40) comparada con el área de sección transversal interna del entubado 40, conforme mantiene aislamiento eléctrico entre el entubado y el revestimiento. En otras palabras, los inhibidores de flujo 61-65 no requieren necesariamente formar sellos herméticos de fluido entre las secciones de pozo 71-75, como lo hacen comúnmente los obturadores de empaque. De esta manera, por ejemplo, cualquiera de los inhibidores de flujo 61-65 puede ser (aunque no se limita a ser) : un obturador de empaque convencional, un obturador de empaque controlable que comprende una válvula de obturador de empaque eléctricamente controlable, como se describe en las Solicitudes Relacionadas; una sección tubular de ajuste forzado; una parte alargada del entubado; un aro alrededor del entubado, o un aro inflable alrededor del entubado. En una forma mejorada, un obturador de empaque controlable como un inhibidor de flujo puede proporcionar control variable con respecto a la comunicación fluida entre las secciones de pozo -estos obturadores de empaque controlables se describen además en las Solicitudes Relacionadas. Con referencia a las Figuras 2 y 3, cada sección de pozo controlable 71-75 comprende un módulo de comunicaciones y control 80, un sensor 82 y una válvula eléctricamente controlable 84. En una modalidad preferida, cada sección de pozo 71-75 además comprende un regulador de inducción ferromagnético 90. Aunque en modalidades alternativas, puede variar la cantidad de reguladores de inducción 90 en el fondo de la perforación. Por ejemplo, podría existir un regulador de inducción 90 en el fondo de la perforación para dos o más secciones de pozo 71-75, y por lo tanto algunas de las secciones de pozo no comprenderían un regulador de inducción. El suministro de energía para los componentes eléctricos de las secciones de pozo 71-75 se proporciona desde la superficie utilizando el entubado 40 y el revestimiento 30 como conductores eléctricos. Por lo tanto, en una modalidad preferida, el entubado 40 actúa como una estructura de tubería y el revestimiento 30 actúa como un regreso eléctrico a fin de formar un circuito eléctrico en el pozo 20. Asimismo, el entubado 40 y el revestimiento 30 se utilizan como conductores eléctricos para señales de comunicaciones entre la superficie (por ejemplo, una computadora de superficie) , y los dispositivos eléctricos en el fondo de la perforación dentro de las secciones de pozo controlables 71-75. En la modalidad mostrada en las Figuras 2 y 3, existe un regulador de inducción 90 en el fondo de la perforación para cada sección de pozo controlable 71-75. Los reguladores de inducción 90 en el fondo de la perforación comprenden un material ferromagnético y están sin energía. Los reguladores de inducción 90 en el fondo de la perforación se localizan alrededor del entubado 40 y cada regulador actúa como un gran inductor de AC en el circuito de pozo formado por el entubado 40 y el revestimiento 30. Los reguladores de inducción 90 en el fondo de la perforación funcionan en base a sus dimensiones (masa) , geometría y propiedades magnéticas, como se describió con anterioridad con respecto al regulador superior. Puede variar la composición de material de los reguladores 43, 90, con la condición de que presenten el requisito de propiedades magnéticas necesario para actuar como un inductor de corriente variable con respecto al tiempo, lo cual estará en función (en parte) en el tamaño de la corriente.

La Figura 3 es una vista ampliada de una sección de pozo controlable 71 de la Figura 2. Al centrarse en la sección de pozo 71 de la Figura 3 como un ejemplo, el módulo de comunicaciones y control 80 se conecta en forma eléctrica con el entubado 40 para proporcionar energía y/o comunicaciones. Una primera terminal de dispositivo 91 del módulo de comunicaciones y control 80 se conecta eléctricamente con el entubado 40 en el lado de la fuente 94 del regulador de inducción en el fondo de la perforación 90. Y una segunda terminal de dispositivo 92 del módulo de comunicaciones y control 80 se conecta eléctricamente con el entubado 40 en el lado de retorno eléctrico 96 del regulador de inducción en el fondo de la perforación 90. Cuando se transmite la corriente AC hacia el entubado 40 en la superficie, ésta viaja con libertad hacia el fondo de la perforación a lo largo del entubado hasta que encuentra el regulador de inducción en el fondo de la perforación 90 el cual impide el flujo de corriente a través del entubado en el regulador. Esto crea un potencial de voltaje ente el entubado 40 en el