WO2013119099A1 - Equipo y método para apertura y cierre de una válvula automática instalada en la linea de descarga de un pozo petrolero - Google Patents

Equipo y método para apertura y cierre de una válvula automática instalada en la linea de descarga de un pozo petrolero Download PDF

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WO2013119099A1
WO2013119099A1 PCT/MX2013/000008 MX2013000008W WO2013119099A1 WO 2013119099 A1 WO2013119099 A1 WO 2013119099A1 MX 2013000008 W MX2013000008 W MX 2013000008W WO 2013119099 A1 WO2013119099 A1 WO 2013119099A1
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discharge line
automatic valve
oil well
opening
pressure
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PCT/MX2013/000008
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Vicente GONZÁLEZ DÁVILA
Original Assignee
Geo Estratos, S. A. De C. V.
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Publication date
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    • G05—CONTROLLING; REGULATING
    • G05D—SYSTEMS FOR CONTROLLING OR REGULATING NON-ELECTRIC VARIABLES
    • G05D16/00—Control of fluid pressure
    • G05D16/20—Control of fluid pressure characterised by the use of electric means
    • G05D16/2006—Control of fluid pressure characterised by the use of electric means with direct action of electric energy on controlling means
    • G05D16/2013—Control of fluid pressure characterised by the use of electric means with direct action of electric energy on controlling means using throttling means as controlling means
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
    • E21B43/12—Methods or apparatus for controlling the flow of the obtained fluid to or in wells
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B47/00—Survey of boreholes or wells
    • E21B47/06—Measuring temperature or pressure
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    • Y10T137/8158—With indicator, register, recorder, alarm or inspection means

Definitions

  • the present invention relates to equipment that automatically opens and closes an automatic full-pass valve, installed in the discharge line of the casing pipe (TR) of an oil well without packer with artificial production system housed in the pipeline production (TP), based on progressive cavity pump (BCP) or mechanical pump (BM), being operated intelligently based on pressure measurements of the casing pipe (TR) and equipment programming, in order to improve the exploitable level of liquid hydrocarbons in oil wells, by controlling the drag of hydrocarbon by the associated gas from the bottom of the oil well to the surface by the casing (TR), where the pressure is automatically measured and controlled with the process of opening and closing the valve.
  • BCP progressive cavity pump
  • BM mechanical pump
  • Oil wells with associated gas content but that the hydrocarbon does not flow through the production pipe (TP), are known as non-flowing wells, which require a pump to lift the oil into its production pipe (TP).
  • surface collection tanks such as progressive cavity pump (BCP) or mechanical pump (BM) for the extraction of said hydrocarbon from the bottom of the oil well.
  • this innovative equipment was developed, which allows the level of the hydrocarbon in the oil well with BCP or BM artificial pumping system (progressive cavity pumping or mechanical pumping), to be maintained above said pump, improving hydrocarbon production in the oil well.
  • FIG 1 shows the general scheme of the installation of the elements that make up the equipment for the opening and closing of the automatic valve in an oil well with an artificial production system (SAP) called progressive cavity pump (BCP).
  • SAP artificial production system
  • BCP progressive cavity pump
  • FIG. 1 shows the 2-inch stainless steel automatic valve with 24-volt direct current (VCD) electric actuator.
  • VCD direct current
  • FIG 3 shows the inductive proximity sensor used to calculate the revolutions per minute (RPM) of the progressive cavity pump (BCP).
  • RPM revolutions per minute
  • Figure 4 shows the base used for the inductive proximity sensor and installed in the surface equipment of the progressive cavity pump (BCP).
  • Figure 5 shows the manometric pressure transmitters used in the equipment, with stainless steel housing and power supply from 10.5 to 45 VDC.
  • Figure 6 shows the radar level transmitter installed in the oil storage production tank.
  • Figure 7 shows the cabinet where the equipment control system is located.
  • Figure 8 shows the upper outer part of the register-controller apparatus.
  • Figure 9 shows the lower outer part of the registered controller device.
  • Figure 10 shows the register-controller apparatus and its internal components provided with a computerized system.
  • Figure 1 1 describes the components of one of the 2 sections of the register-controller apparatus, called the register section.
  • Figure 12 shows the schematic diagram of the register circuit, of the register section of the register-controller apparatus.
  • Figure 13 describes the components of the controller and power supply interface section of the register-controller apparatus.
  • Figure 14 shows the schematic diagram of the power supply circuit of the section of the controller interface and power supply of the register-controller apparatus.
  • Figure 15 shows the schematic diagram of the controller interface circuit of the section of the controller interface and power supply of the register-controller apparatus.
  • Figure 16 generally shows the mechanical state of an oil well in which the method of the present invention is applied.
  • Figure 17 shows a graph of the use of the method and apparatus of the present invention, with the data of the pressures obtained during the pre-configuration characterization for the autonomous operation of the automatic valve.
  • Figure 18 shows a graph with the production data in oil barrels resulting from the application of the method and apparatus of the present invention, during the period of characterization prior to the configuration for the autonomous operation of the automatic valve.
  • Figure 19 shows the graph of the pressures in the discharge lines of an oil well, operating the complete system configured automatically.
  • Figure 20 shows the graph of the production levels in barrels of the oil well, with the complete system running automatically.
  • the oil well (1) has a preventer (BOP) of 2 7/8 inches (4) installed to prevent spills due to increased pressure, and an artificial production system (SAP) with a motor and surface equipment (3) of a progressive cavity pump (BCP) installed in the upper part of said oil well (1).
  • BOP preventer
  • SAP artificial production system
  • BCP progressive cavity pump
  • RPM revolutions per minute
  • three manometric pressure transmitters (5, 6 and 7) are installed: one in the discharge line of the casing pipe (8) of 2 3/8 inches in diameter, another in the discharge line of the production (18) of 2 3/8 inches in diameter and another one in the discharge line to the production tank (19) of 2 3/8 inches in diameter.
  • a radar type level transmitter (10) is installed in the upper part of the oil storage production tank (9).
  • the sensor wiring pipe (11) is used to connect the control cabinet (13) with the proximity inductive sensor (17) by means of a 3-wire 18-gauge AWG cable with aluminum shield;
  • Manometric pressure transmitters (5, 6 and 7) and the level transmitter (10) using a heavy-duty 2-wire 14-gauge AWG cable.
  • the automatic valve (2) is connected via a 16-wire, 16-wire AWG multi-conductor cable to the control cabinet (13) through the valve wiring pipe (12).
  • Said control cabinet (13) is installed on a mast (15) made of a 4-inch steel channel, anchored on the ground to a concrete base (16) 40 centimeters long, 40 centimeters wide and 10 centimeters high. centimeters high.
  • the automatic valve (2) used in the equipment is described in figure 2, which is installed, as described in figure 1, in the discharge line of the casing pipe (8).
  • Said automatic valve (2) is made of stainless steel to prevent corrosion, and has an inlet (20) and an outlet (21) of 2 inches in diameter on each side, and that is where it connects to said pipeline lining (8) described in figure 1.
  • the automatic valve (2) has an electric actuator on the top (22) of 24 Volts of direct current to open and close it, connecting the power cables through the side inlets (23 ) as shown in said figure 2.
  • the function of said automatic valve (2) is to control the gas outlet that is in the discharge line of the casing pipe (8) described in figure 1.
  • FIG 3 describes the sensor used to obtain the revolutions per minute (RPM) of the progressive cavity pump (BCP).
  • the sensor used is an inductive proximity sensor (17), which is used to detect objects in a specific operating range.
  • RPM counting is carried out in the control cabinet equipment (13), by transmitting the information through the sensor connection cable (24), which is connected through the sensor wiring pipe (11) described in figure 1.
  • Said inductive sensor (17) requires a supply voltage of 24 volts of direct current, with a measuring range of 8 to 20 mm.
  • the diameter of the sensor is 30 mm.
  • FIG 4 shows the basis for the installation of the inductive proximity sensor (17) described in Figures 1 and 3.
  • Said sensor requires an installation base (25) made of steel and used for the purpose having a suitable support for said inductive proximity sensor (17), which is fixed by using two nuts (26).
  • Figure 5 describes the pressure gauge transmitters (5,6 and 7), which are used in the opening and closing equipment, and which are of the same type and model.
  • Said pressure transmitters (5,6 and 7), model STK131 is a ceramic sensor with input for the feeding and transmission of data (27) of 24 Volts of direct current and HART communication protocol, with connection to the pipe (26) V2 inch NPT where it is screwed and fixed, with a housing (28) and process connection (29) stainless steel.
  • the pipes where said pressure transmitter is installed and which are described in figure 1, are the discharge line of the casing pipe (8), in the discharge line of the production pipe (18) and in the line of discharge to the production tank (19).
  • FIG 6 shows in detail the radar level transmitter (10) mentioned in the description of Figure 1, which is connected to the control cabinet (13) by means of a heavy-duty 2-wire 14-gauge AWG cable that it passes through the sensor wiring pipe (11), and it enters the connection cable input of the level sensor (31). Additionally, within the oil storage tank (9) and connected to the radar level sensor (10) there is the level sensor antenna (32) that emits signals to determine the level of the tank. Bliss Information is sent to the equipment installed inside the control cabinet (13) for processing.
  • Figure 7 describes the control cabinet (13), which is made of galvanized laminated material with epoxy paint measuring 50 x 40 x 21 centimeters, and has a door (33) that opens to install the equipment and cables inside, which have 2 locks (34) for opening and closing with a key.