lado de fuente 94 del regulador en el fondo de la perforación 90 y el entubado en el lado de retorno eléctrico 96 del regulador. Debido a que el módulo de comunicaciones y control 80 se conecta en forma eléctrica a través del potencial de voltaje formado por el regulador en el fondo de la perforación 90 cuando la corriente AC fluye en el entubado 40, el regulador de inducción en el fondo de la perforación 90 enruta efectivamente la mayoría de la corriente a través del módulo de comunicaciones y control 80. Asimismo, el potencial de voltaje se forma entre el lado de la fuente 94 del entubado 40 y el revestimiento 30 debido a que el revestimiento actúa como un regreso eléctrico para el circuito de pozo. De esta manera, como alternativa, el módulo de comunicaciones y control 80 puede conectarse eléctricamente a través del potencial de voltaje entre el entubado 40 y el revestimiento 30. Sí en una forma mejorada uno o más de los inhibidores de flujo 61-65 fuera un obturador de empaque que comprende un dispositivo eléctricamente energizado (por ejemplo, un sensor, una válvula de obturador eléctricamente controlable) , el dispositivo eléctricamente energizado del obturador de empaque probablemente sería también conectado en forma eléctrica a través del potencial de voltaje creado por el regulador en el fondo de la perforación 90, ya sea en forma directa o por medio de un módulo de comunicaciones y control 80 cercano. Con referencia una vez más a la Figura 2, el obturador de empaque 65 en el extremo 52 proporciona una conexión eléctrica entre el entubado 40 y el revestimiento , y el revestimiento 30 se conecta eléctricamente con el sistema de computadora de superficie (no se muestra) a fin de completar el circuito eléctrico formado por el pozo 20. Debido a que en esta modalidad no es deseable tener el entubado 40 en corto circuito eléctrico con el revestimiento 30 entre la superficie y el extremo 52, es necesario aislar eléctricamente parte de los obturadores de empaque 44, 61, 62, 63 y 64 entre la superficie y el extremo de modo que estos no actúen como un corto entre el entubado 40 y el revestimiento 30. Este aislamiento eléctrico de un inhibidor de flujo puede conseguirse en distintos modos que son aparentes para una persona de experiencia ordinaria en la técnica, que incluye (aunque no se limita a) : un manguito de aislamiento alrededor del entubado en la posición de inhibidor de flujo o alrededor del inhibidor de flujo; un recubrimiento aislante en el entubado en la posición de inhibidor de flujo o en la extensión radial del inhibidor de flujo; una parte de caucho o uretano en la extensión radial de los calzos del obturador de empaque; formar calzos de obturación de empaque a partir de materiales eléctricamente no conductivos; otros medios de aislamiento conocidos; o cualquier combinación de los mismos. En la Figura 3, los obturadores de empaque intermedios 44, 61, 62, 63 y 64 tienen un aislante en la extensión radial de cada obturador de empaque donde éste hace contacto con el revestimiento 30 (por ejemplo, los calzos) . Otras formas alternativas de desarrollar un circuito eléctrico utilizando una estructura de tubería de un pozo y al menos un regulador de inducción se describen en las Solicitudes Relacionadas, muchas de las cuales pueden aplicarse en conjunto con la presente invención con el objeto de proporcionar energía y/o comunicaciones a los dispositivos en el fondo de la perforación eléctricamente energizados y para formar otras modalidades de la presente invención. Con referencia una vez más a la Figura 3, de preferencia, un receptáculo de entubado 100 mantiene o contiene juntos el módulo de comunicaciones y control 80, los sensores 82 y las válvulas eléctricamente controlables 84 como un módulo para facilidad de manejo e instalación, así como también para proteger éstos componentes del medio ambiente circundante. Sin embargo, en otras modalidades de la presente invención, los componentes del receptáculo de entubado 100 pueden estar separados (es decir, sin receptáculo de entubado) o pueden estar asociados en otras combinaciones. También, podrían existir receptáculos de entubado múltiples por sección de pozo, los cuales pueden ser energizados utilizando uno o más reguladores de inducción para crear potencial de voltaje. Además, los receptáculos de entubado múltiples pueden compartir un módulo de comunicaciones y control único. Las distintas combinaciones posibles son amplias aunque el núcleo de la sección de pozo controlable es tener al menos un módulo de comunicaciones y control, al menos un sensor y al menos una válvula eléctricamente controlable en el mismo. Los contenidos de un módulo de comunicaciones y control pueden ser tan simples como una terminal conectora de alambre para distribuir conexiones eléctricas desde el entubado 40, o pueden ser tan complejas que comprenden, por ejemplo (aunque no se limitan a) , un módem, una batería recargable, un transformador de corriente, un microprocesador, un dispositivo de almacenamiento de memoria, una tarjeta de adquisición de información y una tarjeta de control de movimiento. El receptáculo de entubado 100 que se muestra en la Figura 3 tiene dos sensores 82 y dos válvulas eléctricamente controlables 84. Cada válvula 84 tiene un motor eléctrico 102 acoplado a la misma, por medio de un conjunto de engranes para abrir, cerrar, ajustar o estrangular en forma continua la posición de válvula en respuesta a las señales de comando que provienen del módulo de comunicaciones y control 80. Las válvulas eléctricamente controlables 84 regulan el flujo de fluidos entre la parte exterior (por ejemplo, el anillo 68, la zona de extracción 48) del entubado 40 y la parte interior 104 del entubado 40. En otras modalidades, el orificio de abertura controlado del entubado creado por la válvula 84 puede controlarse por medio de los sensores 82 y puede ponerse en movimiento mediante la energía hidráulica natural en el pozo fluyente, mediante energía eléctrica almacenada u otras formas. El orificio de la válvula 84 puede comprender una válvula de bola estándar, un manguito de rotación, una válvula de manguito lineal o cualquier otro dispositivo adecuado que pueda regular el flujo. Nunca podría ser necesario efectuar una interrupción o cierre completo de la válvula 84, aunque sí fuera necesario, este tipo de válvula puede utilizarse. Por lo tanto, durante la extracción de petróleo, los fluidos (por ejemplo, aceite) que provienen de la zona de extracción 48 fluyen hacia el revestimiento 30 por medio de las secciones de revestimiento perforadas 54 y a continuación, hacia el entubado 40 por medio de las válvulas eléctricamente controlables 84. Cada una de las válvulas eléctricamente controlables 84 puede ajustarse en forma independiente. De esta manera, por ejemplo, las presiones diferenciales pueden crearse entre las secciones separadas de pozo controlables 71-75 a lo largo del intervalo de extracción con la finalidad de prevenir velocidades de entrada excesivas junto a la parte inferior 50 del pozo 20 con relación al extremo 52.

Los sensores 82 en la Figura 3 son sensores de flujo de fluidos, los cuales se adaptan para medir el flujo de fluidos entre la zona de extracción 48 y la parte interior del entubado 104. Los sensores de flujo pueden utilizarse de modo que detecten la velocidad de fluido, en forma cuantitativa, o solo las velocidades relativas comparadas con los sensores en las otras secciones de pozo. Estos sensores pueden utilizar los principios sónicos, de conducción térmica u otros principios conocidos por aquellas personas expertas en la técnica. Además, en otras modalidades, el sensor o sensores 82 en una sección de pozo controlable 71-75 pueden adaptarse con la finalidad de medir otras cualidades físicas, que incluye (aunque no se limita a) : la presión absoluta, la presión diferencial, la densidad de fluido, la viscosidad de fluido, las propiedades de transmisión o reflexión acústicas, la temperatura, la constitución de químicos. Las mediciones de flujo de fluidos a partir de los sensores 82 se proporcionan al módulo de comunicaciones y control 80, el cual además maneja las mediciones efectuadas. De preferencia, el módulo de comunicaciones y control 80 comprende un módem y transmite las mediciones de flujo al sistema de computadora de superficie dentro de una señal AC (por ejemplo, señal de modulación de espectro de distribución) por medio del entubado 40 y el revestimiento . Entonces, el sistema de computadora de superficie utiliza las mediciones desde uno, algunos, o todos los sensores 82 en el pozo 20 con el objeto de calcular la caída de presión a lo largo de la sección de pozo horizontal 24, como se describe además más adelante. En base a las mediciones de sensor en el fondo de la perforación, se determina sí son necesarios los ajustes a las válvulas 84 en el fondo de la perforación. Sí una válvula eléctricamente controlable en el fondo de la perforación 84 requiriera de ajuste, el sistema de computadora de superficie transmite comandos de control al módulo de comunicaciones y control 80 