  • the register-controller device (35) Inside said control cabinet (13), the register-controller device (35), a voltage regulator (36) of 24 VDC at 5 Amps and 2 sealed rechargeable batteries (37) from 2 VDC to 35 are installed AH
  • the voltage regulator (36) is connected to the solar panel (14) of photocells described in Figure 1, to the recorder-controller (35) and to the sealed rechargeable batteries (37), using 2 x 14 AWG heavy duty cable ( 41, 42 and 43).
  • the function of said voltage regulator (36) is to regulate the voltage coming from the solar panel (14) to the batteries (37) so as not to overload them and in turn supply power to the recorder-controller (35).
  • the sealed rechargeable batteries (37) are connected in series by a cable (38) to form a 24 VDC battery bank at 35 AH.
  • the recording-controller device (35) is connected to the radar level transmitter (10), the inductive proximity sensor (17) and the manometric pressure transmitters (5, 6 and 7), all described in Figure 1, by the sensor connection cables (39). Additionally, said recorder-controller (35) is connected to the automatic valve (2) by means of a 4-wire, multi-conductor cable with 16 AWG caliber (40).
  • the cables that leave the recorder-controller (35) to the radar level transmitter (10), the proximity sensor (17) and the manometric pressure transmitters (5,6, and 7), pass through a wiring pipe of sensors (1 1) described in figure 1.
  • the cables that leave the recorder-controller (35) to the Automatic valve (2) pass through the valve wiring pipe (12), described in Figure 1.
  • Figure 8 shows the upper outer part of the register-controller device (35), in which an LED LF (44) is observed, which when lit indicates that the device is in read and write data mode, a LED LV (45) which, when it is on, warns that the automatic valve (2) described in Figure 2 is in operation, an LH LED (46) which, when switched on, warns that HART communication with the sensors is in progress, a switch 2-step (47) whose function is to configure the operation mode of the registrant that is read or write, a reset button (48) to reset the recorder and a USB port (49) that is used to transfer the laptop to the information recorded in the register-controller device (35).
  • an LED LF (44) is observed, which when lit indicates that the device is in read and write data mode
  • a LED LV (45) which, when it is on, warns that the automatic valve (2) described in Figure 2 is in operation
  • an LH LED (46) which, when switched on, warns that HART communication with the sensors is in progress
  • Figure 9 shows the lower part of the register-controller device (35), which contains an INTENC switch (50) for turning the device on and off, an LEDENC LED (51) where it is possible to identify if the device is It is in operation (on) and additionally there is a junction box (52) where from left to right it connects:
  • CIE Positive control output to execute automatic valve closure.
  • AP Positive control output to execute the automatic valve opening.
  • FIG. 10 shows the internal components of the register-controller device (35), which is divided into 2 sections: the register section (53) and the section of the controller interface and power supply (54). Both sections are connected by 3 wires (55) that are used to pass current for the circuits of the recorder section and for the control of the automatic valve (2) described in Figure 2, from the controller and source interface section. food (54). These sections of the apparatus are described in detail in Figures 1 1 and 12. ,
  • the recorder section (53) of the register-controller apparatus (35) can be seen in more detail.
  • the Hart Inlink OEM modem (57) has the function of receiving the information of the pressure gauge transmitters (5,6 and 7) and the level transmitter (10) described in Figure 1. This information collected from the transmitters through the Hart modem (57) is sent to the controller and source interface section of power supply (54) for processing, which will be described later in figure 13.
  • figure 12 it is possible to observe the section of the recorder (53) but in the form of a schematic diagram of the circuit, where it is possible to see in a plane some components that are not observed in the description of figure 1 1.
  • the microprocessor PIC18F26J50 56
  • the HART Inlink OEM modem 57
  • the output scheme to the USB port (49).
  • This section of the recorder (53) has the function of storing the data of the pressure transmitters (5,6 and 7) and the level transmitter (10) described in Figure 1, in order to first be able to analyze the oil well data ( 1) and then programmatically configure the section of the controller interface (54), so that based on the data obtained online, the opening and closing of the automatic valve (2) described in Figure 1 is put into operation, by pressure analysis in the casing pipe (8), in the production pipe (18) and in the discharge line to the production tank (19), and the oil level in the production tank for oil storage ( 9).
  • This operation of the automatic valve (2) in a configured way will allow maintaining the hydrocarbon levels in the oil well above the progressive cavity pump, keeping the oil well (1) in continuous production while maintaining optimal operating pressures.
  • the analysis of the information on the operation (pressures and tank level) of the oil well (1) is performed because in the 2 GB SD memory (61) this information is stored, and extracted through the USB port (49) to a computer, for the analysis of the data graphically.
  • Figure 13 shows the controller and power supply interface section (54).
  • This section consists of two schematic circuit diagrams: the power supply (figure 14) and the controller interface (figure 15).
  • the power supply figure 14
  • the controller interface figure 15
  • some of the components can be observed, such as: two linear regulator circuits LM317 (65), two precision potentiometers of 1 ⁇ (66), a 220 ⁇ capacitor (67), a Latch 74LS573 integrated circuit (68), two 24 V coil relays (69) and two TIP41C transistors (70).
  • Figure 14 shows one of the schematic circuit diagrams of the register-controller apparatus (35), called the power supply circuit (71) that is located in one of the sections (54) of said apparatus.
  • the circuit of the power supply (71) aims to describe the control to provide the power supply in volts to the entire system of the recording-controller apparatus (35) for proper operation.
  • said voltage supply comes from the voltage regulator (36) described in Figure 7.
  • the components that integrate the power supply circuit (71) are: two linear regulator circuits LM317 (65), two potentiometers of Accuracy of 1 ⁇ (66), a capacitor of 220 ⁇ (67), 2 resistors of 200 ⁇ (72) and 2 capacitors of 10 ⁇ (73).
  • FIG. 15 another of the schematic circuit diagrams of the register-controller apparatus (35), called the controller interface circuit (71), located in one of the sections (54) of said apparatus is described.
  • This circuit of the controller interface (74) has the function of opening and / or closing the automatic valve (2) by activating its actuator (77), to keep the oil well (1) in a certain pressure range () closed system), and that said pressures were established in the programming stored in the register-controller apparatus (35), based on production tests carried out in said well previously, and said production corroborated by the level transmitter (10) provided in the production tank for oil storage (9), where you can see the increase in the amount of oil (tank level) that is extracted from the oil well (1).
  • the components that integrate the controller interface circuit (74) and object of this description of the Figure 15 are: a Latch 74LS573 (68) integrated circuit, two 24 V coil relays (69), two TIP41 C transistors (70), two 5 ⁇ resistors (75) and two 1 Ampere semiconductor diodes (76) .
  • the main function of this equipment is to open and close the automatic valve (2) installed in the discharge line of the casing pipe (8), in order to control the increases and decreases of the pressure in said line coming from the oil well (1), staying in a certain range (major and minor) previously established and programmed in the register-controller (35).
  • Said pressure in the casing pipe (8) is received in the register-controller apparatus (35), by measuring the gauge pressure transmitter (5) installed in said casing pipe (8), and where a program (software) in the register-controller apparatus (35), monitors the pressure. Based on previously configured pressure values in said register-controller device (35), the opening or closing of the automatic valve (2) is activated: it opens if the pressure rises above the higher set value and closes if it drops more than The lowest pressure set.
  • Said analysis is performed by collecting information from the pressure (5, 6 and 7) and level (10) transmitters, operating the automatic valve (2) on a scheduled basis for six days, in various opening and closing positions, thus achieving characterize in which pressure ranges in the casing pipe (8) and the behavior presented in the pressures in the production pipe (18) and in the discharge line to the tank (19), a greater increase in the level of the production storage tank (9) is obtained in periods of eight hours.
  • the inductive proximity sensor (17) installed on the top of the progressive cavity pump motor (3) allows to know that the pump is working, thus ruling out possible production measurement errors in case the oil well (1) Do not supply any hydrocarbon, that is, if the pump is not working, it will be very difficult to rely on the characterization of the pressures, unless it is an oil well of the flowing type.
  • the objective of this system is to establish a method to maximize hydrocarbon production in the oil well (1), through the following steps:
  • the equipment Prior to the autonomous operation of the automatic valve (2), the equipment is programmed to collect information on the operation of the oil well (1) with the pressure transmitters (5,6 and 7), level (10) and the inductive sensor (17) for six continuous days, opening the automatic valve (2) initially to 15% on the first day and increasing 15% every day until reaching 100% and / or six days of operation.
  • the information is recorded in the register-controller device (35) for further analysis and is as follows:
  • Tank level in cubic meters (Barrels). It is calculated from the level in cubic meters (M3) by dividing by 0.159 M3 which is the equivalent of a barrel at 159 liters equal to 0.159 M3 (1 M3 is equal to 1, 000 liters).
  • the register-controller device (35) is configured to operate the automatic valve (2) autonomously, with the highest and lowest pressure values to be controlled in the casing pipe (8), obtained with the data previous characterized with the complete system operating for six days.
  • an oil well (1) is described showing in general its components in the part that is under the surface of the ground (78), known as mechanical state.
  • the operation data describing the method of the present invention is in an oil well (1) with certain physical characteristics, although it is clarified that the equipment and method works in any type of oil well, including fluids.
  • the mechanical state of the oil well (1) is as follows:
  • FIG. 17 shows a graph showing the pressure data of the discharge line of the casing pipe (8) and the discharge line of the production pipe (18), obtained with its pressure transmitters (5 , 6), showing all the records of the data obtained from an oil well with progressive cavity pump, already with the installed equipment described in Figure 1 and Figure 16.
  • Tables 1 and 2 some of the records with the data obtained from the register-controller apparatus (35) that are plotted. The same records (date and time) are divided into two tables in order to show all the columns of the data that is recorded.
  • Level (M3) and Level (Bis) are calculated based on the dimensions of the tank from the Level (M) column, data that is sent by the level transmitter (10) installed in the production storage tank (9).
  • the dimensions of said tank are 3.50 meters in diameter and 4.80 meters high, so that the area of said tank is 9.62 M2 which is multiplied by Level (M) resulting in the value of the Level column (M3).
  • the value of the Level column (BLS) is obtained from the result of dividing the Level column (M3) by the equivalence to 1 barrel of oil that is 0.159 cubic meters (1 barrel is equal to 159 liters and is equal to 0.159 cubic meters) .
  • the decision to configure the autonomous operation of the automatic valve (2) focuses on the pressures of the discharge line of the casing pipe (84), which is what represents the pressure variation that modifies the production of hydrocarbon, maintaining the level of said hydrocarbon in the oil well (1), obtaining a greater amount of barrels with the progressive cavity pump (BCP).
  • BCP progressive cavity pump
  • the pressure of the discharge line of the production line (85) remains constant without variation, without any dependence on hydrocarbon production as will be seen in the description of figure 18.
  • Pressure point 1 (86) which is 395,848 PSI dated 04/25/11 and time 00:21 hrs
  • pressure point 2 which is 439,764 dated 04/25/1 1 and time 18:40 hrs
  • Figure 18 shows the graphic line (90) of the level of the production storage tank (9), on the same dates and times as the graph of the pressures described in Figure 17.
  • On the X axis (88) presents the date and time of the level measurements in said tank and the Y axis (89) shows the barrels (BLS) of hydrocarbon.
  • the graph shows a drop in the level (93) of the production storage tank (9), which is due to the extraction of the hydrocarbon by a car tank called UPV (Pressure and Vacuum Unit), It is done periodically to prevent the tank from filling and spilling.
  • UPV Pressure and Vacuum Unit
  • the opening of the automatic valve (2) is initially set to open at 50%, thus allowing the entire autonomous system to regulate the pressures between 395,848 PSI established as a lower pressure and 439,764 PSI established as a higher pressure, and variations may occur above and below these pressures, you consider as part of the normal adjustments made by the equipment during its operation.
  • the pressure transmitter (5, figure 1) that is installed in the discharge line of the casing pipe (8), is the which is maintained in the lower and higher pressure range established, with the control of the opening and closing of the automatic valve (2), performed by the recording-controller apparatus (35). In this way the lower pressure and the higher pressure are determined, characterizing previous information, analyzing it graphically.
  • the graphic pressure line of the casing pipe (96) shows the behavior of the configured operating system and in the same way the graphic pressure line of the production pipe (97).
  • Table 4 shows a segment of the plotted data that is stored in the register-controller device (35), where you can observe the behavior of the pressures by the opening and closing settings of the automatic valve (2), for stay in the lower and higher range of pressures in the discharge line of the casing pipe (8).
  • the reflection of the level of the hydrocarbon in the oil well (1), and the continuous pumping of the progressive cavity pumping system (BCP) installed in said well, can be seen later in Figure 20 where the production behavior is seen in the level of the storage tank (9).
  • PSI PSI
  • PSI PSI
  • TANK PSI
  • the total period of time plotted in this figure 19 corresponds to the range from the date 01 - May-1 1 and time 16:00 hrs, to the date 05- May-1 1 and time 16:00 hrs.
  • the graph shows the starting points of greater control (98, 99) of the automatic valve (2) on the pressure of the casing pipe (8), where it can be seen in Figure 20 below, that the level of the hydrocarbon inside the oil well (1) is constantly maintained with an increase in the level of the storage tank (9), opening the automatic valve (2) to decrease the pressure and closing it to increase it in said casing pipe (8).
  • This opening and closing control is done by the recording-controller device (35) with its programming and with the help of the complete equipment installed in the oil well (1).
  • Figure 20 shows the level of the storage tank (9) in barrels (BLS), in the same date and time period as the pressures plotted in the previous figure 19.
  • the automatic valve (2) operating autonomously, comparing the pressure control against the increase in the level of the storage tank (9).

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Abstract

Equipo y método para apertura y cierre de una válvula automática instalada en la línea de descarga de un pozo petrolero, que se caracteriza por la instalación y configuración de un equipo que controla una válvula automática, instalada en la línea de descarga de la tubería de revestimiento de un pozo petrolero. En dicho pozo petrolero se tiene instalado un sistema de bombeo de cavidades progresivas (BCP), el cual bombea el hidrocarburo hacia el tanque de almacenamiento a través de la tubería de producción, manteniendo este sistema, el nivel del hidrocarburo dentro del pozo para una mejor producción. El equipo que se instala en el pozo petrolero consta de tres transmisores de presión, que se colocan en las líneas de descarga de la tubería de producción, tubería de revestimiento y en la línea de descarga hacia un tanque de almacenamiento cercano al pozo. Adicionalmente en el tanque de almacenamiento, se instala un transmisor de nivel tipo radar, para estar monitoreando la producción del pozo petrolero. En el motor de la bomba de cavidades progresivas (BCP) se instala un sensor inductivo de proximidad, para estar monitoreando que la bomba BCP esté funcionando. Todos los transmisores y el sensor inductivo se conectan a un gabinete que contiene los aparatos que registran y graban la operación del sistema, con su sistema de baterías y recarga por panel solar. El método consiste principalmente en inicialmente caracterizar el comportamiento de las presiones del pozo y la producción de hidrocarburo durante un período de tiempo, para analizar los datos y poder determinar una configuración menor y mayor de presión en la tubería de revestimiento, que obtenga una mayor producción de hidrocarburo reflejado en el nivel del tanque. Una vez determinado las presiones de operación a mantener en la tubería de revestimiento, se configura el equipo para que la válvula automática se abra o cierre de manera autónoma, para mantener dicha presión, y así obtener un mayor nivel de producción de hidrocarburo en el tanque de almacenamiento.

Description

EQUIPO Y MÉTODO PARA APERTURA Y CIERRE DE UNA VÁLVULA AUTOMÁTICA INSTALADA EN LA LINEA DE DESCARGA DE UN
POZO PETROLERO OBJETO DE LA INVENCIÓN
La presente invención se refiere a un equipo que abre y cierra automáticamente una válvula automática de paso completo, instalada en la línea de descarga de la tubería de revestimiento (TR) de un pozo petrolero sin empacador con sistema artificial de producción alojado en la tubería de producción (TP), basado en bomba de cavidades progresivas (BCP) ó bomba mecánica (BM), accionándose de manera inteligente en base a mediciones de presiones de la tubería de revestimiento (TR) y a una programación del equipo, con la finalidad de mejorar el nivel explotable de hidrocarburos líquidos en pozos petroleros, mediante el control del arrastre de hidrocarburo por el gas asociado desde el fondo del pozo petrolero hacia la superficie por la tubería de revestimiento (TR), en donde se mide y controla la presión en forma automática con el proceso de apertura y cierre de la válvula.
ANTECEDENTES DE LA INVENCIÓN
Los pozos petroleros con contenido de gas asociado pero que no fluye el hidrocarburo por la tubería de producción (TP), son conocidos como pozo no fluyentes, los cuales requieren contar en su tubería de producción (TP) con una bomba que levante el petróleo a los tanques de recolección en la superficie, tales como bomba de cavidades progresivas (BCP) ó bomba mecánica (BM) para la extracción de dicho hidrocarburo desde el fondo del pozo petrolero. En el espacio anular existente entre la tubería de producción (TP) y la tubería de revestimiento (TR), se libera gas generando un incremento de presión en dicha tubería de revestimiento (TR), que afecta la capacidad productiva del pozo, ya que los fluidos alojados en dicha tubería de revestimiento (TR) se acomodan de acuerdo a su densidad, quedando el gas en la parte superior y los líquidos abajo del gas, los cuales en ocasiones su nivel se localiza a una profundidad más abajo de la ubicación de la bomba de cavidades progresivas (BCP) ó la bomba mecánica (BM) instalada en dicha tubería de producción (TP), lo que evita que se tenga una extracción o producción de hidrocarburos del pozo petrolero de manera eficiente.
Para solucionar la problemática antes descrita, se desarrolló este innovador equipo, que permite que el nivel del hidrocarburo en el pozo petrolero con sistema de bombeo artificial BCP ó BM (bombeo de cavidades progresivas o bombeo mecánico), se mantenga por arriba de dicha bomba, mejorando la producción de hidrocarburo en el pozo petrolero.
Esta problemática de mantener el nivel del hidrocarburo en el pozo petrolero por encima de la ubicación de la bomba de cavidades progresivas (BCP) o de la bomba mecánica (BM) que esté instalada (sólo un tipo de bomba puede estar instalada), se logra con la regulación controlada de la presión en los espacios anulares de TR (tubería de revestimiento), mediante la apertura y cierre de una válvula automática, utilizando el equipo un aparato denominado registrador-controlador, que monitorea las variables de presión y el nivel del aceite en el pozo petrolero. DESCRIPCIÓN DE LA INVENCIÓN
Los detalles característicos de este novedoso invento se describen claramente en la siguiente descripción y en los dibujos que se acompañan, los cuales tienen carácter ilustrativo y no limitativo.