relevante utilizando el módem maestro y por medio del entubado 40 y el revestimiento 30. El módulo de comunicaciones y control 80 recibe los comandos de control que provienen del sistema de computadora de superficie y en consecuencia, controla el ajuste de la(s) válvula (s) 84 respectiva. En otra modalidad, uno o más de los módulos de comunicaciones y control 80 pueden comprender un circuito lógico interno y/o un microprocesador con el fin de calcular localmente (en el fondo de la perforación) el diferencial de presión en base a las mediciones de sensor, y generar localmente las señales de comando de control de válvula para ajustar las válvulas 84. Durante la operación, la depresión o diferencia de presión en el pozo 20 puede conseguirse mediante la válvula de entubado de superficie/orificio 84 en el pozo fluyente, o mediante la elevación artificial en la parte inferior de la sección vertical 22. Por ejemplo, esta elevación superficial puede proporcionarse mediante elevación de gas, bombeo por vastago, bombas sumergibles u otros métodos estándar de campos petroleros . El uso efectivo de un sistema de medición y regulación de flujo proporcionado por las secciones de pozo controlables 71-75 está en función de desarrollar una estrategia de control que relaciona los valores de flujo medidos con las condiciones en el fondo de la perforación y que desarrolla una función objetiva para controlar los ajustes de las válvulas 84 (los reguladores de flujo) . En las secciones de pozo horizontal, el efecto de las diferencias en la presión de depresión sobre la productividad puede demostrarse al calcular la caída de presión a lo largo de la sección horizontal 24 que resulta a partir de una entrada distribuida de fluido desde el yacimiento . Ejemplo de Análisis de Pozo Horizontal L = longitud del intervalo abierto total [pies) N = número de puntos de monitoreo (sub-secciones) ?L = L/N = separación de monitores [pies] n = índice de sub-sección (desde el extremo hasta la parte inferior) QN = velocidad de flujo total del pozo [b/d] PN = caída de presión total con respecto a los intervalos abiertos [psi] PH = pérdida de carga de flujo en el pozo [psi/pie)/(b/d)] dqf = velocidad de entrada específica con perfil uniforme del yacimiento en el pozo [b/d/pie] ?qf = velocidad de entrada desde el yacimiento hacia una sub-sección del pozo [b/d] ?qn = velocidad de flujo en el pozo en la sub-sección (n) [b/d] ?pn = caída de presión en la sub-sección n = pH(?L) ( ?qn) [psi] Suponiendo que, el pozo se subdivide en N secciones de pozo, a partir de corriente arriba (extremo a parte inferior) , n = 1, 2, 3, 4 , ..N (2) Con entrada uniforme, ?qf = ?L(QN/L) [1, 1, 1, l,...l] (3) La velocidad de flujo en el pozo se acumula como entrada que sucede desde el extremo hasta la parte inferior ?qn = ?L(QN/L) [1, 1, 1, 1 , ..N] (4) La caída de presión en cada sub-sección se presume que es proporcional a la velocidad de flujo, por lo tanto, ?pn = ?L(?qn) (pH) [1, 2, 3, 4 , ..N] (5) Agregando la caída de presión en cada sub-sección, la caída de presión total en el pozo desde el extremo hacia las sucesivas sub-secciones corriente abajo es Pn = SJ1 ?pn (6) Pn = ?!n ?L(?qn) (pH) (n) (n+l) /2 (7) Pn = ?L(?qn) (pH) [1 , 3 , 6 , 10 , 15 , ... N (N+l) /2] (8) HIPÓTESIS: longitud del intervalo abierto total = 2500 pies separación de monitores = 100 pies velocidad de flujo total desde el pozo -- = 2500 b/d pérdida de carga específica en pozo = 10"4 psi/b/d/pie Caso 1: Entrada en el Extremo del Pozo, sin Entrada a lo largo del Intervalo Para un pozo en el cual están fluyendo 2500 barriles a través de 2500 pies del pozo, la caída de presión sería: (QN) (L) (pH) = (2500) (2500) (10"4)= 625 psi (9) Caso 2 : Entrada Uniforme Para una extracción de pozo uniforme a lo largo de 25 subdivisiones (secciones de pozo que pueden controlarse) , la caída de presión total en su intervalo abierto, que se calcula mediante la Ecuación (8) es: ?qn = ?L(p?) [N(N+l)/2] = (100) (100) (10"4) (25) (26) /2 = 325 psi (10) Caso 3 : Dependencia de Entrada en base a la Presión del Yacimiento La velocidad de entrada en el pozo es proporcional con la diferencia entre la presión del yacimiento y la presión en el pozo. Debido a que las presiones en el pozo a lo largo del intervalo abierto están en función de la velocidad de flujo, el perfil de entrada debe obtenerse mediante el cálculo interactivo. Definimos la presión del yacimiento (pres) como la presión (pD) que se encuentra por encima de la presión más alta en el pozo, es decir, la presión en el extremo.

La diferencia de presión entre la presión del yacimiento y la presión en el pozo en posiciones corriente abajo a partir del extremo es: ?pi = (p0 + Ptoe) - (Ptoe - Pn) = Po + Pn ( 12 ) ?pi = p0"+ S?L(?qn) (pH) (n) (n+l)/2 (13) i En la primera interacción, el flujo acumulativo y la caída de presión acumulativa a lo largo del entubado pueden calcularse al sumar las presiones diferenciales de entrada (p0 + pn) y pueden normalizarse las presiones diferenciales de sub-sección con esta suma: ?pi ?pi normalizada = Pi = (15) Suma ?pi = ?!N ?pi La velocidad de entrada de cada sub-sección es proporcional con esta presión diferencial normalizada, la velocidad de flujo de cada sub-sección es: El flujo acumulativo que sucede en el pozo es: Qx = S q?(?L) , (17) y la caída de presión acumulativa en el pozo desde el extremo hasta la parte inferior es: pnl = SS qi(?L) (pH) (18) Se hace una segunda interacción al sustituir estos valores para las caídas de presión en la Ecuación (12) . La convergencia es rápida -es este caso solo son necesarias unas cuantas interacciones. Estas pueden llevarse a cabo al sustituir valores sucesivos de pn 1,2,3... en la Ecuación (15) . La Figura 4 presenta los resultados de estos cálculos de caída de presión para distintas condiciones de entrada. Cuando todo el flujo entra en el pozo en el extremo, (Caso 1-Entubado de Extremo Abierto) , es grande la caída de presión acumulativa a lo largo del entubado debido a que cada sección de la tubería experimenta la caída de presión máxima. Cuando el flujo es uniforme a lo largo de la extensión de la sección de pozo horizontal, (Caso 2 -Entrada de Flujo Uniforme) , las caídas de presión más pequeñas suceden junto al extremo donde son bajas las velocidades de flujo en el pozo. Para la misma velocidad de flujo total de 2500 b/d, el caso de entrada uniforme da origen aproximadamente a solo la mitad de la caída de presión total (325 psi) comparada con el Caso 1, en donde la caída de presión total es de 625 psi. Cuando la entrada está en función de la presión del yacimiento (caso 3 -Entrada de Flujo No Uniforme) sucede incluso la caída de presión más baja. Sí la presión del yacimiento excediera solo ligeramente la presión de extremo del pozo, y la caída de presión en el pozo fuera grande por comparación, entonces, la mayoría de la entrada de flujo sucedería junto a la parte inferior. El límite más bajo sucede cuando la presión del yacimiento iguala la presión de extremo del pozo (es decir, cuando p0 = 0) . En este caso, la caída de presión total es de 125 psi. El límite más alto, cuando la presión del yacimiento se hace grande (p0 = °°) , da origen a una entrada de flujo uniforme. La Figura 5 muestra las velocidades de flujo calculadas que se originan de las distintas condiciones de entrada de yacimiento. Las velocidades de flujo que suceden a lo largo de la sección de pozo horizontal de acuerdo con condiciones dadas con anterioridad pueden ser normalizadas con respecto a las velocidades de flujo en el pozo con entrada uniforme. Estos resultados demuestran las altas velocidades que pueden presentarse junto a la parte inferior de un pozo horizontal cuando es pequeña la caída de presión en el extremo. En operación, el pozo 20 se coloca en estado de extracción con las válvulas 84 completamente abiertas (reguladoras de flujo) , y las velocidades de flujo a lo largo del intervalo de extracción son medidas por medio de los sensores 82 y son transmitidas a continuación, al sistema de computadora de superficie para análisis, utilizando los métodos previamente descritos. En base a los resultados de este análisis, se determinan las velocidades de entrada en cada sección de pozo 71-75 del intervalo de extracción. De manera general, el objetivo será igualar la entrada de extracción por unidad de longitud a lo largo del intervalo, y esto se consigue al transmitir comandos a las válvulas de entrada individuales con el fin de reducir el flujo en las secciones de pozo controlables 71-75 que están presentando una alta entrada de flujo. El perfil de flujo ajustado se deriva entonces, una vez más, de las mediciones de flujo, y se hacen los ajustes adicionales a las válvulas 84 a efecto de abatir el perfil de extracción y para tratar de crear un perfil de presión como el que se gráfica en la Figura 5 para el caso de entrada uniforme, o para modificar el perfil en cualquier configuración deseada. El ejemplo de análisis ilustrativo que se describe con anterioridad ha sido derivado para el caso de una sección de pozo horizontal 24. Será claro que pueden aplicarse métodos parecidos a una terminación larga en un pozo vertical o a una sección de pozo vertical 22, con las mismas secciones de pozo controlables 71-75 y de uri análisis parecido para derivar la estrategia de control a partir de las mediciones. Se observa que la estrategia de manejo de pozo no se supone que sea estática. Se espera que conforme el yacimiento se agota el perfil de entrada cambiará. La provisión de sensores y dispositivos de control permanentes en el fondo de la perforación permite el control dinámico de la extracción a partir de las secciones de pozo controlables con la finalidad de optimizar la recuperación con respecto a la vida total del pozo. Los mismos métodos y principios pueden aplicarse a la tarea inversa de inyectar a intervalo controlado, en donde se hacen pasar los fluidos en el entubado y se dispersan selectivamente en un intervalo de yacimiento utilizando secciones de pozo controlables de acuerdo con la presente invención, por ejemplo, en un proceso de inundación de agua. En otras modalidades posibles de la presente invención, una sección de pozo controlable 71-75 puede además comprender: sensores adicionales, reguladores de inducción adicionales, válvulas eléctricamente controlables adicionales; una válvula de obturador de empaque; un módulo de inyección de rastreo; una válvula de entubado (por ejemplo, para variar el flujo dentro de una sección de entubado, tal como una aplicación que tiene ramales o laterales múltiples) ; un microprocesador; un circuito lógico; un sistema de computadora; una batería recargable; un transformador de corriente, ; un módem relevador; otros componentes electrónicos que se necesitan; o cualquier combinación de los mismos. La presente invención puede aplicarse asimismo a otros tipos de pozos (menos que a los pozos petroleros) tal como un pozo de extracción de agua.