La figura 1 muestra el esquema general de la instalación de los elementos que componen el equipo para la apertura y cierre de la válvula automática en un pozo petrolero con un sistema artificial de producción (SAP) denominado bomba de cavidades progresivas (BCP).
La figura 2 muestra la válvula automática de 2 pulgadas de acero inoxidable con actuador eléctrico de 24 Volts de corriente directa (VCD).
En la figura 3 se observa el sensor inductivo de proximidad utilizado para calcular las revoluciones por minuto (RPM) de la bomba de cavidades progresivas (BCP).
La figura 4 muestra la base utilizada para el sensor inductivo de proximidad y que se instala en el equipo superficial de la bomba de cavidades progresivas (BCP).
La figura 5 muestra los transmisores de presión manométrica utilizados en el equipo, con carcasa de acero inoxidable y alimentación de 10.5 a 45 VCD.
La figura 6 se muestra el transmisor de nivel tipo radar instalado en el tanque de producción de almacenamiento de petróleo.
La figura 7 muestra el gabinete donde se encuentra el sistema de control del equipo.
La figura 8 presenta la parte exterior superior del aparato registrador- controlador.
La figura 9 presenta la parte exterior inferior del aparato registrado- controlador. La figura 10 muestra el aparato registrador-controlador y sus componentes internos provisto de un sistema computarizado.
La figura 1 1 describe los componentes de una de las 2 secciones del aparato registrador-controlador, denominada sección del registrador.
La figura 12 muestra el diagrama esquemático del circuito registrador, de la sección del registrador del aparato registrador-controlador.
La figura 13 describe los componentes de la sección de interfaz controladora y fuente de alimentación, del aparato registrador-controlador. La figura 14 muestra el diagrama esquemático del circuito de la fuente de alimentación de la sección de la interfaz controladora y fuente de alimentación del aparato registrador-controlador.
La figura 15 muestra el diagrama esquemático del circuito de interfaz controladora de la sección de la interfaz controladora y fuente de alimentación del aparato registrador-controlador.
La figura 16 se observa de forma general el estado mecánico de un pozo petrolero en el cuál se aplica el método de la presente invención.
La figura 17 muestra una gráfica del uso del método y aparato de la presente invención, con los datos de las presiones obtenidas durante la caracterización previa a la configuración para la operación autónoma de la válvula automática.
La figura 18 muestra una gráfica con los datos de la producción en barriles de petróleo resultado de la aplicación del método y aparato de la presente invención, durante el período de caracterización previo a la configuración para la operación autónoma de la válvula automática.
La figura 19 muestra la gráfica de la presiones en las líneas de descarga de un pozo petrolero, operando el sistema completo configurado de forma automática.
La figura 20 muestra la gráfica de los niveles de producción en barriles del pozo petrolero, con el sistema completo funcionando de forma automática. En la figura 1 se puede ver un esquema general de la instalación del equipo para apertura y cierre, donde se observar la instalación de la válvula automática (2) colocada en la línea de descarga de la tubería de revestimiento (8). El pozo petrolero (1 ) tiene instalado un preventor (BOP) de 2 7/8 pulgadas (4) para evitar derrames por aumento en la presión, y un sistema artificial de producción (SAP) con un motor y equipo superficial (3) de una bomba de cavidades progresivas (BCP) instalado en la parte superior de dicho pozo petrolero (1 ). En la parte superior del motor y equipo de la bomba de cavidades progresivas (3), se encuentra un sensor inductivo de proximidad (17) que se utiliza para calcular las revoluciones por minuto (RPM) de la bomba de cavidades progresivas (BCP).
Adicionalmente se tienen instalados tres transmisores de presión manométrica (5, 6 y 7): uno en la línea de descarga de la tubería de revestimiento (8) de 2 3/8 pulgadas de diámetro, otro en la línea de descarga de la tubería de producción (18) de 2 3/8 pulgadas de diámetro y otro más en la línea de descarga al tanque de producción (19) de 2 3/8 pulgadas de diámetro. En la parte superior del tanque de producción para almacenamiento del petróleo (9), se tiene instalado un transmisor de nivel de tipo radar (10). La tubería de cableado de sensores (11 ), es utilizada para conectar al gabinete de control (13) con el sensor inductivo de proximidad (17) mediante un cable de 3 hilos calibre 18 AWG con blindaje de aluminio; los transmisores de presión manométrica (5, 6 y 7) y el transmisor de nivel (10) mediante un cable de uso rudo de 2 hilos calibre 14 AWG. De igual manera, la válvula automática (2) se conecta mediante un cable multi conductor de 4 hilos calibre 16 AWG al gabinete de control (13) a través de la tubería de cableado de la válvula (12). Dicho gabinete de control (13) se encuentra instalado en un mástil (15) fabricado con un canal de 4 pulgadas de acero, anclado en el suelo a una base de concreto (16) de 40 centímetros de largo, 40 centímetros de ancho y 10 centímetros de alto. En la parte superior del gabinete de control (13) y también sostenido por el mástil (15), se encuentran un panel solar de 12 VCD de 20 Watts (14) formado por 2 fotoceldas en serie, que se utilizan para recargar unas baterías dentro del gabinete de control (13) para alimentar de corriente directa a todo el sistema incluyendo el sensor de revoluciones (17), los transmisores de presión (5, 6 y 7), el transmisor de nivel (10) y la válvula automática (2).
En la figura 2 se describe la válvula automática (2) utilizada en el equipo, la cual se instala, como se describe en la figura 1 , en la línea de descarga de la tubería de revestimiento (8). Dicha válvula automática (2), está fabricada de acero inoxidable para evitar la corrosión, y tiene una entrada (20) y una salida (21 ) de 2 pulgadas de diámetro por cada lado, y que es por donde se conecta a dicha tubería de revestimiento (8) descrita en la figura 1. La válvula automática (2), tiene un actuador eléctrico en la parte superior (22) de 24 Volts de corriente directa para abrirla y cerrarla, conectándose los cables de corriente por las entradas laterales (23) según se muestra en dicha figura 2. La función de dicha válvula automática (2), es la de controlar la salida del gas que se encuentra en la línea de descarga de la tubería de revestimiento (8) descrita en la figura 1.
En la figura 3 se describe el sensor utilizado para obtener las revoluciones por minuto (RPM) de la bomba de cavidades progresivas (BCP). El sensor utilizado es un sensor inductivo de proximidad (17), el cuál es utilizado para detectar objetos en un rango de operación específico. El conteo de las RPM, se realiza en los equipos del gabinete de control (13), al transmitir la información por el cable de conexión del sensor (24), que se conecta a través de la tubería de cableado de sensores (11 ) descrito en la figura 1. Dicho sensor inductivo (17), requiere de un voltaje de alimentación de 24 volts de corriente directa, con un rango de medición de 8 a 20 mm. El diámetro del sensor es de 30 mm.
En la figura 4 se puede observa la base para la instalación del sensor inductivo de proximidad (17) descrito en las figuras 1 y 3. Dicho sensor, requiere de una base de instalación (25) fabricada de acero y que se utiliza con la finalidad de tener un soporte adecuado para dicho sensor inductivo de proximidad (17), el cuál es fijado mediante el uso de dos tuercas (26).
En la figura 5 se describen los transmisores de presión manométrica (5,6 y 7), que son utilizados en el equipo de apertura y cierre, y que son del mismo tipo y modelo. Dichos transmisores de presión (5,6 y 7) modelo STK131 , es un sensor cerámico con entrada para la alimentación y transmisión de datos (27) de 24 Volts de corriente directa y protocolo de comunicación HART, con conexión a la tubería (26) de V2 pulgada NPT por donde se enrosca y fija, con una carcasa (28) y conexión a proceso (29) de acero inoxidable. Las tuberías donde se instala dicho transmisor de presión y que se describen en la figura 1 , son la línea de descarga de la tubería de revestimiento (8), en la línea de descarga de la tubería de producción (18) y en la línea de descarga de al tanque de producción (19).
En la figura 6 se muestra a detalle el transmisor de nivel tipo radar (10) mencionado en la descripción de la figura 1 , el cuál es conectado al gabinete de control (13) mediante un cable de uso rudo de 2 hilos calibre 14 AWG que pasa por la tubería de cableado de sensores (11 ), y que entra en la entrada de cable de conexión del sensor de nivel (31 ). Adicionalmente dentro del tanque de almacenamiento de petróleo (9) y conectado al sensor de nivel tipo radar (10) se tiene la antena del sensor de nivel (32) que emite señales para determinar el nivel del tanque. Dicha información es enviada al equipo instalado dentro del gabinete de control (13) para su procesamiento.
En la figura 7 se describe el gabinete de control (13), el cual es de material lamina galvanizada con pintura epóxica de medidas 50 x 40 x 21 centímetros, y cuenta con una puerta (33) que se abre para poder instalar los equipos y cables en su interior, en la cual se tienen 2 cerraduras (34) para apertura y cierre con llave. En el interior de dicho gabinete de control (13), se encuentra instalados el aparato registrador-controlador (35), un regulador de voltaje (36) de 24 VCD a 5 Amperes y 2 baterías recargables selladas (37) de 2 VCD a 35 AH. El regulador de voltaje (36) se conecta al panel solar (14) de fotoceldas descrito en la figura 1 , al registrador-controlador (35) y a las baterías recargables selladas (37), utilizando cable de uso rudo de 2 x 14 AWG (41 , 42 y 43). La función de dicho regulador de voltaje (36) es la de regular el voltaje proveniente del panel solar (14) a las baterías (37) para no sobrecargarlas y a su vez suministrar energía al registrador-controlador (35). Las baterías recargable selladas (37) se encuentran conectadas en serie por un cable (38) para formar un banco de baterías de 24 VCD a 35 AH.
El aparato registrador-controlador (35) se conecta al transmisor de nivel tipo radar (10), al sensor inductivo de proximidad (17) y a los transmisores de presión manométrica (5, 6 y 7), todos descritos en la figura 1 , mediante los cables de conexión de sensores (39). Adicionalmente dicho registrador- controlador (35) se conecta a la válvula automática (2) mediante un cable multi conductor de 4 hilos calibre 16 AWG (40). Los cables que salen del registrador-controlador (35) al transmisor de nivel tipo radar (10), al sensor de proximidad (17) y a los transmisores de presión manométrica (5,6, y 7), pasan por una tubería de cableado de sensores (1 1 ) descrito en la figura 1. De igual forma, los cables que salen del registrador-controlador (35) a la válvula automática (2), pasan por la tubería de cableado de válvula (12), descrito en la figura 1.
En la figura 8 se observa la parte exterior superior del aparato registrador- controlador (35), en la cual se observa un led LF (44) que cuando está encendido indica que el aparato se encuentra en modo lectura y grabación de datos, un led LV (45) que cuando se encuentra encendido advierte que la válvula automática (2) descrita en la figura 2 está en operación, un led LH (46) que cuando está encendido advierte que la comunicación HART con los sensores está en proceso, un switch de 2 pasos (47) cuya función es configurar el modo de operación del registrados que es leer o grabar, un botón de reset (48) para reiniciar el registrador y un puerto USB (49) que se utiliza para poder transferir a una laptop la información grabada en el aparato registrador-controlador (35).
En la figura 9 se muestra la parte inferior del aparato registrador- controlador (35), el cual contiene un interruptor INTENC (50) para el encendido y apagado del aparato, un led LEDENC (51 ) en donde se puede identificar si el aparato se encuentra en funcionamiento (encendido) y adicionalmente se cuenta con una caja de conexiones (52) en donde de izquierda a derecha se conecta:
1 ) +24V: Entrada positiva de alimentación.
2) +VT: Salida de alimentación positiva hacia los dispositivos con protocolo HART.
3) +W: Salida de alimentación positiva hacia la válvula automática.
4) CIE: Salida de control positiva para ejecutar el cierre de la válvula automática.
5) AP: Salida de control positiva para ejecutar la apertura de la válvula automática.
6) GND: Negativo del circuito (3 terminales entre sí). En la figura 10 se pueden observar los componentes internos del aparato registrador-controlador (35), el cual se divide en 2 secciones: la sección del registrador (53) y la sección de la interfaz controladora y fuente de alimentación (54). Ambas secciones están conectadas por 3 cables (55) que se utilizan para pasar corriente para los circuitos de la sección del registrador y para el control de la válvula automática (2) descrita en la figura 2, desde la sección de interfaz controladora y fuente de alimentación (54). En las figuras 1 1 y 12 se describen a detalle dichas secciones del aparato. ,
En la figura 1 se pueden observar a más detalle la sección del registrador (53) del aparato registrador-controlador (35). En dicha sección se puede observar además de lo descrito en la Figura 8, el microprocesador PIC18F26J50 (56), el modem HART Inlink OEM (57), el conector del cable del USB (58) proveniente del puerto USB (49) y el conector de cables (59) que recibe los tres cables (55) provenientes de la sección de interfaz controladora y fuente de alimentación (54) descrita en la figura 0. El modem Hart Inlink OEM (57), tiene la función de recibir la información de los transmisores de presión manométrica (5,6 y 7) y el transmisor de nivel (10) descritos en la Figura 1. Dicha información recolectada de los transmisores a través del modem Hart (57) es enviada a la sección de interfaz controladora y fuente de alimentación (54) para su procesamiento que se describirá más adelante en la figura 13. En la figura 12 es posible observar la sección del registrador (53) pero en forma de un diagrama esquemático del circuito, donde es posible ver en un plano algunos componentes que no se observan en la descripción de la figura 1 1. En el diagrama se puede observar, el microprocesador PIC18F26J50 (56), el modem HART Inlink OEM (57) y el esquema de la salida hacia el puerto USB (49). Adicionalmente se pueden observar la memoria SD de 2 GB (61 ), la salida del Modem HART (57) hacia los transmisores de presión (5,6 y 7) y el de nivel (10), la resistencia de 270 Ω / 1 W (62), la resistencia de 5 ΚΩ y la salida del microprocesador (56) hacia la sección de la interfaz controladora y fuente de alimentación (54). Esta sección del registrador (53) tiene la función de almacenar los datos de los transmisores de presión (5,6 y 7) y el transmisor de nivel (10) descritos en la figura 1 , para primeramente poder analizar los datos del pozo petrolero (1 ) y después configurar por programación la sección de la interfaz controladora (54), para que en base a los datos obtenidos en línea, se ponga en operación la apertura y cierre de la válvula automática (2) descrita en la figura 1 , mediante el análisis de presiones en la tubería de revestimiento (8), en la tubería de producción (18) y en la línea de descarga al tanque de producción (19), y el nivel del petróleo en el tanque de producción para almacenamiento de petróleo (9). Esta operación de la válvula automática (2) de forma configurada, permitirá mantener los niveles del hidrocarburo en el pozo petrolero por encima de la bomba de cavidades progresivas, manteniendo el pozo petrolero (1 ) en una producción continua manteniendo presiones óptimas de operación. El análisis de la información sobre la operación (presiones y nivel del tanque) del pozo petrolero (1 ), se realiza debido a que en la memoria SD de 2 GB (61 ) se almacena dicha información, y se extrae a través del puerto USB (49) a una computadora, para el análisis de los datos de forma gráfica.
En la figura 13 se muestra la sección de interfaz controladora y fuente de alimentación (54). Dicha sección está formada por dos diagramas esquemáticos de circuito: la fuente de alimentación (figura 14) y la interfaz controladora (figura 15). En la presente figura 13 se puede observar algunos de los componentes, como son: dos circuitos reguladores lineales LM317 (65), dos potenciómetros de precisión de 1 ΚΩ (66), un capacitor de 220 μΡ (67), un circuito integrado Latch 74LS573 (68), dos relevadores de bobina de 24 V (69) y dos transistores TIP41C (70).
En la figura 14 se observa uno de los diagramas esquemáticos de circuito del aparato registrador-controlador (35), denominado circuito de la fuente de alimentación (71 ) que se encuentra en una de las secciones (54) de dicho aparato. El circuito de la fuente de alimentación (71 ), tiene por objetivo describir el control para proveer de la alimentación de energía en volts a todo el sistema del aparato registrador-controlador (35) para su correcto funcionamiento. A su vez, dicha alimentación de voltaje proviene del regulador de voltaje (36) descrito en la figura 7. Los componentes que integran al circuito de la fuente de alimentación (71 ) son: dos circuitos reguladores lineales LM317 (65), dos potenciómetros de precisión de 1 ΚΩ (66), un capacitor de 220 μΡ (67), 2 resistencias de 200 Ω (72) y 2 capacitores de 10 μΡ (73).
En la figura 15 se describe otro de los diagramas esquemáticos de circuito del aparato registrador-controlador (35), denominado circuito de la interfaz controladora (71 ) que se encuentra en una de las secciones (54) de dicho aparato. Este circuito de la interfaz controladora (74), tiene la función de abrir y/o cerrar la válvula automática (2) mediante la activación de su actuador (77), para mantener en un cierto rango de presiones el pozo petrolero (1 ) (sistema cerrado), y que fueron establecidas dichas presiones en la programación almacenada en el aparato registrador-controlador (35), en base a pruebas de producción realizadas en dicho pozo previamente, y corroborada dicha producción por el transmisor de nivel (10) provisto en el tanque de producción para almacenamiento de petróleo (9), donde se puede constatar el aumento de la cantidad de petróleo (nivel del tanque) que se extrae del pozo petrolero (1 ). Los componentes que integran al circuito de la interfaz controladora (74) y objeto de esta descripción de la figura 15 son: un circuito integrado Latch 74LS573 (68), dos relevadores de bobina de 24 V (69), dos transistores TIP41 C (70), dos resistencias de 5 ΚΩ (75) y dos diodos semiconductores de 1 Ampere (76). La función principal de este equipo, consiste en abrir y cerrar la válvula automática (2) instalada en la línea de descarga de la tubería de revestimiento (8), con el objeto de controlar los aumentos y disminuciones de la presión en dicha línea proveniente del pozo petrolero (1 ), manteniéndose en un cierto rango (mayor y menor) previamente establecido y programado en el aparato registrador-controlador (35). Dicha presión en la tubería de revestimiento (8) es recibida en el aparato registrador-controlador (35), mediante la medición del transmisor de presión manométrica (5) instalado en dicha tubería de revestimiento (8), y donde un programa (software) en el aparato registrador-controlador (35), monitorea la presión. Basándose en valores de presión previamente configurados en dicho aparato registrador-controlador (35), se activa la apertura o cierre de la válvula automática (2): se abre sí la presión sube por encima del valor mayor establecido y se cierra si baja más de la presión menor establecida. De forma inicial y previa a la configuración de la presión mayor y menor a controlar en la tubería de revestimiento (8), se realiza un monitoreo y análisis de las presiones obtenidas por los transmisores de presión manométrica (5, 6 y 7) instalados tanto en la línea de descarga de la tubería de revestimiento (8), en la línea de descarga de la tubería de producción (18) y en la línea de descarga al tanque de producción (19) respectivamente, así como el análisis de los datos del transmisor de nivel (10) instalado en el tanque de producción (9). Dicho análisis se realiza mediante la recolección de información de los transmisores de presión (5, 6 y 7) y de nivel (10), operando durante seis días la válvula automática (2) de forma programada, en varias posiciones de apertura y cierre, logrando así caracterizar en que rangos de presión en la tubería de revestimiento (8) y el comportamiento presentado en las presiones en la tubería de producción (18) y en la línea de descarga al tanque (19), se obtiene un mayor aumento en el nivel del tanque de almacenamiento de producción (9) en períodos de tiempo de ocho horas. El sensor inductivo de proximidad (17) instalado en la parte superior del motor de la bomba de cavidades progresivas (3), permite saber que la bomba está funcionando, descartando de esta manera posibles errores de medición de producción en caso de que el pozo petrolero (1 ) no aporte nada de hidrocarburo, es decir, si la bomba no está trabajando, va ser muy difícil confiar en la caracterización de las presiones, a menos que sea un pozo petrolero del tipo fluyente.