Se apreciará por aquellas personas expertas en la técnica al tener los beneficios de esta descripción, que esta invención proporciona un pozo de extracción de petróleo, el cual posee secciones de pozo controlables, así como también métodos de utilización de este tipo de secciones de pozo controlables con el fin de manejar y optimizar la extracción de pozo. Debe entenderse que los dibujos y la descripción detallada de este documento son para considerarse en una manera ilustrativa más que restrictiva, y que no se pretende limitar la invención a las formas y ejemplos particulares descritos. Por el contrario, la invención incluye cualquier tipo de modificaciones, cambios, rearreglos, sustituciones, alternativas, elecciones de diseño, y modalidades aparentes adicionales para aquellas personas de experiencia ordinaria en la técnica, sin apartarse del espíritu y alcance de esta invención, que se define mediante las siguientes reivindicaciones. De esta manera, se pretende que las siguientes reivindicaciones sean interpretadas para incluir todas las modificaciones, cambios, rearreglos, sustituciones, alternativas, elecciones de diseño, y modalidades adicionales .

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 (32)

1. REIVINDICACIONES Habiéndose descrito la invención como antecede, se reclama como propiedad lo contenido en las siguientes reivindicaciones : 1. Un pozo petrolero para extraer productos de petróleo, caracterizado porque comprende: una sección perforada que tiene una pluralidad de secciones perforadas al menos en una parte de la misma dentro de la perforación del pozo; un entubado de extracción que se extiende dentro de la sección perforada; una fuente de corriente variable con respecto al tiempo que se encuentra en la superficie, la fuente de corriente se conecta eléctricamente al menos con uno del entubado y la sección perforada, de manera que al menos uno del entubado y la sección perforada actúa como un conductor eléctrico para transmitir la corriente eléctrica variable con respecto al tiempo desde la superficie hacia una posición en el fondo de la perforación; y una sección de pozo controlable en el fondo de la perforación comprende: un módulo de comunicaciones y control, un sensor, una válvula eléctricamente controlable, el módulo de comunicaciones y control se conecta eléctricamente al menos con uno del entubado y la sección perforada, el sensor y la válvula eléctricamente controlable se conectan en forma eléctrica con el módulo de comunicaciones y control, y la válvula eléctricamente controlable se adapta con la finalidad de regular el flujo entre el exterior y el interior del entubado basado al menos en parte sobre las mediciones de sensor.
2. 2. El pozo petrolero de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque incluye un regulador de inducción que se localiza alrededor de una parte al menos del entubado y la sección perforada, el regulador de inducción se adapta con el objeto de enrutar parte de la corriente a través del módulo de comunicaciones y control creando un potencial de voltaje al menos dentro de uno del entubado y el revestimiento perforado entre uno y otro lado del regulador de inducción, en donde el módulo de comunicaciones y control se conecta en forma eléctrica a través de este potencial de voltaje.
3. 3. El pozo petrolero de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque la sección de pozo que puede controlarse en el fondo de la perforación además comprende : un inhibidor de flujo localizado dentro de la sección perforada y alrededor del entubado, de manera que el flujo de fluidos dentro del revestimiento de un lado del inhibidor de flujo al otro lado del inhibidor de flujo sea impedido por el inhibidor de flujo.
4. 4. El pozo petrolero de conformidad con la reivindicación 3, caracterizado porque el inhibidor de flujo es un obturador de empaque convencional.
5. 5. El pozo petrolero de conformidad con la reivindicación 3, caracterizado porque el inhibidor de flujo es un obturador de empaque eléctricamente controlable que comprende una válvula de obturador de empaque eléctricamente controlable.
6. 6. El pozo petrolero de conformidad con la reivindicación 3, caracterizado porque el inhibidor de flujo es una parte alargada del entubado.
7. 7. El pozo petrolero de conformidad con la reivindicación 3, caracterizado porque el inhibidor de flujo es un aro localizado alrededor del entubado y dentro de la sección perforada.
8. 8. El pozo petrolero de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque el sensor es un sensor de flujo de fluidos.