El objetivo de este sistema, es el de establecer un método para maximizar la producción de hidrocarburo en el pozo petrolero (1 ), mediante los siguientes pasos:
1. - Instalación del equipo que se describe en la figura 1 y de todos sus componentes que lo integran descritos de la figura 2 a la figura 15, en el pozo petrolero (1 ).
2. - Previo a la operación autónoma de la válvula automática (2), se programa el equipo para recolectar información de la operación del pozo petrolero (1 ) con los transmisores de presión (5,6 y 7), de nivel (10) y el sensor inductivo (17) durante seis días continuos, abriendo la válvula automática (2) inicialmente al 15 % en el primer día y aumentando cada días un 15 % hasta llegar al 100 % y/o seis días de operación. La información se graba en el aparato registrador-controlador (35) para su posterior análisis y es la siguiente:
a) Fecha. Formato dd/mm/aa.
b) Hora de! registro de los datos. Formato hh:mm
c) Indicador operación de la bomba de cavidades progresivas. 1 - Operando, 0 - Detenida. No se graba la información en el aparato registrados-controlador (35), si no está operando la bomba de cavidades progresivas determinado por el sensor inductivo de proximidad (17).
d) Presión en la línea de descarga de la tubería de revestimiento (8) en unidades PSI.
e) Presión en la línea de descarga de la tubería de producción (18) en unidades PSI.
f) Presión en la línea de descarga al tanque de producción (19) en unidades PSI.
g) Porcentaje de apertura de la válvula automática (2) en función del voltaje aplicado al actuador.
h) Nivel del tanque del tanque de almacenamiento de producción (9) en metros (M) lineales.
i) Nivel del tanque en metros cúbicos (M3). Se calcula a partir de las dimensiones del tanque multiplicando el área del tanque por el nivel en metros.
j) Nivel del tanque en metros cúbicos (Barriles). Se calcula a partir del nivel en metros cúbicos (M3) dividiendo por 0.159 M3 que es la equivalencia de un barril a 159 litros igual a 0.159 M3 (1 M3 es igual a 1 ,000 litros).
3.- Se recupera la información almacenada en el aparato registrador- controlador (35), con una computadora portátil a través del puerto USB (49), pasando la información a una hoja de cálculo en Excel, agregando la siguiente información a cada registro grabado:
a) Conversión del nivel del tanque de almacenamiento de producción (9) de centímetros a M3 de acuerdo a las dimensiones de dicho tanque.
b) Conversión del nivel del tanque de almacenamiento de producción (9) a Barriles (Bis) de acuerdo a las dimensiones de dicho tanque. 4. - Se grafican las presiones registradas en la tubería de revestimiento (8) y en la tubería de producción (18).
5. - Se gráfica los niveles registrados durante el período de recolección de información del tanque de almacenamiento de producción (9) en Barriles.
6. - Se determina con la ayuda y análisis de las gráficas, la presión máxima y mínima de mejor operación en la línea de descarga de la tubería de revestimiento (8), donde se presenta mayor nivel de producción de hidrocarburo en el tanque de almacenamiento (9).
7. - Se configura el aparato registrador-controlador (35) para la operación de la válvula automática (2) de forma autónoma, con los valores de presión mayor y menor a controlar en la tubería de revestimiento (8), obtenidos con los datos previos caracterizados con el sistema completo operando durante seis días.
En la figura 16 se describe un pozo petrolero (1 ) mostrando de forma general sus componentes en la parte que se encuentra bajo la superficie del suelo (78), conocido como estado mecánico. Los datos de operación que describen el método de la presente invención, es en un pozo petrolero (1 ) con ciertas características físicas, aunque se aclara que el equipo y método funciona en cualquier tipo de pozo petrolero, incluyendo fluyentes. El estado mecánico del pozo petrolero (1 ) es el siguiente:
- TP de 2 3/8 de diámetro en pulgadas (79) con 433.20 metros lineales de profundidad. En la TP es donde se conecta la línea de descarga de la tubería de producción ( 8).
- TR externa de 9 5/8 de diámetro en pulgadas (80) con 51 metros lineales de profundidad. - TR interna de 7 pulgadas de diámetro (81 ) con 290 metros lineales de profundidad. En esta TR interna es donde conecta en la superficie la línea de descarga de la tubería de revestimiento (8). En la figura 17 se observa una gráfica donde aparecen los datos de presión de la línea de descarga de la tubería de revestimiento (8) y de la línea de descarga de la tubería de producción (18), obtenidos con sus transmisores de presión (5, 6), mostrando todos los registros de los datos obtenidos de un pozo petrolero con bomba de cavidades progresivas, ya con el equipo instalado descrito en la figura 1 y figura 16. En las Tablas 1 y 2 se presentan algunos de los registros con los datos obtenidos del aparato registrador-controlador (35) que son graficados. Se dividen en dos tablas los mismos registros (fecha y hora) para poder mostrar todas las columnas de los datos que se registran. No se muestran todos los datos graficados en las Tablas 1 y 2 ya que son alrededor de 7,770 registros o renglones, y tampoco se muestra en la tabla 1 una columna del indicador de operación de la bomba de cavidades progresivas (BCP) registrado por el sensor inductivo de proximidad (17), ya que en todos los registros analizados la bomba estaba operando.
Figure imgf000019_0001
13/04/1 1 15:19 147.082 12.872 6.882
13/04/1 1 15:20 147.024 12.872 6.882
13/04/1 1 15:21 147.000 12.872 6.882
13/04/1 1 15:22 146.975 12.872 6.882
13/04/1 1 15:23 146.966 12.872 6.882
13/04/1 1 15:24 146.930 12.872 6.882
13/04/1 1 15:25 146.928 13.781 6:882
13/04/1 1 15:26 146.894 13.781 6.882
13/04/1 1 15:27 146.888 13.781 6.882
13/04/1 1 15:28 146.874 12.872 6.882
13/04/1 1 15:29 146.854 12.872 6.882
13/04/1 15:30 146.841 12.872 6.882
13/04/1 1 15:31 146.841 12.872 6.882
Tabla 1. Parte 1 de los datos obtenidos por e aparato registrador-controlador
FECHA HORA PORCENTAJE NIVEL NIVEL NIVEL
(Hrs) APERTURA (M) (M3) (BLS)
VALVULA
13/04/1 1 15:13 10.0 0.83 7.985 50.223
13/04/1 1 15:14 10.0 0.83 7.985 50.223
13/04/1 1 15:15 10.0 0.83 7.985 50.223
13/04/1 1 15:16 10.0 0.83 7.985 50.223
13/04/1 1 15:17 10.0 0.83 7.985 50.223
13/04/1 1 15:18 10.0 0.83 7.985 50.223
13/04/1 1 15:19 10.0 0.83 7.985 50.223
13/04/1 1 15:20 10.0 0.83 7.985 50.223
13/04/1 1 15:21 10.0 0.83 7.985 50.223
13/04/11 15:22 10.0 0.83 7.985 50.223 13/04/1 1 15:23 10.0 0.83 7.985 50.223
13/04/1 1 15:24 10.0 0.83 7.985 50.223
13/04/1 1 15:25 10.0 0.83 7.985 50.223
13/04/1 1 15:26 10.0 0.83 7.985 50.223
13/04/1 1 15:27 10.0 0.83 7.985 50.223
13/04/1 1 15:28 10.0 0.83 7.985 50.223
13/04/1 1 15:29 10.0 0.83 7.985 50.223
13/04/1 1 15:30 10.0 0.83 7.985 50.223
13/04/1 1 15:31 10.0 0.83 7.985 50.223
Tabla 2. Parte 2 de los datos obl tenidos por el aparato
registrador-controlador
Como se puede observar en las Tablas 1 y 2, los datos se registran cada segundo mostrando las columnas con la información descrita
anteriormente en el punto número 2 en el objetivo de este sistema. Cabe señalar que en la Tabla 2 aparecen 2 columnas que son Nivel (M3) y Nivel (Bis) que se calculan en base a las dimensiones del tanque a partir de la columna Nivel (M), dato que es enviado por el transmisor de nivel (10) instalado en el tanque de almacenamiento de producción (9). Las dimensiones de dicho tanque son 3.50 metros de diámetro y 4.80 metros de alto, por lo que el área de dicho tanque es de 9.62 M2 que se multiplica por el Nivel (M) resultando el valor de la columna Nivel (M3). El valor de la columna Nivel (BLS) se obtiene del resultado de dividir la columna Nivel (M3) por la equivalencia a 1 barril de petróleo que es 0.159 metros cúbicos (1 barril es igual a 159 litros y es igual a 0.159 metros cúbicos).
Analizando los datos de esta gráfica de la figura 17, se pueden observar en su conjunto todos los registros recolectados por el equipo, donde se muestra en el eje X (82) la fecha y hora de la operación del equipo y en el eje Y (83) la presión en unidades PSI. Se presentan dos líneas en la gráfica que representan la presión en la línea de descarga de la tubería de revestimiento (84) y la presión en la línea de descarga de la tubería de producción (85). En la tabla 3 se muestran datos del eje X (82) donde se puede observar las siguientes fechas y horarios con el porcentaje de apertura aproximado de la válvula automática:
Figure imgf000022_0001
Tabla 3. Porcentaje de apertura aproximado en cierta fecha y hora de operación durante la caracterización de datos
La toma de decisión para configurar la operación autónoma de la válvula automática (2), se centra en las presiones de la línea de descarga de la tubería de revestimiento (84), que es la que representa la variación de presión que modifica la producción de hidrocarburo, manteniendo el nivel de dicho hidrocarburo en el pozo petrolero (1 ), obteniendo una mayor cantidad de barriles con la bomba de cavidades progresivas (BCP). La presión de la línea de descarga de la tubería de producción (85), se mantiene constante sin variación, sin ninguna dependencia de la producción de hidrocarburo como se verá en la descripción de la figura 18. El punto de presión 1 (86) que es de 395.848 PSI de fecha 25/04/11 y hora 00:21 hrs, y el punto de presión 2 (87) que es de 439.764 de fecha 25/04/1 1 y hora 18:40 hrs, ambos en la línea de la gráfica de presión de la tubería de revestimiento (84), representan el rango de presiones con un aumento estable de producción de hidrocarburo, como se describe a continuación en la figura 18. En la figura 18 se observa la línea gráfica (90) del nivel del tanque de almacenamiento de producción (9), en las mismas fechas y horarios que la gráfica de las presiones descritas en la figura 17. En el eje X (88) se presenta la fecha y horario de las mediciones del nivel en dicho tanque y el eje Y (89) muestra los barriles (BLS) de hidrocarburo. En esta gráfica 18 se pueden observar los puntos de nivel 1 y 2 (91 , 92), que corresponden a los mismos puntos de presión 1 y 2 (86, 87) descritos en la figura 17. Dichos puntos corresponden al punto de nivel 1 con la fecha 25/04/1 1 y hora 00:21 hrs con una medición de 21.663 Bis, y el punto de nivel 2 es de la fecha 25/04/11 y hora 18:40 hrs con una medición de 73.943 Bis. La medición en este período de tiempo corresponde a una producción de 52.280 Bis, calculados por diferencia en entre los dos puntos. Es importante aclarar que en la gráfica se puede observar una caída en el nivel (93) del tanque de almacenamiento de producción (9), que es debido a la extracción del hidrocarburo por un auto tanque llamado UPV (Unidad de Presión y Vacío), que se realiza periódicamente para evitar que se llene el tanque y se derrame.
La correlación de las gráficas 17 y 18, donde se comparan las presiones de la línea de descarga de la tubería de revestimiento (8) con los niveles del tanque de almacenamiento de producción (9), establece el método para determinar el rango de presiones menor y mayor a configurar en el aparato registrador controlador (35). La apertura de la válvula automática (2), inicialmente se configura para que abra a un 50 %, permitiendo así que el sistema completo autónomo, regule las presiones entre 395.848 PSI establecida como presión menor y 439.764 PSI establecida como presión mayor, pudiendo presentarse variaciones arriba y debajo de dichas presiones, consideras como parte de los ajustes normales que realiza el equipo durante su operación. El transmisor de presión (5, figura 1 ) que está instalado en la línea de descarga de la tubería de revestimiento (8), es el que se mantiene en el rango de presión menor y mayor establecido, con el control de la apertura y cierre de la válvula automática (2), realizado por el aparato registrador-controlador (35). De esta manera se determina la presión menor y la presión mayor, caracterizando información previa, analizándola de forma gráfica.
En la figura 19 se puede ver la gráfica de las presiones de la línea de descarga de la tubería de revestimiento (8) y de la línea de descarga de la tubería de producción (18), con el aparato registrador-controlador (35) ya configurado y reprogramado a la presión menor de 395.84 PSI y a la presión mayor de 439.764 PSI. La válvula automática (2) se abre o cierra según aumente o baje la presión en la línea de descarga de la tubería de revestimiento (8), la cual es medida por su transmisor de presión (5) y enviados los datos al aparato registrador-controlador (35). En el eje X (94) se encuentra la fecha y hora de medición de las presiones y en el eje Y (95) se tiene la presión en unidad de medida PSI. La línea gráfica de presión de la tubería de revestimiento (96), muestra el comportamiento del sistema operando configurado y de igual manera la línea gráfica de presión de la tubería de producción (97). En la tabla 4 se muestra un segmento de los datos graficados que se almacenan en el aparato registrador-controlador (35), donde se puede observar el comportamiento de las presiones por los ajustes de apertura y cierre de la válvula automática (2), para mantenerse en el rango menor y mayor de presiones en la línea de descarga de la tubería de revestimiento (8). El reflejo del nivel del hidrocarburo en el pozo petrolero (1 ), y el bombeo continuo del sistema de bombeo de cavidades progresivas (BCP) instalado en dicho pozo, se aprecia más adelante en la figura 20 donde se ve el comportamiento de la producción en el nivel del tanque de almacenamiento (9). FECHA HORA TUBERIA TUBERIA TUBERIA
REVESTIMIENTO PRODUCCION DESCARGA
(PSI) (PSI) TANQUE (PSI)
04/05/201 1 19:20 243.590 57.907 52.749
04/05/201 1 19:21 227.567 58.816 52.749
04/05/201 1 19:22 235.971 58.816 53.719
04/05/201 1 19:23 240.703 60.692 54.659
04/05/201 1 19:24 337.522 8.594 4.669
04/05/201 1 19:25 368.261 9.816 2.274
04/05/201 1 19:26 376.996 8.415 2.153
04/05/201 1 19:27 378.846 7.887 1 .971
04/05/201 1 19:28 388.574 8.620 2.426
04/05/201 1 19:29 391 .423 1 1 .640 6.640
04/05/201 1 19:30 398.599 13.282 6.549
04/05/201 1 19:31 401 .320 12.491 4.548
04/05/201 1 19:32 405.998 15.381 7.895
04/05/201 1 19:33 408.087 10.782 6.064
04/05/201 1 19:34 409.520 9.793 4.548
04/05/201 1 19:35 365.846 9.793 4.487
Tabla 4. Segmento de los registros de presiones durante la operación autónoma de la válvula automática (2)
El período total de tiempo graficado en esta figura 19, corresponde al rango desde la fecha 01 -May-1 1 y hora 16:00 hrs, hasta la fecha 05-May-1 1 y hora 16:00 hrs. En la gráfica se puede observar los puntos de inicio de mayor control (98, 99) de la válvula automática (2) sobre la presión de la tubería de revestimiento (8), donde se aprecia en la figura 20 siguiente, que el nivel del hidrocarburo dentro del pozo petrolero (1 ) se empieza a mantener de forma constante con un aumento en el nivel del tanque de almacenamiento (9), abriendo la válvula automática (2) para disminuir la presión y cerrándola para aumentarla en dicha tubería de revestimiento (8). Este control de apertura y cierre lo realiza el aparato registrador-controlador (35) con su programación y con ayuda del equipo completo instalado en el pozo petrolero (1 ).
En la figura 20 se muestra el nivel del tanque de almacenamiento (9) en barriles (BLS), en el mismo periodo de fecha y hora que las presiones graficadas en la anterior figura 19. De esta manera se puede correlacionar el efecto de la operación de la válvula automática (2) operando de manera autónoma, comparando el control de las presiones contra el aumento en el nivel del tanque de almacenamiento (9). Con esta información se observa que el nivel del hidrocarburo en el interior del pozo petrolero (1 ) se mantiene gracias a la configuración de las presiones mantenidas en la línea de descarga de la tubería de revestimiento (8), con la operación de apertura y cierre de la válvula automática (2). En el eje X (100) de la gráfica aparece la fecha y hora de la medición del nivel, correspondiendo al mismo período de medición de presiones descrita en la figura 19. En el eje Y (101 ) aparece el nivel del tanque de almacenamiento de producción (9) medido en barriles (BLS). En la línea gráfica del nivel del tanque (102), se observa el incremento de la producción del pozo petrolero (1 ), gracias a que con el control de la presión en la línea de descarga de la tubería de revestimiento (8), se mantiene el nivel del hidrocarburo dentro del pozo petrolero permitiendo así un mayor bombeo por la bomba de cavidades progresivas (BCP) instalada en dicho pozo. En esta misma figura se puede observar una caída del nivel del tanque (103), debido a la extracción del hidrocarburo por un auto tanque, con la finalidad de evitar un derrame. Es importante señalar que la producción del hidrocarburo es por la línea de descarga de la tubería de producción (18) hacia la línea de descarga del tanque (19). En la tabla 5 se puede observar los mismos datos con fecha y hora que la tabla 4, pero con la información del porcentaje de apertura de la válvula automática y el nivel en el tanque de producción (9), con las conversiones de metros, metros cúbicos y barriles descritos anteriormente en la descripción de la tabla 2 en la figura 17.