9. 9. El pozo petrolero de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque el sensor es un sensor de presión de fluidos.
10. 10. El pozo petrolero de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque el sensor es un sensor de densidad de fluido.
11. 11. El pozo petrolero de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque el sensor es un transductor de forma de onda acústica.
12. 12. El pozo petrolero de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado además porque comprende: al menos una sección adicional de pozo que puede controlarse en el fondo de la perforación, cada una de las secciones de pozo se divide entre sí mediante un inhibidor de flujo, y cada sección de pozo comprende un sensor y una la válvula eléctricamente controlable, las válvulas eléctricamente controlables de las secciones de pozo adicionales se adaptan con el objeto de regular el flujo entre las partes exterior e interior del entubado, los inhibidores de flujo se localizan dentro de las secciones perforadas y alrededor de otras partes del entubado, de manera que el flujo de fluidos dentro de las secciones perforadas en cada uno de los inhibidores de flujo sea impedido mediante los mismos.
13. 13. El pozo petrolero de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque el módulo de comunicaciones y control, el sensor y la válvula eléctricamente controlable se alojan dentro de un receptáculo de entubado, el receptáculo de entubado se acopla con el entubado .
14. 14. El pozo petrolero de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque el módulo de comunicaciones y control incluye un módem.
15. 15. Un método de extracción de petróleo a partir de un pozo petrolero, caracterizado porque comprende las etapas de: proporcionar una pluralidad de secciones de pozo que pueden controlarse en el fondo de la perforación de pozos de un número de secciones de pozo que comprenden un módulo de comunicaciones y control, un sensor de flujo, una válvula eléctricamente controlable y un inhibidor de flujo, el inhibidor de flujo se sitúa dentro del revestimiento de pozo y alrededor de una parte del entubado de extracción del pozo, el módulo de comunicaciones y control se conecta en forma eléctrica al menos con uno del entubado y el revestimiento, y tanto la válvula eléctricamente controlable como el sensor de flujo se conectan en forma eléctrica con el módulo de comunicaciones y control; impedir el flujo de fluidos entre las secciones de pozo dentro del revestimiento con los inhibidores de flujo; medir una característica de fluido en cada una de las secciones de pozo con un respectivo sensor de flujo; regular el flujo de fluidos en el entubado en una o más de las secciones de pozo con su respectiva válvula eléctricamente controlable, en base a las mediciones de características de fluido; y extraer productos de petróleo a partir del pozo por medio del entubado.
16. 16. El método de conformidad con la reivindicación 15, caracterizado además porque comprende las etapas de: suministrar la corriente variable con respecto al tiempo al menos uno del entubado y el revestimiento desde una fuente de corriente que se encuentra en la superficie; impedir el paso de corriente con un regulador de inducción que se localiza alrededor al menos de uno del entubado y el revestimiento; crear un potencial de voltaje entre uno y otro lado del regulador de inducción al menos dentro de uno del entubado y el revestimiento; enrutar la corriente al menos a través de uno de los módulos de comunicaciones y control en el potencial de voltaje utilizando el regulador de inducción; y energizar al menos a uno de los módulos de comunicaciones y control utilizando el potencial de voltaje y la corriente que proviene al menos de uno del entubado y el revestimiento .
17. 17. El método de conformidad con la reivindicación 16, caracterizado además porque comprende la etapa de comunicarse al menos con uno de los módulos de comunicaciones y control por medio de la corriente y por medio al menos de uno del entubado y el revestimiento.
18. 18. El método de conformidad con la reivindicación 15, caracterizado además porque comprende las etapas de: transmitir las mediciones de fluido a un sistema de computadora que se encuentra en la superficie utilizando el módulo de comunicaciones y control al menos por medio de uno del entubado y el revestimiento; calcular la caída de presión a lo largo de las secciones de pozo, con el sistema de computadora, utilizando las mediciones de fluido; determinar sí fuera necesario hacer ajustes a las válvulas eléctricamente controlables de las secciones de pozo; enviar señales de comando a los módulos de comunicaciones y control de las secciones de pozo que requieren el ajuste de la válvula; y ajustar la posición de la válvula eléctricamente controlable por medio del módulo de comunicaciones y control para cada una de las secciones de pozo que requieren el ajuste de la válvula.
19. 19. El método de conformidad con la reivindicación 15, caracterizado además porque comprende las etapas de: regular el flujo de fluidos en cada una de las secciones de pozo a fin de proporcionar una productividad sustancialmente uniforme al menos desde una zona de extracción de petróleo a través de las secciones de pozo; e incrementar la eficiencia de recuperación al menos a partir de una zona de extracción de petróleo.