Figure imgf000027_0001
Tabla 5. Segmento de los registros de nivel durante la
operación autónoma de la válvula automática (2)
No se puede apreciar claramente el rango de los datos de la tabla 5 en la gráfica de esta figura 20, ya que la cantidad de datos graficados es mayor a 5,500 registros, y en la tabla 5 solo se muestran 16 registros. El punto exacto de los datos de la tabla 5 en la gráfica de nivel se muestra en la figura 20 con el número de referencia 104.
\

Claims

REIVINDICACIONES
1.- Un equipo para apertura y cierre de una válvula automática instalada en la línea de descarga de un pozo petrolero, que comprende;
a) Una línea de descarga (8) conectada a la tubería de revestimiento de un pozo petrolero, una línea de descarga (18) conectada a la tubería de producción de un pozo petrolero y la interconexión de dichas 2 líneas de descarga a una sola línea de descarga (19) a un tanque de almacenamiento (9) cercano al pozo.
b) Una válvula automática (2) de acero inoxidable de 2 pulgadas de diámetro con actuador eléctrico de 24 volts, conectada en la línea de descarga de la tubería de revestimiento (8).
c) Tres transmisores de presión (5, 6 y 7) con entrada de alimentación y transmisión de datos de 24 volts y protocolo de comunicación HART instalados uno en la línea de descarga de la tubería de revestimiento (8) antes de la válvula automática (2), otro en la línea de descarga de la tubería de producción (18) y el último en la línea de descarga (19) al tanque de almacenamiento (9).
d) Un transmisor de nivel tipo radar (10) instalado en la parte superior del tanque de almacenamiento de producción (9).
e) Si el pozo petrolero está provisto de un sistema de bombeo de cavidades progresivas (BCP), un sensor inductivo de proximidad (17) instalado en la parte superior del motor.
f) Un gabinete de control (13) compuesto por un aparato registrador- controlador (35), un regulador de voltaje (36) de 24 VCD a 5 amperes y 2 baterías recargables selladas (37) de 12 VCD a 35 AH.
g) Un aparato registrador-controlador (35) compuesto por una sección del registrador formada por un microprocesador PIC18F26J50 (56), un modem HART Inlink OEM (57), un conectar de cable USB (58), un conector de cables (59), una memoria SD de 2 GB (61 ), una resistencia de 270 Ω / 1 W (62) y una resistencia de 5 ΚΩ; una sección de fuente de alimentación formada por dos circuitos reguladores lineales LM317 (65), dos potenciómetros de precisión de 1 ΚΩ (66), un capacitor de 220 μΡ (67), 2 resistencias de 200 Ω (72) y 2 capacitores de 10 μΡ (73); y una sección interfaz controladora formada por un circuito integrado Laten 74LS573 (68), dos relevadores de bobina de 24 V (69), dos transistores TIP41 C (70), dos resistencias de 5 ΚΩ (75) y dos diodos semiconductores de 1 Ampere (76).
2.- El equipo para apertura y cierre de una válvula automática instalada en la línea de descarga de un pozo petrolero, de acuerdo a lo reivindicado en la cláusula 1 inciso a), las 3 líneas de descarga son de 2 3/8 pulgadas de diámetro.
3. - El equipo para apertura y cierre de una válvula automática instalada en la línea de descarga de un pozo petrolero, de acuerdo a lo reivindicado en la cláusula 1 inciso f), el gabinete de control (13) está sostenido por un mástil (15) de acero tipo canal de 4 pulgadas, anclado en el suelo a una base de concreto (16) de 40 centímetros de largo, 40 centímetros de ancho y 10 centímetros de alto.
4. - El equipo para apertura y cierre de una válvula automática instalada en la línea de descarga de un pozo petrolero, de acuerdo a lo reivindicado en la cláusula 3, en la parte superior del mástil (15) se encuentran un panel solar de 12 VCD de 20 Watts (14) formado por 2 fotoceldas en serie que se conecta al regulador de voltaje (36) dentro del gabinete de control (13).
5.- El equipo para apertura y cierre de una válvula automática instalada en la línea de descarga de un pozo petrolero, de acuerdo a lo reivindicado en la cláusula 1 , la válvula automática (2) se conecta mediante un cable multi conductor de 4 hilos calibre 16 AWG al gabinete de control (13) a través de una tubería de cableado (12).
6.- El equipo para apertura y cierre de una válvula automática instalada en la línea de descarga de un pozo petrolero, de acuerdo a lo reivindicado en la cláusula 1 , los transmisores de presión (5, 6, 7) y el transmisor de nivel (10) se conectan al gabinete de control (13) mediante un cable de uso rudo de 2 hilos calibre 14 AWG.
7 - El equipo para apertura y cierre de una válvula automática instalada en la línea de descarga de un pozo petrolero, de acuerdo a lo reivindicado en la cláusula 1 , el sensor inductivo de proximidad (17) se conecta al gabinete de control (13) mediante un cable de 3 hilos calibre 18 AWG con blindaje de aluminio.
8.- Un método para apertura y cierre de una válvula automática instalada en la línea de descarga de un pozo petrolero, que comprende los pasos de: a) Proporcionar e instalar el equipo descrito en la cláusula 1.
b) Poner en funcionamiento el equipo con una programación y configuración inicial para recolectar información previa del pozo petrolero
(1 ), con los transmisores de presión (5,6, 7) y el transmisor de nivel (10) durante seis días continuos, abriendo la válvula automática (2) paulatinamente durante dicho período de tiempo.
c) Recuperar los datos registrados del pozo petrolero (1 ) mediante una computadora portátil conectada al aparato registrador-controlador (35) a través del puerto USB (49).
d) Pasar la información recuperada del aparato registrador-controlador (35) a una hoja de cálculo.
e) Se gráfica la fecha y hora de toma de la información y las presiones (PSI) registradas en la línea de descarga de la tubería de revestimiento (8) y en la línea de descarga de la tubería de producción (18), para un mejor análisis de su comportamiento.
f) Se gráfica la misma fecha y hora de toma de información del inciso anterior e) con los datos del nivel en barriles (BLS) registrados en el tanque de almacenamiento (9).
g) Se determina en base al análisis de los datos y las gráficas, la presión máxima y mínima de la línea de descarga de la tubería de revestimiento (8), que logra un aumento estable de hidrocarburo reflejado en el nivel en el tanque de almacenamiento (9).
h) Se configura el aparato registrador-controlador (35), con la presión máxima y mínima determinada en el inciso g), en que debe procurar mantener la presión de la línea de descarga de la tubería de revestimiento (8), mediante la apertura y cierre de la válvula automática (2) de manera autónoma.
9. - El método para apertura y cierre de una válvula automática instalada en la línea de descarga de un pozo petrolero, de acuerdo a lo reivindicado en la cláusula 8 inciso b), la programación inicial para la recolección de información de la operación del pozo petrolero (1 ), se realiza en el aparato registrador-controlador (35).
10. - El método para apertura y cierre de una válvula automática instalada en la línea de descarga de un pozo petrolero, de acuerdo a lo reivindicado en la cláusula 7 inciso b), durante el periodo de recolección de datos en el pozo petrolero (1 ) durante seis días, se programa la válvula automática (2) para que se abra paulatinamente iniciando desde un 15 %, aumentando paulatinamente hasta llegar a un 100 % de apertura.
1 1. - El método para apertura y cierre de una válvula automática instalada en la línea de descarga de un pozo petrolero, de acuerdo a !o reivindicado en la cláusula 7 inciso c), los datos registrados en el aparato registrador- controlador (35) y que son pasados a la computadora portátil son: fecha, hora, estado de operación de la bomba de cavidades progresivas (BCP), presión en la línea de descarga de la tubería de revestimiento, presión en la línea de descarga de la tubería de producción, presión en la línea de descarga al tanque de producción, porcentaje de apertura de la válvula automática, nivel del tanque de almacenamiento en metros lineales, y dos columnas con el cálculo del nivel del tanque de almacenamiento en metros cúbicos y barriles de acuerdo a sus dimensiones, tomando como base el nivel en metros lineales.
12. - El método para apertura y cierre de una válvula automática instalada en la línea de descarga de un pozo petrolero, de acuerdo a lo reivindicado en la cláusula 7 inciso g), la presión máxima y mínima se establece mediante el análisis de correlacionar la línea gráfica (96) de la presión de la tubería de revestimiento (8) y la línea gráfica (102) del nivel del tanque de almacenamiento (9), en los rangos de mayor incremento estable en la producción de hidrocarburo.
13. - Un equipo para apertura y cierre de una válvula automática instalada en la línea de descarga de un pozo petrolero, de acuerdo a lo reivindicado en la cláusula 7 inciso h), la válvula automática (2) se cierra para aumentar la presión en la línea de descarga de la tubería de revestimiento (8) y se abre para disminuirla.
14. - Un equipo para apertura y cierre de una válvula automática instalada en la línea de descarga de un pozo petrolero, de acuerdo a lo reivindicado en la cláusula 7 inciso h), la presión de la línea de descarga de la tubería de revestimiento se debe procurar mantenerse en el rango máximo y mínimo de presión configurado, pero durante su operación normal puede exceder dichos rangos arriba y abajo.
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