20. 20. El método de conformidad con la reivindicación 15, caracterizado además porque comprende la etapa de impedir el flujo transversal desde una capa permeable al menos desde una zona de extracción de petróleo que tiene una primera presión hidráulica hacia otra capa permeable al menos de una zona de extracción de petróleo que tiene una segunda presión hidráulica, en donde la primera presión es más grande que la segunda presión.
21. 21. El método de conformidad con la reivindicación 15, caracterizado además porque comprende la etapa de prevenir la salida de gas prematura desde la parte inferior de coneado de gas al menos hacia una zona de extracción de petróleo.
22. 22. El método de conformidad con la reivindicación 15, caracterizado además porque comprende la etapa de prevenir la salida de agua prematura desde la parte superior de coneado de agua al menos hacia una zona de extracción de petróleo.
23. 23. El método de conformidad con la reivindicación 15, caracterizado además porque comprende la etapa de mejorar un perfil de productividad al menos de una zona de extracción de petróleo.
24. 24. El método de conformidad con la reivindicación 15, caracterizado además porque comprende la etapa de extender la vida de producción al menos de una zona de extracción de petróleo.
25. 25. El método de conformidad con la reivindicación 15, caracterizado además porque comprende la etapa de medir el flujo de fluidos en una de las secciones de pozo con el sensor de flujo de fluidos.
26. 26. El método de conformidad con la reivindicación 16, caracterizado además porque comprende la etapa de medir la presión hidráulica en una de las secciones de pozo con un sensor de presión.
27. 27. El método de conformidad con la reivindicación 15, caracterizado además porque comprende la etapa de medir la densidad de fluido en una de las secciones de pozo con un sensor de densidad de fluido.
28. 28. Un método de inyectar fluido, en forma controlada en un yacimiento con un pozo, caracterizado porque comprende las etapas de: proporcionar una pluralidad de secciones de pozo que pueden controlarse en el pozo, cada una de las secciones de pozo comprende un módulo de comunicaciones y control, un sensor de flujo, una válvula eléctricamente controlable y un inhibidor de flujo, el módulo de comunicaciones y control se conecta en forma eléctrica al menos con uno del entubado y el revestimiento, tanto la válvula eléctricamente controlable como el sensor de flujo se conectan en forma eléctrica con el módulo de comunicaciones y control, y el inhibidor de flujo se sitúa dentro del revestimiento de pozo y alrededor de una parte de una serie de entubado del pozo; impedir con los inhibidores de flujo que el flujo de fluidos pase entre las secciones de pozo dentro del revestimiento; medir las características de fluido en cada una de las secciones de pozo con su respectivo sensor de flujo; inyectar fluido en forma controlada en el entubado; y regular el flujo de fluidos desde la parte interior del entubado hacia el yacimiento en una o más de las secciones de pozo con su respectiva válvula eléctricamente controlable, en base a las mediciones de fluido.
29. 29. El método de conformidad con la reivindicación 28, caracterizado además porque comprende las etapas de: suministrar una señal AC al menos a uno del entubado y el revestimiento desde una fuente de corriente que se encuentra en la superficie; impedir el paso de la señal AC con un regulador de inducción que se localiza alrededor al menos de uno del entubado y el revestimiento; enrutar la señal AC a través al menos de uno de los módulos de comunicaciones y control; y energizar al menos uno de los módulos de comunicaciones y control utilizando la señal AC que proviene al menos de uno del entubado y el revestimiento.
30. 30. El método de conformidad con la reivindicación 29, caracterizado además porque comprende la etapa de comunicarse al menos con uno de los módulos de comunicaciones y control por medio de la señal AC y al menos por medio de uno del entubado y el revestimiento.
31. 31. El método de conformidad con la reivindicación 28, caracterizado además porque comprende las etapas de: transmitir las mediciones de características de fluido a un sistema de computadora que se encuentra en la superficie utilizando el módulo de comunicaciones y control al menos por medio de uno del entubado y el revestimiento; calcular la caída de presión a lo largo de las secciones de pozo, con el sistema de computadora, utilizando las mediciones de características de fluido; determinar sí fuera necesario hacer ajustes a las válvulas eléctricamente controlables de las secciones de pozo; enviar señales de comando a los módulos de comunicaciones y control de las secciones de pozo que requieren el ajuste de la válvula; y del mismo modo, sí fueran necesarios los ajustes de las válvulas, ajustar la posición de la válvula eléctricamente controlable por medio del módulo de comunicaciones y control para cada una de las secciones de pozo que requieren el ajuste de la válvula.
32. 32. El método de conformidad con la reivindicación 28, caracterizado porque la etapa de regular el fluido hidráulico en cada sección de pozo proporciona una inyección de fluido sustancialmente uniforme a partir del entubado hacia el yacimiento a través de las secciones de pozo.